В инструктивной части освещают новые или более совершенные способы выполнения отдельных, прежде всего, наиболее трудоемких видов работ, приводят рекомендации о более рациональной организации производственного процесса с учетом особенностей конкретного участка площади.

Третья часть содержит баланс времени бурения и крепления с учетом рекомендаций, сделанных в первых двух частях, и оперативный график бурения скважины в координатах «Глубина (м) - Продолжительность (сут)». На график нанесены две кривые : одна характеризует процесс углубления скважины по нормам, указанным в нормативной карте; вторая - процесс углубления с учетом реализации рекомендаций инструктивно-технологической карты. Во время бурения буровой мастер на этот же график наносит третью кривую, показывающую фактические затраты времени на бурение и крепление. Сопостаие вляя фактическую кривую с двумя первыми, буровая бригада имеет возможность контролировать выполнение нормативных показателей углубления скважины и сопоставлять свою работу с лучшими достижениями на площади.

Фактическая картина строительства скважин создается на основании оперативного и статистического учета результатов буровых работ.

Оперативный и статистический учет результатов буровых работ осуществляется путем заполнения и утверждения определенного числа документов, охватывающих все основные этапы строительства скважины.

Документы делятся на первичные (исходные) и итоговые (обобщающие).

К первичным относятся суточный рапорт бурового мастера, акты результатов крепления и суточный рапорт по заканчиванию, освоению и испытанию скважины и др.. К итоговым - все формы отраслевой статистической отчетности..

Значительное усложнение условий бурения, связанное с ростом глубин скважин, возможность больших технико-экономических потерь вследствие принятия несвоевременных или неквалифицированных решений по управлению процессами строительства скважин привели к необходимости создания и использования в бурении систем телеконтроля. Эти системы служат для передачи на диспетчерский пункт информации о важнейших параметрах технологических процессов с целью последующего принятия высококвалифицированным специалистом эффективных управляющих решений

В состав систем телеконтроля (например, КУБ-01) входят датчики и преобразователи, расположенные на буровой установке и в бурильной колонне, каналы связи, приемная аппаратура и вторичные приборы на диспетчерском пункте. Основная функция подобных систем - воспроизведение в режиме реального времени вторичными приборами на диспетчерском пункте информации, фиксируемой датчиками на буровой.

6. ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

6.1 Виды работ при текущем ремонте скважин

Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии).

В соответствии с Правилами ведения ремонтных работ в скважинах, введенными в действие с 01.11.97, к текущему ремонту относятся следующие работы (табл. 1).

Таблица 1 Разновидности текущего ремонта скважин

Шифр	Виды работ по ТРС
ТР1	Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации)
ТР1-1	Ввод фонтанных скважин
ТР1-2	Ввод газлифтных скважин
ТР1-3	Ввод скважин, оборудованных ТТТГН
ТР1-4	Ввод скважин, оборудованных ЭЦН
ТР2	Перевод скважин на другой способ эксплуатации
ТР2-1	Фонтанный - газлифт
ТР2-2	Фонтанный - ШГН
ТР 2-3	Фонтанный - ЭЦН
ТР 2-4	Газлифт - ШГН
ТР 2-5	Газлифт - ЭЦН
ТР 2-6	ШГН - ЭЦН
ТР 2-7	ЭЦН - ШГН
ТР 2-8	ШГН - ОРЭ
ТР 2-9	ЭЦН - ОРЭ
ТР2-10	Прочие виды перевода
ТРЗ	Оптимизация режима эксплуатации
ТРЗ-1	Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН
ТРЗ-2	Изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН
ТР4	Ремонт скважин, оборудованных ШГН
ТР 4-1	Ревизия и смена насоса
ТР 4-2	Устранение обрыва штанг
ТР 4-5	Замена полированного штока
ТР 4-6	Замена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ
ТР 4-7	Очистка и пропарка НКТ
ТР 4-8	Ревизия, смена устьевого оборудования
ТР5	Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН
ТР5-1	Ревизия и смена насоса
ТР 5-2	Смена электродвигателя
ТР 5-3	Устранение повреждения кабеля
ТР 5-4	Ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ
ТР 5-5	Очистка и пропарка НКТ
ТР 5-6	Ревизия, смена устьевого оборудования
ТР6	Ремонт фонтанных скважин
ТР6-1	Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ
ТР 6-2	Очистка и пропарка НКТ
ТР 6-3	Смена, ревизия устьевого оборудования
ТР7	Ремонт газлифтных скважин
ТР7-1	Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ
ТР 7-2	Очистка и пропарка НКТ
ТР 7-3	Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов
ТР 7-4	Ревизия, смена устьевого оборудования
ТР8	Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин
ТР9	Очистка, промывка забоя
ТР9-1	Промывка горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ
ТР 9-2	Обработка забоя химреагентами (ТГХВ, СКО, ГКО и т.д.)
ТР10	Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования
ТР11	Прочие виды работ

Вышеприведенные работы выполняются бригадой текущего ремонта скважин, однако в промысловой практике их чаще называют бригадами подземного ремонта скважин, что не совсем правильно, так как подземный ремонт скважины включает в себя как текущий, так и капитальный ремонт, т.е. это понятие шире. Бригадами текущего ремонта скважин могут выполняться работы по устранению некоторых аварий (например, извлечение НКТ), не занимающих много времени.

6.2 Преимущества и недостатки прямой промывки песчаных пробок

Схема внутрискважинного оборудования при промывке забоя скважины: 1- жидкость с частицами песка, поднимающаяся на поверхность; 2 - полимерный гель, закачиваемый в скважину; 3 - песок

Появление песка на забое скважины может быть обусловлено оседанием частиц пласта, выносимых через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне во внутреннюю полость скважины. Этот процесс происходит практически во всех нефтяных и газовых скважинах, и его интенсивность определяется механическими свойствами продуктивного пласта. Песок может оказаться на забое скважины после проведения операций подземного ремонта скважины, связанных с использованием гидропескоструйных перфораторов, и после выполнения гидравлического разрыва пласта. Наконец, определенное количество песка может быть намыто при создании искусственного забоя и т.д.

Независимо от причин появления песка для обеспечения нормальной эксплуатации скважины его следует удалять. При этом отрицательное воздействие на пласт должно быть минимальным.

При выборе оборудования для выполнения подобных работ нужно иметь в виду, что длина колонны гибких труб, содержащихся на катушке барабана агрегата, должна быть не меньше глубины забоя скважины.

Очистку эксплуатационной колонны (или забоя) от песка осуществляют с помощью внутрискважинного оборудования, схема которого для выполнения данной операции показана на рисунке.

У устья скважины располагают агрегат с колонной гибких труб, насосный агрегат, буферную емкость для приема поднимающейся из скважины промывочной жидкости.

Основным требованием к последней является способность ее выносить твердые частицы из скважины, что необходимо и при бурении, и при подземном ремонте скважин. Во время работы с колоннами гибких труб выполнение этого требования приобретает особую важность, поскольку их использование накладывает определенные ограничения на эффективность данного процесса.

В качестве промывочных используют два типа жидкостей - ньютоновские и неньютоновские. К первой группе относятся вода, соляные растворы на воде, углеводородные жидкости (дизельное топливо, очищенная нефть и т.п.). Все они имеют постоянную вязкость.

Вторую группу составляют буровые растворы и гели. Для них характерно наличие зависимости вязкости от условий течения, они обладают ярко выраженными релаксационными свойствами, а зависимость между скоростью и напряжением сдвига у них нелинейна.

Помимо описанных используют сжимаемые жидкости, содержащие газ. К ним же, правда, с определенной условностью могут быть отнесены и пены, поскольку они представляют собой газожидкостную эмульсию. В качестве жидкости для образования пен используют воду или нефть, в качестве газа - азот. Для образования устойчивой пены добавляют небольшое количество ПАВ (до 5 - 6 %). Использование пен в качестве промывочных жидкостей обусловлено стремлением снизить гидростатическое давление на пласт при выполнении технологических операций. Важным свойством пены является ее способность удерживать во взвешенном состоянии крупные твердые частицы, что не удается другим типам промывочных жидкостей. При промывке скважин, имеющих угол наклона более 30°, применение пен нежелательно, так как при их распаде в процессе подъема по колонне лифтовых труб происходит образование застойных зон в местах, где колонна гибких труб соприкасается с внутренней поверхностью лифтовых труб. В ряде случаев может образовываться поток жидкости, направленный сверху вниз, который переносит частицы песка обратно на забой. Предотвратить это явление можно, если обеспечить турбулентный режим течения промывочной жидкости по всему поперечному сечению лифтовой колонны. Этому способствует подача в промывочную жидкость азота.

Жидкости, содержащие газ и пены, требуют более сложных режимов работы оборудования. При их использовании, как правило, необходимо обеспечивать дросселирование поднимающегося потока на выходе из устьевой арматуры.

В качестве промывочного агента используют также и газ, в подавляющем большинстве случаев - это азот. К положительным его свойствам следует отнести нетоксичность, инертность, плохое растворение в воде и углеводородных жидкостях. Использование газа позволяет резко снизить величину гидростатического давления на забой скважины.

Скорость восходящего потока при работе с КГТ, как и при любой промывке, должна превосходить скорость оседания в ней твердых частиц. Это условие справедливо для вертикальных скважин и наклонных участков в последних с отклонением от вертикали до 45°. Для более пологих и тем более горизонтальных участков скважины процесс выноса твердых частиц гораздо сложнее. В таких случаях происходит образование застойных зон в местах контакта гибкой трубы со стенкой скважины или эксплуатационной колонной. В этой зоне частицы песка оседают, несмотря на достаточную среднюю скорость течения. Для предотвращения этого явления или сведения его отрицательного эффекта к минимуму необходимо обеспечивать достаточную турбулентность потока восходящей жидкости.

Для оценки возможности выноса твердых частиц потоком жидкости используют понятие установившейся скорости оседания частиц.

Анализ показывает, что установившаяся скорость оседания для частиц песка размером 0,84 мм составляет 0,128 м/с, а для 2 мм - 0,274 м/с. Поскольку гранулометрический состав песка в пробке достаточно разнообразен, то расчеты следует проводить с учетом максимальных размеров песчинок, выносимых на поверхность. Считается, что для обеспечения подъема песка в вертикальной скважине скорость восходящего потока жидкости должна превышать установившуюся скорость оседания в 1,5 - 2 раза, а в горизонтальных участках - в 10 раз.

Если ньютоновская жидкость не обеспечивает выноса песка, необходимо использовать пену или газ.

Основным фактором, ограничивающим скорость движения промывочной жидкости в восходящем потоке, являются гидродинамические потери на трение в КГТ. Для их преодоления нужно развивать такое давление на входе в колонну, которое ограничено лишь прочностью труб.

В большинстве случаев основная доля гидродинамических потерь во внутрискважинном оборудовании приходится на колонну гибких труб. Гидравлическое сопротивление кольцевого пространства примерно на порядок меньше этих потерь. Следует иметь в виду, что при концентрации твердых частиц в жидкости до 360 кг/м³ вязкость последней практически не изменяется и при расчетах ее можно рассматривать как чистую жидкость. Свыше указанного предела необходимо учитывать изменяющиеся свойства жидкости.

Наличие твердых частиц в промывочной жидкости, поднимающейся по кольцевому пространству, приводит к повышению гидростатического давления на забой. Их присутствие обусловливает увеличение давления насоса, подающего технологическую жидкость в КГТ. При использовании для контроля за давлением стрелочных манометров со шкалой, рассчитанной на максимальные величины, этот прирост может быть и незаметен оператору. Однако если плотность жидкости подбиралась недостаточно точно и имеется опасность поглощения ее пластом, то может возникнуть следующая ситуация. При увеличении гидростатического давления технологическая жидкость будет уходить в пласт. При этом ее расход в восходящем потоке уменьшится, а плотность последнего будет все время возрастать, что повлечет за собой дальнейшее увеличение гидростатического давления. Этот процесс будет идти до тех пор, пока не произойдет полная потеря циркуляции, песок опустится по кольцевому пространству вниз и произойдет прихват колонны гибких труб. Подобная ситуация и ее развитие имеют прямые аналоги при проведении буровых работ.

Поэтому при планировании операций по удалению песчаных пробок необходимо предусматривать возможность утечки пластовой жидкости в пласт и иметь ее запас.

Концентрация твердых частиц, слагающих пробку в технологической жидкости, поднимающейся по кольцевому пространству, определяется скоростью перемещения КГТ в пробке.

При удалении одиночной рыхлой пробки концентрация твердых компонентов в поднимающейся жидкости мала и практически не оказывает влияния на гидростатическое давление. При очистке колонны достаточно большой длины с несколькими пробками следует контролировать расход технологической жидкости из кольцевого пространства. В том случае, если расход жидкости уменьшается или прекращается вообще, необходимо поднять колонну, продолжая закачку жидкости до возобновления циркуляции.

Специалисты американских и канадских фирм, выполняющих подобные работы, рекомендуют ограничивать скорость спуска КГТ до 9 - 12 м/мин, если положение пробки неизвестно. Если оно установлено, скорость может быть увеличена до 18 м/мин. В процессе спуска КГТ должна поддерживаться непрерывная циркуляция жидкости. Нежелательно также оставлять КГТ неподвижной в течение длительного времени.

После размыва пробки или ее участка нужно продолжать промывку без изменения глубины подвески КГТ до тех пор, пока из кольцевого пространства не будет вынесен весь объем песка. При дальнейшем спуске колонны следует контролировать нагрузку на транспортер - она должна монотонно увеличиваться пропорционально глубине спуска. Периодически через 300 м целесообразно проверять усилие, необходимое для подъема колонны.

При разрушении плотной пробки может возникнуть ситуация, когда пробка воспримет вес КГТ и ее перемещение прекратится. Такое положение однозначно отражается на показаниях индикатора веса колонны и манометра, регистрирующего давление, развиваемое насосом, - показания первого прибора уменьшаются, а второго увеличиваются. После определения верхней границы пробки колонну гибких труб приподнимают на 3 - 5 м и увеличивают подачу промывочного насоса до расчетной величины. Скорость перемещения колонны при разрушении подобной пробки составляет 1 - 3 см/с.

Если этот интервал достаточен для образования объема, в котором песок находится во взвешенном состоянии за счет турбулизации жидкости истекающим из КГТ потоком, то при входе в колонну лифтовых труб скорость подъема резко возрастает и процесс выноса песчаных частиц идет нормально. Если это условие не соблюдается, то верхняя граница расположения взвешенных частиц находится ниже башмака лифтовой колонны. В этом случае песок не будет выноситься на поверхность.

Для обеспечения эффективного выноса песка используют пены или полимерные гели, приготавливаемые на водяной основе и имеющие повышенные сопротивления сдвигу и низкую вязкость.

При достижении башмака лифтовой колонны и подходе к вероятной точке нахождения песка скорость спуска уменьшают до среднего значения. Момент соприкосновения наконечника гибкой трубы с песчаной пробкой определяют по индикатору нагрузки - величина усилия в точке подвеса трубы резко уменьшается, а давление, развиваемое промывочным насосом, возрастает.

Для повышения эффективности процесса разрушения пробки используют насадки на КГТ различной конструкции. Все они основаны на гидромониторном эффекте, а отличаются числом отверстий и направлением. Потери давления на подобных насадках могут достигать 17 МПа.

Для уменьшения гидростатического давления на пласт при удалении песчаных пробок существуют способы, основанные на применении струйного насоса, спускаемого на двух коаксиально расположенных колоннах гибких труб. При этом проблемы с выносом песка не возникает, так как скорости и нисходящего, и восходящего потоков промывочной жидкости достаточно велики. Положительным свойством данного способа является и то, что гидростатическое давление жидкости, находящейся в скважине и воздействующей на пласт, может быть сведено к минимуму.

Использование данного способа промывки может быть реализовано только при достаточном внутреннем диаметре труб, в которых происходит перемещение коаксиальных колонн гибких труб.

Все описанные выше проблемы возникают и решаются при прямом способе промывки, когда технологическая жидкость направляется к пробке через колонну гибких труб. Несмотря на советы не допускать попадания во внутреннюю полость песка и других компонентов пробки, есть мнение о целесообразности использования обратной промывки. Все вопросы о преимуществах и недостатках прямой и обратной схем промывок при удалении пробок достаточно хорошо разработаны для традиционных способов ПРС. В данном случае они остаются справедливыми.

Основным опасением и аргументом против использования схемы обратной промывки является возможность закупорки КГТ продуктами, слагающими пробку. Кроме того, при подаче жидкости в кольцевое пространство может произойти потеря устойчивости колонны гибких труб в верхней части и смятие. Практические эксперименты и предварительные расчеты режимов выполнения обратной промывки показывают, что в качестве технологических жидкостей в данном случае можно использовать только несжимаемые. Естественно, что обратные клапаны на КГТ и какие-либо другие устройства, пропускающие жидкость в одном направлении по колонне и всему тракту ее течения, устанавливаться не должны.

7. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА

7.1 Технология гидроразрыва пласта

Создание в призабойной зоне скважины вибрационных волн при помощи специального вибратора, повышающего проницаемость призабойной зоны пласта. Этот метод разработанный в МИНХ и ГП (в настоящее время РГУНГ им. И.М. Губкина) используют в добывающих скважинах и в нагнетательных скважинах.

Для создания резких колебаний расхода жидкости (вибро-ударных волн) применяют гидравлические вибраторы золотникового типа - ГВЗ. В корпусе ГВЗ жёстко на резьбе закреплён ствол, имеющий щелевые отверстия по образующей цилиндра. На стволе на подшипнике качения свободно вращается цилиндрический золотник, так же имеющий щелевые отверстия выполненные под углом к образующей.

При прокачке золотник вращается и периодически то открывает, то закрывает проход потоку жидкости в результате создаются небольшие гидравлические удары, число которых может быть доведено до 30 000 в минуту. В качестве рабочей жидкости применяют нефть, раствор соляной кислоты, керосин или их смеси.

За длительный период разработки нефтяных месторождений в Нефтеюганском районе Тюменской области произошло значительное ухудшение структуры запасов. По состоянию на начало 1996 года 54 % остаточных запасов нефти содержится в низкопродуктивных пластах с проницаемостью менее 15 мД. Степень выработки их не превышает 5 %. Эти трудноизвлекаемые запасы требуют применения эффективных технологий разработки. Таковым в первую очередь является гидравлический разрыв пласта, поскольку традиционные методы интенсификации нефтеотдачи пластов недостаточно эффективны.

Технология гидроразрыва пласта является методом интенсификации текущей нефтедобычи для низкопроницаемых залежей и повышения в конечном итоге коэффициента нефтеотдачи по месторождению. Проведение гидроразрыва в отдельной скважине ведёт к увеличению её добывающих возможностей значительно выше естественной, обеспечивая дополнительную добычу нефти.

Идея гидравлического создания трещины в продуктивной зоне для повышения её производительности была разработана в 20-х годах Р.Ф. ФАРРИСОМ из компании»Stanolind Oil & Gas Corp.». Эту концепцию он разработал на основе изучения давлений, с которыми встречаются при задавливании цемента, воды и нефти в пласт. В 1947 году»Stanolind»(в настоящее время компания»АМОКО ПРОДАКШН КОРП.») осуществила первый экспери-ментальный гидроразрыв в скважине № 1 месторождения Клеппер в Грант Каунти, штат Канзас, США.

На нефтяных месторождениях АО»ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ»технология гидроразрыва пласта стала внедряться с 1988 года (впервые в Западной Сибири) и к настоящему времени имеет стабильный эффект, приобретая большое распространение и на других предприятиях региона. В целом по Западной Сибири гидроразрыв пласта охватывает более 80-ти пластов почти 50-ти месторождений.

Наибольших успехов в проведении гидроразрыва пласта достигнуто на месторождениях АО»ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ», где на 18-ти месторождениях, к 1996 году, выполнено более 1100 операций по гидроразрыву пласта (всего по Западной Сибири - более 1800 операций).

7.2 Схема расположения оборудования при ГРП

В помещении ГРП должен находиться пожарный инвентарь: ящик с песком, огнетушители, кошма и т. д.

Отключающие устройства устанавливают на вводе газопровода в ГРП и на выходном газопроводе на расстоянии не менее 5 м и не более 100 м.

Расположение и компоновка газового оборудования ГРП изображены на рис.1. В ГРП находится такое оборудование как:

- регулятор, который снижает давление газа и автоматически поддерживает его на заданном уровне независимо от расхода газа потребителями;

- приборный щит, на который вынесены контрольно-измерительные приборы; обводной газопровод (байпас), оборудованный двумя задвижками, которые при отключенной основной линии используют как ручной двухступенчатый регулятор давления газа; газовое оборудование основной линии. На основной линии газовое оборудование располагается в такой последовательности:

- входная задвижка для отключения основной линии; фильтр для очистки газа от различных механических примесей; предохранительный клапан, автоматически отключающий подачу газа потребителям в случае выхода из строя регулятора давления газа;

- гидрозатвор, присоединенный к газопроводу после выходной задвижки (служит для сброса в атмосферу части газа, когда неисправный регулятор начинает повышать выходное давление). Вместо гидрозатвора в ГРП могут применять другие сбросные устройства, например предохранительный сбросной клапан (ПСК). Таким образом, выходное давление газа контролируется предохранительным запорным клапаном (ПЗК) и предохранительным сбросным клапаном (ПСК).



Рис. 7.1. Схема оборудования ГРП (ГРУ):

1 - гидрозатвор; 2 - кран к гидрозатвору; 3 - задвижка на байпасе; 4 - импульсная трубка конечного давления; 5 - продувочная свеча; б - обводная линия (байпас); 7 - регулятор давления; 8 - предохранительно-запорный клапан; 9 - импульсные трубки до и после фильтра; 10- кран на байпасе; 11 -дифференциальный манометр для замера перепада давления на фильтре; 12 - расходомер; 13 - регистрирующий манометр входного давления; 14 - диафрагма; 15 - показывающий манометр выходного давления; 16 - регистрирующий манометр выходного давления; 17 - входная задвижка; 18 - фильтр; 19 - выходная задвижка

С помощью предохранительного запорного клапана выполняется контроль верхнего и нижнего пределов давления газа, а ПСК - только верхний. При этом изначально срабатывает ПСК, а затем - ПЗК. По этой причине ПСК настраивают на меньшее давление, превышающее в пределе регулируемое на 15 %, а ПЗК настраивают на давление, превышающее регулируемое в пределе на 25 %.

8. СБОР И ПОДГОТОВКА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

8.1 Назначение и оборудование дожимных насосных станций

Тип и число основных и вспомогательных насосов, состав помещений и набор вспомогательного оборудования, конструктивные особенности и предъявляемые к насосной станции технологические требования зависят от ее назначения. В зависимости от перекачиваемой жидкости насосные станции подразделяются на водопроводные и станции систем водоотведения (канализационные).

По своему назначению и расположению в общей схеме водоснабжения водопроводные насосные станции подразделяются на станции I подъема, II и последующих подъемов, повысительные и циркуляционные (рис. 1, а, б, в, г).

Насосные станции 1 подъема забирают воду из источника и подают ее на очистные сооружения или, если не требуется очистка воды, в аккумулирующие емкости (резервуары чистой воды, водонапорные башни, гидропневматинеские баки), а в некоторых случаях непосредственно в распределительную сеть. Характерной особенностью насосных станций 1 подъема является более или менее равномерная подача в течение суток.

Насосные станции 2 подъема подают воду потребителям из резервуаров чистой воды, которые позволяют регулировать подачу. Подача насосных станций 2 подъема в течение суток неравномерна. Ее по возможности приближают к графику водопотребления.

Повысительные насосные станции (станции подкачки) предназначены для повышения напора на участке сети или в водоводе. Они забирают воду не из резервуара, а из трубопроводов и поэтому не могут самостоятельно регулировать подачу.

Циркуляционные насосные станции входят в замкнутые системы технического водоснабжения промышленных предприятий и тепловых электростанций.

Насосные станции систем водоотведения (рис. 1, д) предназначены для подачи сточных вод на очистные сооружения. Районные насосные станции водоотведения часто перекачивают стоки не непосредственно на очистные сооружения, а из одного бассейна канализования в другой, когда соединение бассейнов самотечными коллекторами нецелесообразно.

Особый вид насосных станций представляют станции для перекачивания атмосферных вод (на сети ливневой канализации), осадков и ила (на канализационных и водопроводных очистных сооружениях), агрессивных промышленных сточных вод.

По степени обеспеченности подачи воды насосные станции подразделяются на три категории.

1 категория допускает перерыв в подаче воды только на время (неболее 10 мин), необходимое для выключения поврежденных и включения резервных элементов (оборудования, арматуры, трубопроводов), и снижение подачи воды на хозяйственно-питьевые нужды не более 30 % расчетного расхода и на производственные нужды до предела, установленного аварийным графиком работы предприятий, при длительности снижения не более 3 сут.

2 категория допускает перерыв в подаче для проведения ремонта не более, чем на б ч, а на канализационных станциях -- на время, обусловленное аккумулирующей вместимостью подводящих сетей, и соответствующее снижение подачи не более, чем на 10 сут.

3 категория допускает перерыв в подаче не более, чем на 24 ч и соответствующее снижение подачи не более, чем на 15 сут.

К 1 категории относятся насосные станции, обслуживающие технический водопровод и системы водоотведения специальных производств; системы водоснабжения и водоотведения населенных пунктов с числом жителей свыше 50 000 чел. (ориентировочно, максимальное суточное водопотребление свыше 40 000 м3); подающие воду непосредственно в сеть противопожарного и объединенного хозяйственно-противопожарного водопроводов.

Ко 2 категории относятся насосные станции, обслуживающие водопровод населенных пунктов с числом жителей от 5000 до 50 000 чел., если подача воды на пожаротушение возможна и при временной остановке этих станций;

насосные станции систем водоотведения населенных пунктов с тем же числом жителей, если аккумулирующая вместимость подводящих сетей обеспечивает прием стоков на время отключения станции при ремонте; насосные станции водопроводов населенных пунктов с числом жителей до 600 чел. (ориентировочно, максимальное суточное водопотребление не более 3000 м3) и других объектов, указанных в нормах.

К 3 категории относятся насосные станции систем водоотведения, обслуживающие населенные пункты с числом жителей до 500 чел., и насосные станции поливочных водопроводов.

К насосным станциям различных категорий предъявляются соответствующие требования по надежности энергообеспечения (для насосных станций I и II категории подключение не менее, чем к двум независимым ЛЭП), по капитальности сооружений, по резерву технологического оборудования.

От категории насосной станции зависит число резервных агрегатов, число всасывающих и напорных линий и расчетные расходы для них, количество и размещение запорной арматуры на внутристанционных коммуникациях.

Наряду с обеспечением напора и подачи, предусмотренных графиком водопотребления или водоотведения, и удовлетворением требований по бесперебойности работы, при сооружении и оборудовании насосных станций необходимо при наименьших затратах на их строительство и эксплуатацию обеспечивать комфортные условия работы обслуживающего персонала, широкое применение автоматики и телемеханики. Не следует допускать излишеств в составе и размерах сооружений, кубатуре зданий, основном и вспомогательном оборудовании, архитектурном оформлении.

В то же время необходимо учитывать, что состав сооружений и оборудования, так же как и вся схема водоснабжения или водоотведения в целом, должны отвечать условиям будущей экспулатации при возрастающих объемах водопотребления.

Конструкция насосной станции должна предусматривать возможность модернизации и расширения, замены установленного оборудования на более мощное, обеспечивающее увеличение подач и напоров.

Дожимные насосные станции (ДНС) - предназначены для сбора, сепарации, предварительного обезвоживания, учета и дальнейшей транспортировки нефти и попутного газа на центральные пункты сбора. Сырьем для ДНС является продукция скважин нефтяных месторождений в виде газожидкостной смеси.

В составе ДНС предусматриваются следующие технологические объекты:

· блок реагентного хозяйства,

· нефтяные и газовые сепараторы,

· отстойники,

· буферные и дренажные емкости,

· резервуары различного назначения,

· насосные станции для перекачки нефти и подтоварной воды.

АСУ ДНС обеспечивает:

- автоматический контроль и регулирование технологических параметров во всем диапазоне их рабочих значений - автоматическую защиту технологического оборудования во всех режимах работы - дистанционное или ручное управление исполнительными механизмами ДНС - отображение и архивирование всей технологической информации по работе ДНС

Компания выполняет проектные и конструкторские работы, включая проведение экспертиз выполненных проектов в органах надзора, а также осуществляет метрологическое обеспечение, включая:

· поверку и калибровку систем измерения (СИ)

· разработку методик выполнения измерений с использованием СИКН

· испытание СИКН для целей утверждения типа СИ с получением сертификата и внесением в Государственный реестр средств измерения РФ.

В состав работ также входит: консультирование персонала Заказчика по вопросам работ с поставляемым оборудованием разработка эксплуатационной документации авторское сопровождение при проведении опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) разработка, конфигурирование и отладка программного обеспечения АСУ ТП

8.2 Механический расчет стальных вертикальных резервуаров

Главным условием возможности безопасной эксплуатации резервуара на расчетных параметрах является удовлетворение параметров его элементов, работающих под нагрузкой, условиям прочности и устойчивости согласно СНиП 11-23-81* «Нормы проектирования. Стальные конструкции».

Значения расчетных параметров конструктивных элементов резервуара (геометрические размеры, толщины и др.) принимаются по данным технического обследования конструкций, а характеристики материалов -- по нормативным прочностным показателям согласно проектным данным, либо по результатам исследований химического состава и механических свойств металла.

Расчеты конструктивных элементов на прочность (в том числа с учетом сопротивления стали хрупкому разрушению) и устойчивость производятся специализированной организацией (Приложение 1) в случае отклонения фактических толщин от проектных в сторону уменьшения и внесения в конструкцию при сооружении или ремонте отклонений от проекта, не согласованных с проектной организацией и неподтвержденных расчетом, при отклонениях геометрической формы элементов и сварных швов от нормативов на изготовление, а также в случае отсутствия проектной и исполнительной документации.

При выполнении расчетов используются минимальные толщины конструктивных элементов, полученные по данным выполненных замеров.

Расчеты на прочность и устойчивость при определении остаточного ресурса резервуаров должны выполняться с учетом эксплуатационной нагрузки (гидростатическое давление жидкости и избыточное давление газа, аварийный вакуум), концентрации напряжений, вызванных местными дефектами в сварных швах, отклонениями в геометрической форме стенки и другими дефектами, а также фактической (остаточной) толщины стенки.

Эксплуатация резервуара не допускается, когда по условиям прочности и устойчивости согласно СНиП 11-23-81* «Нормы проектирования. Стальные конструкции» при статических нагружениях отдельные элементы конструкции резервуара вследствие коррозионного износа, механических повреждений, снижения механических свойств металла и др., не соответствует расчетных эксплуатационным параметрам. В этом случае продление срока службы резервуара возможно при установлении пониженных эксплуатационных параметров (снижение уровня залива, уменьшение избыточного давления и вакуума) или после проведения комплексных мероприятий по ремонту и усилению металлических конструкций резервуара.

Если такие мероприятия экономически или технически не целесообразны, резервуар может быть исключен из эксплуатации.

Для резервуаров вместимостью более 10000 мі, имеющих отклонения образующих от вертикали, превышающих допускаемые (таблица П 4.1 Приложения 4) и дефекты в зонах монтажных сварных соединений, испытывающих циклические нагружения более 250 полных циклов в год, специализированной организацией выполняются поверочные расчеты на малоцикловую усталость для определения расчетного ресурса.

Для резервуаров, эксплуатирующихся при пониженных температурах, необходимо выполнение поверочных расчетов узлов с учетом хрупкого разрушения согласно СНиП 11-23-81* «Нормы проектирования. Стальные конструкции».

При снижении механических свойств основного металла или сварных соединений ниже требований нормативно-технической документации поверочный расчет на прочность должен это учитывать путем соответствующего уменьшения допускаемых напряжений.

Если по результатам расчета на устойчивость устанавливается необходимость снижения величины эксплуатационного вакуума производится соответствующая регулировка дыхательных и предохранительных клапанов.

9. ИСЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ

9.1 Скважинный манометр МГН-2, назначение и конструкция

Скважинные исследования большей частью заключаются в измерениях забойных давлений с помощью манометров. Существует много типов скважинных манометров, но наиболее простым и распространенным является манометр скважинный геликсный (МГН-2) с автономной регистрацией (рис. 6.11, а). Чувствительным элементом п этом манометре является многовитковая пустотелая плоская пружина-геликс 1, заполненная под вакуумом легким маслом. При давлении внутри пружины каждый виток, как и в обычном манометре, разворачивается па некоторый угол вокруг вертикальной оси. Последний верхний заглушенный виток поворачивается па угол, равный сумме углов поворота всех витков. На верхнем витке укреплено легкое царапающее перо 2, угол поворота которого пропорционален давлению. Нижний конец геликсной пружины сообщается с сильфоном 3 (эластичная металлическая гармошка), исполняющим роль разделителя жидкостей. Сильфон также заполнен маслом. Он омывается скважинной жидкостью, давление которой без потерь передается через сильфон жидкости внутри геликса.

Регистрирующая часть состоит из следующих элементов. Часовой механизм 4 приводит во вращательное движение ходовой винт 5, который сообщает регистрирующей каретке 6 равномерное поступательное движение. Поэтому вертикальное перемещение каретки пропорционально времени, истекшему с момента пуска часового механизма на поверхности перед герметизацией прибора.

Все детали манометра, за исключением сильфона, заключены в прочный герметичный корпус 7, внутри которого сохраняется атмосферное давление. Камера, где помещен сильфон, сообщается через отверстие с наружной средой. Обычно в нижней части прибора в специальной камере помещается обыкновенный максимальный термометр для регистрации температуры на забое скважин и внесения температурных поправок в показания манометра.

На внутренней стороне каретки (стакана) укладывается бланк из специальной бумаги, на которой острие царапающего пера оставляет тонкий след при ничтожно малом трении. Перо пишет дугу, пропорциональную давлению, при непрерывно перемещающейся каретке. Таким образом, на бумажном бланке остается запись в координатных осях Р и t (давление и время). Расшифровка записи, т. е. измерение ординат (Р), осуществляется на оптических столиках с микрометрическими винтами.

Скважинные манометры должны иметь малый диаметр и практически неограниченную длину. В то же время они должны обладать большой точностью измерений, так как не так важно знать точное абсолютное давление, как важно точно знать изменение этого давления при измерении, например, депрессии пли при снятии КВД.

Техническая характеристика манометра МГН-2

Диаметр, мм	32
Длина, мм:
без утяжелителя	1565
с утяжелителем	2285
Масса, кг
без утяжелителя	6
с утяжелителем	12,5
Пределы измеряемого давления в зависимости от установленного геликсного блока, МПа	10 - 100
Рабочая температура, °С	До 160
Рабочее перемещение пера, мм	До 55
Рабочее перемещение каретки, мм	До 120
Время рабочего перемещения каретки, ч	До 16
Порог чувствительности в % от предела измерения, не более %	0,2
Класс точности прибора (при отсчете на измерительном микроскопе с использованием тарировочных таблиц и введении температурных поправок)	От 0,25 до 0,4

Имеются манометры так называемого поршневого типа МГП (рис. 6.11, б), чувствительным элементом в которых является шток-поршень 1, растянутый пружиной 2. Шток проходит через сальник 3, разделяющий две камеры. В верхней камере А - атмосферное давление. Нижняя камера В сообщается с внешней средой. Разность давлений в камерах действует на сечение поршня-штока 1, который при своем перемещении растягивает пружину. В атмосферной камере на конце штока имеется перо 4, прочерчивающее на бумажном бланке вертикальную линию, равную перемещению штока, и пропорциональную давлению в нижней камере. Бумажный бланк укреплен на внутренней поверхности стакана-каретки 5, которая медленно вращается от часового механизма 6. Нижняя камера может быть заполнена маслом и отделена от скважинной жидкости сильфоном. Преимуществом такой конструкции манометра является возможность получения при малом диаметре прибора больших перемещений штока, а следовательно, и возможность получения более четких записей. Однако трение в самоуплотняющемся сальнике, выдерживающем весь перепад давления, препятствует перемещению штока и обусловливает погрешность. Для снижения трения в сальнике в некоторых конструкциях штоку придается постоянное вращательное движение.

Дифференциальный манометр предназначен для более точного измерения давления в скважине, начиная с заданной величины, зависящей от давления зарядки измерительной камеры прибора. В принципе это тот же поршневой манометр, в верхней камере которого не атмосферное давление, а давление зарядки. Очевидно, если давление зарядки сделать 10 МПа, то шток начнет перемещаться только при давлениях, превышающих 10 МПа. Таким образом, весь полезный ход штока останется для записи давления, превышающего 10 МПа.

9.2 Сущность исследования скважин при отборе жидкости

Форсированный отбор жидкости (ФОЖ) является методом увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов, реализация которого осуществляется за счёт увеличения градиента давления в прискважинной зоне пласта. В результате проведения этого мероприятия зачастую снижается обводненность продукции скважин с высокой базовой обводненностью [1, 2]. Наиболее яркие результаты получены при анализе результатов ФОЖ на водоплавающих залежах.

Форсирование отборов на скважинах месторождений Западной Сибири выявило тенденцию снижения обводненности продукции в результате этого мероприятия на многих водоплавающих залежах, таких как объект АС5-6 Южно-Балыкского месторождения, объект БС12 Майского месторождения; объекты АС4 и БС6 Петелинского месторождения, объект БС11 Ефремовского месторождения, объект БС8 Кудринского месторождения, объекты БП9 и БП10-11 Тарасовского месторождения. На рис. 9.1 представлена динамика суммарных эксплуатационных показателей скважин объекта АС4 Петелинского месторождения, на которых было проведено форсирование отборов. На рис. 9.2 изображена динамика показателей эксплуатации форсированной скважины № 1046 объекта БП10-11 Тарасовского месторождения. Начало форсирования отборов на рисунках отмечено стрелкой. Обе динамики характеризуются снижением обводненности продукции с ростом среднего дебита жидкости. На рис. 2 отмечается и обратная закономерность -рост обводненности продукции при снижении дебита жидкости.



Время, месяц, год

Рис. 9.1. Динамика суммарных эксплуатационных показателей скважин объекта АС4 Петелинского месторождения, на которых проведен форсированный отбор жидкости: 1 - средняя обводненность продукции; 2 - средний дебит жидкости; 3 - средний дебит нефти

Время, месяц, год

Рис.9.2. Динамика показателей эксплуатации скважины № 1046 объекта БП10-11 Тарасовского месторождения: 1 - обводненность продукции; 2 - дебит жидкости; 3 - дебит нефти; 4 - дебит воды

Положительное влияние форсированного отбора жидкости на нефтеотдачу пласта в виде снижения средней обводненности продукции на водоплавающих залежах без объяснения механизма этого явления отмечается в работе [3]. В работе [4] показано, что форсированный отбор жидкости достаточно эффективен на водонефтяных зонах, где имеются выдержанные глинистые перемычки между разнонасыщенными частями продуктивного разреза. Выдержанность глинистых перемычек является условием проявления описанной закономерности и подразумевается ниже при использовании терминов водоплавающей залежи и водонефтяной зоны (ВНЗ).

Целью данной работы является объяснение данной закономерности и на основании этого уточнение механизма форсированного отбора жидкости как метода увеличения нефтеотдачи для условий водоплавающих залежей и водонефтяных зон.

Поставленная цель была достигнута путем анализа согласно РД 153-39.0-110-01 [5] фактических данных геолого-промысловых исследований скважин с форсированным отбором жидкости, эксплуатирующих водоплавающие залежи и водонефтяные зоны, оценки вклада гидродинамической и физической составляющих в механизме форсированного отбора жидкости как метода увеличения нефтеотдачи по результатам расчетов.

10. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО №2

ПРОЦЕДУРА СОЗДАНИЯ ДИЗАЙНА ХВОСТОВИКА

Съемные штуцеры позволяют создавать (изменять) дизайн системы контроля притока непосредственно перед установкой хвостовика в скважине на основе данных каротажа, выполненного в процессе бурения.

Математические моделирование работы скважины при использовании различных систем заканчивания осуществляется на секторных гидродинамических моделях. Горизонтальная част скважины делится на несколько сегментов. Поток с каждого сегмента суммируется, и результатирующий поток проходит через забойный штуцер, площадь поперечного сечения которого равна суммарной площади сечения штуцеров на всех секциях ICD в данном сегменте. В результате в последнем создается дополнительное сопротивление потоку между горизонтальным стволом скважины и породой.

Рабочий процесс разделения пакерами скважины на зоны и подбора штуцеров следующий.

· На основе детальной геологической модели строится гидродинамический сектор, который включает также соседние добывающие и нагнетательные скважины, входящие в систему поддерживания пластового давления (ППД).

· Проводится предварительное моделирование скважины без установки ICD.

· Рассматриваются полученные профили притока для выявления зон с риском раннего обводнения или прорыва газа.

· На основе полученных профилей притока к горизонтальному стволу предлагаются варианты дизайна заканчивания скважины с разделением скважины на несколько сегментов и установкой систем контроля притока. При этом зоны, характеризующиеся повышенной вероятностью обводнения или прорыва газа, штуцируются в большей степени за счет использования меньшего числа и/или меньшего размера штуцеров.

· Проводятся гидродинамические расчеты предложенных вариантов для выявления оптимального дизайна заканчивания скважины.

· По данным каротажа, полученным в процессе бурения скважины, выполняется оперативное перестроение геологической модели.

· После окончания бурения и перестроения геологической модели проводится окончательное моделирование вариантов заканчивания скважины с учетом распределения ФЕС по данным каротажа и фактической траектории пробуренной скважины.

· Исходя из условия максимизации накопленной добычи нефти и минимизации накопленной добычи газа и воды, выбирается дизайн хвостовика, который передается инженерам для монтажа оборудования в скважине.

СПИСОК ИСПОЛЬЗАВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Бухаленко Е. И., Абдуллаев Ю. Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. М., Недра, 1974.

2. Валиханов А. В., Хисамутдинов Н. И., Ибрагимов Г. 3. Подземный ремонт насосных скважин. М., Недра, 1978.

3. Григорян А. Г. Прострелочные и взрывные работы в скважинах. М., Недра, 1980.

4. Казак А. С., Рост Н. И., Чичеров Л. Г. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти. М., Недра, 1973.

5. Казак А. С. Новое в развитии техники и технологии механизированных способов добычи нефти. М., изд. ВНИИОЭНГ, 1974.

6. Муравьев В. М. Спутник нефтяника. М., Недра, 1977.

7. Петров А. И. Глубинные приборы для исследования скважин. М., Недра, 1980.

8. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. проф. Ш. К. Гиматудинова. М., Недра, 1974.

9. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин/ А. Д. Амиров, А. К. Карапетов, Ф. Д. Лемберанский. М., Недра, 1979.

10. Техника и технология добычи нефти и газа/И. М. Муравьев, М. Н. Базлов, А. И. Жуков и др. М., Недра, 1971.

11. Чекалюк Э. Б. Термодинамика нефтяного пласта. М., Недра, 1965.

12. Шошин В. Д. Нефтяники страны. М., Недра, 1976.

13. Журнал «Нефтяное хозяйство».

Размещено на Allbest.ru