Гидропескоструйная перфорация скважин

Кроме перфорации скважин, этот метод применяют для со­здания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом (вме­сто пулевой или кумулятивной перфорации), при кислотной обработке скважин и других методах воздействия на призабойную зону.

Метод гидропескоструйной перфорации основан на исполь­зовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из наса­док перфоратора и направленной на стенку скважины. За ко­роткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта.

Жидкость с песком направ­ляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-ком­прессорных труб с помощью насосов, установленных у сква­жины.

При гидропескоструйной перфорации применяют то же на­земное оборудование, что и для гидравлического разрыва пла­ста: насосные агрегаты, пескосмесительные машины и др.

Для гидропескоструйной перфорации в нефтяных скважи­нах в качестве жидкости-песконосителя применяют нефть, а в нагнетательных скважинах — воду, В качестве абразивного материала используют отсортированный кварцевый песок фрак­ции 0,5—0,8 мм. Концентрация песка в жидкости должна со­ставлять 50—100 г/дм³. Скорость прокачки смеси жидкости с песком составляет 3,0—4,0 л/с на одну насадку. В этом слу­чае скорость выходящей из насадки струи жидкости будет рав­ной 200—260 м³/с. а перепад давления в насадках 18—22 МПа. Продолжительность перфорации одного интервала продуктивного пласта составляет 15 -20 мин. После перфорации нижнего интервала перфоратор устанавливают в следующем верх­нем.

ТЕПЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН

Тепловые методы воздействия на призабойпую зону применяют при эксплуатации скважин, в нефтях которых содержится парафин или смола.

В процессе эксплуатации таких скважин при понижении температуры нефти изменяется фазовое равно­весие составляющих ее компонентов, уменьшается растворимость парафина и смол и последние осаждаются в призабойной зоне, на стенках скважин и в подъемных трубах. В резуль­тате закупорки пор ухудшается фильтрационная способность пласта, и продуктивность скважин снижается.

При прогреве призабойной зоны парафинисто-смолистые отложения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную способность породы в призабойной зоне, снижает вязкость и увеличивает по­движность нефти, что также облегчает условия ее продвиже­ния в пласте.

Призабойную зону прогревают при помощи электронагре­вателей и газонагревателей, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия на пласт.

При электротепловой обработке призабойных зон в скважину на кабель-тросе спускают электронагреватель, который состоит из трубчатых электронагревательных элемен­тов (ТЭН), заключенных и перфорированном кожухе.

Прогрев призабойной зоны проводится обычно в течение нескольких суток, после чего электронагреватель извлекают из скважины, спускают в нее насос и скважину вводят в эксплуа­тацию.

Закачка в скважину горячих жидкостей (нефть, дизельное топливо и др.) проводится с помощью насо­сов обычно через затрубное пространство без остановки ра­боты скважинного насоса. Расплавленный парафин увлекается струей откачиваемой нефти.

При паротепловой обработке скважин теплоносителем служит перегретый водяной пар, вырабатываемый в специальных паропередвижных установках (ППУ), смонти­рованных на автомашине. ППУ (одну или несколько) соеди­няют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора установки своим давлением вытесняет нефть из насосно-компрессорных труб и проникает в призабойную зону пласта.

При паротепловой обработке над верхними отверстиями фильтра обычно устанавливают термостойкий пакер для изо­ляции фильтровой зоны от эксплуатационной колонны и пре­дохранения её от воздействия высокой температуры, нагнетае­мого в скважину пара. Пар нагнетают в скважину в течение определенного времени, после чего устье скважины закрывают для передачи тепла в глубь пласта. После этого эксплуатацию скважины возобновляют.

Осн.: 1. [188-200], 2. [234-240]

Доп.: 6. [406-425]

Контрольные вопросы:

1. В каких пластах целесообразно применение химического метода обработки ПЗС?

2. В каких пластах целесообразно применение механического метода воздействия на ПЗС?

3. В каких пластах целесообразно применение тепловых методов воздействия на ПЗС?

4. Из скольких этапов состоит операция ГРП?

5. Какие виды жидкости гидроразрыва применяют?

6. В каких скважинах применяют углеводородные жидкости?

7. Каким требованиям должен удовлетворять песок для заполнения трещин?

Тема №13. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа

Лекция №13. Схемы сбора и транспорта нефти и газа.

Подготовка нефти и газа.

Продукция нефтяных скважин представляет собой смесь нефти, газа и пластовой минерализованной воды. Очень часто нефть и вода при интенсивном перемешивании образуют эмуль­сию—смесь, в которой мелко раздробленные капли воды на­ходятся в нефтяной среде во взвешенном состоянии и поэтому не отстаиваются и не сливаются друг с другом.

В продукции газовых скважин, кроме газа, может содержаться жидкая фаза в виде капелек и паров воды, а в газоконденсатных скважинах также и жидкие углеводороды. Кроме газа и жидкости, в продукции скважин содержатся ме­ханические примеси: частицы песка и глины, выносимые из пласта.

Для сбора нефти и газа, их транспортирования, отделения друг от друга и освобождения от посторонних примесей, а также для замеров досыпаемой продукции на территории нефтяных промыслов строится система трубопроводов, аппара­тов и сооружений, в которых выполняются следующие опе­рации:

1) сбор и замер продукции скважин;

2) отделение (сепарация) нефти от газа;

3) освобождение нефти и газа от воды и механических примесей,

4) транспорт нефти от сборных и замерных установок до промысловых резервуарных парков и газа до компрессорных станций или газораспределительных узлов;

5) обезвоживание (деэмульсация) нефти и в ряде случаев ее обессоливание и стабилизация, т. е. удаление из нее лег­ких углеводородов;

6) удаление из газа ненужных примесей и отбензинивание его;

7) учет добычи нефти и газа и их сдача транспортным организациям.

Единой универсальной схемы промыслового сбора, транс­порта и обработки нефти и газа не существует. Все имею­щиеся схемы видоизменяются в зависимости от местных ус­ловий: географического расположения промысла, расстояния между скважинами, объема добычи, способа эксплуатации скважин, качества добываемой нефти, ее обводненности и т. п..

Тем не менее современные схемы сбора, транспорта и об­работки нефти и газа должны отвечать общему основному принципу — предупреждению потерь легких фракций, недопу­щению контакта нефти с атмосферой и обеспечению наиболее полного отделения от нефти газа, воды и механических при­месей.

Этим принципам наиболее полно отвечают напорные си­стемы с централизованной многоступенчатой сепарацией на нефтесборных пунктах, рассчитанных на обслуживание нефтя­ных скважин одного или нескольких месторождений данного нефтяного района.

При этой системе продукция скважин под действием давления на устье (от 0,6 до 1,0 МПа и выше) через групповую сепарационно-замерную установку ГСЗУ (при не­обходимости) направляется в сборный коллектор, а затем по­падает на централизованную сепарационную установку ЦСУ, расположенную на одной территории с установкой подготовки нефти УПН, товарным парком ТП и в отдельных случаях с газоперерабатывающим заводом ГПЗ. Все эти объекты пред­ставляют нефтегазовый комплекс НГК.

На ЦСУ происходит трех- или четырехступенчатая сепарация.

Газ из сепараторов I ступени после охлаждения направля­ется в газопровод и до мест потребления транспортируется под собственным давлением, а газ последующих ступеней по­ступает на газоперерабатывающий завод ГПЗ.

На рис. 1 приведена одна из схем промыслового сбора нефти и газа, которая в случае необходимости может быть ви­доизменена или приспособлена к условиям эксплуатации сква­жин и разработки месторождения.

Например, она может быть использована для сбора и транспортирования по самостоятель­ным каналам обводненной и необводненной нефтей или нефтей двух различных сортов, дополнена установками подготовки газа при газлифтной эксплуатации скважин и т. п..

На схеме нефть из скважин 1 по выкидным трубопроводам направляется в групповые замерные установки 2, где производится индиви­дуальный замер дебита нефти и газа по отдельным скважинам. Во время замера дебитов по какой-либо скважине продукция остальных скважин по обводному трубопроводу направляется в сборный коллектор, по которому смесь нефти и газа транс­портируется до сепарационных установок 3 или дожимных на­сосных станций 3 а (ДНС)—те же сепарационные установки с принудительной откач-кой нефти. ДНС применяют в тех случаях, когда давление в системе недоста-точно для дальнейшей транспортировки нефти до концевых сепараторов.

Концевые сепараторы 5 располагаются непосредственно на территории центрального пункта подготовки нефти (ЦППН). В них происходит окончательное отделение нефти от газа при давлении, близком к атмосферному. Нефть из концевых сепа­раторов поступает на установки по подготовке нефти 6, откуда в товарные резервуары 7 и далее в автоматизированную уста­новку по сдаче товарной нефти 8. Если в товарных резервуарах нефть оказалась некондиционной, то она из установки 8 автоматически направляется на повторную обработку в уста­новку 6.

Газ из сепарационных установок поступает на прием ком­прессоров компрессорной станции 9, откуда перекачивается на газобензиновый завод 11.

Промышленные воды из сепарационных установок, устано­вок по подготовке нефти и резервуаров собираются и по дре­нажным нитям направляются в установки по подготовке воды 10, откуда очищенные от механических примесей и нефти закачиваются в нагнетательные скважины.

По технологическим признакам всю схему сбора и подго­товки нефти, газа и воды можно разбить на следующие эле­менты: /—первичные сборно-замерные установки; //—сепарационные установки первой ступени и дожимные насосные станции; /// — центральный пункт сбора подготовки и сдачи нефти, включающей в себя концевые сепараторы второй и третьей ступеней (если это требуется по технологическому циклу), установки подготовки нефти, резервуарный парк, уста­новки для автоматической сдачи нефти; IV—компрессорные станции для сбора газа и газобензиновый завод; V—пункт подготовки воды для заводнения пластов.