1_Специальность нефтянник

В1954 г. завод "Баррикады" (Волгоград) создает комплектную буровую установку БУ-65 и на ее базе после промышленного испытания выпускается установка БУ-75 Бр на дизельном приводе и на электроприводе.

Вэти же годы "Уралмаш" создает буровую установку "Уралмаш 5Д" для бурения до 3000 м. В комплект этой установки вошли: лебедка (с шинно-пневматическими муфтами), насосы У8-3, ротор У7-520-2, компрессоры КС ЗМ для пневматического управления установкой, талевый блок, кронблок, 5-дизельный привод с клиноременной передачей.

В1959 году "Уралмаш" начинает комплектное проектирование буровых установок, включая вышки, основания, укрытия, механизацию трудоемок процессов, с электро- и дизельным приводом, для бурения скважин до 8000 м. Установки комплектуются вышками с АСП-5 (автомат спуска-подъема) с основанием, с подъемными кранами и системой очистки и приготовления бурового раствора. Вскоре были созданы бурустановки "Уралмаш - 125 БД", "Уралмаш 125 БЭ", серийный выпуск которых начат с 1965 г.

В1967 году на заводе "Баррикады" модифицировали установки БУ-125 БД и БУ-125 БЭ на установки БУ-

125 БД-67, БУ-125 БЭ-67. В них заменили насосы более мощными, пол заменили рифленым металлическим. В 1970 году в установке заменили отдельные узлы и они стали выпускаться с индексом - "70".

В настоящее время российских производителей бурового оборудования всего два - "Уралмаш" и "Волгоградский завод буровой техники" (ВЗБТ).

ОАО "Уралмаш" предлагает для разведочного бурения и бурения вторых стволов новую передвижную установку 2500/160ДП-БМ. Установка оснащена наклонной вышкой. В производстве - БУ2900/175ЭР-П и БУ2500/160ДЭ-П, с электрическим и дизель-электрическим, приводом, улучшенной монтажеспоспобности, с регулируемым приводом.

К настоящему времени создан целый ряд блочно-модульных кустовых установок для бурения эксплуатационных скважин в условиях Западной и Восточной Сибири, Тимано-Печорского региона: БУ3200ЯООЭК-БМ, БУ3900/225ЭК-БМ, БУ4000/250ЭК-БМ, БУ4500/270ЭК-БМ. Первые десять комплектов уже работают в Сургуте.

Внутри установок созданы комфортные условия. Несколько телекамер позволяют бурильщику контролировать основные технологические процессы. Вместо рукоятки бурильщика управление осуществляется тумблерами, клавишами, джойстиками с пульта.

Для повышения качества очистки бурового раствора разработаны экологически чистые 4-ступенчатые циркуляционные системы. Для выхода на международный рынок проводится сертификация оборудования на соответствие стандарту ISO9001. Самой массовой должна стать буровая установка БУ3900/225ЭК-БМ, разработанная уральскими учеными по заявкам нефтяных компаний.

В мае - 2000 г. в Волгограде прошла презентация буровой техники, выпускаемой ОАО "ВЗБТ", где нефтяники высоко оценили блочно-модульную бурустановку БУЗ900/225 (условная глубина бурения 3900 и грузоподъемность 225 для кустового бурения эксплуатационных скважин) и противовыбросовое оборудование, которое ближе к российским условиям бурения, чем импортное.

Нефтяные компании подписали с заводами договоры по финансированию производства новых буровых установок.

Назначение, классификация, типы буровых установок.

Более 50% всех буровых установок в нашей стране работают с дизельным приводом (и в разведочном и в эксплуатационном бурении). Их используют в районах, где нет электроэнергии. Мощность дизельных приводов постоянно увеличивается, технический уровень их совершенствуется, Для освещения и питания энергией малых двигателей на буровой (для центробежных насосов, компрессора пневмосистемы и др.) каждая буровая укомплектована электростанцией мощностью 100 - 250 кВт. Такие станции на буровой обслуживаются дизелистами.

42

Буровые установки с электроприводом на 15 - 20% меньше по массе, чем установки с дизельным приводом. Обслуживание этих установок проще. Скорости бурения установками на электроприводе обычно выше, чем при бурении с дизельным приводом (за счет высокого к,п.д., меньшего числа быстроизнашивающихся узлов и деталей и др.).

Установки с электроприводом отличаются от дизельных установок того же класса только приводом.

Установки для кустового бурения и наклонных скважин имеют механизмы перемещения для передвижения в пределах куста вышечно-лебедочного блока с оборудованием и бурильными трубами, а также для выравнивания блока в горизонтальной плоскости в процессе бурения. Блок передвигается по рельсам.

При разбуривании нового нефтяного месторождения большое значение имеет правильность выбора бурустановки. Исходными данными для выбора наиболее рационального класса буровой установки являются проектная глубина и конструкция скважины.

Буровые вышки бывают А-образные и башенного типа. В средней части вышки смонтирован балкон для работы второго помощника бурильщика. Вышки А-образного типа в современных буровых установках оснащены механизмом АСП (Автомат спуска - подъема труб). Основания для буровых вышек на суше разнообразны, но они должны отвечать главным требованиям: прочность, хорошая монтажеспособность, сохранность при многократных транспортировках.

На верхней площадке буровой вышки устанавливается кронблок, который соединяется с талевым блоком талевым канатом.

Буровая лебедка — основной механизм буровой установки, предназначенный для спуска и подъема бурильных и обсадных труб, передачи вращения ротору.

Ротор монтируется в центре буровой площадки и предназначен для передачи вращения бурильной колонне при роторном бурении. Ротор служит в для удержания на весу колонны буртруб и обсадных труб. Привод ротора осуществляется через буревую лебедку цепной или карданной передачей или от индивидуального привода.

Вертлюг - промежуточное звено между талевым блоком с крюком, буровым рукавом и вращающейся бурильной колонной, которая соединена со стволом вертлюга. Буровой раствор в вертлюг подается при помощи гибкого бурового рукава, который вторым концом присоединен к стояку. Вертлюг висит на крюке, связан с буровым рукавом и является устройством для нагнетания под большим давлением бурового раствора, в бурильную колонну.

На предприятиях бурения ведется четкий учет и паспортизация всего бурового оборудования (по отработанному времени, помощности, моторесурсу, коэффициентам использования и т.д.).

43

Испытатель пластов (ИП) состоит из пакера с раздвижной металлической опорой, о пробе вате ля и пробоотборника, запорного и циркулярного клапанов, измерительных приборов (глубинные манометры и термометры).

Перед спуском ИП специально оборудуют устье скважины. Оборудование устья должно обеспечивать безопасность работ(герметизацию скважины н задавливание ее в случае избыточного давление).

Испытание скважины - чрезвычайно сложный процесс, требующий выполнения множества факторов технического, технологического я организационного порядка.

Опробование скважины с применением ИП применяется с 1940-х г.г. Метод достаточно разработан, экономически эффективен, применяется во всех нефтегазовых регионах в основном в разведочном бурении на нефть и газ.

Разработка месторождений

После вскрытия пласта и создания на забое скважины давления, меньшего чем в пласте, равновесие в нем нарушается, жидкость и газ начинают перемещаться к зоне с пониженным давлением, т.е. к забою скважины. Пластовая энергия расходуется навытеснение жидкости (газа) из скважины, постепенно истощаясь.

Основная часть нефтяных залежей обладает водонапорным режимом, при котором нефть движется к скважине под действием пластовой воды. Режим работы нефтяного пласта бывает упруговодонапорным (упругим), когда движущей силой является упругое расширение породы и жидкостей; газонапорным, когда энергия свободного газа является основной.

Разработка нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения - это комплекс мероприятий по извлечению из залежи нефти, газа или конденсата при определенном порядке размещения

скважины на площади, очередности их бурения и вводе в эксплуатацию, установлении и поддержании режима их работы и регулирования баланса пластовой энергии.

Нефтяные и газовые месторождения состоят в основном из нескольких залежей или пластов, расположенных один над другим.

Каждый пласт (залежь, объект) испытывается и разрабатывается самостоятельно. Очередность ввода пласта в разработку определяется технико-экономическими расчетами.

В системе разработки каждой нефтяной залежи главными являются схема размещения на нефтегазовой площади эксплуатационных и нагнетательных скважин и их количество.

Расстояние между скважинами выбирают в зависимости от геолого-технических условий залежи (проницаемости, свойств нефти и т.д.) и экономических расчетов.

Система разработки каждого месторождения обычно бывает разной, как по сетке размещения скважин, по темпу разбуривания площади, по темпу отбора жидкости.

Разработка газового месторождения отличается от разработки нефтяного, т.к. физические свойства газа отличаются от нефти.

Нефть перед реализацией обычно хранят в емкостях. Газ, извлеченный на поверхность, необходимо направлять потребителям. Поэтому основная особенность разработки газовых месторождений - это непрерывная система "пласт - скважина - газосборнаясеть"; на промысле - "газопровод -потребитель".

На выбор числа скважин на месторождении влияет диаметр скважины. При большем диаметре дебит больше, меньше потери энергии на трение в стволе скважины. Вместе с тем, чем больше диаметр скважины, тем сложнее процесс ее бурения. Поэтомудиаметр скважины определяется расчетами.

46

В процессе разработки месторождений пластовая энергия истощается, пластовое давление постепенно снижается.

Современный этап развития промышленности в России характеризуется значительным изменением структуры запасов нефти, снижением объемов их текущего прироста. За последние 15 лет запасы нефти в пластах со степенью выработки свыше 50% возросли в 1,5 раза, а более 80% в 4 раза. Для повышения нефтеотдачи пластов и поддержания пластового давления применяют заводнение, т.е. закачку воды в законтурные зоны залежи. Воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, которые размещаются за внешним контуром нефтегазоносности. В этом случае эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтегазоносной залежи.

Если площадь залежи большая, то создают внутриконтурное заводнение. В этом случае нефтегазовую залежь расчленяют на отдельные площади путем закачки воды в нагнетательные скважины, расположенные внутри контура. В ряде случаев применяют комбинацию законтурного и внутриконтурного заводнения. Заводнение - основной метод" разработки месторождений в России. Повышение нефтеотдачи пласта при режиме истощения достигается также закачкой в пласты газа (воздуха).

Рис. 5.5. Схема законтурного (I) и внутриконтурного (II) заводнений в профиле и в плане. Светлые кружки -

нагнетательные скважины, черные - эксплуатационные скважины

Третичные методы увеличения нефтеотдачи пласта (МУН) определяются как методы, обеспечивающие повышение нефтеотдачипо сравнению с той, которая достигается при режиме истощения, заводнения или закачки газа.

Применение МУН позволяет повысить степень извлечения нефти, снизить темпы падения добычи и, как следствие, - продлить эксплуатацию месторождения. Третичные методы могут успешно реализовываться в ограниченный период времени разработки месторождений, характерный для каждого отдельно взятого месторождения.

В настоящее время с целью увеличения добычи нефти применяется около 20 различных методов. Это - гидродинамические, физико-химические, тепловые, газовые.

Для каждого нефтегазового месторождения требуется своя технология по методам увеличения нефтеотдачи пластов.

47

Газовые методы - это закачка газа в пласт. Применяют на месторождениях легкой нефти, где добываются большие объемы газа или когда в добываемом газе содержатся нежелательные компоненты

( и др.) или когда в районе добычи нет возможности сбыта или обработки газа.

Вследствие высокой подвижности и низкой плотности газа часто при его закачке возникают прорывы газа в добывающие скважиныпо высокопроницаемым каналам. На морских добывающих платформах пропускная способность установок по сепарации и обработке газа ограничена, поэтому избыточная добыча газа приводит к закрытию скважин с высоким газовым фактором.

Перспективной является закачка пен, что может резко уменьшить подвижность газа. Пены используют для обработки как нагнетательных так н добывающих скважин. Цель закачки пен (ПАВ) заключается в уменьшении газового фактора и увеличение добычи нефти.

Химические методы повышения нефтеотдачи пластов: заводнение с использованием ПАВ, полимерное заводнение, щелочное заводнение, сочетание этих видов.

ПАВ являются химическими реагентами, которые обеспечивают "вымывание" нефти из горных пород.

Тепловые методы добычи нефти применяют обычно на месторождениях, с высоковязкой нефтью с самого начала разработки месторождения. Целью тепловых методов является прогрев тяжелой нефти в пласте и уменьшение ее вязкости. К числу основных тепловых методов относятся закачка пара и внутри пластовое горение.

Для повышения продуктивности скважин в малопроницаемых коллекторах традиционно важную роль играют следующие методы интенсификации притока:

гидравлический разрыв пласта (ГРП);

кислотные обработки;

пескоструйная перфорация и другие методы.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) разработан в России более 40 лет назад. Его принцип действия заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое. Для этого на забой скважины закачивается жидкость. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, увеличивают площадь, с которой отбирают нефть. Трещины после ГРП бывают длиной до нескольких десятков метров, шириной 1-2 мм. После ГРП производительность скважин по некоторым опенкам возрастает в несколько раз. Операция ГРП состоит из следующих этапов: 1) закачка жидкости разрыва для образования трещин; 2) закачка жидкости - песконосителя; 3) закачка жидкости для продавливания песка в трещины.

Солянокислотная обработка скважины (СКО) основана на способности кислот растворять некоторые виды горных пород. СКО очищает норовые каналы. Для СКО применяют соляную (НС1) и фтористоводородную (HF) кислоты.

Гидропескоструйная перфорация скважины применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом при кислотной обработке скважины и других методах воздействия на пласт. Метод состоит в том, что из насадок перфоратора, спущенного в скважину, под большим давлением истекает абразивная струя жидкости. За короткое время эта струя с песком образует отверстие или полость в обсадной колонне или щель в породе пласта. Жидкость с песком подается к насадкам перфоратора по колонне НКТ с помощью насосов (обычно агрегатов), установленных у устья скважины.

Разрыв пласта давлением пороховых газов основан на образовании в горной породе трещин за счет энергии пороховых газов, образующихся при сгорании заряда в специальном аппарате. При этом образуются новые или расширяются естественные трещины. Этот метод применяется там, где продуктивные пласты сложены нз плотных, трещиноватых известняков, доломитов и неглинистьгх песчаников.

К нетрадиционным методам МУН относится электрообработка призабойной зоны, испытанная на месторождениях России и Китая с целью увеличения коэффициента извлечения нефти из малопроницаемых

48

коллекторов. Метод основан на установлении электрического поля между нагнетательными и добывающими скважинами. Метод вызывает разбухание глин и увеличивает скорость фильтрации.

Для оценки эффективности вариантов повышения нефтеотдачи пластов и скважин применяются программы оценки МУН на основе проверенных аналитических решений.

Ученые подсчитали, что если бы удалось на всех промыслах России повысить коэффициент нефтеотдачи на 1%, то это было бы равно открытию и вводу в эксплуатацию нового крупного месторождения с годовой добычей около 4,0 млн. тонн нефти.

Лекция 6:

Оборудование скважин при

различных видах эксплуатации

A

|

версия для печати

< Лекция 5 || Лекция 6: 12345

Аннотация: Подбор насосного оборудования, автоматизация нефтепромыслов. Трубопроводные и газопроводные системы.

Ключевые

слова: ПО, длина, эксплуатация, пространство, агент, очередь, затраты, диспетчер, работ, DIS, производител ьность,опыт, пункт, контроль, диаметр, деятельность, сеть, поток, маршрут, программа, информационная база, опытно-конструкторская работа

Способы эксплуатации можно разделить на три группы:

фонтанная - извлечение нефти из скважины за счет пластового давления;

с помощью энергии сжатого газа, закачиваемого в скважину;

насосная извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Все газовые скважины эксплуатируются только фонтанным способом, т.е. без применения каких-либо механизмов, независимо от величины пластового давления.

Фонтанный способ эксплуатации - это прием нефти, газа, жидкости из пласта на поверхность с помощью пластового давления. Скважина, заполненная жидкостью, если призабойная зона не загрязнена, будет фонтанировать (жидкость переливается через устье скважины) при условии, что давление столба жидкости, заполняющей скважину, будет меньше давления пластового.

При всех способах эксплуатации, в том числе и при фонтанном, подъем жидкости и газа происходит по трубам небольшого диаметра. Эти трубы называются насосно-компрессорными, диаметром 33, 42, 48, 60, 73 , 89, 102 и 114 мм с толщиной стенки от 3,5 до 7 мм. Длина одной трубы - 5-8,5 м.

Устье фонтанных скважин оборудуют прочной стальной арматурой (трубная головка, фонтанная елка).

Трубная головка предназначена для подвески фонтанных труп и герметизации межчрубного пространства. Фонтанная елка - для направления флюида в выкидные линии.

Фонтанные елки относятся к ответственному виду оборудования. Их испытывают на давление вдвое больше, чем указано в техническом паспорте этой фонтанной арматуры.

49