Введение

Выбирая тему групповой работы, мы, прежде всего, руководствуемся тем, насколько она актуальна для нашего времени. В настоящее время в Российской Федерации разрабатываются тысячи нефтяных и газовых месторождений. Развитие промышленности заставило человечество обратить свой взор на нефть и природный газ. В связи с ростом добычи этих ископаемых в народном хозяйстве сформировался ряд производственных отраслей: нефтяное машиностроение, бурение, промысловое дело, нефтехимическое производство и другие отрасли. Крупнейшие месторождения в значительной мере уже выработаны. Более высокие, чем в предыдущие годы, технические возможности разведки позволили открыть много нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Возросло число месторождений высоковязких нефтей; нефтегазовых и нефтегазоконденсатных с трещиноватыми и трещинопоровыми коллекторами. Многие новые нефтяные и газовые месторождения расположены в отдалённых необжитых районах: север европейской части России, Западная и Восточная Сибирь, арктический и тихоокеанский шельфы. Ведущее место в мировой газодобывающей индустрии принадлежит России.

Глава 1 Современный подход к выбранным технологическим процессам в проекте.

В мире существует большое количество нефтяных месторождений с богатой̆ историей̆ разработки, которые подошли к рубежу спада своей̆ экономической̆ эффективности, либо близки к нему. При этом, после применения первичных (используется естественная энергия пласта) и вторичных методов извлечения (поддержание пластового давления путем закачки воды или газа) в месторождениях остаётся до двух третей̆ начальных геологических запасов нефти, и для повышения коэффициента извлечения необходимо применять эффективные методы увеличения нефтеотдачи. К ним относятся тепловые, газовые, химические, гидродинамические методы и методы комбинированных воздействий. Иногда к методам увеличения нефтеотдачи относят так называемые физические методы – гидроразрыв пласта, волновое и электромагнитное воздействие на пласт или призабойную зону.

Гидравлический̆ разрыв пласта (ГРП) предназначен для повышения проницаемости обрабатываемой̆ области призабойной зоны скважины (ПЗС) и заключается в создании искусственных и расширении естественных трещин. Наличие микротрещин в ПЗС связано с процессом первичного вскрытия в фазе бурения вследствие взаимодействия долота с напряжёнными горными породами, а также с процессом вторичного вскрытия в процессе перфорации.

Сущность ГРП заключается в нагнетании в ПЗС жидкости под давлением, которая заполняет микротрещины и «расклинивает» их, а также формирует новые трещины. Если при этом ввести в образовавшиеся или расширившиеся трещины закрепляющий̆ материал (например, песок), то после снятия давления трещины не смыкаются.

Процедуре ГРП подвергаются низкопродуктивные скважины в малопроницаемых породах, или скважины, у которых фильтрационная способность призабойной зоны понизилась в процессе разработки. Стоит отметить, что нефтегазодобывающими компаниями с каждым годом интенсивно наращивается строительство горизонтальных скважин и вторых боковых стволов, которые, однако, из-за плохих коллекторских свойств пласта не всегда дают ожидаемый̆ результат. В этом случае они так же являются кандидатами на проведение ГРП с целью увеличения нефтеотдачи. Существуют различные схемы проведения ГРП в боковых стволах скважин.

При проведении ГРП принципиально важны вопросы определения местоположения, числа и зоны охвата трещин. Такие исследования должны быть обязательными при производстве ГРП в новых регионах, так как позволяют определить наилучшую технологию процесса.

Главными характеристиками системы «жидкость разрыва/проппант» являются инфильтрационные свойства жидкости, определяющие её утечки в пласт в ходе гидроразрыва и при переносе проппанта вдоль трещины, способность жидкости обеспечить перенос проппанта к концам трещины без преждевременного осаждения, и возможность быстрого и лёгкого выноса жидкости гидроразрыва для обеспечения минимального загрязнения упаковки проппанта и окружающего пласта. В случае ГРП горизонтальных или вертикальных скважин, вскрывающих сверхнизкопроницаемые пласты, в особенности при проведении многозонного ГРП, роль и влияние жидкости разрыва возрастает многократно.

В начальный период применения технологии ГРП широкое использование в качестве жидкостей разрыва получили загущённые нефтепродукты. Бензин, керосин, дизельное топливо или их смеси загущали напалмом, основой которого являются натриевые и алюминиевые соли жирных и нафтеновых кислот. Первыми жидкостями на водной основе были сама вода, водные растворы сульфит–спиртовой барды, загущённая соляная кислота. Большой интерес уделялся применению различного рода эмульсий. На сегодняшний день используются следующие жидкости разрыва:

– растворы хлорида калия;

– водные растворы полимеров, таких как: натуральная гуаровая смола и её производные; производные целлюлозы; полиакриламид (ПАА); ксантановые смолы;

– сшитые полимерные жидкости ГРП на основе гуаровой камеди или её производных. В качестве сшивателей могут быть использованы соединения бора, хрома, титана, циркония и других поливалентных металлов;

– загущённые углеводороды и структурированные углеводородные гели на основе газоконденсата, дизельного топлива, керосина или сырой нефти. Загустителям служат соли ортофосфорных кислот, высокомолекулярные и коллоидные соединения нефти, например, битум, асфальтит и др.

– загущённая углекислота;

– кислотные системы для ГРП, в частности кислотные гели для ГРП, для приготовления которых используют раствор полимера как гелирующего агента, неионогенный ПАВ на основе окиси этилена, разбавленные кислоты (соляная, муравьиная или уксусная) и сшиватель (соли циркония);

– устойчивые пены на водной основе: жидкая фаза – водный раствор гуара или гидроксипропилгуара, газообразная фаза – азот или углекислый газ;

– бесполимерная жидкость разрыва на водной основе (раствор на вязкоупругих ПАВ (ВУПАВ)), используются в чувствительных коллекторах, где недопустимы загрязнения осадками.

В настоящее время в мировой практике подавляющее количество обработок проводится с применением полимерных жидкостей на водной основе, в меньшей степени – на углеводородной основе, на основе аэрированных систем и растворов ВУПАВ. Для снижения остаточного загрязнения трещины разработаны также низкополимерные жидкости разрыва и комплекс добавок к традиционно применяемому деструктору. Применяется незагрязняющая пласт жидкость на основе вязкоупругих ПАВ, которая не требует применения деструкторов, сшивателей и других химических добавок. Непосредственно перед основным ГРП проводятся испытания на приёмистость жидкости разрыва пластом, позволяющие определить степень гидродинамической связи между стволом скважины и существующими трещинами, рассчитать коэффициент фильтрации жидкости разрыва, гидропроводности пласта и т. д.

В идеальном варианте технологическая жидкость должна быть функциональной на протяжении всей операции ГРП. Достигается это путём использования в начале обработки высоковязкой жидкости разрыва, содержащей добавки–понизители фильтрации, и деструкторов для регулирования вязкости по окончании обработки. В высокотемпературных скважинах жидкость гидроразрыва должна быть термостабильной, то есть при термодеструкции она не должна быстро терять свои вязкостные характеристики.

Существуют общие требования для всех жидкостей, используемых для интенсификации работы скважины:

– рабочие агенты (жидкости), закачиваемые в пласт, не должны уменьшать проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП);

– контакт рабочих жидкостей с горной породой ПЗП или с пластовыми флюидами не должен вызывать никаких неблагоприятных физико–химических реакций, за исключением случаев применения специальных рабочих агентов с контролируемым и направленным действием;

– рабочие жидкости не должны содержать большого количества посторонних механических примесей (то есть, их содержание регламентируется для каждого рабочего агента);

– при использовании специальных рабочих агентов, например, нефтекислотной эмульсии, продукты химических реакций должны быть полностью растворимыми в пластовом флюиде и не снижать проницаемости ПЗП;

– технологические характеристики используемых рабочих жидкостей – вязкость, плотность, фильтратоотдача и другие – должны быть стабильными и в течение всего времени проведения процесса;

– рабочие жидкости предпочтительно должны быть легкодоступными, недефицитными и дешёвыми.

Материалы для закрепления трещин в раскрытом состоянии подразделяют на кварцевые пески и синтетические проппанты средней и высокой прочности. Наиболее широко используемым материалом для создания трещин на глубинах до 2500 м является песок плотностью порядка 2,65 г/см3. Проппанты средней прочности плотностью от 2,7 до 3,3 г/ см3 применяются на глубинах до 3500 м, а высокопрочные (плотностью от 3,2 до 3,7 г/см3) – на глубинах свыше 3500 м.

В настоящее время совершенствуются технологии производства проппантов. Создаются новые типы облегчённых прочных проппантов. С целью предотвращения выноса песка из трещины используется технология PropNET (Schlumberger), согласно которой в пласт одновременно с проппантом закачивается специальное гибкое стекловолокно, заполняющее промежутки между частицами проппанта и обеспечивающее максимальную устойчивость к выносу проппанта из проппантной пачки. Структура сети волокон более эластична, чем упаковка из проппанта со смолистым покрытием, проводимость трещин для проппантных пачек со стекловолокном выше. Применяются новые подходы для снижения загрязнения пласта и проппантной пачки после обработки.

Помимо этого, к методам увеличения нефтеотдачи также относят химические методы:

• Заводнение водными растворами поверхностно–активных веществ (ПАВ)

• Заводнение растворами щелочей

• Заводнение растворами полимеров

• Механизм заводнения с использованием ПАВ, щелочи и полимера

• Использование нанотехнологий в заводнении

Сама технология заключается в закачке в скважину растворов поверхностно–активных веществ (ПАВ), полимера и щелочи, как по отдельности, так и в смеси. В общем случае, растворы ПАВ и щелочей призваны уменьшить поверхностное натяжение на границе «вода–нефть», которое препятствует высвобождению нефти из поровых каналов. Полимеры используются для снижения подвижности воды, увеличения её вязкость и, как следствие, увеличения охвата пласта заводнением.

Подбор всех компонентов для заводнения зависит от сорбционных свойств породы и физико–химических свойств пластовых флюидов.

Адсорбция и деструкция молекул ПАВ и полимера в пластовых условиях может привести к серьёзным технологическим проблемам и увеличению затрат. В связи с этим появляется интерес к исследованию и улучшению технологии химического заводнения пласта–коллектора.

Для активной добычи углеводородов применяют различные схемы компоновок оборудования на скважинах, рассмотрим некоторые из них:

• УЭЦН;

• УШГН;

• Газлифтовая;

• Фонтанная эксплуатация.

УЭЦН (установка электроцентробежного насоса)

С помощью УЭЦН добывается порядка 80% всей нефти в России. Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, и механические примеси. В общем и целом, УЭЦН - обычный насосный агрегат, только тонкий и длинный. И умеет работать в среде отличающейся своей агрессивностью к присутствующим в ней механизмам. В упрощенной схеме состоит из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой + насос), кабельной линии, колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования (трансформатора и станции управления). ЭЦН (электроцентробежный насос) – ключевой элемент установки, который, собственно, и осуществляет подъем жидкости из скважины на поверхность. Состоит он из секций, которые в свою очередь состоят из ступеней (направляющих аппаратов) и большого числа рабочих колес, собранных на валу и заключенных в стальной корпус (трубу). ПЭД (погружной электродвигатель) – второй по важности элемент. Представляет собой асинхронный электродвигатель, заполненный специальным маслом. Протектор (или гидрозащита) – элемент, расположенный между электродвигателем и насосом. Отделяет электродвигатель, заполненный маслом от насоса, заполненного пластовой жидкостью и при этом передает вращение от двигателя к насосу. Кабель, с помощью которого к погружному электродвигателю подводится электроэнергия. Кабель бронированный. На поверхности и до глубины спуска насоса он круглого сечения (КРБК), а на участке погружного агрегата вдоль насоса и гидрозащиты - плоский (КПБК). К дополнительному оборудованию можно отнести Газосепаратор (используется для снижения количества газа на входе в насос. Если необходимости в снижении количества газа нет, то используется простой входной модуль, через который в насос поступает скважинная жидкость. Приборы КИПиА (термоманометрическая система. Выдает нам на поверхность данные о температуре и давлении той среды, в которой работает спущенный в скважину ЭЦН). Вся эта установка собирается непосредственно при ее спуске в скважину. Собирается последовательно, снизу вверх не забывая про кабель, который пристегивается к самой установке и к НКТ, на которых все это и висит, специальными металлическими поясами. На поверхности кабель запитывается на устанавливаемые вблизи куста повышающий трансформатор (ТМПН) и станцию управления. Помимо этого, в колонне насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом устанавливаются обратный и сливной клапаны.

УШГН (установка штанговых глубинных насосов

Распространенный сегодня способ механизированной добычи нефти с использование для подъема жидкости из нефтяных скважин штанговых глубинных насосов. Штанговые глубинные насосы предназначены для откачки жидкости из скважин с обводненностью до 99%, объемным содержанием сероводорода до 0,1%, твердых механических примесей до 1,3 г/л, минерализации воды до 200 мг/л, с температурой до130 °С, свободного газа – до 10%. Разделяют вставные и трубные насосы. Поскольку у трубных насосов цилиндр насоса является неотъемлемой частью колонны НКТ, он должен быть встроен вместе с насосно-компрессорными трубами. Плунжер и всасывающий клапан могут быть смонтированы на насосных штангах позже. Всасывающий клапан устанавливается в нижней части насоса при помощи соответствующих устройств. Для разборки всасывающий клапан может быть захвачен и извлечен, в результате чего становится возможным слив жидкости из насоснокомпрессорных труб при ремонте скважины. Всасывающие клапаны изготовляются также в неизвлекаемом исполнении. При применении неподвижно встроенного всасывающего клапана в конструкции насоса применяется дополнительный модуль – сливной клапан со сбивным пальцем. Ввиду того что плунжер имеет точно обработанную поверхность, не рекомендуется его вводить в длинную, необработанную внутри колонну насосно-компрессорных труб. С тех пор как появились надежные съемные соединители, на практике чаще всего сначала встраивают плунжер вместе с насосом, а соединение его с насосными штангами производится позже при помощи автосцепа. Плунжер извлекается вместе с цилиндром насоса по колонне НКТ. Описанный выше принцип действия позволяет применять глубинные насосы, номинальный диаметр которых больше номинального диаметра НКТ. При одинаковом размере НКТ подача трубного насоса всегда будет больше подачи вставного глубинного насоса в результате более крупного диаметра цилиндра. Следовательно, трубные насосы применяются преимущественно для более крупных дебитов с небольшой глубины. Ограниченность глубины отбора обусловлена максимальной предельной нагрузкой на колонну НКТ и насосных штанг. Как правило, срок службы трубного насоса больше, чем срок службы вставного насоса в результате больших размеров изнашивающихся деталей. Главный недостаток трубных насосов заключается в том, что при каждой замене насоса необходимо извлекать всю колонну НКТ. Вставные насосы характеризуются тем, что монтаж комплектного насоса в колонну НКТ, а также демонтаж его осуществляется вместе с насосными штангами; при установке насос находится в замковой опоре, установленной на колонне насосно-компрессорных труб. Благодаря разнообразию типов и многочисленным вариантам материалов, используемых для изготовления элементов насоса, вставные насосы могут быть оптимально адаптированы к условиям скважины. При одинаковом размере НКТ у вставных насосов диаметр плунжера, проходное сечение и, следовательно, объем подачи меньше, чем у трубных насосов.

К основным узлам ШГН относят цилиндр, плунжер, клапаны. Обычные глубинные насосы по принципу действия относятся к плунжерным насосам простого действия. Исходная ситуация: насос и насосно- компрессорная труба заполнены жидкостью. Плунжер находится в верхней мертвой точке; нагнетательный клапан закрыт. Нагрузку столба жидкости над насосом принимают на себя насосные штанги. При прекращении потока жидкости снизу через всасывающий клапан данный клапан закрывается под действием силы тяжести. Цилиндр полностью или частично заполнен жидкостью. При погружении плунжера в эту жидкость нагнетательный клапан открывается, и вся нагрузка жидкости падает на всасывающий клапан и, следовательно, на НКТ. При дальнейшем ходе плунжера вниз верхняя штанга погружается в столб жидкости, вытесняя соответствующий ее объем, который подается в насосно-компрессорные трубы. В случае применения плунжеров, диаметр которых равен диаметру верхней штанги или меньше его, подача жидкости в трубопровод производится только во время хода плунжера вниз, в то время как при ходе плунжера вверх вновь набирается столб жидкости. Как только плунжер начинает двигаться вверх, плунжерный клапан закрывается; нагрузка жидкости снова передается на насосные штанги, при этом давление на приеме насоса превышает давление в цилиндре, всасывающий клапан открывается в момент отхода плунжера от нижней мертвой точки. Поступление жидкости из пласта в освобожденный от давления цилиндр продолжается, пока ход плунжера вверх не закончится в позиции. Одновременно с поднятием столба жидкости над плунжером происходит всасывание равного количества жидкости. На практике, однако, рабочий цикл насоса обычно сложнее. Работа насоса зависит в значительной мере от размера вредного пространства, содержания газа в жидкости и от вязкости откачиваемой среды. Кроме того, вибрации колонны насосно-компрессорных труб и насосных штанг, возникающие в результате непрерывной перемены нагрузки столба жидкости, и вибрации клапанов также влияют на цикл откачки.

Газлифт

Газлифт подразделяется на два типа: компрессорный и бескомпрессорный. При компрессорном газлифте для сжатия попутного газа применяются компрессоры, а при бескомпрессорном газлифте используется газ газового месторождения, находящийся под давлением, или из других источников. Основными элементами этой схемы являются: скважины, компрессорные станции, газопроводы высокого давления, трубопроводы для сбора нефти и газа, сепараторы различного назначения, газораспределительная батарея, групповые замерные установки, системы очистки и осушки газа с регенерацией этиленгликоля, дожимные насосные станции, нефтесборный пункт. В результате решения задачи оптимального распределения компримируемого газа для каждой скважины назначают определенный режим закачки газа, который необходимо поддерживать до следующего изменения режима. Параметром для стабилизации принимается перепад давления на измерительной шайбе дифманометра, установленного на рабочей линии подачи газа в скважину.

Оборудование газлифтных скважин состоит из наземной и подземной частей. Наземное оборудование газлифтных скважин практически не отличается от оборудования для фонтанных. Арматура устанавливается на устье первых, аналогична фонтанной арматуре и имеет то же назначение — герметизация устья, подвеска подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачиваемого газа, по промывке скважины и т.д.

Для газлифтных скважин нередко используют фонтанную арматуру, остающуюся после прекращения фонтанирования. Часто применяют специальную упрощенную и более легкую арматуру. При интенсивном отложении парафина арматуру устья дополнительно оборудуют лубрикатором, через который в НКТ на проволоке спускают скребок для механического удаления парафина с внутренних стенок труб. Кроме того, скважина оборудуется устьевым клапаном-отсекателем для перекрытия скважины при достижении ею производительности заданного предела.

Подземное оборудование включает в себя НКТ, скважинные камеры с газлифтными клапанами (пусковые и рабочие), верхний и нижний ниппели, гидравлический пакер, башмачную воронку. Может быть установлен глубинный предохранительный клапан-отсекатель на глубине 100-150 м, срабатывающий от перепада давления при достижении предельной производительности.

Бескомпрессорная газлифтная установка в целом отличается от компрессорной газлифтной установки отсутствием компрессорной станции, наличием природного газа — источников газа высокого давления и тех или иных устройств для борьбы с гидратообразованием в газовых коммуникациях. Газ может использоваться непосредственно из газовых скважин мощного газопровода высокого давления или из продуктивных газовых пластов, имеющихся в разрезе газлифтной скважины. Внутрискважинный газлифт — наиболее эффективный способ подъема жидкости. Осуществляется он путем перепуска газа из вышележащего (возможно, и из нижележащего) газового пласта через специальный забойный регулятор.

Применение внутрискважинного газлифта позволяет исключить строительство наземных газопроводов для сбора и распределения газа и газораспределительных пунктов, установок по подготовке газа (осушка, удаление части жидких углеводородов, очистка от сероводорода). В связи с вводом в подъемник ближе к башмаку НКТ газа высокого давления обеспечивается высокая термодинамическая эффективность потока в подъемнике. Если при бескомпрессорном и компрессорном газлифтах при лучших режимах термодинамическая эффективность составляет 30—40 %, то при внутрискважинном бескомпрессорном газлифте значение ее достигает 85-90 %.

Фонтанная эксплуатация

Фонтанная эксплуатация скважин является одним из наиболее эффективных способов добычи нефти, особенно на новых площадях. Поскольку он не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости, а при его применении используют исключительно энергетические ресурсы пласта, фонтанный способ добычи нефти, кроме того, является наиболее дешевым. Основными элементами фонтанной скважины являются: колонная головка, фонтанная арматура с лубрикатором для проведения различных операций в работающей скважине, насосно-компрессорные трубы. Возможна установка пакера илимбашмачной воронки для устранения пульсирующей работы фонтанного подъемника. В высокопродуктивных пластах НКТ оборудуются скважинными отсекателями для аварийного отключения. На фонтанной арматуре устанавливаются штуцер, предохранительные клапаны, пробоотборные устройства, приборы контроля. Условия фонтанирования скважины рекомендовано определять используя кривые распределения давления и температуры по длине одного фонтанного подъемника при различных условиях его работы. Для построения кривых распределения давления и температуры необходимо задавать дебит скважины и соответствующее этому дебиту забойное давление, что позволяет согласовать совместную работу пласта и подъемника. Важное значение приобретает при этом достоверность коэффициента продуктивности скважины. Если нет точной информации о продуктивности, то расчет становится невозможным.

При достижении определенной степени обводненности продукции скважин, снижения пластового давления и уменьшения количества газа, поступающего из пласта, пластовая энергия не обеспечивает процесс фонтанирования скважины на заданных режимах. Фонтанирование скважины прекращается.