2. В скважинах технически неисправленных.

Максимальный эффект от ГРП обеспечивается:

1. Наибольшей шириной создаваемых в пласте трещин.

2. Распространением трещин по пласту на максимальное расстояние от забоя скважины.

3. Создание трещин в наиболее продуктивной зоне пласта.Процесс гидравлического разрыва пласта состоит из следующих последовательно проводимых операций:

1. установка пакера с целью герметизации затрубного пространства и закачка в пласт жидкости разрыва для образования и расширения трещин.

2. Закачка жидкости-носителя с песком, предназначенным для закрепления трещин или сохранения их раскрытого состояния.

3. Закачка продавочной жидкости для вытеснения песка в трещины пласта из насосно-компрессорных труб и ствола скважины.

2.8 Термические и термохимические методы стимуляции скважин

К этим методам относится ТБХО.

ТБХО - термобарохимическая обработка

Целью настоящей технологии является термохимический прогрев нижней части ствола скважины, включая интервал перфорации, и ПЗ с целью удаления отложений АСПВ и повышения проницаемости пласта за счёт комбинированного воздействия на породу импульсами давления и высокотемпературной парогазовой смесью.

Технология ТБХО основана на использовании водных растворов органических и неорганических солей, способных в определённых условиях к саморазложению с выделением энергии. Способ ТБХО сводится к заполнению скважины в зоне перфорации раствором термохимической композиции и инициированного в ней реакции, проходящей с выделением тепла и газов. В результате, на забое резко увеличивается давление и образуется высокотемпературная парогазовая смесь, которая разрывает породу, создавая сеть трещин, повышая проницаемость ПЗ, и способствует очистке пор пласта от осложнений АСПВ.

2.9 Оборудование ШСНУ и его особенности

Наиболее распространенный способ добычи нефти - применение штанговых скважинных насосных установок (Рис. 2). Дебит скважин, оборудованных ШГН, составляет от нескольких сотен килограммов до нескольких десятков тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких сотен метров до 2000 метров (в отдельных случаях до 3000 м).

Оборудование ШСНУ включает: наземное оборудование, фонтанную арматуру, обвязку устья скважины, станок-качалку, подземное оборудование, насосно-компрессорные трубы, насосные штанги, штанговый скважинный насос.

В скважине, оборудованной ШСНУ, подача жидкости осуществляется глубинным плунжерным насосом, который приводится в действие с помощью специального привода (станка-качалки) посредством колонны штанг. Станок-качалка преобразует вращательное движение электродвигателя в возвратно-поступательное движение подвески штанг.

Основными элементами СК является рама (21), стойка (8) с балансиром (13), два кривошипа (15) с двумя шатунами (14), редуктор (16), клиноременная передача (18), электродвигатель (19) и блок управления, который подключается к промысловой линии силовой электропередачи.

Рама выполнена из профилированного проката в виде двух полозьев, соединенных между собой поперечинами. На раме крепятся все основные узлы СК.

Стойка выполнена из профилированного проката четырехногой конструкции с поперечными связями.

Балансир состоит из дуговой головки (10) и тела балансира (13) одноблочной конструкции.

Опора балансира создает шарнирное соединение балансира с траверсой и шатунами.

Траверса предназначена для соединения балансира с двумя параллельно работающими шатунами.

Шатун представляет стальную трубную заготовку, которая с одного конца прижимается к пальцу, а с другого - шарнирно к траверсе.

Кривошип преобразует вращательное движение ведомого вала редуктора в вертикальное возвратно-поступательное движение колонны штанг.

Редуктор предназначен для уменьшения частоты вращения, передаваемой от электродвигателя кривошипам станка-качалки. Редуктор - двухступенчатый, с цилиндрической шевронной зубчатой передачей.

Тормоз (22) выполнен в виде двух колодок, крепящихся к редуктору.

Клиноременная передача соединяет электродвигатель и редуктор и состоит из клиновидных ремней, шкива редуктора и набора быстросменных шкивов.

Рис. 2. Оборудование ШСНУ

1 - фильтр; 2 - скважинный насос; 3 - насосно-компрессорные трубы; 4 - насосные штанги; 5 - тройник; 6 - устьевой сальник; 7 - сальниковый шток; 8 - стойка СК; 9 - траверсы канатной подвески; 10 - головка балансира; 11 - фундамент; 12 - канатная подвеска; 13 - балансир; 14 - шатун; 15 - кривошип; 16 - редуктор; 17 - ведомый шкив; 18 - клиноременная передача; 19 - электродвигатель; 20 - противовес; 21 - рама; 22 - ручной тормоз; 23 - салазка электродвигателя.

Электродвигатель - асинхронный, трехфазный с повышенным пусковым моментом, короткозамкнутый, в закрытом исполнении.

Поворотная салазка (23) под электродвигатель служит для быстрой смены и натяжения клиновидных ремней.

Подвеска устьевого штока предназначена для соединения устьевого штока (7) с СК. Она состоит из канатной подвески (12) и верхних и нижних траверс (9).

Для герметизации устьевого штока устьевая арматура оборудуется сальниковым устройством. Устьевой шток соединяется с помощью колонны штанг с плунжером глубинного штангового насоса.

Насос работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создается разрежение, за счет чего открывается всасывающий клапан (шарик поднимается с седла) и цилиндр заполняется при закрытом нагнетательном клапане. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объем сжимается, открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером при закрытом всасывающем клапане. Периодически совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетание ее на земную поверхность.

ШСН предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99%, температурой не более 130 С, содержанием сероводорода не более 50 мг/л, минерализацией воды не более 10 г/л.

Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами. Насосы спускают в скважину на штангах и насосно-компрессорных трубах. Различают следующие типы скважинных насосов (рис. 3).

Рис. 3. Типы скважинных штанговых насосов

НВ1 -- вставные с заулком наверху;

НВ2 -- вставные с замком внизу;

НН -- невставные без ловителя;

НН1 -- невставные с захватным штоком;

НН2 -- невставные с ловителем.

Выпускают насосы следующих конструктивных исполнений:

а) по цилиндру:

Б -- с толстостенным цельным (безвтулочным) цилиндром;

С -- с составным (втулочным) цилиндром.

б) специальные:

Т -- с полным (трубчатым) штоком для подъема жидкости по каналу колонны трубчатых штанг;

А -- со сцепляющим устройством (только для насосов типа НН), обеспечивающим сцепление колонны насосных штанг с плунжером насоса;

Д1 -- одноступенчатые, двухплунжерные для создания гидравлического тяжелого низа;

Д2 -- двухступенчатые, двухплунжерные, обеспечивающие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости;

У -- с разгруженным цилиндром (только для насосов типа НН2), обеспечивающим снятие с цилиндра технической нагрузки при работе.

Насосы всех исполнений, кроме Д1 и Д2, одноступенчатые, одноплунжерные.

в) по стойкости к среде:

без обозначения -- стойкие к среде с содержанием механических примесей до 1.3 г/л -- нормальные;

И -- стойкие к среде с содержанием механических примесей более 1.3 г/л -- абразивостойкие.

Скважинные штанговые насосы являются гидравлической машиной объемного типа, где уплотнение между плунжером и цилиндром достигается за счет высокой точности их рабочих поверхностей и регламентируемых зазоров. При этом в зависимости от размера зазора (на диаметр) в паре «цилиндр-плунжер» выпускают насосы четырех групп (таблица 2).

Таблица 2

В условном обозначении насоса, например, НН2БА-44-18-15-2, первые две буквы и цифра указывают тип насоса, следующие буквы -- исполнение цилиндра и насоса, первые две цифры -- диаметр насоса (мм), последующие длину хода плунжера (мм) и напор (м), уменьшенные в 100 раз и последняя цифра -- группу посадки.

Цилиндры насосов изготовляют двух исполнений: ЦБ и ЦС.

ЦБ -- цельный безвтулочный толстостенный;

ЦС -- составной из набора втулок, стянутых внутри кожуха переводниками.

Исходя из назначения и области применения скважинных насосов, выпускают плунжеры и пары «седло-шарик» клапанов различных поверхностей.

Плунжеры насосов изготавливают четырех исполнений:

ПХ1 -- с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и с хромовым покрытием наружной поверхности;

ПХ2 -- то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце;

П111 -- с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и упрочнением наружной поверхности напылением износостойкого порошка;

П211 -- то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце.

Пары «седло-шарик» клапанов насосов изготавливают в трех исполнениях:

К -- с цилиндрическим седлом и шариком из нержавеющей стали;

КБ -- то же, с седлом и буртиком;

КИ -- с цилиндрическим седлом из твердого сплава и шариком из нержавеющей стали.

Скважинные насосы нормального исполнения по стойкости к среде, применяемые преимущественно для подъема жидкости с незначительным содержанием (до 1.3 г/л) механических примесей, комплектуют плунжерами исполнения ПХ1 или ПХ2 с парами «седло-шарик» исполнения К или КБ. Скважинные насосы абразивостойкого исполнения И, применяемые преимущественно для подъема жидкости, содержащей более 1.3 г/л механических примесей, комплектуют плунжерами исполнения П1И или П2И и парами «седло-шарик» исполнения КИ.

Конструктивно все скважинные насосы состоят из цилиндра, плунжера, клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей, максимально унифицированных.

Рис. 4. Скважинный штанговый насос исполнения НВ2Б

1 -- защитный клапан; 2 -- упор; 3 -- шток; 4 -- контргайка; 5 -- цилиндр; 6 -- клетка плунжера; 7 -- плунжер; 8 -- нагнетательный клапан; 9 -- всасывающий клапан; 10 -- упорный ниппель с конусом.

Скважинные насосы типа НВ1 выпускают шести исполнений:

НВ1С -- вставной с замком наверху, составным втулочным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде;

НВ1Б -- вставной с замком наверху, цельным (безвтулочным) цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде;

НВ1Б И -- то же абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;

НВ1БТ И -- то же, с полым штоком, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;

НВ1БД1 -- вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде;

НВ1БД2 -- вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, двухступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы всех исполнений, кроме исполнения НВ1БД1 и НВ1БД2, одноплунжерные, одноступенчатые.

Скважинные насосы типа НВ2 изготовляют одного исполнения:

НВ2Б -- вставной с замком внизу, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноплунжерный, одноступенчатый, нормального исполнения по стойкости к среде (рис. 4).

Скважинные насосы типа НН выпускают двух исполнений:

ННБА -- невставной без ловителя, с цельным цилиндром исполнения ЦБ, сцепляющим устройством, одноступенчатый, одноплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде;

ННБД1 -- невставной без ловителя, с цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы типа НН1 изготовляют одного исполнения:

НП1С -- невставной с захватным штоком, составным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде.

Рис. 5. Скважинный штанговый насос исполнения НН2Б и НН2Б…И

1 -- цилиндр; 2 -- шток; 3 -- клетка плунжера; 4 -- плунжер; 5 -- нагнетательный клапан; 6 -- шток ловителя; 7 -- всасывающий клапан; 8 -- седло конуса.

Скважинные насосы типа НН2 выпускают пяти исполнений:

НН2С -- невставной с ловителем, составным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде;

НН2Б -- невставной с ловителем, цельным цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде (рис. 5);

НН2Б…И -- то же, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;

НН2БТ…И -- то же, с полым штоком, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;

НН2БУ -- невставной с ловителем, разгруженным цельным цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде.

Все насосы типа НН2 -- одноплунжерные, одноступенчатые.

Замковая опора типа ОМ предназначена для закрепления цилиндра скважинных насосов исполнений НВ1 и НВ2 в колонне насосно-компрессорных труб. Высокая точность изготовления поверхностей деталей опоры обеспечивает надежную герметичную фиксацию цилиндра насоса в насосно-компрессорных трубах на заданной глубине скважины и одновременно предотвращает искривление насоса в скважине.

Рис. 6. Замковая опора

Замковая опора ОМ (рисунок 6) состоит из опорного кольца 2, пружинного якоря 3, опорной муфты 4, кожуха 5 и переводников 1 и 6.

Переводник имеет на верхнем конце гладкую коническую резьбу, при помощи которой опора соединяется с колонной насосно-компрессорных труб. Кольцо изготавливают из нержавеющей стали. Конической внутренней фаской оно сопрягается с ответной конической поверхностью конуса замка насоса и обеспечивает герметичную посадку насоса.

Якорь предотвращает срыв насоса с опоры от усилий трения движущегося вверх плунжера в период запуска в работу подземного оборудования. Максимальное усилие срыва замка 3 3.5 кН.

Варианты крепления насосов приведены на рис. 7.

Рис. 7. Крепление вставных насосов

Применение насосов НН предпочтительно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом, а насосы типов НВ в скважинах с небольшим дебитом, при больших глубинах спуска (рис. 7). Чем больше вязкость жидкости, тем принимается выше группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска рекомендуется применять насосы с меньшим зазором.

Насос выбирают с учетом состава откачиваемой жидкости (наличия песка, газа и воды), ее свойств, дебита и глубины его спуска, а диаметр НКТ -- в зависимости от типа и условного размера насоса.

2.10 Состав УЭЦН и его особенности

К подземному оборудованию относятся:

а) электроцентробежный насос, являющийся основным исполнительным узлом установки (ЭЦН);

б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса;

в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая из протектора и компенсатора;

г) токоведущий кабель, служащий для подачи электроэнергии к ПЭД;

д) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.

К наземному оборудованию относятся:

а) устьевая арматура, служащая для направления и регулирования поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля;

б) станция управления погружным двигателем, осуществляющая запуск, контроль и управление работой УЭЦН;

в) трансформатор, предназначенный для регулирования величины напряжения, подаваемого к ПЭД;

г) подвесной ролик, служащий для подвески и направления кабеля в скважину при спуско-подъемных операциях.

На рис.8 приведена скважина, оборудованная для эксплуатации УЭЦН, на рис.9 - электроцентробежный насос.

Рис. 8. Установка электроцентробежного насоса

1 - компенсатор; 2 - погружной электродвигатель; 3 - протектор; 4 - нижняя секция насоса; 5 - верхняя секция насоса; 6 - кабель; 7 - муфта; 8 - металлический пояс; 9 - устьевая арматура; 10 - станция управления; 11 - автотрансформатор; D-диаметр эксплуатационной колонны

Электроцентробежный насос является основным узлом установки. В центробежных насосах перекачиваемая жидкость получает напор на лопатках быстровращающегося рабочего колеса. При этом происходит превращение кинетической энергии движущейся жидкости в потенциальную энергию давления.

Поскольку ЭЦН - центробежный насос, созданный для эксплуатации нефтяных скважин, это повлекло за собой ряд конструктивных особенностей, присущих только этому классу насосов, а именно: а) насос должен иметь минимальные габариты, ограничиваемые диаметром скважин; б) насос должен иметь широкий диапазон производительностей и напоров; в) насос подвешивается в вертикальном положении и недоступен осмотру и обслуживанию.

Основными конструктивными элементами ЭЦН являются: рабочее колесо, направляющий аппарат, вал, корпус, гидравлическая пята, уплотнения, подшипники. Эти детали -- необходимые компоненты любого центробежного насоса, присущи они и ЭЦН.

Рис. 9. Погружной центробежный насос

1 - секция верхняя с ловильной головкой; 2 - секция нижняя; 3 - муфта глянцевая; 4 - пята опорная; 5 - корпус подшипника; 6 - аппарат направляющий; 7 - колесо рабочее; 8 - корпус; 9 - вал; 10 - шпонка; 11 - подшипник скольжения; 12 - втулка защитная; 13 - основание; 14 - сетка фильтра; 15 - муфта приводная

Рабочее колесо является основным рабочим органом насоса. Оно состоит из дисков - переднего (по ходу жидкости) кольца с отверстием большого диаметра в центре и заднего - сплошного диска со ступицей (втулкой в центре), через которую проходит вал.

Диски расположены на некотором расстоянии один от другого, а между ними находятся лопатки, отогнутые назад по направлению вращения колеса. Колеса ЭЦН изготовляют из легированного чугуна или полиамидной смолы.

Направляющий аппарат предназначен для изменения направления потока жидкости и преобразования скоростной энергии в давление. Он состоит из двух неподвижных дисков с лопатками, напоминающими лопатки рабочего колеса, закрепленных неподвижно в корпусе насоса.

Рабочее колесо, собранное совместно с направляющим аппаратом, образует ступень насоса. Каждая ступень развивает напор 4-7 м. Учитывая, что глубина, с которой приходится поднимать нефть может достигать 1,5-2 км и более, можно легко рассчитать потребное количество ступеней, образующих насос. И, действительно, их количество достигает 400 штук и более.

Вал предназначен для передачи вращения рабочим колесам. Представляет собой цилиндрический стержень со шпоночным пазом для крепления рабочих колес. Со стороны протектора конец вала имеет шлицы. Длина и диаметр вала регламентируются габаритами насоса. Вал с укрепленными на нем колесами образует ротор насоса

Ротор, собранный совместно с направляющими аппаратами, образует пакет ступеней, который после сборки вставляется в специальную трубу - корпус. Диаметры корпуса современных насосов составляют 92,103 и 114 мм, а длина зависит от числа собранных в нем ступеней.

Корпус сверху заканчивается ловильной головкой, внутри которой выполнена резьба, с помощью которой он присоединяется к колонне. НКТ, а наружная часть обеспечивает захват насоса при его падении в скважину.

Снизу корпус снабжен фильтром и присоединительными фланцами для соединения с очередной секцией или протектором.

Уплотнения в ЭЦН выполнены в виде сальника расположенного в нижней части насоса и представляющего набор колец, выполненных из свинцовой ваты с графитом. В связи с созданием новой гидрозащиты изменилась и функция сальника, которая теперь сводится к предотвращению попадания механических примесей из насоса в протектор.

Погружной электродвигатель (ПЭД) является приводом электроцентробежного насоса (рис. 10). Применяют асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором. В соответствии со спецификой эксплуатации ПЭД выполнен цилиндрическим и сильно развит в длину.

Основными узлами ПЭД являются: статор, ротор, опорная пята, вал. Назначение статора и ротора и принцип их работы аналогичны электродвигателю обычной конструкции.

Рис. 10. Погружной электродвигатель

1 - муфта; 2 - радиально-опорный узел; 3 - головка верхняя со штепсельной колодкой; 4 - вал; 5 - турбинка циркуляционная; 6 - статор; 7 - ротор; 8 -подшипник скольжения; 9 - фильтр масляный; 10 - основание с обратным клапаном.

Специфичным является положение ПЭД в скважине - вертикальное, следовательно, ротор ПЭД нужно удержать и зафиксировать в этом положении.

Для этой цели служит опорная пята и подшипники скольжения, расположенные на валу и фиксируемые в статоре ПЭД. Вал имеет сквозное отверстие, через которое циркулирует масло, принудительно перекачиваемое турбинкой. Масло смазывает подшипники и охлаждает ПЭД.

Наземное оборудование скважины, эксплуатируемой УЭЦН, составляет устьевая арматура, станция управления работой скважинной установки и трансформатор напряжения.

Станция управления обеспечивает запуск и управление работой электронапряжение, получаемое от промысловой электрической сети до величины, на которую рассчитан погружной двигатель.

Осложнения, наблюдаемые при эксплуатации ЭЦНУ.

Наиболее частым видом отказа УЭЦН является запарафинивание приема и приемных ступеней насоса. Появление воды в продукции скважины уменьшает интенсивность отложений, но не снимает проблему в целом.

Современные методы предупреждения процесса отложений парафина в скважинах, оборудованных УЭЦН, включают в себя химические и тепловые методы, а также применение подъемных труб с защитными покрытиями.

2.11 Расчет процесса гидравлического разрыва пласта

При ГРП расчет сводится к определению следующих данных: основных технологических показателей процесса, увеличения проницаемости призабойной зоны скважины после ГРП за счет образования трещин в этой зоне; ожидаемого прироста дебита скважины после ГРП.

Исходные данные

Задача №1

Рассчитать основные технологические показатели ГРП для скважины: давление разрыва, допустимое давление на устье скважины, объем жидкости разрыва, количество песка, концентрацию песка в жидкости-песконосителе, объем жидкости-разрыва, песконосителя, продавочной жидкости, общую продолжительность процесса ГРП, тип и число насосных агрегатов.

Наружный диаметр эксплуатационной колонны D_н=168 мм, внутренний диаметр эксплуатационной колонны D_в=150 мм, внутренний диаметр НКТ d_в=62 мм, глубина скважины Н=1800 м, пластовое давление Р_пл=13,6 Мпа.

Решение.

Определяем давление разрыва:

Р_раз = Р_вг - Р_пл + у_р = 46 - 13,6 + 1,5 = 40 МПа

где Р_вг - вертикальное горное давление, МПа; Р_пл - пластовое давление, МПа; у_р - давление расслоения пород (принимаем 1,5 МПа).

Р_вг = Н•с_п•g•10^-6 = 1800·2600·9,81·10^-6 = 46 МПа

где с_п - средняя плотность вышележащих горных пород, с_п = 2600 кг/м³.

Определяем допустимое давление на устье скважины в случае проведения процесса непосредственно через эксплуатационную колонну без установки пакера:

=

МПа

где у_тек - предел текучести для труб из стали группы прочности С, равный 320 МПа; К - коэффициент запаса прочности, К=1,5; с_жр - плотность жидкости разрыва, с_жр = 900 кг/м³; h - потери напора на трение в обсадной колонне, м.

h = 75•1800/1750 = 77 м

Определяем допустимое давление на устье скважины в зависимости от прочности резьбы верхней части колонны труб на страгивающие усилия:

МПа

где Р_стр - страгивающая нагрузка для обсадных труб из стали группы прочности С, равная 1,25 МН; G - усилие натяжки при обвязке обсадной колонны, G = 0,5 МН.

Из двух полученных значений Р_у выбираем наименьшее, которое используем в дальнейших расчетах.

Определяем забойное давление:

Р_заб = Р_у + Н•с_жр•g•10^-6 - h•с_жр•g•10^-6 =

= 18,8 + 1800•900•9,81•10^-6 - 77•900•9,81•10^-6 = 34 МПа

Если получилось Р_заб<Р_разр, то пересчитываем необходимое давление на устье:

Р_у3 = Р_раз - Н•с_жр•g•10^-6 + h•с_жр•g•10^-6 =

= 40 - 1800•900•9,81•10^-6 + 77•900•9,81•10^-6 = 24,8 МПа

Если Р_у3<Р_у2, то процесс ГРП можно проводить без пакера, если Р_у3>Р_у2, то процесс ГРП необходимо проводить с установкой пакера.

Объем жидкости разрыва V_жр принимаем по опытным данным в пределах 7-9 м³.

Количество песка G_п принимаем по опытным данным в пределах 10-20 т.

Концентрация песка С зависит от вязкости жидкости-песконосителя и темпа ее закачки. Значение С колеблется в пределах 200-300 кг/м³.

Определяем объем жидкости-песконосителя:

V_жп = G_п/С = 15000/250 = 60 м³

Объем продавочной жидкости принимают на 20% больше, чем объем колонны труб, по которой закачивают жидкость с песком:

V_пр = 1,2•0,785•d²_в•(Н-10) = 1,2•0,785•0,062²•(1800-10) = 6,5 м³

Определяем общую продолжительность процесса ГРП:

t = (V_жр + V_жп + V_пр)/Q = (8 + 60 + 6,5)/0,03 = 2483 с,

t = 41 мин,

где Q - расход рабочих жидкостей, равный согласно скорости нагнетания 0,03 м³/с.

Определяем число насосных агрегатов. Если принять агрегаты 4АН-700, то с учетом их подачи, равной q = 0,0123 м³/с и требуемом расходе Q = 0,03 м³/с, число агрегатов (при одном резервном) составит:

п = 1 + Q/q = 1 + 0,03/0,0123 = 3

Определим радиус распространения трещины:

= = 589

где С₁ - эмпирический коэффициент, зависящий от давления и характеристики горных пород, равный 0,02;

Q - расход жидкости разрыва, Q = 0,03 м³/с;

м - вязкость жидкости разрыва, м = 0,025 Па•с;

t_р - время закачки жидкости разрыва,

t_р = V_жр/Q = 8/0,03 = 267 с;

k - коэффициент проницаемости, k = 0,05•10^-12 м².

2.12 Расчет процесса солянокислотной обработки скважины

Расчет кислотной обработки призабойной зоны скважины сводится к определению объема рабочего раствора соляной кислоты выбранной концентрации, количества воды, необходимой для его приготовления, количества различных добавок к рабочему раствору, ингибиторов коррозии, стабилизаторов и интенсификаторов.

Исходные данные

Определить необходимое количество соляной кислоты и других химреагентов для обработки нефтяной скважины, имеющей следующую характеристику: глубина скважины Н = 1800 м, эффективная мощность пласта h = 10 м, внутренний диаметр скважины D_в = 150 мм, внутренний диаметр НКТ d_в = 62 мм, концентрация кислоты для обработки х = 12%, ниже вскрытой части пласта в эксплуатационной колонне имеется зумпф глубиной h_з = 20 м, норма расхода кислоты на 1 м пласта N = 0,7 м³/м.

Решение.

Определяем объем рабочего кислотного раствора:

V_р = N•h = 0,7•10 = 7 м³

Определяем количество концентрированной товарной кислоты для приготовления 1 м³ солянокислотного раствора нужной концентрации:

Соответственно определяем количество концентрированной кислоты и воды для приготовления требуемого объема раствора:

К_р = К₁•V_р = 47,2•7 = 330,4 кг

В_р = В₁•V_р = 0,587•7 = 4 м³

Определяем количество концентрированной товарной кислоты для приготовления рабочего солянокислотного раствора:

= = 2,8 м³

где А и В числовые коэффициенты, А=214 для х=8-10%, А=218 для х=12-14%, В=226, z - концентрация товарной кислоты, z=27,5%.

Определяем тип и количество ингибитора:

V_инг = х_инг•V_р/100 = 0,5•7/100 = 0,035 м³

где х_инг - концентрация ингибитора при добавлении в раствор, выбираем тип ингибитора и его концентрацию уникол-0,5%.

Определяем тип и количество интенсификатора:

V_инт = х_инт•V_р/100 =0,5•7/100 = 0,035 м³

где х_инт - концентрация интенсификатора при добавлении в раствор, выбираем один тип интенсификатора и его концентрацию УФЭ-0,5%.

Определяем количество стабилизаторов:

а) против солей железа добавляем уксусную кислоту в концентрации

х_ук = 1,3-1,5%

V_ук = х_ук•V_р/С = 1,4•7/80 = 0,12 м³

где С - концентрация уксусной кислоты, С=80%.

б) против выпадения гипса и для нейтрализации примесей серной кислоты в раствор добавляем хлористый барий в концентрации х_хб=0,4%:

= = 0,0058 м³

в) для растворения цементирующего породу силикатного и глинистого материалов, а также для очистки поверхности забоя от глинистой и цементной корки в рабочий раствор добавляем плавиковую кислоту в концентрации х_пк=1,5%.

V_пк = х_пк•V_р/С_п = 1,5•7/40 = 0,26 м³

где С_п - концентрация плавиковой кислоты, С=40%.

Определяем суммарный объем добавок:

?Q = V_инг + V_инт + V_ук + V_хб + V_пк =

= 0,035 + 0,035 + 0,12 + 0,0058 + 0,26 = 0,46 м³

Уточняем количество воды, необходимой для приготовления принятого объема рабочего кислотного раствора с учетом всех добавок:

В = V_р - W_к - ?Q = 7 - 2,8 - 0,46 = 3,74 м³

Для изоляции зумпфа применяем раствор хлористого кальция относительной плотности 1,2, объем зумпфа составляет:

Vз = 0,785•D_в²•h_з = 0,785•0,15²•20 = 0,35 м³

Для получения 1м³ хлористого кальция относительной плотностью 1,2 требуется 540кг СаСl₂ и 0,66м³ воды. Для изоляции всего зумпфа потребуется:

G_хк = 540•V_з = 540•0,35 = 191 кг

V_в = 0,66•V_з = 0,66•0,35 = 0,23 м³

Определяем количество нефти для продавливания кислотного раствора из выкидной линии, НКТ и нижней части скважины:

а) количество нефти для выкидной линии диаметром d_вл = 0,062 м и длиной 100м от насосного агрегата:

V_вл = 0,785•d_вл²•100 = 0,785•0,062²•100 = 0,3 м³

б) количество нефти для НКТ:

V_нкт = 0,785•d_в²•(Н-20) = 0,785•0,062²•(1800-20) = 5,4 м³

в) количество нефти для нижней части скважины:

V_с = 0,785•D_в²•20 = 0,785•0,15²•20 = 0,35 м³

г) общее количество нефти составит:

V_н = V_вл + V_нкт + V_с = 0,3 + 5,4 + 0,35 = 6,05 м³

3. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ

3.1 Охрана труда и техника безопасности

Гидравлический разрыв пласта это один из видов мероприятий направленных на повышение нефтеотдачи пласта путем воздействия на призабойную зону пласта, являющийся одним из самых перспективных и самых эффективных, однако в свою очередь ГРП является источником повышенного уровня опасности при малейшем несоблюдении технологического режима эксплуатации оборудования или правил проведения мероприятия. Это говорит о том, что необходимо рассмотреть перечень тех вредных факторов, которые возникают при проведении ГРП. В качестве факторов воздействия на человека при проведении мероприятия данного вида, можно выделить:

токсичность;

высокое давление;

пожароопасность.

Воздействие токсичных веществ при проведении ГРП

При проведении гидравлического разрыва пласта, используют различные виды растворов реагентов необходимых для качественного проведения мероприятия. В основном на промысле проводят ГРП на нефтяной и водной основе. В случае применения жидкости разрыва на нефтяной основе (нефть, дизельное топливо и т.п.) существует опасность токсичного воздействия на рабочий и обслуживающий персонал в силу разрушения линии высокого давления от избыточно развиваемого агрегатами давления, а так же при опорожнении этих линий при разборке оборудования, учитывая то, что при осуществлении данного мероприятия используется до 14 наименований автотранспортной техники можно сказать, что выхлопные газы от отработавшего топлива так же могут выступать в качестве токсичного вещества.

При проведении ГРП химически токсичные вещества могут находиться в различном агрегатном состоянии. Они способны проникать в организм человека через органы дыхания, пищеварения или кожу. Токсичные вещества данного типа относятся к 3-му классу токсичности и по их классификации можно отнести к обще токсическим химическим веществам - они могут вызывать расстройства нервной системы, мышечные судороги, влияют на кроветворные органы, взаимодействуют с гемоглобином. Другими словами можно сказать, что при большой дозе воздействия на организм рабочего они могут вызывать резкое ухудшения самочувствия, потерю сознания, что в свою очередь может привести к травме, а в более тяжелых случаях, в случае если человек потерял сознание в зоне повышенной токсичности, к летальному исходу.

Анализируя проведение ГРП на промысле необходимо отметить, что данный метод повышения нефтеотдачи проводится высококвалифицированными кадрами (рабочими, слесарями оборудования, руководителями), представляющими такую хорошо известную, в регионе, на сегодняшний день фирму, как СП «Шлюмберже», что в свою очередь говорит как о качестве проведения операции, так и о безопасности труда поставленной на высокий уровень. Данная фирма занимается глубоким анализом проведенных мероприятий по ГРП, осуществляя которые способны предупреждать ситуации с выбросом вредных (токсичных) веществ.

Влияние высокого давления

Возможно, высокое давление при проведении ГРП наиболее опасный фактор его можно поставить в один ряд с такими известными, как возникновение пожара и поражение электрическим током. Рассматривая в корне эти три вида воздействия можно сказать, что они активно воздействуют на оборудование, на производственные помещения и конечно, в большей части, смертельно на жизнь рабочего персонала. В рассматриваемом вопросе о воздействии высокого давления на человека надо отметить, что при проведении ГРП источниками повышенного давления могут быть:

агрегаты высокого давления (компрессоры);

линии высокого давления (задвижки, трубы, устьевая арматура);

Разрушение линии высокого давления может привести утечке жидкости разрыва, которая в свою очередь в силу того, что она является токсичным веществом, может оказать отравляющее воздействие на рабочего, а разрыв компрессорной установки может привести к разрушению дорогостоящего оборудования и травмам оператора следящего за процессом ГРП.

Как уже было отмечено, организации, проводящие данного рода мероприятия, заинтересованы, как в качестве проведения ГРП, так и в качестве оборудования на котором процесс осуществляется. Поэтому можно сказать, что путем постоянного контроля за исправностью оборудования и соблюдения правил его использования можно снизить до минимума риск воздействия избыточного давления на человека (рабочего) и увеличить качество проведения мероприятия по гидравлическому разрыву пласта, а так же избежать ситуаций, которые могут выступить в качестве опасностей (утечки токсичных веществ, возникновение пожара).

Пожароопасность

Возникновение пожара на промысле, как уже отмечалось, является одним из опасных факторов производства. Это связано с тем, что при проведении ГРП, используется, как правило, жидкость разрыва на нефтяной основе, а так же не исключены возможность воспламенения оборудования (автотранспортных средств, цистерн и т.п.), поэтому этот метод воздействия на ПЗП требует большого внимания.

Одной из особенностей пожара на промысле, горение паровоздушных смесей углеводородов, является образование огневого шара время которого колеблется от нескольких секунд до нескольких минут. Опасным фактором огневого шара является тепловой импульс. Размеры шара, время его существования и величина теплового импульса зависят от количества сгораемого вещества.

Опасными факторами пожара, воздействующими на людей и материальные ценности, помимо открытого пламени, повышенной температуры, являются также токсические продукты горения и термического разложения и их вторичные проявления:

осколки;

движущиеся части разрушившихся аппаратов;

электрический ток;

взрыв.

Согласно ССБТ ГОСТ 12.1.004 - 91 допустимый уровень пожарной опасности для людей должен быть не более 10^-6 воздействия опасных факторов пожара, превышающих допустимые значения, в год в расчете на каждого человека.

Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующему безопасность

· Оборудование для проведения ГРП должно удовлетворять требованиям стандартов и технических условий на их изготовление, монтироваться в соответствии с проектами и действующими нормами технологического проектирования и обеспечивать полную сохранность продукции.

· Оборудование и трубопроводы должны оснащаться приборами контроля (с выходом показаний на пульт управления), регулирующей и предохранительной аппаратурой и автоматическим управлением.

· Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах и трубопроводах подлежит периодической проверке в соответствии с утвержденным графиком. Результаты проверок заносятся в вахтовый журнал.

· Аппараты, работающие под давлением, оснащаются манометрами, указателями уровня.

· Датчики систем контроля и управления технологическим процессом должны быть во взрывозащищенном исполнении и рассчитываться на применение в условиях вибрации, отложений парафина, солей и других веществ, либо устанавливаться в условиях, исключающих прямой контакт с транспортируемой средой.

· Технологические трубопроводы и арматура окрашиваются опознавательной краской и обеспечиваются предупреждающими знаками и надписями. На трубопроводы наносятся стрелки, указывающие направление движения транспортируемой среды.

· Резервные насосы должны находится в постоянной готовности к пуску.

Специальная одежда должна быть не сгораема. Согласно правилам безопасности в нефтегазовой промышленности, ткань типа «NOMEX IIIA» термостойкий антистатический.

3.2 Производственная санитария

Метеоусловия

В условиях крайнего севера среди факторов производственной среды, действующих на организм человека при выполнении различных видов работ в холодное время года, ведущая роль принадлежит метеорологическим условиям, вызывающим охлаждение. Охлаждающего воздействия метеорологических условий на человека зависит от показателей атмосферной температуры и скорости ветра. Температура воздуха ниже - 45⁰С даже при незначительной скорости ветра 2 м/с служит основанием для прекращения работ. При скорости более 15 м/с все виды работ на открытом воздухе прекращаются при любых, даже небольших отрицательных атмосферных температурах в связи с опасностью нарушения функции дыхания, нарушений целостности слизистых оболочек глаз, носа, верхних дыхательных путей, возможности быстрого отморожения кожных покровов, незащищенных одеждой участков тела.

В ООО «Усть-Балыкский нефтепромысел» при температуре окружающей среды менее - 40 ⁰С прекращаются работы по текущему и капитальному ремонту скважин, некоторые другие виды работ на открытом воздухе.

Микроклимат определяет действующие на организм человека сочетания температуры, влажности, скорости движения воздуха и других условий рабочей зоны.

Средства индивидуальной защиты

На промысле применяются следующие средства защиты:

· спецодежда, которая имеет высокие теплозащитные свойства, воздухонепроницаемости, малую влагоемкость и нефтенепроницаемость;

· спецодежда, предназначенная для использования на взрывопожароопасных объектах или взрывопожароопасных участках производства, должна быть изготовлена из термостойких и антистатических материалов (типа NOMEX. III A)

· спецобувь, предохраняющая ноги от механических повреждений и влаги;

· головные уборы - каски (зимой с утепленными подшлемниками) и подшлемники для защиты головы от механических повреждений;

· резиновые перчатки для защиты от поражения электрическим током;

· противогазы для защиты органов дыхания;

· предохранительные пояса при работах, связанных с опасностью падения с высоты.

Виброакустическое воздействие

Виброакустические условия на рабочих местах определяются вибрационными и шумовыми характеристиками машин и оборудования, режимами и условиями их работы, размещения (на территории или в помещении) и рядом других факторов. К числу наиболее типичных источников шума и вибраций на объектах следует отнести электродвигатели, двигатели внутреннего сгорания и турбореактивные двигатели, насосы, компрессоры и вентиляторы, разнообразные машины и механизмы (редукторы, лебедки, станки и прочие), системы транспорта и перепуска газа и воздуха (газопроводы и воздуховоды) и многие другие.

Воздействие на работающих, повышенных уровней шума и вибрации осуществляется при реализации целого ряда технологических процессов. С этой точки зрения наиболее неблагоприятные условия труда создаются на некоторых рабочих местах при строительстве, текущем капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин, гидравлическом разрыве пласта и т.д. Так в машинных залах компрессорных и насосных станций уровни шума в зависимости от типа применяемых насосов и нагнетателей могут достигать 90 - 110 дБ, при этом превышая на 5-25 дБ допустимые нормы. При гидравлическом разрыве пласта уровень шума составляет 110-115 дБ.

Многочисленными исследованиями доказано, что шум снижает работоспособность на 30%. Так в 1992 году выявлено 146 человек с невритом слухового нерва.

Основными источниками шум и вибрации в цехах являются технологические площадки дожимной насосной станции и кустовой насосной станции. Максимальному уровню воздействия этих вредных факторов подвергаются операторы ДНС, КНС, слесари-ремонтники оборудования, находящиеся большую часть времени на территории насосных блоков. Результаты замеров общего уровня шума превышает предельно допустимые значения уровня. Для уменьшения вредного воздействия этого фактора на организм человека, предлагается использовать специальные наушники.

3.3 Противопожарная защита

В соответствии с общесоюзными нормами технологического проектирования (НПБ 105-95) по взрывопожарной опасности к категории А.

У взрыво- и пожароопасных зон на открытых установках указываются классы по ПЭУ: взрывоопасные В-1г и категории ПА-Т3, ПВ-Т3, ПС-Т1.

Опасная величина тока для человека 0,05А, а смертельная 0,1А. Безопасных напряжений нет.

На промышленных предприятиях широко используют и получают в больших количествах вещества и материалы, обладающие способностью к электронизации, то есть к возникновению зарядов статического электричества. Электрические заряды часто являются причиной пожаров и взрывов. Кроме этого статическое электричество - причина нарушения технологического процесса. Снижения точности показаний приборов и автоматики. Для отвода зарядов статического электричества, используют устройство электропроводящих полов или заземленных зон. Мостов и рабочих площадок, заземление ручек дверей, поручней, лестниц, рукояток приборов, молний и аппаратов.

Защита объектов от прямых ударов молнии по классу В- 1г. Ожидаемое количество поражений в год, N > 1 не ограничивается. Категория устройства молниезащиты II. Здесь зоны защиты А и Б.

Все более широкое применение электрического тока при добыче, подготовке, транспортировке и переработке нефти и газа при бурении и ремонте скважин, и других работ, значительно увеличивает потенциальную опасность этих сложных технологических процессов.

Огнеопасные и газоопасные работы проводятся только по наряду- допуску.

Более 70% электротравм на объектах нефтяной промышленности происходит при обслуживании распределительных устройств, воздушных, кабельных линий, электропроводки, электросварочной установки.

Повышенной опасности в подвергаются машинисты передвижных агрегатов, электрослесари, механики, сварщики.

Безопасность труда при обращении с электрическим током предполагает высокое качество работ по устройству электроустановок, периодический контроль их состояний, а также высокий контроль и уровень производственной дисциплины, строгое соблюдение действующих правил устройства электроустановок, правил технической эксплуатации электроустановок.

К работе с ними допускаются только высококвалифицированный персонал, ознакомленный с правилами техники безопасности при обслуживании электроустановок. Для защиты людей от поражения электрическим током все электроустановки оборудуются элементами защиты, плавкими предохранителями, реле - выключателями, заземлением. Для предотвращения прикосновения человека к токоведущим частям применяют: изоляцию, ограждения, дистанционное управление.

Продолжает оставаться актуальной проблема защиты объектов от статического электричества. Для предотвращения накопления зарядов используется антистатическое покрытие, антистатические прокладки (из хрома). Добавки таких присадок снимают способность горючих веществ к электроизоляции. Каждый производственный объект имеет комплекс защитных устройств от грозовых зарядов. Все эти устройства предназначены для безопасности людей, сохранности зданий и сооружений, предотвращений возможных взрывов, загораний и разрушений, возникающих при воздействии молнии.

Как правило, такими устройствами служат молниеотводы. На промыслах используются два типа молниеотводов: стержневые и тросовые.

На промысле применяются следующие средства пожаротушения: огнетушители типа ОП -5 - ГОСТ (82-60). Также существуют противопожарные щиты, на которых находятся багры, ведра,огнетушители типа ОП.

В случае пожара вызываются пожарные машины из города.

3.4 Мероприятия по безопасности при выполнении ГРП

Техника безопасности при производстве ГРП должна соответствовать следующим требованиям:

· к работам по ГРП допускаются лица, прошедшие обучение и проверку знаний по технике безопасности по проводимой работе. Перед началом работ участникам операции производится инструктаж на рабочем месте;

· общее руководство процессом ГРП осуществляет ответственный руководитель - представитель подрядчика, в соответствии с планом и регламентом принимает решения о проведении работ, не предусмотренных этим планом и несет ответственность за их выполнение;

· руководитель должен спланировать размещение оборудования таким образом, чтобы свести к минимуму возможное воздействие вредных производственных факторов от силовых установок, агрегатов, химреагентов, нефти на рабочий персонал, а так же взрыва и пожара;

· имеющиеся в наличии трубы, шланги и инструмент должны быть уложены в штабель с противораскатными стойками на рабочих мостках. Рабочая площадка должна быть освобождена от посторонних предметов;

· руководитель и его помощники оборудуются портативными средствами связи;

· опасная зона с трубопроводами и линиями высокого давления обозначаются специальными сигнальными знаками с надписями;

· работы по ГРП, включая подготовительные работы, должны проводиться рабочими в специальной одежде и касках;

· в темное время суток ГРП разрешается проводить только в случае если обеспечивается освещенность устья скважины и зоны высокого давления не менее 26 лк и шкал контрольно-измерительных приборов - 50 лк.

· все транспортные средства не задействованные в проведении ГРП должны быть удалены на безопасное расстояние - не менее 50 метров от зоны линий высокого давления;

· все оборудование должно соответствовать техническим и технологическим требованиям норм и правил, находиться в исправном, рабочем состоянии и использоваться только по назначению;

· при проведении ГРП рабочий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны;

· при работе с химреагентами персонал должен быть экипирован в спецодежду и обязан пользоваться средствами индивидуальной защиты: резиновые рукавицы, кирзовые или резиновые сапоги, очки для химической защиты слизистой оболочки глаз, респиратор либо многослойная марлевая повязка.

3.5 Охрана недр и окружающей среды

Источники загрязнения и виды воздействия на природную среду

а). Основные источники загрязнения окружающей среды при ГРП: