Тема 1. 10 Анализ, контроль и регулирование процесса разработки нефтяных и газовых месторождений.

Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам.

Систему разработки нефтяных месторождений определяют:

- порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку;

- сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу;

- способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений).

Объект разработки – один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных по геолого-техническим условиям и экономическим соображениям для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин.

При выделении объектов следует учитывать:

1. геолого-физические свойства пород-коллекторов;

2. физико-химические свойства нефти, воды и газа;

3. фазовое состояние углеводородов и режим пластов;

4. технику и технологию эксплуатации скважин.

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты в отличие от самостоятельных предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект.

3.6.1.СЕТКА РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН

Сетка скважин – характер взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием расстояний между ними (плотность сетки). Скважины располагают по равномерной сетке и неравномерной сетке (преимущественно рядами). Сетки по форме бывают квадратными, треугольными и многоугольными. При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами.

Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Вместе с тем это понятие очень сложное. Плотность сетки определяется с учетом конкретных условий. С конца 50-х годов месторождения эксплуатируются с плотностью сетки (30÷60)·104 м2/скв. На Туймазинском месторождении плотность сетки 20·104 м2/скв. при расстоянии между скважинами в рядах 400 м, Ромашкинском - 60·104 м2/скв. – 1000 м · 600 м, Самотлорском - 64·104 м2/скв.

3.6.2.СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости nв (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.

По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (рис. 3.24). Графики построены в зависимости от безразмерного времени , представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

Рис. 3.24. Типовая динамика темпа добычи нефти Тдн, жидкости Тдж и обводненности продукции nв при водонапорном режиме с выделением стадий разработки:

1 – освоение эксплуатационного объекта; 2 – поддержание высокого уровня добычи нефти;3 ‑ значительное снижение добычи нефти; 4 – завершающая

Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:

- интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1 ¸ 2 % в год от балансовых запасов);

- быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 ¸ 0,8 от максимального;

- резким снижением пластового давления;

- небольшой обводненностью продукции nв (обводненность продукции достигает 3 ¸ 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости);

- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн (около 10%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 ¸ 5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти Тдн (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется:

- более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3 ¸ 17 %) в течение 3 ¸ 7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1 ¸ 2 года - при повышенной вязкости;

- ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;

- нарастанием обводненности продукции nв (ежегодный рост обводненности составляет 2 ¸ 3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%);

- отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;

- текущим коэффициентом нефтеотдачи h, составляющим к концу стадии 30 ¸ 50 %, а для месторождений с «пикой» добычи - 10 ¸ 15%.

Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется:

- снижением добычи нефти (в среднем на 10 ¸ 20 % в год при маловязких нефтях и на 3 ¸ 10 % при нефтях повышенной вязкости);

- темпом отбора нефти на конец стадии 1 ¸ 2,5 %;

- уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;

- прогрессирующим обводнением продукции nв до 80 ¸ 85 % при среднем росте обводненности 7 ¸ 8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

- повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Кн на конец стадии до 50 ¸ 60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20 ¸ 30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

- суммарным отбором жидкости 0,5 ¸ 1 объема от балансовых запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача - замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 ¸ 10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти Тдн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности nв.

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80 ¸ 90 % извлекаемых запасов нефти.

- Четвертая стадия - завершающая - характеризуется:

- малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдн (в среднем около 1%);

- большими темпами отбора жидкости Тдж (водонефтяные факторы достигают 0,7 7 м3/м3);

- высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);

- более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4 ¸ 0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);

- отбором за период стадии 10 ¸ 20% балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 ¸ 20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.

Суть разработки нефтяных и газовых скважин, системы и стадии процесса

Разработка нефтяных и газовых скважин – это целый комплекс действия, направленных на выкачку углеводородного сырья из месторождения к забою. При этом должен предусматриваться определенный порядок расположения буровых по всей плоскости нефтеносного контура. Инженерами предполагается очередность введения в рабочее состояние скважин, установка технологического оснащения и поддержка режима работы на промысле.

Что собой представляет разработка нефтяных и газовых скважин

Разработка скважины на нефть или газ – это ряд мер, которые касаются непосредственно добычи природных ископаемых из недр Земли. Это целая наука, которая интенсивно развивается с самого начала существования отрасли промышленности. Сейчас разрабатываются передовые технологии извлечения углеводородов, новые способы распознавания процессов под землей, применения пластовой энергии. Помимо этого постоянно внедряются новые методы планирования и разведки месторождений.

Главная задача комплекса действий, направленных на добычу ресурсов, – рациональное использование нефтеносных областей, максимально полная разработка газа, нефти и конденсата. Организация данных процессов на любом объекте – приоритетное направление всей индустрии. Разработка нефтяных и газовых месторождений проводится с использованием традиционных скважин, иногда допускается шахтная добыча природных ископаемых. Примером последнего является Ярегская нефтяная залежь, которая находится в Республике Коми.

Чтобы более детально представить, как протекают процессы добычи углеводородов на промыслах, следует подробнее узнать о системе разработки нефтяных и газовых месторождений и основных этапах выкачивания ресурсов. Об этом и будет вестись речь ниже.

Что необходимо знать о системе разработки скважин?

Под понятием системы разработки пластов нефти и газа подразумевают определенную форму организации добычи природного ископаемого. Ее характер определяется следующим:

· очередность введения в эксплуатацию технологических систем;

· сетка размещения мест разбуривания на промыслах;

· темпы внедрения в эксплуатацию систем выкачки газа и нефти;

· способы поддержания баланса;

· технологии применения пластовой энергии.

Что собой представляет сетка расположения скважин? Это определенный принцип размещения добывающих скважин и систем, подающих воду. Между ними должно выдерживаться определенное расстояние, которое называется плотностью сетки. Располагаются места для бурения равномерно или неравномерно, как правило, на нескольких линиях. Из рядов формируется квадратная, многоугольная либо треугольная система.

Важно! Проектирование сетки треугольной формы предполагает размещение на 15,5 % больше мест для бурения, нежели при прямоугольном расположении. И это при условии равного расстояния между скважинами.

Под плотностью следует понимать отношение общей площади месторождения к количеству скважин, работающих на добычу сырья. Но само понятие достаточно непростое, а плотность нередко определяется, исходя из конкретных условий на определенных месторождениях.

Также важно различать промыслы, где ведется использование отдельно расположенных залежей и областей, состоящих из нескольких пластов. Объектом эксплуатации называется 1 или же несколько продуктивных слоев одной нефтеносной области. Как правило, они отличаются геолого-техническими условиями и целесообразностью с точки зрения экономики. При эксплуатации промыслов необходимо учитывать следующее:

· геолого-физические особенности области;

· физико-химические характеристики природных ископаемых и водоносного слоя;

· фазовое состояние сырья;

· предположительную технологию добычи, наличие технического оснащения;

· режим пластов природных ископаемых.

Объекты разделяются инженерами на самостоятельные и возвратные. Второй тип используется в качестве места для установки скважин для разбуривания других нефтяных и газовых месторождений.

Стадии разработки нефтяных и газовых месторождений

Стадия представляет собой период разработки, который обладает характерными только для него изменениями. При этом они всегда закономерны и касаются технологических и экономических показателей. Под этими понятиями скрываются среднегодовая и общая мощность промысла, текущее использование воды для заводнения, и количество воды в сырье. Кроме того существует так называемый водонефтяной фактор, который тоже следует брать во внимание. Он представляет собой частное от количества выкачанной воды и нефти.

Современное производство разделяет процесс добычи на 4 основных стадии:

1. Первая стадия называется освоением месторождения. Для нее характерен интенсивный прирост темпов выкачки природного ресурса. За год прирост составляет примерно 1-2% от общих запасов сырья. В это же время проводится быстрое сооружение конструкций для добычи. Давление в залежи резко уменьшается, а обводненность продукции минимальна. При низкой вязкости сырья суммарная доля воды не превышает 4%, а при высокой – 35%.

2. Второй этап – комплекс мероприятий, направленных на поддержание высокого уровня выкачки углеводородов. Для данной стадии характерна стабильно высокая добыча ресурса на протяжении до 7 лет. При высокой вязкости сырья период снижается до 2 лет. За счет резервного фонда в этот период наблюдается максимальный прирост скважин. Обводненость достигает 7% и 65% при низкой и высокой вязкости сырья. Проводится перевод большинства скважин на механизированную добычу.

3. Третий этап считается наиболее сложным в процессе всей разработки. Основная цель промысла в это время – максимально снизить падение темпов добычи природного ископаемого. Наблюдается снижение ритма выкачивания ресурса, уменьшение числа работающих скважин. Обводненость составляет до 85%. Длительность третьего этапа – от 5 до 10 лет.

4. Четвертая стадия – завершающая. Наблюдаются медленно снижающиеся темпы выкачки ресурса и большой забор жидкости. Резкое уменьшение количества работающих скважин обусловлено высокой степенью обводнения. Длительность этапа составляет порядка 15-20 лет. Срок определяется пределом экономической целесообразности эксплуатации месторождения.

Сооружение эксплуатационных скважин и станций подачи воды

Чтобы поддержать пластовое давление в области нефтегазоносности, необходимо использовать закачку жидкости в продуктивные залежи. В качестве альтернативы может применяться газ. Если же используется вода, то такой процесс называется заводнением. Различают законтурную, внутриконтурную технологии и способ заводнения по площади. Стоит рассмотреть каждый способ детально.

1. Первый метод характеризуется нагнетанием воды из скважин, которые располагаются за областью нефтеносности. Сооружение установок проводится ровно по периметру залежи, формируя многогранник. А вот эксплуатационные нефтяные скважины размещаются внутри этого кольца. При заводнении таким способом количество выкачанной нефти равно объему закачанной в область нефтеносности воды.

2. Если же проводится разработка крупных залежей, то следует использовать внутриконтурную технологию. Она подразумевает деление месторождения на области. Все они независимы друг от друга. При этом на единицу массы нефти приходится от 1,6 до 2 единиц объема закачанной воды.

3. Площадный способ не используется в качестве основного заводнения. Это вторичная технология добычи ресурса. Используется, когда запасы пластовой энергии израсходованы в значительной мере, но при этом в недрах Земли еще есть большое скопление углеводородов. Подача воды проводится через гидравлическую систему. Скважины, нагнетающие жидкость, располагаются строго по сетке.

Важно! Сейчас технология заводнения почти исчерпала себя. Для повышения эффективности добычи применяются другие способы разработки. Тем не менее, с его помощью удалось существенно повысить количество добытых ресурсов и объемы индустрии.

На промыслах достаточно часто используются щелочные среды, горячая вода и пар, пена и эмульсии, полимеры. При добыче ресурсов из нефтяных и газовых месторождений также прибегают к применению углекислого газа, растворителей и других газов под давлением. Используется и так званый метод микробиологического воздействия на нефтеносную область.

Сейчас разработка скважины на нефть проводится фонтанным, газлифтным и помповым методами.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП)—процесс гидравлической обработки его призабойной зоны для углубления и расширения уже имеющихся и образования новых трещин в породе продуктивного пласта, а также последующего их сохранения.

Гидравлический разрыв проводят как в эксплуатационных, так и в нагнетательных скважинах. В первом случае ГРП позволяет увеличить приток пластовой жидкости, во втором — улучшить при­емистость скважины.

Гидравлический разрыв пласта проводят для увеличения про­ницаемости призабойной зоны пласта, создания условий, облегчаю­щих приток пластовой жидкости к эксплуатационной колонне или соответственно вход ее в пласт при работе нагнетательной сква­жины. При проведении ГРП расширившиеся старые и образовав­шиеся новые трещины служат каналами для перетока пластовой жидкости, обладающими меньшим гидравлическим сопротивлени­ем.

Основой ГРП является механическое разрушение породы про­дуктивного пласта под давлением жидкости, закачиваемой в него. Для сохранения образовавшихся трещин и предотвращения смы­кания их стенок после снижения давления в них закачивают круп­нозернистый песок.

В зависимости от целей различают несколько видов ГРП: однократный — для создания одной трещины в продуктивном пласте;

многократный — для образования большого количества трещин;

направленный (поинтервальный)—для создания трещин в оп­ределенных интервалах пласта.

Материал, из которого сложены породы, имеет определенную прочность, т. е. характеризуется определенным давлением, кото­рое необходимо создать, чтобы разорвать, механически разрушить породу. Характерно, что у всех пород прочность при растяжении много меньше прочности на сжатие. Например, песчаники имеют известняки соответственно 5—260 и 0,2—25 МПа. Это означает, что для разрушения образца — столбика с размером поперечного се­чения 1x1 см — необходимо приложить сжимающее усилие от 2 до 50 кН- или растягивающее — от 50 до 2500 Н. Столь большой интервал изменения нагрузок, при которых будет происходить раз­рушение, обусловлен особенностями строения породы, периодом и условиями ее образования.

Процесс образования трещин в пласте может быть представлен следующим образом: породы, слагающие пласты, находятся в сжатом состоянии, что обусловлено весом лежащих над ними по­род.

Таким образом, чтобы образовались новые трещины или рас­ширились старые, необходимо создать в пласте такое давление, которое преодолело бы горное и прочность породы. Для выполне­ния этого условия в пласт нагнетают жидкость с таким расходом, который превышает количество жидкости, поглощаемое пластом, и обеспечивает создание в нем требуемого давления.

Как показывают исследования, трещины, возникающие в пласте при ГРП, могут иметь протяженность до нескольких десятков мет­ров.

Расход и давление нагнетания жидкости рассчитывают зара­нее на основе данных о проницаемости пласта, его пористости и т. п.

Гидравлический разрыв пласта проводят следующим образом (рис. IV.13):

а) в зоне пласта, подлежащей разрыву, устанавливают пакеры {нижний может отсутствовать);

б) по специальной колонне труб закачивают жидкость для об­разования в пласте трещин. Установка пакеров обусловлена необ­ходимостью разгрузки эксплуатационной колонны от давления
жидкости, а также обеспечением нагружения определенного ин­тервала пласта, находящегося между пакерами;

в) в трещину закачивают крупнозернистый песок, который ос­тается в ней и в дальнейшем при эксплуатации скважин выполня­ет роль каркаса, препятствует смыканию стенок трещин после то­го, как давление жидкости будет снижено. Последовательность работ при проведении ГРП следующая.

Подготовительные работы. При гидравлическом раз­рыве пласта, когда давление может оказаться выше допустимого для эксплуатационной колонны, в колонне следует устанавливать пакеры.

Места установки агрегатов для ГРП должны быть соответст­вующим образом подготовлены и освобождены от посторонних предметов, препятствующих установке агрегатов и прокладке ком­муникаций.

Перед ГРП в скважинах, оборудованных ШСК, необходимо отключить привод станка-качалки, затормозить редуктор, а на пу­сковом устройстве вывесить плакат «Не включать — работают люди!». Балансир станка-качалки устанавливают в положение, при котором можно беспрепятственно разместить заливочную армату­ру и обвязать устья скважины.

 

 

После этого выполняют следующие операции.

1. У устья скважины устанавливают агрегат подземного ремон­та для спуска-подъема колонны труб при спуске и установке- внутрискважинного оборудования. Рядом со скважиной располагают оборудование для выполнения непосредственно ГРП, насосные и пескосмесительные агрегаты, цистерны и другое оборудование.

Агрегаты для ГРП устанавливают на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы расстояние между ни­ми было не менее 1 м и кабины не были обращены к устью сква­жины.

2. Из скважины извлекают оборудование, использовавшееся для ее эксплуатации (колонна подъемных труб, скважинный штан­говый насос или ЭЦН). Уточняют глубину забоя скважины, расположение пласта (или группы пластов), подлежащего разрыву.

3. Скважину промывают для удаления загрязнений и песчаных пробок. В ряде случаев для повышения эффективности ГРП про­ водят кислотную обработку и дополнительное вскрытие продуктивного пласта в интервале, намеченном для гидроразрыва. При этом используют кумулятивную или гидропескоструйную перфо- рацию, создавая до 100 отверстий на 1 м скважины. В результа­те давление, развиваемое насосами при ГРП, уменьшается, а ко­личество трещин в пласте возрастает.

4. На колонне НКТ спускают пакер с якорем и устанавливают на 5—10 м выше верхних отверстий перфорации. В ряде случаев он может находиться ниже верхней кровли пласта. Длина хвостовика должна быть максимально возможной, чтобы обеспечить движение песка в восходящем потоке к трещине и предупредить его выпадение в зумпф скважины.

В зависимости от технологии гидроразрыва может быть уста­новлен и второй пакер — ниже перфорационных отверстий.

5. Скважину промывают и заполняют до устья жидкостью: ес­ли скважина эксплуатационная — егазированной нефтью, если нагнетательная — водой.

6. Сажают и опрессовывают пакер той же жидкостью, какой
заливают скважину. При этом во внутренней полости спущенных
НКТ создают давление, а качество герметизации контролируют по отсутствию перелива жидкости из кольцевого пространства сква­жины. Опрессовывают пакер при двух давлениях — заведомо мень­шем и максимально возможном, развиваемом насосами.

Если пакер не обеспечивает требуемой герметичности, его сры­вают и проводят повторную посадку, после чего опять опрессовывают.

7. После опрессовки устье скважины обвязывают. Для этого
используют специальную арматуру устья. Непосредственно ГРП выполняют следующим обра­зом.

1. Насосным агрегатом закачивают в скважину жидкость раз­рыва, которая в зависимости от физико-механических особенно­стей пласта имеет соответственно повышенную вязкость и бывает
двух типов: на основе углеводородных жидкостей или водных раст­воров. В первом случае это могут быть сырая высоковязкая нефть, загущенные керосин или дизельное топливо, во втором — вода, сульфитспиртовая барда, загущенные растворы соляной кислоты.

Жидкость разрыва закачивают при нескольких значениях по­дач насосов и на каждом режиме работы определяют приемистость скважины, строят график зависимости расхода поглощаемой жид­кости от развиваемого давления. Расход жидкости, закачиваемой в пласт, ступенчато увеличивают до тех пор, пока не произойдет скачкообразного увеличения поглощения жидкости и некоторого уменьшения давления нагнетания, что свидетельствует об образо­вании трещин в пласте.

2. После появления трещин в колонну НКТ начинают закачи­вать жидкость-песконоситель. Это может быть та же жидкость, что использовалась при разрыве пласта, но смешанная с песком.
Жидкость-песконоситель закачивают всеми насосными агрегатами при максимальных давлении и подаче. Содержание песка в жидкости изменяют в пределах 100—600 кг на 1 м³ жидкости. Песок должен быть более прочным, чем порода, слагающая пласт, и достаточно крупным. Перед ГРП его промывают от глины и пыли и отсеивают по размерам песчинок-фракциям. Наиболее приемлемой фракцией является песок с размером зерен 0,5—1,0 мм. Общее количество песка, закачиваемого в скважину, зависит от протяженности трещин и изменяется в пределах от 4 до 20 т.

3. Без прекращения подачи жидкости и снижения давления после окончания закачки жидкости-песконосителя начинают зака­чивать в скважину продавочную жидкость, объем которой должен быть на 1,5—2 м³ больше объема насосно-компрессорных труб, на которых спущен пакер, и зумпфа. В качестве продавочной жид­кости используют маловязкую нефть или воду, обработанную ПАВ. Часто в нефтяные скважины после закачки жидкости-песконосите­ля закачивают 2—2,5 м³ чистой жидкости без песка, после чего приступают к закачке продавочной жидкости — воды. В этом слу­чае объем воды выбирают таким, чтобы предупредить попадание ее в пласт.

При гидравлических испытаниях обвязки устья и трубопрово­дов обслуживающий персонал удаляют от испытываемых объек­тов за пределы опасной зоны.

Во время закачки и продавки жидкости нахождение людей воз­ле устья скважины и у нагнетательных трубопроводов запреща­ется. Во время работы агрегатов запрещается ремонтировать их или крепить обвязку устья скважины и трубопроводов. Перед от­соединением трубопроводов от устьевой арматуры следует закрыть краны на ней и снизить давление в трубах до атмосферного.

Пуск агрегатов разрешается только после удаления людей, не связанных непосредственно с выполнением работ, за пределы опас­ной зоны.

Заключительные работы выполняют следующим об­разом:

1. После закачки продавочной жидкости устье скважины за­крывают до тех пор, пока давление в колонне НКТ не уменьшит­ся до атмосферного или близкого к нему. Это необходимо для пре­дотвращения выноса песка из трещин, созданных при гидроразры­ве, и образования песчаных пробок.

В это время обычно демонтируют коммуникации, соединявшие наземное оборудование, убирают его со скважины.

2. Срывают пакер и извлекают на поверхность внутрискважинное оборудование.

3. Промывают скважину от песка, не попавшего в пласт и осев­шего на забой.

4. Освоение скважины проводят обычным путем: если она эк­сплуатационная— спускают насос, колонну НКТ и начинают отбор жидкости, если нагнетательная — промывают от взвешенных час­тиц; поднимают колонну промывочных труб и подключают к водо­воду.

Остатки жидкости разрыва и нефти должны сливаться из ем- костей агрегатов и автоцистерн в промышленную канализацию, нефтеловушку или специальную емкость-отстойник.

В зимнее время после временной остановки работ следует проб­ной прокачкой жидкости убедиться в отсутствии пробок в трубо­проводах. Запрещается подогревать систему нагнетательных тру­бопроводов открытым огнем.

Если продуктивный пласт достаточной толщины или состоит из отдельных, чередующихся прослоев песчаника и глины, то макси­мальный эффект от ГРП может быть получен при создании боль­шого количества трещин, равномерно распределенных по высоте всех слоев продуктивного пласта. Для решения этой задачи про­водят поинтервальный ГРП. Существует несколько его технологий. Одна из них предусматривает проведение ГРП, начиная с нижне­го пропластка (рис. 1У.14, а). При этом перфорируют нижний пропласток в требуемом интервале, устанавливают пакер и проводят ГРП. Далее колонну труб с пакером извлекают и подвергнутый интервал изолируют с помощью песка, засыпаемого в скважину (рис. IV. 14, б). После этого вновь спускают перфоратор на мень­шую высоту, соответствующую расположению лежащего выше пропластка, который вскрывают. Затем аналогичным образом про­водят ГРП вскрытого пропластка (рис. 1У.14, в).

Для каждого из обрабатываемых пропластков комплекс работ повторяют. Затем скважину промывают до забоя и вводят в эк­сплуатацию (рис. 1У.14, г).

Если толщина пропластков глин и песчаника достаточно вели­ка, то поинтервальный ГРП можно проводить с помощью сдвоен­ного пакера, при этом верхний пакер устанавливают несколько выше кровли пласта, а нижний чуть ниже его подошвы. Сдвоен­ный пакер позволяет исключить изоляцию ранее разорванных про­пластков засыпкой песка и последующую промывку скважины.

При ГРП используют оборудование, схема расстановки (рис. IV. 15) которого у устья скважины может изменяться в за­висимости от параметров скважины и технологии проведения про­цесса.

В комплексе оборудования входят: насосные агрегаты УН1-630Х700А (4АН-700), пескосмесительные машины 4ПА, УСП-50, автоцистерны ЦР-500, ЦР-7АП, ЧЦР для транспортирования, а в ряде случаев и кратковременного хранения жидкостей, мани-фольд, арматура устья 2АУ-70 скважин, пакеры, якори и другое оборудование.

Арматуру устья соединяют двумя трубопроводами с блоком манифольда, напорный коллектор которого отдельными трубопро­водами соединен с насосными агрегатами.

Для обвязки оборудования с устьем применяют металлические трубы с шарнирными коленами. Перед началом работ обвязку оп-рессовывают (без скважины) на пробное давление, в 1,5 раза пре­вышающее ожидаемое при разрыве пласта. К блоку манифольда подключают станцию контроля и управления для точного измере­ния расходов жидкости и ее давления.

В первый период ГРП (создания трещин) насосные агрегаты забирают рабочую жидкость непосредственно из емкостей или ав­тоцистерн, далее на их прием подключают пескосмесительные аг­регаты, имеющие запас песка и пополняющие его от песковозов, жидкость для приготовления смеси поступает от соответствующих цистерн. При закачке продавочной жидкости на прием насосных агрегатов поступает жидкость из других емкостей или резервуа­ров.

При гидроразрыве пласта насосные и пескосмесительные агре­гаты монтируют в большем, чем необходимо по расчету, количест­ве на случай их выхода из строя во время проведения процесса или при необходимости получения большего расхода жидкости, чем положено по расчету. Технологические жидкости и песок так­же доставляют к скважине в большем, чем необходимо, количестве, поскольку особенности протекания процесса ГРП предусмот­реть с большой точностью весьма трудно.

Помимо перечисленного оборудования у устья скважины рас­полагают агрегат подземного ремонта для проведения спуско-подъемных операций при промывке скважины, установке, срыве якоря и т. п.

После ГРП на скважине остается агрегат подземного ремонта, насосная установка и емкость для воды, необходимые для окон­чательной промывки скважины и последующего ввода "ее в дейст­вие.

В процессе ГРП все оборудование работает на предельных пас­портных режимах, при высоких давлениях, поэтому для обеспече­ния безопасности работ необходимо придерживаться следующих: правил.

1. Работников допускают к проведению ГРП только после со­ответствующего инструктажа по технике безопасности.

2. Территорию вокруг скважины очищают от посторонних пред­метов.

3. Расстанавливают агрегаты, обвязывают все оборудование
опрессовывают его под непосредственным руководством и конт­ролем ответственного руководителя работ.

4. Насосные агрегаты должны иметь исправную контрольно-из­мерительную аппаратуру; предохранительные клапаны должны быть предварительно опрессованы, а их сброс должен быть обес­печен линией, отводящей жидкость под агрегат.

5. При опрессовке обвязки и пакера рабочие не должны нахо­диться у устья скважины и у элементов обвязки. В это время за­прещается проводить какие-либо работы с элементами обвязки.

6. Демонтаж оборудования разрешается только после снижения
давления в нем до атмосферного.

Технология зарезки боковых стволов Требования к выбору скважин для бурения в них горизонтальных стволов: 1. Все работы по зарезке и бурению БС представляются следующими основными этапами: - выбор основных стволов для заданного множества забоев БС; - выбор интервала вырезания «окна» (секции) в эксплуатационной колонне; - расчет траектории БС; - вырезание «окна» (секции) в эксплуатационной колонне; - зарезка и бурение бокового ствола; - закачинвание бокового ствола. 2 При выборе скважины для бурения из них боковых стволов необходимо учитывать текущие характеристики эксплуатационной колонны, качество ее крепления, фактическое пространственное положение ствола скважины: состояние эксплуатационной колонны выше интервала зарезки бокового ствола по данным соответствующих приборов и опрессовки должно быть технически исправным; необходимо обладать достоверной информацией о траекториях стволов подобранной и соседних с ней скважин для предотвращения пересечения стволов. При этом следует руководствоваться следующими основными требованиями: пространственное положение интервала забуривания должно быть оптимальным с точки зрения экономической целесообразности. Величина отхода точки забуривания до начала эксплуатационного забоя должна быть минимальной, но не менее величины, определяемой допустимой интенсивностью искривления бокового ствола, максимальный отход от точки забуривания до начала эксплуатационного забоя обусловливается техническими характеристиками буровой установки и вероятной глубиной забуривания; допустимая величина разности азимутальных направлений основного и нового стволов не должна превышать величины, определяемой техническими возможностями бурения бокового ствола; траектория бокового ствола должна иметь минимальную вероятность пересечения с существующими и проектными стволами соседних скважин; поиск оптимальных вариантов, отвечающих технико-экономической целесообразности использования обводненных и бездействующих скважин для зарезки и бурения боковых стволов, должен осуществляться, как правило, с использованием автоматизированных программ.[4] Одним из условий эффективности разработки месторождения БС является качественное проектирование их траекторий. Проектирование профиля заключается в формировании регламентирующих параметров, выборе типа профиля, определении комплекса параметров, необходимых для его расчета, построении оптимизационной процедуры расчета выходных параметров траектории БС. При проектировании БГС следует учитывать вероятность пересечения соседних стволов, определяемую с помощью автоматизированных расчетов. Если зенитный угол составляет 55-75°, скважина считается пологой, если 75-97° - горизонтальной. В качестве основных критериев выбора профилей принято считать: форму профиля бокового ствола; радиус искривления при выходе на горизонталь; угол охвата резко искривленного участка. По этим признакам в зависимости от способа бурения и используемых технических средств можно выделить три гр<