§ 1. кислотные обработки скважин
Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, — к повышению производительности скважин.
Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную (НС1) и фтористоводородную (HF) кислоты.
При солянокислотной обработке кислота растворяет карбонатные породы — известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные горизонты нефтяных и газовых месторождений.
Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами, т. е. хлористый кальций (СаСЬ) и хлористый магний (MgCl2), вследствие их высокой растворимости не выпадают в осадок
из раствора прореагировавшей кислоты. После обработки они вместе с продукцией скважины извлекаются из скважины. Образующийся при реакции углекислый газ СО2 также легко удаляется на поверхность.
При обработке пласта соляной кислотой последняя реагирует с породой как на стенках скважины, так и в поровых каналах, причем диаметр скважины практически не увеличивается. Больший эффект дает расширение поровых каналов и очистка их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте.
Опыты показывают также, что под действием кислоты иногда образуются узкие кавернообразные каналы, в результате чего заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебиты. Поэтому _ солянокислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт по возможности на значительные от скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований.
При кислотной обработке стенок скважины в пределах продуктивного горизонта (кислотная ванна) с целью очищения фильтрующей поверхности от глинистой и цементной корок и продуктов коррозии растворяющему действию кислоты подвергаются уже не породы пласта, а материалы, загрязняющие поверхность забоя скважины.
Механизм такого процесса сводится к химическому растворению загрязняющих материалов или только отдельных составляющих компонентов этих материалов, растворимых в кислоте. В результате такого действия нарушается целостность отложившихся загрязняющих материалов, происходит их дезагрегация (распад) с переводом полностью или частично в состояние шлама, легко выносимого с забоя на поверхность последующей промывкой.
Для обработки скважин применяют 8—20%-ный раствор соляной кислоты. Наиболее часто используют 12—15%-ный раствор НС1. На 1 м обрабатываемой мощности пласта берут от 0,4 до 1,5 м3 солянокислотного раствора.
Так как соляная кислота разъедает металл, для предохранения емкостей, насосов и трубопроводов к кислоте добавляют специальные вещества, называемые ингибиторами, которые уменьшают или сводят до минимума коррозийное воздействие кислоты на металл.
В качестве ингибиторов применяют различные вещества, в основном поверхностно-активные (ПАВ): уникод, катапин, формалин и др.
Дозировка ингибиторов составляет обычно 0,05—0,25% от объема раствора соляной кислоты и зависит от типа ингибитора. Так, коррозионное действие раствора 10%-ной соляной кислоты после добавки уникода снижается: при дозировке 0,05% — в 15 раз, при дозировке 0,5% — в 42 раза.
Соответственно при применении в качестве ингибитора ка-тапина-А коррозионное действие солянокислотного раствора снижается: при дозировке 0,01% – в 19 раз, при дозировке 0,05%—в 48—59 раз.
В соляной кислоте иногда содержится значительное количество окислов железа, которые при обработке скважин могут выпадать из раствора в виде хлопьев и закупоривать поры пласта. Для удержания окислов железа в кислоте в растворенном состоянии применяют стабилизаторы.
Продукты взаимодействия кислоты с породой при освоении скважины должны быть удалены из пласта. Для облегчения этого процесса в кислоту при ее подготовке добавляют вещества, которые называются интенсификаторами. Это поверхностно-активные вещества, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции.
В качестве интенсификаторов применяют различные поверхностно-активные вещества — катапин-А, ДС, ОП-10 и др.
Рекомендуемая дозировка ПАВ составляет 0,3% для первой половины кислотного раствора и 0,1% для второй половины. Многие ПАВ являются хорошими ингибиторами коррозии, поэтому в ряде случаев в пласт можно закачивать ингибирован-ную соляную кислоту без добавок спецальных ПАВ.
В скважинах, в которых снижается производительность из-за отложений в призабойной зоне парафиновых или асфальто-смо-листых веществ, кислотная обработка будет более эффективной, если забой предварительно подогреть, чтобы расплавить эти вещества. Для этого скважину предварительно промывают горячей нефтью, или производят термокислотную обработку.
Термокислотная обработка — процесс комбинированный: в первой фазе его осуществляется тепловая (термохимическая) обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, при котором нагревание этого раствора производится за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой и каким-либо веществом; во второй фазе термокислотной обработки, следующей без перерыва за первой, производится обычная кислотная обработка.
Известно много веществ, которые реагируют с соляной кислотой (каустическая сода, карбид кальция, алюминий и др.), однако наилучшим признан магний, так как при реакции кислоты с ним выделяется большое количество тепла, а продукты реакции полностью растворяются.
Для растворения 1 кг магния необходимо 18,6 л 15%-ной соляной кислоты. При этом вся кислота превращается в нейтральный раствор хлористого магния, который выделенным теплом был бы нагрет до температуры 308° С. Однако такая высокая температура привела бы к отрицательным явлениям, т. е. к потере тепла на парообразование с выделением части хлористого магния.
Кроме того, для расплавления парафина и смол нужна значительно меньшая температура. Поэтому рациональным будет такое соотношение кислоты и магния, при котором конечная температура раствора после реакции была бы в пределах 75— 80° С. Обработку скважин в термохимической фазе так и ведут, чтобы отреагировавшая с магнием кислота перед поступлением в пласт имела температуру около 75—80° С и в то же время была бы еще достаточно активной (10—12%-ной концентрации) для реакции с породами пласта.
Обычно для термокислотной обработки применяют прутковый магний (диаметр прутка 2—4 мм, длина 60 мм). Прутки загружают в специальный наконечник, который на насосно-компрессорных трубах спускают в скважину на заданную глубину.
Солянокислотный раствор для кислотных и термокислотных обработок приготовляют на центральной кислотной базе или же непосредственно на скважинах.
Технология солянокислотных обработок скважин может изменяться в зависимости от физических свойств пласта, его мощности и прочих условий. В простейшем случае процесс обработки сводится к обычной закачке кислоты в пласт при помощи насоса или самотеком.
§ 2. гидравлический разрыв пласта
Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое скважин жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок для того, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления.
Образованные в пласте трещины или открывающиеся и расширившиеся, соединяясь с другими, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров.
Образовавшиеся в породе трещины шириной 1—2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают значительной проницаемостью.
Дебиты скважин после гидроразрыва пласта (ГРП) часто увеличиваются в несколько раз. Операция ГРП состоит из следующих последовательно проводимых этапов: 1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин; 2) закачка жидкости-песконосителя; 3) закачка жидкости для продав-ливания песка в трещины.
Обычно при ГРП в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя применяют одну и ту же жидкость. Поэтому для упрощения терминологии обычно эти жидкости называются жидкостями разрыва.
Жидкости разрыва в основном применяют двух видов: 1) углеводородные жидкости и 2) водные растворы. Иногда используют водонефтяные и нефтекислотные эмульсии.
Углеводородные жидкости применяют в нефтяных скважинах. К ним относятся сырая нефть повышенной вязкости; мазут или его смесь с нефтями; дизельное топливо или сырая нефть, загущенные нефтяными мылами.
Водные растворы применяют в нагнетательных скважинах. К ним относятся вода; водный раствор сульфит-спиртовой барды; растворы соляной кислоты; вода, загущенная различными реагентами; загущенные растворы соляной кислоты.
При выборе жидкости разрыва в основном учитывают такие параметры, как вязкость, фильтруемость и способность удерживать зерна песка во взвешенном состоянии.
Так как при незначительной вязкости для достижения давления разрыва требуется закачка в пласт большого объема жидкости, необходимо использовать несколько одновременно работающих насосных агрегатов. Если вязкость жидкости превышает допустимые значения, для образования трещин необходимы высокие давления, так как с увеличением вязкости растут потери при прокачке жидкости по трубам.
Песок для заполнения трещин при ГРП должен удовлетворять следующим требованиям: 1) иметь высокую механическую прочность, чтобы образовывать надежные песчаные подушки в трещинах, и не разрушаться под действием веса пород; 2) сохранять высокую проницаемость.
Потребное количество песка для закачки в пласт зависит от степени трещиноватости пород. В сильнотрещиноватые породы (известняки и доломиты) закачивается песка до нескольких десятков тонн. Значительные количества песка закачивают также и в рыхлые породы, обычно уже дренированные при предыдущей эксплуатации и предрасположенные к пробкообра-зованию. В пласты, сложенные из песчаников и малотрещиноватых известняков, целесообразно закачивать 8—10 т песка на
скважину. В отдельных случаях это количество уменьшают до 4—5 т или , же, наоборот, увеличивают до 20 т. Концентрация песка в жидкости-пе-сконосителе, в зависимости от еефиль-труемости и удерживающей способности, может колебаться от 100 до 600 кг на 1 м3 жидкости.
Технология гидроразрыва пласта состоит в следующем. Вначале забой скважины очищают от песка и глины и отмывают стенки от загрязняющих отложений. Иногда перед ГРП целесообразно проводить соляно-кислот-ную обработку или дополнительную перфорацию. В таких случаях снижается давление разрыва и повышается его эффективность.
В промытую и очищенную скважину спускают трубы диаметром не менее 89 мм, по которым жидкость разрыва направляется к забою. Трубы меньшего диаметра при ГРП применять нецелесообразно, так как при прокачке жидкости в них возникают большие потери давления.
Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над разрываемым пластом устанавливается пакер. Он полностью разобщает фильтровую зону скважины от ее вышележащей части, при этом давление, создаваемое насосами, действует только на фильтровую зону и на нижнюю поверхность пакера.
Таким образом, в процессе гидроразрыва пласта на. пакер снизу вверх действуют большие усилия. Если не принимать соответствующие меры, пакер вместе с насосно-компрессорными трубами будет подниматься вверх, что недопустимо. Для предотвращения этого на трубах устанавливают гидравлический якорь (рис.103).
При нагнетании в трубы жидкости давление действует на поршни гидравлического якоря, в результате чего они выходят из своих гнезд и прижимаются к обсадной колонне. Чем выше давление, тем с большей силой поршни прижимаются к колонне. Кольцевые грани на торце поршней врезаются в колонну и препятствуют перемещению насосно-компрессорных труб.
Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключаются агрегаты для нагнетания в скважину жидкостей разрыва. Схема обвязки и расположения оборудования при гидроразрыве пласта приведена на рис. 104.
К основному оборудованию относятся: насосные агрегаты 4АН-700, модернизированные 5АН-700 или рамные АНР-700.
Рис. 104. Обвязка оборудования при гидравлическом разрыве пласта:
/ — насосный агрегат; 2 — пескосмесительный агрегат; 3 — автоцистерна; 4 — песковоз; 5 — блок манифольда; 6 — арматура устья; 7 — станция управления
Максимальное давление этих агрегатов 70 МПа при подаче 6 л/с, при давлении 20 МПа подача составляет 22 л/с.
Рамный агрегат АНР-700 имеет параметры, аналогичные параметрам агрегата 5АН-700, и состоит из унифицированных узлов: силовой установки, коробки передач, насоса, манифольда, кабины с пультом управления и др.
Для смешивания жидкости-песконосителя с песком применяют пескосмесительные установки типа ЗПА или 4ПА, смонтированные на высокопроходимых автомобилях.
Процесс смешивания песка с жидкостью и подачи смеси на прием насосных агрегатов механизирован. Пескосмесительный агрегат 4ПА имеет грузоподъемность Эти производительность 50 т/ч. Он оборудован загрузочным шнеком. С помощью таких агрегатов готовится смесь песка с жидкостью любой заданной концентрации.
Жидкости разрыва перевозят в цистернах, смонтированных на автомобилях МАЗ-500А или КрАЗ-257. Эти цистерны снабжены насосами для перекачки жидкости в пескосмесительную установку и вспомогательным оборудованием. Так как в процессе гидравлического разрыва пласта обычно используют несколько насосных агрегатов, для упрощения их обвязки между собой и с арматурой устья при нагнетании жидкости в скважину применяют самоходный блок манифольда.
Насосные агрегаты с помощью быстросъемных гибких соединений из труб подключаются к блоку манифольда, который, в свою очередь, соединяется с арматурой устья.
Способы увеличения производительности скважин
Одним из самых важных направлений повседневной практической деятельности предприятий нефтедобывающей промышленности является повышение (или восстановление) производительности скважин. Для этой, цели на вооружении промысловых работников имеется весьма широкий непрерывно пополняющийся арсенал различных способов. Для того чтобы классифицировать эти способы, вернемся к формуле Дюпюи. Из формулы видно, что производительность скважины может быть повышена путем:
1) увеличения эффективной толщины вскрытого пласта,
2) увеличения проницаемости пласта,
3) увеличения пластового давления,
4) уменьшения забойного давления,
5) снижения вязкости жидкости в пластовых условиях,
6) уменьшения расстояний между данной скважиной и соседними (при сохранении других условий неизменными),
7) увеличения приведенного радиуса.
Этот перечень по существу и определяет полную классификацию возможных способов увеличения производительности скважин.
Рассмотрим способы, которые приводят к повышению проницаемости пласта. Таких способов много, но почти все они обеспечивают повышение проницаемости не всего пласта, а лишь небольших его участков вблизи забоев скважин, в так называемых призабойных зонах; тем не менее, их эффективность весьма значительна. К этой группе способов относятся:
1) гидравлический разрыв пласта, в результате которого вблизи скважины образуются трещины, что существенно повышает проницаемость призабойной зоны;
2) кислотная обработка, в результате которой увеличиваются размеры поровых каналов в призабойной зоне пласта;
3) паротепловая обработка, заключающаяся в кратковременной закачке пара в пласт и приводящая к расплавлению в призабойной зоне парафино-асфальтовых отложнений, снижающих ее проницаемость;
4) прогрев призабойной зоны с помощью нагревателей различных конструкций, дающий тот же эффект, что и паротепловая обработка;
5) взрыв зарядов на забое скважины (торпедирование), приводящий к созданию сети трещин в призабойной зоне;
6) кратковременная закачка поверхностно-активных веществ в скважину, приводящая к увеличению проницаемости для нефти; обработка призабойных зон кислотными пенами и др.
Принципиально возможны и способы повышения проницаемости пласта не только в призабойной зоне, но и на большей площади (например, путем взрывов большой мощности). Эти способы находятся пока в стадии опробования, и поскольку они приводят к росту дебитов не одной, а многих скважин, то их можно отнести к группе способов повышения производительности пластов (залежей).
По причинам, которые будут ясны для учащихся ниже, нарушим принятую последовательность и перейдем сразу к способам, обеспечивающим повышение производительности скважин за счет увеличения их приведенного радиуса.
Учащимся уже известно, что приведенный радиус характеризует степень совершенства скважины. Чем выше степень вскрытия пласта и чем полнее связь скважины с пластом во вскрытом интервале, тем выше коэффициент совершенства скважины и, следовательно, тем больше ее приведенный радиус. Отметим здесь также, что при одинаковых степени и характере вскрытия пласта приведенный радиус скважин будет тем больше, чем больше ее действительный радиус.
Таким образом, увеличить приведенный радиус скважины можно следующими путями: увеличением действительного ее радиуса, увеличением степени вскрытия пласта и созданием более полной гидравлической связи ствола скважины с пластом во вскрытом интервале.
Первый путь, хотя он принципиально и осуществим, практически не используется, так как он мало эффективен и технически труден. Второй и третий пути широко используются в нефтепромысловой практике и вкдючают все виды перфорации (пулевую, кумулятивную, гидропескоструйную, торпедную).
Увеличение интервала перфорации в пределах толщины уже эксплуатируемого пласта приводит к увеличению степени вскрытия, а увеличение плотности перфорации, глубины и диаметра каналов улучшает характер вскрытия. Совершенно очевидно, что перфорация воздействует не только на обсадную колонну и цементное кольцо между этой колонной и стенками скважины, но и на сам продуктивный пласт в непосредственной близости от ствола.
Создание каналов в пласте и трещин, расходящихся от них, повышает проницаемость пласта в призабойной зоне. Таким образом, эффект различных методов перфорации аналогичен эффекту методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. Поэтому естественно все методы увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, а также методы увеличения степени и улучшения характера вскрытия пласта объединить в одну группу. Эффективность всех мероприятий этой группы можно оценивать одинаковым образом – по изменению коэффициента совершенства скважины или по изменению приведенного радиуса. При таком подходе к оценке эффекта исходят из вполне допустимого предположения, что в результате проведения на скважине мероприятий рассматриваемой группы проницаемость пласта в призабойной зоне остается неизменной, но изменяется приведенный радиус. Это значительно упрощает комплекс исследований, осуществляемых на скважинах до и после проведения мероприятий по повышению производительности, с целью выявления действительной эффективности этих мероприятий.
Чем сильнее изменяется приведенный радиус в большую сторону, тем эффективнее мероприятие.
Следующая группа способов повышения производительности скважин связана с увеличением толщины эксплуатируемого пласта. Сюда относятся все способы дополнительного вскрытия новых интервалов продуктивного разреза (подключение скважины к неэксплуатируемым в ней ранее пластам или пропласткам). Эти способы широко применяют в практике.
Эффективным и также широко используемым в практике способом увеличения производительности скважин является повышение пластового давления, которое осуществляется путем нагнетания в пласт воды, газа или других рабочих агентов. При этом повышается производительность многих скважин одного объекта, поэтому все способы повышения пластового давления относят к группе способов увеличения производительности пластов (залежей).
Способы увеличения производительности скважин путем снижения забойных давлений в нефтепромысловой практике являются, пожалуй, самыми распространенными. К ним относятся все виды подземных ремонтов эксплуатационного оборудования, борьба с песком и отложениями парафина и солей, все усовершенствования средств откачки жидкости из скважин и перевода скважин с одних способов эксплуатации на другие. В частности перевод скважины с фонтанного способа эксплуатации на компрессорный позволяет ее эксплуатировать при более низких забойных давлениях, т. е. с более высокими дебитами. Увеличение межремонтного периода скважины позволяет снизить среднее за год забойное давление и тем самым увеличить общее количество нефти, отбираемой из скважины в расчете на год. Увеличение числа качаний станка-качалки или длины хода плунжера также являются мероприятиями повышения производительности скважины за счет снижения забойного давления.
Вязкость нефти в пластовых условиях может быть уменьшена путем мощного теплового воздействия на пласт или другими путями (например, путем растворения в нефти больших количеств газа, нагнетаемого в пласт при высоком давлении). Эти способы также приводят к повышению производительности объектов в целом. В практике они пока еще не нашли широкого применения.
Уменьшение расстояний между скважинами (уплотнение сетки) как способ увеличения их производительности в практике не применяется, так как, во-первых, этот способ мало эффективен, а во-вторых, его практически невозможно осуществить без применения дополнительного воздействия на пласт.
Если говорить о практически применяемых способах повышения производительности отдельных скважин (а не пласта в целом), связанных с проведением каких-либо работ именно на этих скважинах, то, как следует из вышеизложенного, они разделяются на следующие три группы:
1) способы, обеспечивающие рост производительности за счет увеличения приведенных радиусов скважин;
2) способы, повышающие производительность за счет снижения забойных давлений скважин;
3) способы увеличения производительности скважин за счет увеличения толщины эксплуатируемого объекта.
Задача выбора оптимального способа повышения производительности, скважин в тех или иных конкретных условиях, вообще говоря, является весьма сложной. Выбираемый способ должен удовлетворять следующим основным требованиям:
1) не приводить к нарушению условий рациональной эксплуатации залежи в целом и правил охраны недр;
2) по сравнению с другими способами, позволяющими получить тот же технологический эффект (прирост дебита), он должен быть самым экономичным.
Если, например, скважина эксплуатируется при забойном давлении, которое с точки зрения условий разработки залежи минимально допустимо, то на такой скважине нельзя применять способы второй группы. Если с увеличением производительности скважины одновременно возрастает и газовый фактор выше допустимых пределов, то примененный способ также непригоден.
В заключение коротко остановимся на технологической сущности таких широко распространенных методов увеличения производительности скважин, как гидроразрыв, кислотная обработка и гидропескоструйная перфорация.
Гидравлический разрыв пластов осуществляется путем нагнетания в скважину жидкости при повышенном давлении. В таком случае в пласте расширяются или открываются ранее существовавшие трещины и образуются новые. Для предотвращения их смыкания после прекращения процесса закачки (снятия давления) в трещины в процессе разрыва вводится крупнозернистый песок (он добавляется в жидкость разрыва). Этот метод применяют для освоения и повышения производительности нефтяных и газовых скважин, а также освоения и повышения приемистости нагнетательных скважин.
При кислотной обработке призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные коллекторы (известняки, доломиты), в них закачивают порцию соляной кислоты 8-15%-ной концентрации. Кислота реагирует с породой как на стенках скважин, так и в поровых каналах, в результате чего каналы расширяются и очищаются от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Обычно стараются процесс проводить таким образом, чтобы кислота как можно глубже проникла в пласт.
Для обработки призабойных зон некарбонатных коллекторов применяют смесь соляной и плавиковой кислот, которая хорошо растворяет глины и частично материал зерен кварцевого песка. В результате призабойная зона очищается от глинистых частиц, и расширяются поровые каналы.
Плотные малопроницаемые доломиты и некоторые другие породы плохо растворяются в холодной кислоте. В этих случаях можно использовать так называемую термокислотную обработку (обработку горячей кислотой). Кислота нагревается химическим путем, за счет экзотермической реакции (реакции, идущей с выделением тепла) с реагентами, загружаемыми в специальный наконечник, спускаемый в скважину на трубах.
При гидропескоструйной перфорации в скважину через насосно-компрессорные трубы при высоком давлении и большом расходе закачивается жидкость, содержащая во взвешенном состоянии песок. На нижнем конце насосно-компрессорных труб устанавливается специальное устройство — гидроперфоратор, который в простейшем виде представляет собой патрубок с насадками из твердых материалов, установленными в его стенках. Струи жидкости с песком, выбрасываемые из отверстий насадок, разрушают колонну, цементное кольцо и создают в пласте каверны.
Перфоратор в процессе работы может с помощью специального устройства вращаться, а вся колонна насосно-компрессорных труб вместе с перфоратором может опускаться и подниматься. Это позволяет создавать вертикальные и горизонтальные надрезы, что в ряде случаев бывает необходимо.
§
Нефть и газ, добываемые на промыслах, подлежат разделению, очистке, сбору и транспортировке к пунктам переработки или использования.
В зависимости от местных условий в разных районах применяют различные схемы нефтегазосбора. Типовая схема сбора представляет собой однотрубную напорную систему, обеспечивающую транспорт добытой нефти через все технологические объекты, включая объекты комплекса подготовки нефти, за счет устьевых давлений скважин при любом способе их эксплуатации двух- или многотрубные системы применяют лишь при раздельном сборе обводненной и необводненной нефти. Все эти системы называют также герметизированными (закрытыми) в отличие от открытых, в которых нефть при транспортировке поступает в мерники – открытые резервуары, служащие для контроля дебита и обводненности скважин. В не которых случаях для транспортировки нефти используют подкачивающие насосы, устанавливаемые в дожимных насосных станциях (ДНС).
Поскольку продукция нефтяных скважин представляет собой газожидкостную смесь, содержащую воду, парафин, серу, песок и другие примеси, для получения готового продукта, так называемой товарной нефти, ее необходимо соответствующим образом подготовить, т. е. отделить от газа, воды и очистить от различных механических примесей. Эти операции в основном осуществляются на специальных установках по подготовке нефти (УПН), расположенных в сборных пунктах, где находятся также установки по подготовке воды (УПВ) и газа (УПГ), узлы учета товарной нефти и другие устройства.
Отделение газа от жидкости осуществляется в сепараторах (трапах), которые при индивидуальной открытой системе сбора устанавливаются у скважины до мерников, а при групповой системе – после автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ), предназначенной для контроля дебита не скольких подключенных к ней скважин.
Трап представляет собой вертикальную емкость диаметром до 1,6 м и высотой до 4,5 м, к средней части которой подводится газожидкостная смесь из скважины. Поскольку диаметр трапа значительно больше диаметра труб выкидной линии, скорость движения смеси снижается и содержащийся в ней газ отделяется от нефти. Происходит процесс, называемый сепарацией, в результате которого газ поднимается в верхнюю часть трапа и по трубам отводится в газовый коллектор, а нефть скапливается в нижней его части и направляется в нефтяной коллектор.
Для более глубокой сепарации нефти выкидную линию подводят по касательной к поверхности трапа, а в его верхней части устанавливают специальные отбойники в виде тарелок. Тогда поступающая в трап струя закручивается и возникающие центробежные силы, а также отбойники способствуют лучшему выделению газа из нефти. Нередко осуществляется многоступенчатая сепарация нефти, когда газожидкостная смесь проходит через два или три трапа. Отделение газа от жидкости позволяет осуществить их раздельную транспортировку, что обеспечивает как снижение потерь легких фракций, так и уменьшение энергии, расходуемой на перекачку газожикостной смеси по трубопроводам.
В трапах обычно устанавливают поплавковый регулятор уровня, с помощью которого предотвращается попадание нефти в газовую, а газа в нефтяную линию. При понижении уровня жидкости поплавок опускается и клапан перекрывает сечение нефтяного коллектора, а при повышении уровня поплавок поднимается и проходное сечение увеличивается.
Для грубой очистки нефти от свободной воды, механических примесей и солей применяют водоотделители. В этих устройствах разделение компонентов происходит под действием сил тяжести (вода и примеси осаждаются при незначительных скоростях движения смеси). Для уменьшения вязкости жидкости с целью ускорения осаждения капель воды и механических примесей, а также вымывания солей из нефти к ней добавляют пресную или соленую воду. Однако грубая очистка нефти от воды является недостаточной. При интенсивном перемешивании водонефтяной смеси, когда она движется по насосно-компрессорным трубам и промысловым трубопроводам, составляющие ее компоненты (нефть и вода) дробятся на мельчайшие капельки, при этом скорость оседания или всплывания их очень мала (0,1 м/с и менее). В результате полного разделения жидкостей не происходит даже при длительном ее отстаивании. Такое состояние смеси называют эмульсией. В зависимости от физико-химических свойств жидкостей, образующих смесь, эмульсии могут быть двух видов: 1) нефть в воде (мельчайшие капельки нефти взвешены в воде) и 2) вода в нефти (капельки воды взвешены в нефти).
Для разрушения эмульсий применяют следующие способы:
1) термический (нагревание смеси до 40-85 °С), 2) механический (фильтрование или центрифугирование), З) химический (обработка эмульсии специальными химическими реагентами, называемыми деэмульгаторами), 4) электрический (воздействие электрическим полем), 5) магнитный (воздействие магнитным полем).
Термический способ способствует снижению вязкости смеси и ускорению выпадения крупных капель воды; его применяют в сочетании с другими способами (химическим или электрическим). В качестве химических деэмульгаторов на промыслах используют так называемый нейтрализованный черный контакт (НЧК), дисольван, сепарол и др. Деэмульгаторы способствуют слиянию мелких капель воды в более крупные и более быстрому их осаждению.
Добываемая нефть обычно содержит то или иное количество солей в растворенном или кристаллическом состоянии; значительное количество солей содержится в сопутствующей воде. Это способствует коррозии трубопроводов и оборудования на нефтеперерабатывающих заводах. Избыток солей удаляется путем промывания нефти теплой водой, которая довольно быстро растворяет их. Остаточное содержание воды в товарной нефти не должно превышать 0,5-2%, а солей- 1800 мг/л.
Если при транспортировке нефти на перерабатывающие за воды не обеспечивается герметичность транспортной системы, что ведет к испарению и потере легких компонентов, то при бегают к стабилизации нефти на промыслах. Стабилизация заключается в нагревании нефти до 80-120 °С, при которой отделяются легкие компоненты. После конденсации эти компоненты транспортируются отдельно. Нефть на промыслах хранят в резервуарах, объем которых может составлять от 100 до 5000 м.
Нефтяной газ, получаемый после сепарации в первичных сепарационно-замерных установках и других ступеней сепарации, утилизируется различными способами. Иногда он частично используется для газлифтного цикла, а в большинстве случаев поступает на местный газобензиновый завод для отбензинивания. Сухой газ направляется для местного потребления и в магистральные газопроводы через компрессорные станции, сточные воды – на водоочистные сооружения, после чего или сбрасываются в подземные хранилища (непромышленные пласты-коллекторы) или после соответствующей очистки и подготовки используются для закачки в продуктивные пласты.
На рисунке 1 показан один из вариантов технологической схемы сбора и подготовки нефти и газа, используемый на залежах с большими площадными размерами. Продукция нескольких скважин по выкидным линиям 1 направляется в АГЗУ, где поочередно измеряется дебит, определяются обводненность и содержание газа в продукции каждой подключенной скважины. АГЗУ состоит из Многоходового переключателя 2 и измерительного устройства 4, соединенных замерным патрубком 3, а также рабочего коллектора 5, соединенного со сборным коллектором 6. Поочередное подключение каждой скважины к патрубку 3 осуществляется путем периодического по переключателя 2 по заданной программе. При этом продукция одной из скважин поступает в измерительное устройство, а остальных – в рабочий коллектор 5. В измерительном устройстве газожидкостная смесь сепарируется и после этого измеряются раздельно дебит нефти и газа. Затем нефть и газ направляются вновь в рабочий коллектор. Далее вся продукция по сборному коллектору 6 (длиной 10-15 км) подается на ДНС, в состав которой входят насосы и сепаратор. Здесь происходит первичная сепарация нефти, после чего газ по трубопроводу 8 поступает на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а жидкость по трубопроводу 7 в так называемый сепаратор-делитель 9. Основное назначение этой установки – регулирование подачи жидкости (смеси нефти с водой) в сепараторы-подогреватели 10, входящие в состав УПН.
Кроме того, в делителе 9 осуществляется вторичная (более глубокая сепарация газа от жидкости). На УПН происходит подогрев жидкости, отделение нефти от воды и обессоливание нефти, после чего нефть по коллектору товарной нефти 11 поступает в попеременно работающие герметизированные резервуары 14 и далее, минуя подпорный насос 12, на автоматизированную установку учета товарной нефти 13. Пластовая вода с УПН по коллектору сточной воды попадает в УПВ и далее с помощью насоса 18 к насосным станциям для закачки в продуктивные пласты.
Получаемый после вторичной сепарации на УПН газ поступает на компрессорную станцию КС, откуда подается на ГПЗ. Если нефть, поступающая с УПН, окажется некондиционной по содержанию воды и солей, то она автоматически направляется по трубопроводу 15 в сепаратор-делитель 9, из которого снова подается на УПН. Из узлов учета 13 товарная нефть через насосную станцию 16 подается в магистральный нефтепровод 17. При сильно обводненной продукции скважин предварительный сброс пластовой воды осуществляется на ДНС, от которых вода специальными насосами подается в нагнетательные или поглощающие скважины.
§
В процессе работы оператор обязан следить за состоянием спецодежды, спецобуви и средств индивидуальной защиты, приспособлений. При необходимости приводить их в порядок или заменять исправными, чистыми, сухими.
При неисправностях оборудования, инструментов, приспособлений следует прекратить работу, сообщить непосредственному руководителю работ и возобновлять работу только после устранения неисправностей. Не допускать на рабочее место лиц, не имеющих отношение к работе. При обходе скважин и нефтесборных узлов оператор должен находиться не ближе 10 метров от воздушной линии электропередач, а при использовании транспортных средств объезд должен осуществляться только по промысловым дорогам, согласно маршрутным картам. В зимнее время в сильные морозы при обходе скважин и нефтесборных узлов за оператором закрепляется в качестве сопровождения дополнительная техника или устанавливается двухсторонняя связь при помощи рации.
Оператор обязан содержать в чистоте устье скважины, территории вокруг скважин, нефтенасосных, нефтеузлов, устранять замазученность и захламленность.
Во время обходов и объездов скважин и нефтесборных узлов оператор должен обращать внимание на пропуск нефти и газа, а также:
– на исправность линий электропередач;
– на исправность ограждений движущихся частей механизмов и оборудования;
– на наличие и исправность защитного заземления корпусов электрообо- рудования, пусковых устройств, диэлектрических подставок;
– на наличие и исправность освещения рабочих мест в ночное время;
– на исправность переходных мостков, лестниц, площадок, стеллажей и т.д.;
– на наличие и исправность обвалования, плакатов, ограждений, табличек на нефтяных и газовых колодцах, земляных амбарах, приямках.
Обнаруженные во время обхода (объезда) нарушения правил техники безопасности должны быть устранены оператором по добыче нефти или соответствующей службой согласно профилю выполняемых работ. Если устранить нарушения за смену не удалось, то оператор обязан сделать запись в журнале и передать по вахте.
Работы по смене штуцера обратного клапана связаны с опасность выделения газа со стороны штуцерной камеры, поэтому оператор должен производить свои действия в следующем порядке” – остановить скважину, отключив станцию управления с помощью рубильника или автомата во избежание самозапуска скважины:
– закрыть центральную задвижку на фонтанной арматуре;
– закрыть задвижку на выкидной линии и на затрубе;
– закрыть задвижку в ГЗУ;
– разрядить выкидную линию в дренажную емкость – убедиться в отсутствии давления;
– при отсутствии прохода в дренажную емкость произвести разрядку выкидной линии в ГЗУ, путем снижения давления в ГЗУ, при этом газ необходимо сбросить на факел
– встать с наветренной стороны сбоку от штуцерной камеры;
– отвернуть колодку штуцерной камеры;
– сменить штуцер или обратный клапан.
В избежания получения травмы, в случае разрушения арматуры при гидравлическом ударе, запорную арматуру на трубопроводах следует открывать и закрывать стоя сбоку от арматуры. Не допускается применение для ее открытия и закрытия ломов, труб и других приспособлений.
Отогревание замерзших трубопроводов и запорной арматуры необходимо производить только паром или горячей водой. Отогреваемый участок должен быть отключен от работающей системы. Запрещается применение открытого огня для отогревания оборудования. При открывании-закрывании задвижек, вентилей необходимо пользоваться специальными ключами.
При эксплуатации скважин электропогружными центробежными насосами может возникнуть опасность поражения электрическим током, поэтому все работы, связанные с монтажом и ремонтом электрооборудования, должны производить электромонтеры. Операторам разрешается только пускать и останавливать двигатель ЭЦН на станции управления.
Кабель КРБК питающий электродвигатель УЭЦН должен быть уложен на стойки и высотой от земли не менее 0.5 метра.
Для пуска ЭЦН необходимо:
– проверить открытие соответствующих задвижек в ГЗУ и на арматуре;
– включить линейный контактор (нажать кнопку “Пуск” или повернуть ручку в положение “Пуск”).
Работы по обслуживанию АГЗУ “Спутник” связаны с опасностью выделения газовоздушной смеси в блоке АГЗУ, а также вероятности получения травмы по причине большого количества оборудования в технологическом блоке и стесненности помещения. Поэтому необходимо помнить:
– перед тем, как войти в технологический блок, оператор обязан включить вентиляцию на 6-10 минут. При отсутствии электроэнергии на замерной установки двери и вентиляционные жалюзи должны быть постоянно открыты;
– большое количество оборудования в технологическом блоке, высокое постоянное давление, стесненность помещения требует от оператора внимания и осмотрительности, поэтому запрещается обслуживать АГЗУ в длиннополой одежде и без головного убора.
Переключения скважин на замер производится вручную с помощью рукоятки управления.
Работы, проводимые оператором по добыче нефти и газа для определения динамического уровня:
– встать с наветренной стороны скважины;
– установить СКУ при помощи фланца к затрубной линии;
– установить образцовый манометр;
– открыть затрубную задвижку и опрессовать прибор;
Отбор проб на улице связан с опасностью выделения газа, поэтому, чтобы исключить возможность отравления газо-воздушной смесью, необходимо при отборе проб стоять с наветренной стороны.
Пробы нефти на скважине необходимо отбирать через специальный пробоотборный вентиль, расположенный на устье скважины. Перед началом работ необходимо убедиться в исправности пробоотборного вентиля.
Пробу необходимо отбирать в заранее приготовленную в лаборатории бутылку, в объеме не менее 50 мл. Бутылки необходимо перевозить в специальных ящиках.
Запрещается:
– отгоревать пробоотборный вентиль открытым огнем;
– замерзший вентиль оставлять в открытом состоянии;
– производить отбор проб в ГЗУ.
Лестницы, площадки, переходы и дорожки должны систематически очищаться от снега, льда, сосулек и посыпаться песком.
Очищать лестницы, люки, колодцы и т.д. от снега и льда следует только деревянными лопатами.
Пользоваться ломами и срубами при открывании замерзших задвижек, вентилей и др. запорных приспособлений не разрешается.
Применение открытого огня для разогрева замерзшего трубопровода, дренажных линий категорически запрещается.
Требования безопасности в аварийных ситуациях:
– Если в процессе работы допущен выход токсичных веществ (нефть, химический реагент, ингибитор), то работы следует немедленно прекратить, выйти из опасной зоны и действовать согласно “Плану ликвидации возможных аварий” (ПЛВА).
– При обнаружении возгораний на территории цеха необходимо сообщить об этом в пожарную часть, руководству цеха и действовать в соответствии с оперативной частью ПЛВА.
– При несчастном случае оператор по добыче нефти обязан немедленно оказать первую медицинскую помощь пострадавшему (вывести его из опасной зоны, оказать первую медицинскую помощь) и сообщить руководству цеха. При оказании первой медицинской помощи необходимо руководствоваться “Инструкцией по оказанию первой медицинской помощи пострадавшим от несчастных случаев”.
– Во время аварии запрещается сдавать смену без разрешения руководства. Аварийное положение может быть отменено после ликвидации аварии начальником цеха или его заместителем.
При работе с ППУ в зимнее время необходимо соблюдать следующие требования безопасности:
– Правильно надеть спецодежду: брезентовый костюм, сапоги кирзовые, головной убор. Брюки должны быть надеты поверх обуви навыпуск, куртка – поверх брюк и застегнута на все пуговицы, одежда должна быть в исправном состоянии. Подготовить защитную маску и защитные очки.
– Осмотреть место проведения работ, убрать все лишние предметы с площадки.
– ППУ устанавливается на расстоянии от устья скважины, нефтенасосной, РВС не ближе 25 м.
– Рабочий, занимающийся пропаркой должен стоять с наветренной стороны во избежание получения термических повреждений горячим паром.
– Отогрев оборудования трубопроводов при помощи пара путем его обдува, разрешается производить только после полного снятия давления на отогреваемом участке оборудования, трубопровода.
– Подачу пара необходимо осуществлять при помощи резинового рукава и специального наконечника.
– Разрешается обдув паром трубопроводов и арматуры, находящихся под давлением (в работе) имеющих свободный проход жидкости, газа.
Запрещается:
– подача пара в помещения и обдув электрооборудования не отключенного от электросети.
– очищать паром от грязи спецодежду и спец. обувь, находящуюся на работающем.
– направлять наконечник для подачи пара в сторону нахождения работающих и перегибать шланг для его отсоединения от паровой линии.
Требования безопасности по окончанию работ.
– По окончанию работ оператор по добыче нефти обязан сообщить мастеру о выполненной работе, всех недостатках и неисправностях, выявленных в процессе работы.
– Сложить использованный обтирочный материал в соответствующую тару, расположенную вне территории помещения.
– Снять, очистить и уложить в назначенное место средства индивидуальной защиты.
§
Пожарная профилактика — это совокупность основных противопожарных мероприятий направленных на исключение возникновения пожаров. Пожары уничтожают здания, оборудование, запасы материалов, готовую продукцию и вызывают остановку на длительный срок различных объектов.
Опасность возникновения пожаров на предприятиях нефтяной и газовой промышленности определяется, прежде всего, физико-химическими свойствами нефти, газоконденсата, нефтяного и природного газов, которые добываются, транспортируются и используются в процессе производства.
Мероприятия по пожарной безопасности разделяются на четыре основные группы:
– предупреждение пожаров, т.е. исключение причин их возникновения;
– ограничение сферы распространения огня; обеспечение успешной эвакуации людей и материальных ценностей из сферы пожара;
– создание условий эффективного тушения пожаров. Меры пожарной безопасности необходимо производить с момента начала разработки нефтяного месторождения;
– ограничение сферы распространения огня, т.е. исключения причин возникновения пожара, осуществляют правильной планировкой предприятий, проектированием конструкций зданий и сооружений с учетом требований пожарной техники, соблюдением соответствующих противопожарных норм, применением огне преграждающих средств и т.д.
Одно из основных правил пожарной безопасности — содержание производственных объектов в чистоте и порядке. Производственная территория и помещения не должны загружаться легковоспламеняющимися и горючими жидкостями, а также мусором и отходами производства. Нефть и другие воспламеняющиеся и горючие жидкости не должны хранится в открытых ямах и амбарах.
Дороги, проезды и подъезды к производственным объектам, водоемам, пожарным гидрантам и средствам пожаротушения следует поддерживать в
надлежащем состоянии. У пожарных гидрантов должны устанавливаться надписи-указатели.
На территории предприятия запрещается разведение костров, кроме мест, где это разрешено приказом руководителя предприятия по согласованию с местной пожарной охраной. На пожаро- и взрывоопасных объектах запрещается курение и вывешиваются предупреждения: «Курить запрещается».
На объектах нефтяной промышленности в большинстве случаев причинами пожаров является короткое замыкание и перегрузка сети и электрооборудования, а также механические и электрические искры, заряды атмосферного и статистического электричества, нагретые поверхности.
При небольших пожарах на объектах нефтяной промышленности используются различные первичные средства пожаротушения: огнетушители (типа ОХП–10, ОВП–6, ОВП–10), бочки с водой, ящики с песком, ломы, топоры, лопаты, багры, ведра и другие приспособления.
В отличие от обычного хозяйственного инвентаря противопожарный инвентарь окрашивается в красный цвет. Ящики с песком должны рассчитываться на 0,5 м3 песка, а на складах горючих жидкостей — до 1 м3. Их плотно закрывают для предохранения песка от загрязнения и увлажнения. На ящике белой краской делается надпись: «Для тушения пожара», на ведрах: «Пожарное ведро».
Комплект первичных средств тушения пожара собирают на щитах, которые вывешиваются на видных и легкодоступных местах. Места размещения щитов определяются по согласованию с пожарной охраной.
К первичным средствам пожаротушения относятся также асбестовые и грубошерстные полотна (кошма, войлок). Они предназначены для тушения очагов пожара при воспламенении веществ, горение которых не может происходить без доступа воздуха. Асбестовые и войлочные полотна рекомендуется хранить в металлических футлярах с крышками.
Огнетушители, ящики с песком, лопаты, ломы, багры и другие первичные средства пожаротушения размещаются в близи мест наиболее вероятного их применения, на виду, с обеспечением к ним свободного доступа. На территории объема (вне помещения) они группируются на специальных пожарных пунктах.
Ответственность за приобретение пожарного инвентаря и средств пожаротушения возлагается на руководителя предприятия, а за сохранность и уход за ними на объекте — на их руководителей. Контроль за наличием, исправного и правильным использованием средств пажаротушениясуществляется ответственным лицом за пожарную безопасность или начальником добровольной пожарной дружины.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном отчете рассмотрена тема вывода из бездействующего фонда скважины методом зарезки бокового горизонтального ствола (КР6-2) со вскрытием продуктивного пласта на депрессии на Вынгояхинском месторождении. Рассматриваемая технология имеет ряд преимуществ перед традиционным методами воздействия на призабойную зону пласта (ГРП – КР7-2, кислотной обработкой – КР7-9 и другими методами).
Зарезка боковых стволов из сильно обводненных малодебитных скважин позволяет «реанимировать» данную скважину и охватить не выработанные застойные зоны. С точки зрения экономики данный вид работ на много дешевле, чем бурение новой скважины.
При использовании технологии заканчивания скважины на отрицательном перепаде давления (ОПД) в системе «скважина-пласт», сохраняются естественные фильтрационно-ёмкостные свойства продуктивного пласта, повышается скорость бурения и при этом одновременно происходит эксплуатация данного объекта.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ И
ИСТОЧНИКОВ
1 Балаба В.И., Дунюшкин И.И., Павленко В.П. Безопасность технологических процессов добычи нефти и газа. Учебное пособие. – М.: МФ «Национальный институт нефти и газа, 2008, 477 с.
2 Бравичева Т.Д., Бравичев К.А., Палий А.О. Компьютерное моделирование процессов разработки нефтяных месторождений Учебное пособие,- М.: МФ «Национальный институт нефти и газа, 2008, 352 с.
3 Грайфер В.И., Галустянц В.А., Виницкий М.М., Шейнбаум В.С. Управление разработкой нефтяных и газовых месторождений инновационная деятельность Учебное пособие, – М.: МФ «Национальный институт нефти и газа, 2008, 299 с.
4 Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях Учебное пособие, – М.: МФ «Национальный институт нефти и газа, 2008, 312 с.
5 Еремин Н.А. Современная разработка месторождений нефти и газа Учебное пособие, – М.: МФ «Национальный институт нефти и газа, 2008, 244 с.
6 Михайлов Н.Н. Физика нефтяного и газового пласта Том 1 Учебное пособие , – М.: МФ «Национальный институт нефти и газа, 2008, 448 с.
7 Муравьёв В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. -М.:Недра, 2009,-384с.
8 Зотникова Л.Г., Колосков В.А., Матвеев Ф.Р., Победоносцева Н.Н. Анализ хозяйственной деятельности предприятий нефтяной и газовой промышленности.: Учебник для техникумов. – 3-е изд.перераб. – М.:Недра, 2007 – 204с
9 Подгорнов В.М. Заканчивание скважин. Часть 2 Учебник, – М.: МФ «Национальный институт нефти и газа, 2008, 253 с.
10 Сазонов А.А. Ликвидация скважин различного назначения. Учебное пособие, – М.: МФ «Национальный институт нефти и газа, 2008, 477 с.
11 Бренц А.Д., Брюгман А.Ф. Планирование на предприятиях нефтяной и газовой промышленности.: Учебник для вузов. – М.: Недра, 2008 – 333с
