Файл: 1. 1 Черты и этапы развития нефтяной и газовой промышленности.rtf

Также определены уровни этих показателей. Рекомендованы технологически оптимальные фракции песка, основные из которых:

• 
  1,6 –0,8 мм;
  
• 
  0,8 – 0,4 мм;
  
• 
  0,4 – 0,2 мм.
  

Рациональное соотношение наибольшего размера зерен к наименьшему около двух. Анализ промыслового опыта показывает, что использование песка фракции 0,8 – 0,4 мм составляет более 90 процентов по объёму.

Приведены нормы показателей качества фракции песка:

• 
  массовое содержание основной фракции (0,8 – 0,4) должно быть не менее 90 процентов, при этом содержание зёрен 1,2 мм не более 0,1 процента, так же и для зёрен мельче 0,3 мм;
  
• 
  округлость и сферичность не менее 0,6 по крумбейну и стоксу;
  
• 
  растворимость в глинокислоте не более 21 процента;
  
• 
  содержание солей, глин и других мелкодисперсионных частиц определяют с помощью теста на мутность воды, перемешанной с испытуемым образцом песка или по глинистой составляющей
  
• 
  прочность песка определяют по массе разрушенных зёрен при одноосной статике.
  

Другой распространенный закрепитель, – спеченный боксит (окись алюминия) – обладает значительно большей прочностью по сравнению с песком и применяется, главным образом, в глубокозалегающих пластах, так как на больших глубинах локальное горное давление воспринимается упаковкой и приводит к разрушению мало прочных закрепителей. Исследования и промысловый опыт показали, что кварцевый песок целесообразно применять для крепления трещин на глубине до трёх тысяч метров.

Так же в глубоких скважинах применяют стеклянный бисер, В настоящее время практически вытесненный спечённым бокситом, который в 1,5 – 2 раза дешевле. Единственным недостатком спечённого боксита – более высокая плотность (3500 – 3700 кг/м³) по сравнению с песком, затрудняется его транспортировка в глубь трещины. Другой недостаток – относительно высокая (на порядок) по сравнению с песком, стоимость.

Аналогичным по прочности спечённому бокситу закрепителем является окись циркония, применяется в странах Европы.

В настоящее время проводится широкое исследование по поиску новых материалов для производства закрепителей. Такие закрепители, как окатанная ореховая скорлупа, пластмассы и другие, легко деформируемые материалы, ограниченно применявшиеся ранее для крепления трещин в мягких породах, практически сняты с производства.

Закрепители (материалы и фракции) подбирают в каждом конкретном случае, исходя из требований к качеству крепления трещин и экономической эффективности ГРП в целом.

---

В Открытом Акционерном Обществе “Ноябрьскнефтегаз” (ОАО ННГ) в качестве закрепителя применяют пропант, являющийся отходами алюминиевого производства, не содержащий алюминия, представляющий собой конгломерат в виде шариков, обладающий большой прочностью, хорошей транспортабельностью в глубь трещин, хорошей закрепляемостью.

На территории куста бригады КРС подготавливается рабочая площадка размерами 50х50 м, с которой убираются посторонние предметы и производится планировка. На площадке должна разместиться техника и емкостной парк (3 емкости по 40 м³). Площадка должна иметь свободный подъезд к скважине.

Подготовка скважины к проведению ГРП осуществляется следующим образом.

Перед ГРП должен устанавливаться пакер в интервале 30-50 м от верхних отверстий зоны перфорации, указанной в плане работ. Интервал установки пакера должен скребковаться. Доставка пакера на куст осуществляется группой подготовки ГРП в специальном контейнере. Доставляется пакер с навернутым опрессовочным седлом.

Перед спуском пакер соединяют на мостках с патрубком, не вынимая пакер из контейнера. Специальный контейнер снимают с пакера после подъема на НКТ в вертикальное положение. Спуск пакера должен осуществляться на НКТ диаметром 89 мм с допустимым внутренним давлением не менее 700 Мпа. При спуске пакера в скважину скорость не должна превышать 0,25 м/сек.

Опрессовка НКТ должна производиться на давление , указанное в плане работ на ремонт скважины, давление при этом наблюдается в течении 5 мин, его снижение допускается на 0,1 Мпа.

При оборудовании устья скважины специальной арматурой планшайба крепится на вес шпильки, проверяется работоспособность задвижек. Все записывается в паспорте на ГРП.

После подготовки скважины к проведению ГРП бригада КРС снимает с устья скважины установку для ремонта скважины, мостки, трубы и все бригадное хозяйство в радиусе 50 метров от скважины. Мастер бригады КРС за сутки уведомляет СОУП УКРС о готовности скважины к ГРП. В течение этих суток начальник участка ГРП или ведущий инженер вместе с супервайзером УКРС проверяют состояние площадки и составляют схему расположения оборудования, которая утверждается главным инженером. После этого на площадку завозятся емкости и заполняются нефтью или водой. Емкости для жидкости – основы геля, устанавливаются на твердую поверхность за пределами охранной зоны воздушных линий электропередач, нефтесборных сетей с расстоянием между ними не менее 1 м. Горизонтальные емкости устанавливаются слегка наклоненными в сторону слива. После установки емкости заземляются на ранее подготовленный контур или колонну ближайшей скважины через заземляющий луч.

---

ГРП производится техникой комплекса ГРП в составе:

• 
  насосных установок,
  
• 
  блендера (смесителя),
  
• 
  установки для транспортировки расклинивающего агента (песковоза),
  
• 
  блока манифольда,
  
• 
  станции контроля.
  

Помимо комплекса ГРП на скважине должны находиться

• 
  пожарная машина
  
• 
  ЦА-320,
  
• 
  ППУ,
  
• 
  АЦН-10,
  
• 
  Оперативная машина.
  

Расстановка техники на кусту производится в соответствии с утвержденной схемой.

Для контроля параметров ГРП станцию контроля соединяют двумя кабелями с датчиками давления и двумя кабелями с блендером для контроля плотности и скорости закачки жидкости.

Для управления насосными агрегатами со станции контроля агрегаты пронумеровываются и соединяются кабелями с соответствующей панелью управления на станции контроля.

Руководителем работ производится осмотр всех линий , коммуникаций и запорной арматуры.

ГРП должно производиться только в светлое время суток. Руководителем работ производиться инструктаж по безопасному ведению работ.

Опрессовка линии высокого давления и блока манифольда производится на 1,25-кратное от ожидаемого при ГРП давление каждым насосным агрегатом при закрытой задвижке на устьевой арматуре. После 5-минутной выдержки руководитель ГРП дает команду на открытие задвижки на устьевой арматуре для сброса избыточного давления в скважину. После этого устьевую задвижку закрывают и сбрасывают давление в желобную емкость. Руководитель ГРП с бригадиром и супервайзером УКРС производят осмотр линии высокого давления и при необходимости с помощью операторов устраняют негерметичность. После устранения негерметичности производится повторная опрессовка линии. По окончании опрессовки дается команда об открытии устьевой задвижки, занятии персоналом рабочих мест и минутной готовности до начала ГРП.

Руководитель работ дает команду на блендер о подаче жидкости и поочередно запускает и выводит на рабочий режим все насосные агрегаты, комментируя свои действия по рации.

Операторы насосных агрегатов, находясь у установок, следят за показаниями приборов, регистрирующих работу двигателей и насосов, а также смазкой штоков насоса. При появлении посторонних шумов, вибрации, дыма немедленно по рации сообщают руководителю работ.

В процессе ГРП на станции контроля должны регистрироваться все основные параметры процесса :

• 
  давление нагнетания,
  
• 
  скорость закачки,
  
• 
  объем закаченной жидкости,
  
• 
  давление в затрубном пространстве скважины.
  

---

Контроль за количеством рабочей жидкости разрыва каждой емкости ведется операторами при помощи уровнемеров.

При приближении давления в нагнетательной линии к величине опрессовки НКТ, руководитель работ должен снизить скорость закачки рабочего агента (жидкости), а в дальнейшем провести процесс по возможности в соответствии с планом работ ГРП. Если в процессе проведения ГРП произойдет нарушение герметичности пакера и сработает предохранительный клапан, руководитель останавливает технику комплекса ГРП. Далее закрывают кран высокого давления перед предохранительным клапаном и открывают задвижку на линии высокого давления в районе отвода на желобную емкость. После чего подается команда на ЦА-320 для проведения обратной промывки скважины (если авария произошла при закачке или продавке пропанта). После проведения промывки ЦА-320 останавливают и закрывают задвижку на устьевой арматуре.

В зимнее время в нагнетательных линиях образовываются ледяные пробки, поэтому перед ГРП необходимо удостовериться в их отсутствии.

После завершения ГРП руководитель работ подает команду оператору блендера о прекращении подачи жидкости и останавливает насосные агрегаты. Затем подается команда закрыть задвижку на устьевой арматуре и сбросить давление в затрубном пространстве скважины.

Дальнейшие работы на скважине производятся в соответствии с планом работ на освоение скважины после гидравлического разрыва пласта.

Схематично процесс проведения гидроразрыва показан на рисунке ,где показаны последовательно проводимые операции, из которых состоит ГРП :

• 
  установка пакера для герметизации затрубного пространства,
  
• 
  закачка в пласт жидкости разрыва с целью образования и расширения имеющихся трещин,
  
• 
  закачка жидкости – песконосителя, предназначенной для закрепления трещин или сохранения уже имеющихся их раскрытого состояния,
  
• 
  закачка продавочной жидкости для вытеснения песка в трещины пласта из насосно-компрессорных труб и ствола скважины.
  

Объем продавочной жидкости принимается на 15-20% больше объема труб или объема кольцевого пространства, по которым прокачивается смесь песка с жидкостью от устья и до фильтра скважины. При недостаточном объеме продавочной жидкости часть песка может остаться в виде пробки на забое скважины. Образование песчаной пробки вызовет нежелательные затраты на ее промывку. Чтобы избежать или уменьшить оседание песка, увеличивают темп нагнетания жидкости или повышают ее вязкость, т.е. увеличивают транспортирующую способность жидкости – песконосителя.

---

После проведения операции ГРП бригада КРС монтирует станок для выполнения следующего.

Подъём пакера. Сама операция не отличается от стандартной, за исключением, если ГРП прошёл с осложнениями и в НКТ оставлен пропант. В этом случае устье переоборудуется с применением КОПС и вымыв пропанта осуществляется с помощью НКТ 48х4.5, спускаемой внутрь НКТ 89х5.5. срыв пакера осуществляется при нагрузке 3 – 5 т выше собственного веса.

В случае оставления пропанта в зумпфе скважины и интервале перфорации приступают к нормализации забоя после извлечения пакера ГРП, для чего в скважину спускается компановка: пико-долото, бурильные трубы и с вращением ротора и промывкой двумя агрегатами ЦА – 320 пропант вымывается на поверхность.

После нормализации забоя производит спуск лифта из НКТ 73х5.5, оборудованного забойной воронкой на глубине 2000 м и отбирают объём, равный объёму скважины плюс объём гидроразрыва. После вызова притока производится запись профиля притока и данные о дебите скважин с целью определения типа спускаемого подземного оборудования.

После проведения ГРП в целях сохранности техники и оборудования, а также для соблюдения природоохранных мероприятий необходимо выполнить следующее.

-насосные агрегаты поочередно прокачиваются солевым раствором или водой в желобную емкость.

-при разборке линий, идущих от емкостей, необходимо сливать гель из шлангов в специальные поддоны.

-остатки геля перекачиваются в одну емкость и при необходимости утилизируются.

-техника ,трубы, шланги отпариваются ППУ.

-на кусту ликвидируются разливы рабочей жидкости.
3.2 Кислотные обработки призабойной зоны скважин.

Кислотные обработки скважин - один из эффективных и широко используемых методов по воздействию на призабойные зоны пластов.

Сущность кислотных обработок скважин заключается в том, что в призабойную зону пластов с помощью насосных агрегатов закачивают кислотные растворы, которые, вступая в реакцию с растворимыми включениями пород пласта, расширяют существующие в них поры И трещины или вновь создают разветвленную сеть фильтрационных каналов.

В качестве основных кислотных растворов, как в нашей стране, так и за рубежом применяют растворы соляной и фтористоводородной (плавиковой) кислот. Значительное применение за последнее время получили растворы бифторид - фторид аммония (МН4РНР+МН4Р) в -" растворах соляной кислоты.

При воздействии на призабойную зону пластов растворами соляной кислоты происходит растворение карбонатов, содержащихся в породах продуктивного пласта:

---