Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

 

Сущность этого метода состоит в образовании новых и расширения имеющихся трещин при создании высоких давлений на забое скважины.

В образовавшиеся трещины нагнетают вместе с жидкостью отсортированный песок, который после снятия P не дает трещине сомкнуться.

Операция ГРП состоит из следующих последовательных этапов (рис. 27):

а) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещины;

б) закачка жидкости – песконосителя;

в) закачка продавочной жидкости в скважину.

 

Обычно жидкость разрыва и жидкость-песконоситель – одна и та же и называется одним названием – жидкость разрыва. Это могут быть углеводородные жидкости, водные растворы, водонефтяные или нефтекислотные эмульсии.

Объемы жидкостей и песка определяются заранее.

Песок должен быть достаточно прочным. Концентрация 100-600 кг/м3.

На одну операцию уходит 8-10 тон песка.

Технологическая схема ГРП:

Подготовительные работы:

- определяется коэффициент приемистости пласта и давление разрыва;

- промывается скважина, забой, хорошо провести повторную перфорацию;

- на НКТ устанавливается хвостовик, пакер, якорь;

- устье скважины оборудуется спец. головкой, к которой подсоединяются насосные агрегаты (ЦА-320М; 3ЦА-400А; 2АН-500; 4АН-700; 5АН-700).

Основные работы:

- пакеровка;

- в трубы закачиваются нефть или вода (если скважина нагнетательная);

- проверяется герметичность пакера;

- закачивают жидкость разрыва, следят за давлением;

- когда трещина образовалась – закачивают вместе с жидкостью-песконосителем;

- прокачивают продавочную жидкость при максимально возможном P и скорости закачки;

- снимают давление, промывают скважину от излишков песка;

- осваивают скважину.

 

Разрыв пласта давлением пороховых газов

 

Газы образуются при сгорании порохового заряда в спец. аппаратах (АСГ-105К, ПГД-БК, АДС). Проводят геофизики. Эффективен в плотных, трещиноватых породах. Хорошо в кислотной среде. Это импульсно-ударное воздействие.

Торпедирование

 

Это разновидность взрывного метода. После взрыва торпеды образуется каверна с сетью трещин. Чаще применяется в скважинах с открытым забоем. Делают геофизики.

 

Тепловые методы воздействия

Стационарный электропрогрев

 

Используются электрические нагреватели, спускаемые в призабойную зону на кабеле. Нагреватель устанавливается под погружным насосом, а кабель крепится к НКТ.

Циклический электропрогрев

ПЗП прогревается периодически в зависимости от необходимого радиуса прогрева, свойств нефти, мощности нагревателя, температуры в скважине. Терморегуляторы поддерживают температуру.

 

Циклическое паротепловое воздействие

Периодически нагнетают в пласт по НКТ сухой пар. Обычно глубина скважины до 1000 м. Можно прогреть на 30-35 м. Потом месяца 2 можно эксплуатировать скважину, хватает тепла.

 

Вибрационное воздействие

Непрерывные колебания генерируются в ПЗП с помощью гидравлических вибраторов, спускаемых на трубах.

Импульсы возникают потому, что турбина, вращающаяся под влиянием потока жидкости попеременно закрывает и открывает окна в корпусе вибратора-гидроудары.

Ремонт скважин

Подземный ремонт разделяют на текущий и капитальный.

К капитальному ремонту относят следующие виды работ:

- изоляция пластовых вод;

- ликвидация не герметичности обсадных труб;

- разбуривание соляных и песчаных пробок;

- работы по воздействию на ПЗП;

- ликвидация аварий с падением в скважину труб и штанг;

- некоторые другие работы.

К текущим ремонтам относят менее сложные виды работ:

- замена изношенного оборудования скважин;

- очистка труб от парафина и солей;

- изменение глубины подвески насоса и параметров насосной установки;

- очистка ствола скважины и ПЗП от конденсата и воды;

- ликвидация обрывов штанг, заклинивания плунжеров насоса, обрыва кабеля;

- другие работы.

Ремонт скважин выполняют спец. бригады по ремонту скважин.

Оперативность персонала определяется следующими понятиями:

1. Коэффициент эксплуатации – отношение суммарного времени эксплуатации скважины в сутках к общему календарному времени, в течение которого оценивается этот коэффициент (месяц, год).

2. Коэффициент межремонтного периода – это время эксплуатации скважины между ремонтами. Может достигать 1,5-2 лет.

Оборудование, применяемое при подземном ремонте скважин

Поскольку почти все виды ремонта скважин связаны с СПО (спуск и подъем труб, насосов, штанг, ловителей и др.), то одним из основных видов оборудования при ремонте являются подъемные сооружения (вышки, мачты) закрепленные над устьем стальными тросами-растяжками, и механизмы, а также спец. инструмент (различные ключи для труб и штанг, элеваторы, вертлюги и пр.).

Подъемные устройства для СПО: Азинмаш-37А, Азинмаш-43А, Бакинец-3М и др.

Для сложных работ с НКТ и БТ при освоении и ремонте скважин с разбуриванием цементных пробок применяют А-50У, КОРО-80 и др.

Для механизации работ по ремонтам создан большой комплекс устройств:

- агрегаты АРОК для технического обслуживания и ремонта станков-качалок;

- штанговозы для транспортировки штанг и труб;

- агрегаты Азинмаш-48 для смазки станков качалок;

- агрегаты АНР-1 для наземного ремонта оборудования;

- установки для перевозки и перемотки кабеля;

- агрегаты ПАРС для подготовительных работ при ремонте.

На промыслах широко используются различный инструмент для ловильных работ, удаления парафиновых пробок и солей со стенок НКТ, для регулирования и извлечения пусковых и рабочих клапанов.

Например, для ловли труб, штанг используются комбинированные ловители ЛКШ-114 и ЛКШТ-168

Для удаления песчаных пробок применяют поршневые и автоматические желонки, струйные аппараты, гидробуры.

Рыхлые пробки удаляют прямой или обратной промывкой нефтью, ГЖС.

 

6 Сбор и подготовка нефти, нефтяного газа и нефтепромысловых сточных вод

6.1 Принципиальная технологическая схема добычи и подготовка продукции нефтегазодобывающим предприятием

Разработка залежи и эксплуатация скважин осуществляется нефтегазодобывающим управлением (НГДУ), в состав которого входит сложный комплекс подземных и наземных объектов, сооружений и коммуникаций.

Принципиальная схема добычи и подготовки продукции НГДУ показана на рис. 28.

Продукция (нефть) из скважин 1 поступает на автоматизированную замерную установку (АГЗУ) 2. В нефть, как правило, добавляют реагенты какие-либо 3, а если нефть высоковязкая, то ее подогревают в печи 4.

Затем нефть направляется в газожидкостную сепарационную установку первой ступени дегазации 5 и на установку подготовки нефти (УПН) в сепарационную установку второй ступени 6. Затем водонефтяная смесь поступает в деэмульсационную установку 7, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти, а затем в стабилизационную установку 8. В технологическом блоке 9 определяют количество и качество товарной нефти перед сдачей в товарный парк. Если нефть оказалась некондиционной, то она автоматически направляется на повторную обработку в деэмульсационную установку 7.

Выделившийся из нефти газ в установках 5, 6 и 8 подается на компрессорную станцию 10 и далее на газоперерабатывающий завод.

Дренажная вода после деэмульсионной установки 7 поступает на установку очистки нефтепромысловых сточных вод 11, где подготавливается для использования ее в системе поддержания пластового давления и направляется на кустовые насосные станции (КНС) 14, а оттуда в нагнетательные скважины 15. На КНС подается также пресная вода с водозаборных устройств 12 через очистные сооружения 13.

 

Требования к системе сбора и подготовки продукции добывающих скважин

Поскольку разработка нефтяной залежи длится 30-40 лет и более, то число и расположение скважин, их дебиты, обводненность меняются, система сбора и подготовки продукции в любой момент должна обеспечивать следующие требования:

1. Герметизированный сбор продукции всех скважин.

2. Измерение дебитов отдельных скважин и групп скважин.

3. Подготовку ежесуточной продукции скважин.

4. Требуемое качество товарной продукции (нефть, газ, возвращаемая вода).

5. Подключение новых и отключение нерентабельных скважин.

6. Рациональное использование избыточной энергии потока, поступающего из добывающих скважин.

7. Учет и использование особенностей рельефа местности и климатических условий.

8. Автоматизацию и телемеханизацию основных технологических процессов.

9. Возможный минимум капитальных затрат и эксплуатационных расходов.

10. Охрану окружающей среды и недр.

 

Системы сбора продукции

Единой универсальной системы сбора продукции добывающих скважин не существует из-за специфики технологии разработки залежей, разнообразия условий, социальных и экономических аспектов.

В нефтедобывающей промышленности практически уже перешли от открытых систем сбора к различным вариантам герметизированных систем.

На рис. 29. показан наиболее общий структурный элемент герметизированной системы сбора.

 

Продукция скважин 1 поступает на групповую замерную установку (ГЗУ) 3, а затем на дожимную насосную станцию (ДНС) 5, после чего газ идет в газовую магистраль для обработки, а нефть - в пункт сбора и подготовки нефти (ПСП) 7. Длина трубопровода может быть большой (100-200 и более км).

Для контроля за выработкой отдельных зон залежей и управления разработкой месторождения в целом необходимо периодическое измерение дебитов скважин месторождения.

Дебит скважин измеряют на ГЗУ (ЗУГ-1-5, Спутник А, АГЗУ и др.).

ГЗУ обеспечивают:

- автоматическое переключение скважин на замер;

- автоматическое измерение и регистрацию дебитов скважин;

- контроль за режимом эксплуатации скважины;

- автоматическую блокировку скважин при авариях и подачу сигнала на диспетчерский пункт.

 

Промысловые трубопроводы

Нефтегазопровод – сложное инженерное сооружение в которое входят:

- запорная, регулирующая и предохранительная аппаратура;

- устройства для ввода химреагентов;

- КИП и А;

- устройства для защиты от коррозии, деформации трубопровода, для периодической очистки внутренней поверхности и др.

По назначению трубопроводы:

- нефтепроводы;

- газопроводы;

- нефтегазопроводы, в том числе выкидные линии (до ГЗУ) и коллекторы (от ГЗУ до ПСП);

- водопроводы.

По рабочему давлению трубопроводы:

- низкого давления (до 1,6 МПа);

- среднего давления (от 1,6 до 2,5 МПа);

- высокого давления (выше 2,5 МПа).

В зависимости от обвязки (соединения) в системе сбора продукции сеть трубопроводов может быть простой или сложной.

В простой сети диаметры и расход продукции постоянны по всей длине трубопровода.

Сложная сеть – это простые трубы, соединенные в единую гидравлическую систему с ответвлениями различных диаметров и Q.

Трубопроводы могут быть: подземные, наземные, подводные и подвесные.

Диаметр труб от 50 до 530 мм., d = 4-8 мм., l = 4-12м.

 

6.4 Основные процессы промысловой подготовки нефти

Промысловая подготовка нефти заключается в доведении состава нефти до определенных кондиций, предъявляемых к товарной нефти.

 

Требования к качеству товарной нефти приведены в таблице

Показатели	Группа нефти
I	II	II
Содержание (не более): вода, % хлористые соли, кг/м3	0,5 0,1	1,0 0,3	1,0 1,8
Давление насыщенного пара при температуре в пункте сдачи, кПа	66,66	66,66	66,66

 

Основные процессы промысловой подготовки:

- разгазирование нефти и ее стабилизация;

- обезвоживание (до 0,5-1%);

- обессоливание (до 3-4 г/м3).

С целью уменьшения потерь мелких фракций нефть подвергается глубокому разгазированию (стабилизации).