АЛЬМЕГА

АНАЛИТИЧЕСКАЯ ГРУППА

ДОБЫЧА
НЕФТИ И ГАЗА

На сегодняшний день одной из важных отраслей страны остается нефтедобыча. Основная проблема современной нефтяной промышленности заключается в истощении ресурсов. Современные технологии позволяют осваивать трудно извлекаемые нефтяные запасы земли, автоматизировать процесс, современные IT-технологии позволяют контролировать весь процесс нефтедобычи.

ПЕРВАЯ НЕФТЬ
СИБИРИ

21 марта 1961 г.
Дала нефть первая скважина
в западной Сибири.

В 1955-1957 годах Фарман Салманов работал начальником Плотниковской, старшим геологом Грязненской нефтеразведочных экспедиций в Кемеровской области. Считая бесперспективным поиск нефти в Кузбассе, решился на рискованный шаг. В августе 1957 года самовольно увел свою геологическую партию в Сургут. Несмотря на самые категорические и угрожающие приказы о прекращении бурения на Сургутской площади, продолжал разведку.
Чтобы не нагнетать обстановку, начальство подписало задним числом приказ о переброске

партии Салманова в Сургут. Правда, первое время преследовали неудачи, его пытались отстранить от работы и судить, а он продолжал работать. 21 марта 1961 года дала фонтан нефти первая скважина в районе селения Мегион. Ему говорили, что это природная аномалия, что через пару недель скважина иссякнет, и что большой нефти в Западной Сибири не может быть. Когда забил фонтан из второй скважины в районе Усть-Балыка, Салманов отправил начальству радиограмму : “ Скважина лупит по всем правилам”. Н.С. Хрущёв получил телеграмму следующего содержания:” Я нашел нефть. Вот так, Салманов” Затем открытия пошли одно за другим: Мамонтовское, Мегионское, Правдинское, и другие крупнейшие месторождения.

@novosti_istorii_

Операции гидроразрыва пласта (ГРП) и другие методы увеличения нефтедобычи

Эффективность процессов нефтедобычи из месторождений нефти, несмотря на применение хорошо освоенных методов, во всех нефтедобывающих странах считается недостаточной. Такая оценка дана с учетом растущих из года в год показателей использования нефтепродуктов в различных сферах промышленности.

Примечательно, что данная тенденция повышения потребления нефтепродуктов наблюдается во всех странах. Что касается показателей конечной нефтеотдачи пластов, то средняя оценка здесь колеблется от 25 до 40% (в зависимости от страны и региона):

  • в Латинской Америке и Юго-Восточной Азии – 24-27%;
  • в Иране – 16-17%;
  • в Соединенных Штатах Америки, Канаде и Саудовской Аравии – 33-37%;
  • в странах СНГ и России – до 40%.

Получается, что около 55-75% находящихся в недрах земли запасов нефти остаются не извлечёнными. И это серьезная проблема, для решения которой ведутся разработки новых методов нефтеотдачи и совершенствуются уже применяемые способы.

Цели применения методов увеличения нефтедобычи

Во всех нефтедобывающих странах актуальны вопросы повышения нефтеотдачи пластов. С этой целью беспрерывно проводятся исследования. Необходим обоснованный с научной точки зрения подход к выбору самых эффективных методов разработки нефтяных месторождений.

Как правило, весь период разработки месторождений делится на три стадии.

На первой стадии нефтедобычи используется естественная (природная) энергия пласта. Это может быть:

  • энергия упругости пласта;
  • энергия растворенного газа;
  • энергия законтурных вод;
  • энергия газовой шапки;
  • потенциальная энергия гравитационных сил.

На следующей стадии применяются методы поддержания давления пласта при помощи. С этой целью выполняется закачка воды или газа. Данные методы относятся к вторичным.

На третьей стадии используются методы повышения нефтедобычи. Однако распределение остатков нефти, относящихся к не извлекаемым запасам и составляющих по своим объемам больше половины всего нефтяного «богатства» земли, требует внедрения более эффективных методов. Речь идет о воздействии на нефть,

находящуюся в заводненных или загазованных участках пластов либо в слабопроницаемых слоях и пропластках. При всех используемых сегодня методах нефтедобычи остаются неохваченными дренированием обособленные линзы и зоны пластов.

Совершенно очевидно, что не может быть универсального метода нефтедобычи, с помощью которого стало бы возможным извлечение остатков нефти со всех зон и участков месторождений.

Применяемые до сих пор технологии имеют направленный характер и способны воздействовать не более чем на пару причин, влияющих на состояние не извлекаемых остатков нефти.

Методы извлечения нефти

В связи с востребованностью данного природного ресурса непрерывно совершенствуются технологии его добычи. Одними из основных задач, решаемых специалистами нефтяной промышленности, являются разработка трудноизвлекаемых запасов и повышение эффективности использования активов с высокой степенью выработки.

В таких условиях актуально применение современных методов увеличения нефтеотдачи. И речь идет не только о сооружении высокотехнологичных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта, но и об использовании новых способов вытеснения нефтяных остатков, которые невозможно добыть традиционными методами.

Классификация методов увеличения нефтедобычи

Применяемые на сегодняшний день технологии, направленные на повышение эффективности нефтедобычи, по типу рабочих агентов разделяются на следующие категории:
  1. Тепловые методы: паротепловое воздействие на пласт, внутрипластовое горение, вытеснение нефти из пласта горячей водой и пароциклические обработки нефтяных скважин.
  2. Газовые методы: закачка воздуха или углеводородного газа, воздействие на пласт азотом и дымовыми газами.
  3. Химические методы: вытеснение нефти из скважины растворами следующих типов:
    • водные растворы ПАВ;
    • полимерные растворы;
    • щелочные растворы;
    • кислоты;
    • композиции химических агентов (мицеллярные растворы и др.)
К химическим методам также относится микробиологическое воздействие на пласт.
  1. Гидродинамические методы: интегрированные технологии, внедрение в разработки месторождений недренируемых участков, барьерное, ступенчато-термальное и циклическое (нестационарное) заводнение на залежах нефти, форсированный отбор жидкости.
  1. Комбинированные методы: сочетание гидродинамических и тепловых методов, гидродинамических и физико-химических, тепловых и физико-химических.
  2. Физические методы. О них следует сказать отдельно. Вообще, включение их в общую классификацию методов не совсем правильно. Почему? Дело в том, что применение методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента. Что касается физических методов, то здесь реализация возможностей вытесняющего агента происходит за счет применения естественной (природной) энергии пласта. К тому же использование физических методов, как правило, не приводит к увеличению конечной нефтеотдачи пласта. Они только повышают временное увеличение добычи, то есть текущую нефтеотдачу пласта.
К широко используемым в сфере добычи нефти физическим методам относятся:
  • гидроразрыв пласта;
  • горизонтальное бурение;
  • электромагнитное воздействие на пласт и другие аналогичные методы.
В нашей статье мы рассмотрим наиболее применяемые в нефтяной отрасли методы увеличения нефтедобычи.

Устройство скважин

Нефть добывают через скважины, которые необходимо предварительно пробурить. Для этих целей используются специальные буровые установки (нефтяные вышки). Однако эта техника предназначена лишь для бурения, но не для извлечения нефти.

Процесс бурения может длиться от нескольких дней до нескольких месяцев. Назвать скважину пробуренной можно тогда, когда в ней выполнены соответствующие подземные работы. Это значит, что ее нужно не только пробурить, но и разместить в ней стальные трубы. Так порода не будет осыпаться внутрь скважины и не завалит ее.

Для того, чтобы пласты не превращались в сообщающиеся сосуды, пространство за обсадной колонной нужно залить цементом. В результате получается разграничение пластов. Циркуляция между ними нефти, газа и воды становится невозможной. Однако с течением времени цементное кольцо может начать крошиться, постепенно разрушаясь. И тогда начнется заколонная циркуляция. Этого нельзя допускать, поскольку в таком случае в скважину начнет поступать не только нефть, а еще газ и вода из «соседних» пластов. Нередко их объемы превышают объем нефти.

Центраторы «ТМС групп» с новыми фиксирующими кольцами – эффективное решение задачи повышения качества разобщения пластов

При заканчивании скважин перед буровиками стоит одна из важнейших задач – обеспечить качественное разобщение пластов, сформировав полноценное цементное кольцо в заколонном пространстве.  Один из факторов решения этой задачи – центрирование обсадной колонны в стволе скважины. Тут на первый план выходит качество оборудования, в частности, обеспечение положения центраторов в нужном месте на теле обсадной колонны. Центраторы «ТМС групп» с новыми фиксирующими кольцами повышают степень герметичности заколонного пространства, и мы расскажем почему.

При заканчивании скважин внимание заказчика-недропользователя и бурового подрядчика обращены на наиболее важные интервалы скважин. В первую очередь, на продуктивные интервалы с охватом нижних и верхних водонасыщенных пластов. В непродуктивной части ствола – в интервалах глубин, где существуют условия коррозионной активности, где наиболее сконцентрированы нарушения целостности обсадных колонн на пробуренном фонде скважин. В горизонтальных скважинах – в горизонтальном стволе, где интервалы обсадной колонны без перфорации разделяют интервалы фильтров (перфорации) на отдельные участки. И, наконец, в интервалах, где будет находиться глубинный насос. На всех этих интервалах важно расположить обсадную колонну концентрично относительно ствола скважины.

Что получается, когда не удается достичь концентричности обсадной колонны? Мы получаем неравномерную толщину цементного кольца по окружности, на местах прилегания обсадной колонны к стенкам скважины цементное кольцо не сплошное или качество его снижается в тех местах, где буровой раствор не полностью вытеснен цементным раствором. Все это может привести, и приводит на практике к перетеканию жидкости из неперфорированного пласта в интервал перфорации.

Так почему же не удается достичь концентричности? Одной из причин специалисты отмечают недостаточное количество центраторов и увеличенные расстояния между ними. Так же, по их мнению, центраторы смещаются по телу трубы относительно плановых глубин и попадают в кавернозные интервалы и не могут обеспечить концентричность обсадных труб в рассматриваемом интервале. А причиной этому уже является недостаточная степень их фиксации на теле трубы. Неблагоприятную роль может также сыграть спуск обсадной колонны с отклонением от плановой глубины. Тогда центраторы оказываются не на плановых глубинах, а часть центраторов попадают в кавернозную часть ствола.

При анализе ситуации мы приходим к тому, что в обеспечении планового положения центратора, его неподвижности на теле трубы   именно фиксирующие кольца играют важную роль

Центраторы закрепляют на обсадной колонне фиксирующими элементами (винты, винтовые клинья) или в самой конструкции центратора или отдельными фиксирующими кольцами с применением тех же фиксирующих элементов. Однако площадь контакта фиксирующих элементов с трубой мала, что не всегда обеспечивает неподвижность центратора. Он может сместиться в процессе спуска обсадной колонны относительно плановой глубины и не сможет в полной мере выполнить свою задачу.

Специалисты конструкторско-технологического бюро ЦТР и цеха высокоточного производства, одного из подразделений компании ООО «ТМС групп», разработали и изготовили современный тип фиксирующих колец, которые гораздо эффективнее решают вышеуказанные проблемы.  Фиксирующие кольца нового типа крепятся к трубе всем телом и, как показали испытания на гидравлическом прессе, выдерживают большие нагрузки и не смещаются.

Фиксирующее кольцо УК ООО «ТМС групп» состоит из двух элементов. Из цанги, представляющей собой разрезную втулку с лепестками, имеющими возможность отклоняться внутрь. На наружной поверхности лепестков имеются зубцы, образующие прочное зацепление с зубьями кольца. Второй элемент – само кольцо, изготовленное из специальной закалённой стали, с внутренней стороны которого имеется коническая поверхность, а также зубцы, образующие прочное зацепление с зубьями цанги.

Монтаж устройства производится на подъемных мостках буровой установки. Цанга устанавливается на обсадную трубу перед центратором. Кольцо надевается с определенным усилием на цангу до момента фиксации зубьев. При этом под действием конической поверхности кольца лепестки цанги сжимаются, тем самым образуя надежную фиксацию.

Установка кольца на цангу ведется с помощью специального гидравлического устройства, позволяющего равномерно произвести монтаж кольца с необходимым и достаточным моментом.

Преимущество нового фиксатора

Преимуществом нового продукта является недостижимая существующими конструкциями фиксаторов надёжность крепления элементов колонной оснастки (центраторов, турбулизаторов) на теле обсадной трубы. Надежность, гарантирующая их спуск на плановую глубину. Усилие сдвига данного устройства по результатам стендовых испытаний в 1,2 раза выше рекомендуемого международным стандартом ISO 10427-2:2004.

На сегодняшний день новый продукт прошел опытно-промышленные испытания на скважинах, которые показали, что новые фиксирующие кольца производства «ТМС групп» обеспечивают неподвижное положение центраторов на теле трубы, концентричное положение обсадной колонны в запланированном интервале скважины. Это подтверждено материалами геофизических исследований. Соответственно, создаются условия для формирования полноценного цементного кольца, что снижает риск перетоков и заколонных сообщений. Кроме того, в горизонтальных стволах с МГРП центрирование обсадной колонны перед и после интервалов ГРП снижает риск передачи давления при ГРП и развития трещины вдоль колонны.

Центраторы компания «ТМС групп» изготавливает уже полтора года.  С появлением новой продукции ассортимент предлагаемых изделий для закачивания скважин расширился. Это позволяет подобрать такие элементы оснастки обсадных колонн, которые наиболее оптимально подходят для задач недропользователей и буровиков в зависимости от конструкций скважин и геологических особенностей месторождений.

Изготовление нового продукта – результат совместной работы специалистов «ТМС групп – говорит директор УК ООО «ТМС групп» Анвар Яруллин. – Наша компания постоянно развивается и для этого осваивает новые направления, новые продукты, новые технологии. Это позволяет нам предлагать заказчику самые лучшие продукты для решения его проблем.

Гульназ ЗАКИРОВА

Бурение высокотехнологичных скважин

Сооружение высокотехнологичных скважин дает широкие возможности для разработки залежей со сложным геологическим строением. Также это позволяет добывать трудноизвлекаемые запасы.

Одним из основных методов процесса добычи нефти является

бурение горизонтальных скважин, обеспечивающих значительное увеличение поверхности притока. Соответственно, это способствует повышению производительности.

Другой метод добычи нефти заключается в бурении многоствольных скважин, благодаря чему достигается увеличение зоны охвата пласта.

Еще одна широко применяемая в нефтяной промышленности технология – это строительство горизонтальных скважин с множественными ответвлениями. Этот метод дает возможность значительно увеличить охват зон с большими запасами нефти, при этом на сооружение таких конструкций менее трудоемко, чем при возведении многоствольных скважин. Каждое из ответвлений располагается на отдельных нефтяных участках.

Многостадийный гидроразрыв пласта

Одной из активно применяемых в нефтяной промышленности технологий является гидравлический разрыв пласта. Метод заключается в закачке с применением насосных станций жидкости в скважину. Это приводит к растрескиванию породы. Через образовавшиеся трещины нефть попадает в забой. Чтобы трещины по истечении времени не закрывались, применяется проппант. Его используют в качестве расклинивающего агента.

С распространением в нефтяной отрасли метода горизонтального

бурения начала широко использоваться технология многостадийного гидроразрыва пласта. Она предполагает образование трещин одновременно на нескольких участках скважины. На сегодняшний день этот метод применяется для увеличения нефтеотдачи. При этом специалисты непрерывно работают над совершенствованием данной технологии.

Не менее распространен другой метод нефтеотдачи – кислотный гидроразрыв пласта. Он заключается в применении кислоты в качестве разрывающей жидкости. Она растворяет карбонатный коллектор.

При бесшаровой технологии проведения многостадийного гидроразрыва пласта не только увеличивается нефтеотдача, но и появляются возможности для изучения внутреннего состояния скважины. А самое главное – это то, что бесшаровый метод позволяет проводить повторный гидроразрыв пласта. При его выполнении

трещины, образовавшиеся после предыдущих работ, изолируются с использованием специального химического состава.

В нефтяной отрасли для увеличения эффективности многостадийного гидроразрыва пласта также применяются новейшие цифровые технологии. Так, в 2018 году российскими учеными был представлен первый цифровой продукт отечественного производства, предназначенный для моделирования процесса образования трещин ГРП в целях повышения нефтеотдачи.

Применение цифровых технологий направлено на повышение точности воспроизведения характеристик трещин при моделировании подземных операций. Результатом должен стать прирост добычи углеводородов примерно на 5% с каждого участка (скважины).

Разработка баженовских горизонтов

Чаще всего для добычи сланцевой нефти применяется бурение горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта.

Эта же технология используется для нефти баженовской свиты. На сегодняшний день известно, что в строении бажена можно выделить два основных блока пород:

  1. Нефтематеринские породы. В их состав входит кероген;
  2. Породы-пропластки. В них содержится легкая нефть. Следует отметить, что породы-пропластки составляют около 30% от всей толщины бажена.

Из-за такого сложного состава бажена многостадийный гидроразрыв пласта необходимо проводить с применением особых технологий. К таким методам относится рlug & perf. Он подразумевает вскрытие пласта с использованием гидропескоструйной перфорации.

Преимущество технологии заключается в том, что в процессе одной стадии работ делается одновременно несколько отверстий. В этом отличие рlug & perf от традиционно применяемого гидроразрыва пласта. Для разделения стадий разрыва используются специальные композитные пробки.

К сожалению, на сегодняшний день во всем мире не существует комплексных эффективных технологий для организации рентабельной добычи баженовской нефти. Масштабность этой задачи такова, что ни одна, даже самая мощная нефтяная компания ни в состоянии решить ее в одиночку.

Тепловые методы увеличения нефтедобычи

Все тепловые методы основаны на искусственном повышении температуры в стволах скважин и призабойной зоне. Как правило, используются такие технологии преимущественно для добычи парафинистых и смолистых веществ с высокой вязкостью, оседающих в процессе эксплуатации нефтяных скважин на их стенках, подъемных трубах и призабойной зоне.
Так, один из тепловых методов – паротепловое воздействие на пласт

  • предполагает нагнетание пара с поверхности в пласты с низкой температурой посредством использования специальных паронагнетательных скважин, расположенных внутри контура нефтеносности. Пар, для которого характерна немалая теплоемкость, вносит в пласт много тепловой энергии. Последняя, в свою очередь, нагревает пласт и снижает относительную проницаемость, вязкость и расширение всех насыщающих месторождение агентов (нефти, воды, газа).

В результате в пласте образуются три различные по температуре, степени и характеру насыщения зоны:

  1. Зона пара вокруг нагнетательной скважины. Здесь температура меняется температуры пара до температуры начала  конденсации (от 400 до 200 градусов Цельсия). В этой зоне происходит экстракция из нефти легких фракций. Данный процесс называется дистилляция нефти. Здесь же нефть вытесняется паром по пласту. Это называется совместной фильтрацией пара и легких фракций нефти.
  2. Зона горячего конденсата. Здесь происходит изменение температуры от показателей в стадии начала конденсации (200 градусов Цельсия) до пластовой. А горячий конденсат (т.е. вода) в отсутствии изотермических условий способствует вытеснению запасов нефти и легких фракций.
  3. Зона с начальной пластовой температурой. На этот участок не распространяется воздействие пара. Здесь нефть вытесняется пластовой водой.

Нагревание пласта приводит к:

  • дистилляции нефти;
  • снижению вязкости;
  • расширению всех пластовых агентов;
  • изменению фазовых проницаемостей, смачиваемости и подвижности нефти, воды и т.д.

Другой тепловой метод – внутрипластовое горение – предполагает добычу нефтяных запасов путем применения свойств углеводородов нефти. Дело в том, что последние способны в пласте вступать в окислительные реакции с кислородом воздуха. При это выделяется много тепла. Следует отметить, что данный метод различается от горения на поверхности. Генерирование теплоты внутри пласта является главным плюсом этого метода.

Нефть в пласте начинает гореть сначала около забоя нагнетательной скважины. Процесс начинается с нагрева и нагнетания воздуха.

Необходимое для начала горения нефти тепло получают, используя забойный электронагреватель, газовую горелку либо путем применения окислительных реакций.

Когда очаг горения уже создан, выполняется непрерывное нагнетание воздуха в пласт и отвод от очага продуктов горения ((N2, CO2, и др.). Эти операции способствуют стабилизации процесса горения внутри пласта и вытеснению запасов нефти.

Кстати, в качестве горючего используются запасы нефти, оставшиеся внутри пласта после процесса вытеснения газами, паром, водой и испарившимися фракциями. Потому сгорают самые тяжелые фракции нефти.

Если применяется сухое внутрипластовое горение (т.е. нагнетание в пласт только воздуха), имеет место отставание фронта нагревания нефти от перемещающегося (вытесняющегося) фронта горения.

Поэтому значительное количество генерируемой в пласте теплоты (примерно 80%) остается позади фронта горения. Это тепло в основном рассеивается в окружающие породы. Но, хотя такой значительный объем теплоты остается неиспользованным, однако он имеет положительное воздействие на последующие процессы вытеснения нефтяных залежей водой из участков, неохваченных горением смежных частей пласта.

Таким образом, становится ясным, что применение значительного количества тепла в области впереди фронта горения способствует существенному увеличению эффективности нефтедобычи.

В последнее время в нефтедобывающих странах мира все чаще используют метод влажного горения. Он предполагает закачку в пласт воды, которая при соприкасании с нагретой перемещающимся фронтом горения нефтью испаряется. При этом увлекаемый газовым потоком пар переносит тепло в зону впереди фронта горения, где затем развиваются обширные участки прогрева. Речь идет о зонах насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.

Газовые и химические методы увеличения нефтеотдачи

Нефтяными компаниями в целях повышения нефтеотдачи также применяются газовые и химические методы. В чем они заключаются? Первый из методов подразумевает закачку газа в пласт и его дальнейшее растворение в нефти для снижения ее вязкости и повышения объема. В результате этих операций газ выталкивает нефть из глубин. Преимущество данного метода заключается в увеличении нефтеотдачи и одновременной утилизации попутного нефтяного газа.

Что касается химических методов, то здесь многие нефтяные компании отдают предпочтение технологии щелочно-ПАВ- полимерного заводнения. Она заключается в последовательной закачке в пласт следующих химических веществ:

  • щелочи;
  • поверхностно-активных веществ;
  • полимеров.

Действие щелочи способствует снижению абсорбции идущих следом дорогих составляющих. ПАВы для нефти – это что-то вроде мыла.

Они уменьшают поверхностное натяжение нефти и отмывают ее от породы. Полимеры обеспечивают вытеснение нефти.

Однако у этого метода есть большой минус – используемые в нем полимерно-активные вещества стоят недешево. К тому же они не производятся в нашей стране. В связи с этим эффективность химической технологии увеличения нефтеотдачи значительно ограничена. Правда, за последние годы наметился прогресс в решении данной проблемы. В нашей стране синтезированы 11 новых ПАВ, которые способны заменить зарубежные химические смеси.

Заключение

Согласно обобщенным данным, использование методов повышения нефтедобычи дает возможность повысить мировые извлекаемые залежи нефти в 1,4 раза, то есть до 65 млрд. тонн. И это не предел, учитывая, что ведется непрерывная работа по усовершенствованию применяемых в нефтедобывающей отрасли технологий.

Телеметрические системы (MWD) и каротаж во время бурения (LWD)

В ряде нефтедобывающих стран используются телеметрические системы MWD и LWD в целях контроля, измерения процессов и пространственного управления нефтяных скважин в наклонно- направленном и горизонтальном бурениях. Эти системы обеспечивают информацией по следующим показателям:

  • траектория ствола нефтяной скважины;
  • забойная температура;
  • давление;
  • динамические параметры бурения.

Что такое телеметрическая система для проведения скважинных измерений в процессе бурения – система MWD.

Ключевые функции телеметрической системы MWD состоят в выявлении и передаче в режиме реального времени в процессе бурения на поверхность данных инклинометрии (зенитного угла и магнитного азимута) в целях определения траектории нефтяной скважины. При этом инклинометрические сведения нередко дополняются информацией о параметрах бурения, температуре на забое и гамма-каротажом. Последний позволяет проводить измерение естественной радиоактивности горной породы, разделяя геологический срез на две составляющие:

  • глинистую;
  • неглинистую.

Применение этих технологий особенно эффективно в условиях терригенного разреза Западной Сибири. Если они используются в целях глубокого исследования свойств коллектора, различных систем каротажа в процессе бурения LWD телеметрическая система MWD, помимо выполнения ряда других функций, представляет собой своего рода связующее звено, передающее получаемую информацию на поверхность. Следует отметить, что в современной нефтедобывающей отрасли системы MWD стали обязательной частью процесса бурения наклонных и горизонтальных скважин.

Абсолютно ясно, что без использования этих систем решение ряда задач стало бы просто невозможным. Так, геологи не смогли бы определять траектории нефтяных скважин и выполнять попадание в геологические цели.

Если говорить о внедрении систем MWD в целях повышения эффективности процесса бурения, то плюс их использования состоит в проведении операций без отклонений от плановой траектории и без непроизводительного времени из-за отказов применяемого оборудования. Это очень важный аспект добычи нефти. Так, к примеру, датчики вибрации позволяют проводить мониторинг движения буровой колонны в целях предотвращения вибраций, завихрений и скачков долота на забое. А использование системы Comanche позволяет:

  • проводить оперативный анализ крутящего момента;
  • отслеживать уровень нагрузки на долото и частоту вращения;
  • получать данные для моделирования скручивающих и осевых нагрузок на бурильную колонну;
  • выполнять контроль поведения КНБК.

В результате перед специалистами появляется возможность задать оптимальные параметры бурения в целях повышения надежности работы забойной компоновки в целом и каждой ее составляющей в отдельности.

Современные передовые комплексы каротажных приборов LWD позволяют получить точную информацию о пласте. В частности, высокую ценность в этом отношении для специалистов представляют такие инструменты, как:

  • прибор акустического каротажа ShockWaveTM;
  • испытатель пластов PressureWaveTM;
  • имиджер микрокаротажа

Использование всех этих приборов позволяет получать ряд сведений:

  • информацию о поровом давлении;
  • данные об обнаруженных трещинах и наслоениях;
  • показатели прочности и пористости пласта;
  • уровень проницаемости.

Эффективность применения систем MWD и LWD

Системы каротажа во время бурения LWD обеспечивают сведениями по свойствам горных пород и пластовых флюидов (воды, нефти, газа), технически давая возможность не использовать традиционный комплекс геоинформационных систем в открытом стволе. Следует отметить, что системы каротажа в процессе бурения LWD всегда применяются совместно с телеметрической системой MWD. Их комплексное использование эффективно для фактического расчета траектории буримой скважины.

Из этого можно сделать вывод, что отдельное применение телеметрических систем MWD ограничивает возможности изучения коллектора. Гамма-каротаж нужен для измерения естественной радиоактивности горных пород, позволяя лишь точно выявлять геологию буримого разреза (сланцы-песчанники-карбонаты) и выполнять корреляцию с ближайшими скважинами в целях уточнения глубин залегания пластов. Что касается эффективности бурения, то тут у телеметрических систем MWD больше потенциала, т.е. возможностей.

Технологии развиваются по четырем ключевым направлениям:

  • совершенствование датчиков навигации и обрабатывающего программного обеспечения в целях повышения точности проводки ствола скважины;
  • ускорение передачи данных для сокращения сроков измерения при бурении;
  • расширение комплекса регистрируемых и передаваемых данных измерениями динамических параметров бурения и давления внутри- и затрубного пространства для выбора оптимальных режимов бурения, промывки нефтяных скважин и плотности

бурового раствора, сокращая период строительства скважины и уменьшая риски, связанные с дифференциальными прихватами и гидроразрывами;

  • повышение надежности оборудования телеметрических систем и сокращение непроизводительного времени, связанного с отказами оборудования.

Системы MWD повышают эффективность бурения, тем самым обеспечивая точное размещение нефтяных скважин. Благодаря применению телеметрических систем специалисты получают важную информацию о динамике бурения в реальном времени в целях оптимизации параметров бурения и повышения скорости проходки и долговечности эксплуатируемой скважины.

Оперативные данные о состоянии пласта, получаемые при выполнении замеров гамма-излучения, сопротивления и других телеметрических измерений дают возможность оператору регулировать траекторию скважины в реальном времени для обеспечения размещения скважины в более продуктивной части пласта.

Телеметрические системы (MWD) могут применяться в целях определения траектории нефтяной скважины в трехмерном пространстве, а также выявления таких показателей, как:

  • точная глубина по вертикали;
  • расположение забоя;
  • ориентация направляемых буровых систем.

Системы MWD позволяют выполнять измерения ряда параметров для буровой колонны, КНБК и ствола нефтяной скважины. В результате процесс бурения проводится в соответствии с запланированным графиком. Применение телеметрических систем эффективно еще и потому, что с их помощью специалисты могут выявить факторы, способные повлечь за собой повреждение оборудование или другие негативные последствия.

Измерения в процессе бурения позволяют предпринять своевременные меры по сохранению проектной траектории ствола нефтяной скважины. Специалисты получают точные данные относительно таких показателей, как:

  • силы, воздействующие на буровую колонну и КНБК, в том числе динамические характеристики и вибрация;
  • статистическое и динамическое давление внутри буровой колонны и в затрубном пространстве;
  • размеры и форма ствола нефтяной скважины.

Каротаж во время бурения (LWD) включает в себя широкий спектр датчиков:

  • система с точным контролем давления;
  • датчик гамма-излучения ;
  • датчики сопротивления;
  • датчики плотности;
  • нейтронные датчики;
  • ультразвуковые датчики.

Таким образом специалисты могут собирать информацию для направленного бурения горизонтальных скважин и скважин со значительным количеством отходов, что, в свою очередь, повышает эффективность буровых работ.

Благодаря применению забойной КНБК возможно выполнение каротажа в скважинах горизонтального типа. В этом преимущество данного процесса над использованием кабеля.

Что касается каротажа в режиме реального времени, то он позволяет давать своевременные корректировки для расположения ствола нефтяной скважины в пласте с оптимальными ФЭС.

Рост внедрения телеметрических систем MWD в регионах: прогнозы специалистов на ближайшие годы

Сегодняшнее положение нефтяной отрасли России свидетельствует о явном нарастании объемов горизонтального бурения из года в год. С большой долей вероятности эта тенденция не изменится в меньшую сторону. Стоит отметить, что горизонтальное бурение применяется нефтяными компаниями как инструмент поддержания добычи как на зрелых скважинах, так и в процессе разработки новых. Причина довольна ясна – в отличие от бурения вертикальной ли наклонно- направленной скважины, горизонтальная скважина обеспечивает значительно большую дренирования и большие дебиты.

Помимо этого, горизонтальное бурение часто используется при разработке морских месторождений нефти, позволяя разбуривание

большей территории с одной или всего нескольких морских платформ. Именно несомненные преимущества горизонтального бурения позволяют специалистам утвердиться в мнении, что в ближайшие годы объемы горизонтального бурения с использованием телеметрических систем MWD в комплексе с системами каротажа LWD будут только расти.

С увеличением объемов строительства операторами горизонтальных скважин большую актуальность получают точные и высокоэффективные телеметрические системы, благодаря использованию которых стало возможно размещение таких скважин с минимальными простоями. В условиях нынешнего состояния многих месторождений нефти, где наблюдается значительный спад производства, использование постоянной программы бурения в целях восстановления добычи нефти является одной из приоритетных задач.

Необходимо отметить, что широкое применение горизонтального бурения стало причиной востребованности услуг каротажа в реальном времени.

Поскольку объектами бурения в последние годы становятся пласты меньшей мощности, чем ранее разработанные, возникает надобность в более точном размещении ствола в целях обеспечения максимально возможной продуктивности нефтяных скважин. Помимо этого, сложности выполнения каротажа с использованием кабеля на горизонтальных окончаниях скважин, отсутствие у многих операторов желания применять способы каротажа на трубах и возможность проведения геонавигации однозначно станет толчком к возрастанию спроса на телеметрические системы.

Поскольку применение систем MWD на сегодняшний день является одним из обязательных условий в процессе бурения горизонтальных нефтяных скважин, то вполне логична популярность использования этих технологий по мере увеличения объемов бурения. Причем рост спроса на телеметрические системы можно назвать устойчивой тенденцией последних лет.

Одновременно с этим явлением имеет место не менее широкое применение услуг каротажа в процессе бурения LWD. Причина этому

  • увеличение количества пробуренных наклонно-направленных нефтяных скважин сравнительно с числом разведочных скважин в отдаленных регионах. Данная тенденция говорит о том, что более ценной становится информация, которую можно получить прямо во время бурения. Это связано с трудностями доставки и дополнительных затрат на проведение спуска каротажного оборудования на кабеле.

В каких случаях рекомендуется применять телеметрические MWD инструменты

Ключевой задачей систем MWD является проводка ствола нефтяной скважины по определенной траектории и попадание в обусловленные геологические цели. Для осуществления этих целей следует не только правильно подобрать оборудование, но и соблюсти в процессе его использования все условия эксплуатации приборов. Специалистам рекомендуется применить системы MWD при возникновении

необходимости отхода от вертикали или в случаях отклонения нефтяной скважины от вертикали более чем на 5 градусов. Данные методы измерения целесообразны для внедрения, если возникает надобность в гамма-каротаже в целях уточнения геологических параметров во время поиска продуктивных пластов.

Применение телеметрических систем MWD желательно в нефтяных скважинах с большими отходами, поскольку в них каротаж на кабеле затруднен и на выполнение данной операции уходит немало времени. Использование измерений MWD также рекомендуется при бурении в дорогостоящих средах (к примеру, в глубоководных скважинах). Дело в том, что применение MWD/ LWD помогает значительно сократить время работ и сэкономить затраты сравнительно с процессами, проводимыми на кабеле.

Телеметрические системы MWD необходимы в следующих случаях:

  • согласно плану строительства, нужно отклонение в определенном направлении с целью достижения проектной глубины либо для предотвращения проходки через

специфические пласты/пропластки;

  • если возникает надобность остаться в границах лицензионного участка;
  • при высоком риске бурения незапланированных боковых стволов в рыхлых пластах.

Какие телеметрические системы MWD лучше выбрать

Во время бурения выполняется сбор и анализ статистической информации по основным показателям эффективности. Поэтому специалисты могут дать объективную оценку отличиям, а также плюсам и минусам телеметрических приборов MWD различных производителей. В результате, помимо конструктивных и специфичных особенностей той или иной системы MWD, на эффективность работы во многом воздействуют навыки (квалификация) линейного персонала сервисной компании и качество обслуживания приборов в ремонтных и сервисных центрах. Другими словами, при выборе телеметрической системы MWD важно обращать внимание на такие факторы, как:

  • уровень профессиональной подготовки персонала;
  • расходы на обучение и повышение квалификации сотрудников;
  • оснащение ремонтной базы;
  • наличие системы контроля качества обслуживания;
  • неукоснительное соблюдение правил и политики сервисной компании.

Среди основных параметров, которые следует учитывать при выборе систем MWD:

  • максимальная температура и давление;
  • характеристики бурового раствора;
  • планируемые траектории нефтяных скважин и их размеры;
  • риски осложнений в процессе бурения.

Согласно имеющимся данным, около трети трудноизвлекаемых запасов нефти относятся к карбонатным коллекторам.

Предпочтительно применение приборов акустического каротажа, таких, как:

  • услуга ХВАТ по выполнению азимутального акустического и ультразвукового каротажа;
  • азимутальные датчики для фокусированного измерения сопротивления

Для тех пластов, которые характеризуются значительной латеральной и вертикальной изменчивостью, рекомендуется применение прибора для гамма-каротажа около долота и инклинометр. При этом необходимо плотное взаимодействие сервисного инженера с заказчиком в целях обеспечения правильного выбора сенсоров. Если это условие будет соблюдено, шансы принятия эффективных решений будут максимально высоки.

В первую очередь, речь идет о проверенной системе, обеспечивающей эффективное осуществление запланированных целей и задач. Это точные расчеты и измерения, а также надежная передача информации на поверхность.

Ограничения в эксплуатации телеметрических систем MWD

Наша страна занимает лидирующее место в мире по числу сложных нефтяных месторождений. Вполне естественно, что применяемое в процессе бурения таких скважин оборудование имеет определенные ограничения в эксплуатации. Хотя стандартные системы MWD производятся устойчивыми к тем условиям бурения, которые характерны для подавляющего числа месторождений в нашей стране, но есть и объекты с иными условиями. Среди специфичных особенностей последних:

  • высокие забойные температуры;
  • повышенное давление;
  • агрессивная коррозионная среда.

В таких случаях, разумеется, не обойтись без привлечения специальных систем MWD. К тому же за последние годы возросло число пробуренных нефтяных скважин, строительство которых должно вестись с повышенными требованиями к телеметрическим приборам MWD.

Одной из серьезных проблем здесь можно назвать нередко встречающийся в нашей стране высокий уровень H2S. Зачастую показатели H2S являются причиной частой замены запчастей оборудования в целях поддержания высокого значения средней наработки на отказ.

Чрезмерно высокие или, напротив, низкие температуры также могут усложнять эксплуатацию некоторых телеметрических систем.

Проблематичными можно назвать и нефтяные скважины с высоким содержанием песка (свыше 2%). Работа систем MWD усложняется на таких объектах.

Если же проанализировать общую ситуацию, то сложности месторождений, как правило, не являются препятствием для использования телеметрическим систем MWD. Можно говорит только об ограничениях, касающихся технических возможностей приборов.

Следует подбирать оборудование MWD в соответствии с типом геологического разреза и сложностью поставленной задачи. Так, в некоторых случаях целесообразно применение приборов MWD с электромагнитным каналом, а в других подойдут системы с гидравлическим каналом. Если же операции необходимо провести в условиях с высокими забойными температурами или в агрессивной среде, то следует использовать забойные приборы в специальном исполнении.

Роль телеметрических систем MWD в разработках новых месторождений

Традиционной технологией разработки трудноизвлекаемых запасов нефти является строительство горизонтальных скважин с последующим гидроразрывом пласта. Применение телеметрических систем MWD и каротажа в процессе бурения LWD однозначно станут одними из основных элементов разработки новых месторождений нефти в нашей стране. Измерения, доступные на оборудовании MWD, дают возможность проводить геонавигацию ствола скважины на базе фильтрационно-емкостных или механических свойств окружающих пород. Вне всякого сомнения, разработки нетрадиционных залежей углеводородов (сланцевый газ/нефть) будут также осуществляться с обязательным внедрением в процесс систем MWD и каротажа во время бурения LWD.

Установка электрического центробежного насоса (УЭЦН)

Для того, чтобы насос исправно работал, необходим правильный подбор этого прибора к эксплуатируемой нефтяной скважине. При работе последней очень часто меняются параметры пласта и его призабойной зоны, а также свойства отбираемой жидкости. Если конкретизировать, под свойствами имеется в виду:

  • содержание воды;
  • объем попутного газа;
  • количество механических примесей.

Последствия этих изменений – не доотбор жидкости либо «холостая» работа насоса. Это ведет к сокращению межремонтного периода работы прибора.

В последние годы в целях увеличения межремонтного периода нефтяные компании делают упор на более надежное оборудование. Соответственно, сокращаются затраты на подъем жидкости. Такой результат можно получить путем использования установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) взамен штанговых скважинных насосов (ШСН). Дело в том, что для центробежных насосов характерен значительный межремонтный период.

Область использования УЭЦН

Нефтяные скважинные установки электропогружных центробежных насосов широко применяются на месторождениях нашей страны, особенно в Западной Сибири. Можно с уверенностью сказать, что в данном регионе свыше 90% добываемой нефти извлекается с использованием этих приборов. Чаще всего УЭЦН применяют в процессе интенсификации добычи нефти. Данное оборудование производится для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 20-1000 м3/сут и высотой подъема жидкости 500-2000 м.

В зонах больших подач (более 80 м3/сут) установки ЭЦН обладают самым высоким КПД в сравнении с другими механизированными технологиями извлечения нефти. В интервале подач от 50 до 300 м 3/сут КПД данных приборов больше 40%. Однако в зоне небольших подач показатели КПД установок ЭЦН резко падают.

Помимо этого, УЭЦН более устойчивы воздействию кривизны скважинного ствола. Как правило, влияние ствола нефтяной скважины у установок ЭЦН сказывается главным образом при спускоподъемных операциях из-за риска повреждения кабеля, но не связано с самим процессом эксплуатации (как в случае использования штанговых насосных установок).

Но электрические центробежные насосы слабо функционируют в таких условиях, как:

  • коррозионно-агрессивная среда;
  • вынос песка;
  • высокие температуры;
  • высокий газовый фактор.

Монтаж наземного оборудования установок ЭЦН довольно прост, поскольку для станции управления и трансформатора не требуется устройство фундаментов. Данные узлы УЭЦН, как правило, располагают в легких будках либо в шкафах.

Установки ЭЦН содержит скважинный насос и привод насоса. Эти элементы напрямую соединены между собой. Энергия к приводу подводится по кабелю.

Из-за отсутствия длинной   механической связи между приводом и насосом установки электрических центробежных насосов отличаются очень большой мощностью (намного больше, чем у шланговых аналогов). Это позволило поддерживать большие отборы жидкости.

В нашей стране данное оборудование применяется на более чем 35% всех эксплуатируемых скважинах. С помощью УЭЦН извлекается свыше 65% всей нефти. Промышленные образцы центробежных насосов были разработаны еще в Советском Союзе. В последние годы многие отечественные предприятия ведут активную работу по созданию бесштанговых насосов нового поколения. В современной нефтяной отрасли все чаще внедряются новые виды установок ЭЦН, для производства которых использованы материалы лучшего качества и высокие технологии.

Схема установки ЭЦН

Установка электрического центробежного насоса – это технически сложное оборудование. Более того, это совокупность уникальных по конструктивным особенностям элементов. УЭЦН состоит из наземной и погружной частей. Первая из них содержит:

  • автотрансформатор;
  • станцию управления;
  • в некоторых вариациях – кабельный барабан и оборудование устья скважины.

Погружная часть состоит из следующих элементов:

  • колонна НКТ (предназначена для спуска погружного агрегата в нефтяную скважину);
  • бронированный трехжильный электрический кабель (проводящий электропитание в погружной электродвигатель);
  • специальные зажимы, фиксирующие кабель к колонне НКТ;
  • многоступенчатый центробежный насос, оснащенный приемной сеткой и обратным клапаном;
  • сливной клапан (для слива жидкости из НКТ при подъеме УЭЦН);

 

  • узел гидрозащиты (протектор);
  • погружной электродвигатель;
  • компенсатор (расположен в нижней части электродвигателя).

Жидкость поступает в насос через сетку, размещенную в его нижней части. Сетка выполняет функции фильтра для очистки пластовой жидкости. Насос выкачивает жидкость из нефтяной скважины в НКТ.

Установки электрических центробежных насосов отечественного производства предназначены для скважин с обсадными колоннами диаметром 127,140, 146 и 168 мм. Для колонн 146 и 168 мм применяются погружное оборудование двух габаритов.

Основные узлы установки ЭЦН, область их эксплуатации и характеристики
Скважинные центробежные насосы

Оборудование этого типа относится к многоступенчатым машинам, поскольку здесь имеют место напор небольшой мощности, создаваемый одной ступенью (при функционировании рабочего колеса и направляющего аппарата). В свою очередь, незначительные показатели напора одной ступени (от 3 до 6-7 м водяного столба) обусловлены небольшими величинами внешнего диаметра рабочего колеса, ограниченного внутренним диаметром обсадной колонны и размерами используемого скважинного оборудования – кабеля, погружного двигателя и др.

Ступени располагаются в расточке цилиндрического корпуса каждой секции. Их может размещаться в количестве от 39 до 200. Здесь все зависит от монтажной высоты ступеней. Вообще в насосах возможно размещение до 550 ступеней.

Что касается конструкции скважинного центробежного насоса, то она может быть как обычной и износостойкой, так и сверхстойкой (т.е. отличаться повышенной устойчивостью к появлению ржавчины).

Обычные модели скважинного ЭЦН разработаны для отбора из нефтяной скважины жидкости с содержанием воды до 99%. При этом важно, чтобы в этой жидкости не содержалось механических примесей более чем на 0,01% (0,1 г/л). Другое условие – твердость этих примесей не должна быть больше 5 баллов по Моосу. Допустимое содержание сероводорода – не более 0,001%. В соответствии с условиями эксплуатации, требуемыми заводами-изготовителями скважинного оборудования, объем свободного газа на приеме насоса не должен быть более 25%.

В нефтедобывающей промышленности также применяются центробежные насосы коррозионностойкого исполнения. Их

применение целесообразно в тех случаях, когда в откачиваемой пластовой жидкости содержится до 0,125% (до 1,25 г/л) сероводородов. Благодаря повышенной износостойкости данного типа оборудования стало возможным выполнять откачку жидкости, содержащей механические примеси в объеме до 0,5г/л.

Модульные ЭЦН

В целях создания высоконапорных скважинных центробежных насосов в насосе приходится устанавливать очень много ступеней (до 550).

Однако невозможно уместить все ступени внутри одного корпуса, ведь длина такого оборудования (15-20 м) затрудняет перемещение, монтаж на нефтяной скважине и изготовление корпуса.

Высоконапорные насосы создаются из нескольких секций. Длина корпуса в каждой такой секции не превышает 6 метров. Корпусные детали отдельных секций соединяются фланцами с болтами либо шпильками, а валы – шлицевыми муфтами. Каждая секция оснащена такими элементами, как:

  • верхняя осевая опора вала;
  • вал;
  • радиальные опоры вала;
  • ступени.

При этом приемная сетка имеется только у нижней секции, а ловильная головка – только у верхней. Следует отметить, что у секций высоконапорных насосов длина корпуса может быть меньше 6 метров (чаще всего этот показатель равен 3,4 и 5 м). Длина зависит от количества ступеней, которые необходимо разместить там.

Насос такого типа состоит из следующих элементов:

  • входной модуль;
  • модуль секции (либо модули-секции);
  • модуль головки;
  • обратный клапан;
  • спускной клапан.

Элементы электрооборудования УЭЦН

Погружной электродвигатель (ПЭД) получает питание по трехжильному кабелю, который спускают в нефтяную скважину параллельно с НКТ. Кабель фиксируют к внешней поверхности НКТ при помощи металлических поясков. Для надежного крепления необходимо по два таких пояска на каждую трубу. Кабель работает в тяжелых условиях. Верхняя его часть размещается в газовой среде, порой – под сильным давлением, а нижняя – в нефти, под еще большим давлением. Когда выполняется спуск или подъем насоса, к примеру, в искривленных скважинах, кабель подвергается различным механическим воздействиям. Это могут быть такие негативные факторы, как:

  • прижимы;
  • трение;
  • заклинивание между колонной и НКТ и др.

По кабелю передается электроэнергия. Показатели напряжения при этом бывают высокими. Применение высоковольтных двигателей дает возможность уменьшить ток и, соответственно, диаметр кабеля. Но последний для питания высоковольтного ПЭДа должен отличаться очень надежной изоляцией.

Все используемые для УПЦЭН кабели сверху покрыты эластичной лентой из оцинкованной стали. Она служит защитой от механических повреждений кабеля. Необходимость монтажа кабеля по наружной поверхности ПЦЭН уменьшает размеры последнего. В связи с этим вдоль насоса выполняют укладку плоского кабеля толщиной в 2 раза меньше, чем диаметр круглого, при одинаковых сечениях токопроводящих жил.

Для УПЦЭН используются круглые и плоские кабели. Для первых характерна изоляция из резины или полиэтилена, что отображено в шифре:

  1. КРБК – это обозначение резинового бронированного круглого кабеля.
  2. КРБП – это кабель резиновый бронированный плоский.

Полиэтиленовая изоляция кабеля обозначается в шифре буквой П вместо буквы Р:

  • КПБК – для круглого кабеля;
  • КПБП – для плоского.

Круглый кабель фиксируется к НКТ, а плоский – лишь к нижним трубам колонны НКТ и к насосу. Для перехода от круглого кабеля к плоскому применяется метод горячей вулканизации в специальных пресс-формах. Если данная операция была выполнена неправильно

или недостаточно качественно, то это может стать причиной нарушения изоляции и отказов.

В последние годы нефтяные компании стараются применять лишь плоские кабели, идущие от ПЭДа вдоль НКТ до станции управления. Кабели с полиэтиленовой изоляцией примерно на 26-35% легче кабелей с изоляцией из резины. Последние служат для применения при следующих условиях:

  • номинальное напряжение тока не превышает 1100 В;
  • температура окружающей среды не более 90 градусов Цельсия;
  • давление – до 1 МПа.

Для работы кабелей с полиэтиленовой изоляцией необходимо:

  • напряжение не более 2300 В;
  • температура окружающей среды не выше 120 градусов Цельсия;
  • давление – до 2 МПа.

Такие кабели весьма устойчивы к газу и высокому давлению. Для всех кабелей характерно наличие брони из волнистой стальной ленты, которая нужна для необходимой им прочности.

Характеристика кабелей, используемых для установок электрических центробежных насосов

Для кабелей характерно активное и реактивное сопротивление. Первое зависит от сечения кабеля и частично от температуры. Реактивное сопротивление зависит от соs φ и при его значении 0,86 – 0,9 (как это имеет место у ПЭДов) составляет примерно 0,1 Ом/км.

В кабеле происходит потеря электрической мощности, составляющая, как правило, от 3 до 15% общих потерь в установке. Это обусловлено потерей напряжения в кабеле. Эти потери напряжения зависят от ряда факторов:

  • электрического тока;
  • температуры кабеля;
  • сечения кабеля и пр.

Информация о потерях вычисляется по обычным формулам электротехники. Они составляют примерно от 25 до 125 В/км. В связи с этим на 27 устье нефтяной скважины передаваемое к кабелю напряжение должно быть выше на величину потерь по сравнению с номинальным напряжением ПЭДа. Это обязательное условие.

Следует отметить, что возможности такого повышения напряжения предусмотрены в автотрансформаторах или трансформаторах, оснащенных для этой цели дополнительными отводами в обмотках. Первичные обмотки трехфазных трансформаторов и автотрансформаторов рассчитаны на напряжение промысловой электросети, т.е. на 380 В. К ней их и подсоединяют с применением станций управления. Вторичные обмотки рассчитаны на рабочее напряжение соответствующего двигателя, с которым они связаны кабелем.

В целях восполнения падения напряжения в кабеле от вторичной обмотки подготавливается 6 отводов (в одном типе трансформатора 8 отводов). Их использование обеспечивает регулирование напряжения на концах вторичной обмотки с помощью перестановки перемычек.

Каким бывает результат данных мер? Перестановка перемычки на одну ступень обеспечивает повышение напряжения на 30 -60 В. Здесь многое зависит от типа трансформатора.

Все трансформаторы и автотрансформаторы немаслозаполненные с воздушным охлаждением, закрыты металлическим кожухом и должны использоваться для установки в укрытом месте. Они комплектуются с подземной установкой. В связи с этим они обладают параметрами, соответствующими данному ПЭДу.

В последние годы прослеживается тенденция к более широкому распространению трансформаторов. Это неудивительно, ведь, по сути, их использование обеспечивает постоянный контроль сопротивления вторичной обмотки трансформатора, кабеля и статорной обмотки ПЭДа.

Когда сопротивление изоляции уменьшается до установленной величины (30 кОм), происходит автоматическое отключение установки. Правда, при использовании в работе автотрансформаторов, имеющих прямую электрическую связь между первичной и вторичной обмотками, такой контроль изоляции не подходит.

Работа УПЦЭН управляется станцией управления ПГХ5071 или ПГХ5072. Следует отметить, что первая используется при автотрансформаторном питании ПЭДа, а вторая – при трансформаторном. Станции ПГХ5071 обеспечивают мгновенное отключение установки при замыкании токоведущих элементов на землю. В этом преимущество данного типа станций. Общими же свойствами для обоих видов станций являются следующие важные функции:

  • ручное и автоматическое (дистанционное) включение и отключение УПЦЭН;
  • автоматическое включение УПЦЭН в режиме самозапуска после восстановления подачи напряжения в промысловой сети;
  • автоматическую работу установки на периодическом режиме (откачка, накопление) по установленной программе с суммарным временем 24 ч;
  • автоматическое включение и отключение установки в зависимости от давления в выкидном коллекторе при автоматизированных системах группового сбора нефти и газа;
  • мгновенное отключение установки при коротких замыканиях и при перегрузках по силе тока на 40%, превышающих нормальный рабочий ток;
  • кратковременное отключение на время до 20 секунд при перегрузках ПЭДа на 20 % от номинала;
  • кратковременное (20 секунд) отключение при срыве подачи жидкости в насос.

Все указанные функции предназначены для контроля и управления работой УПЦЭН.

Двери шкафа станции имеют механическую блокировку с блоком рубильников. В последнее время в нефтедобывающей отрасли наметилась тенденция к переходу на бесконтактные, герметически закрытые станции управления с полупроводниковыми составляющими. Последние отличаются надежностью и устойчивостью к климатическим воздействиям (осадкам и т.д.). Такой вывод был сделан специалистами после опыта использования бесконтактных станций.

Согласно правилам эксплуатации, станции управления должны находиться в помещениях сарайного типа либо под навесом (в южных районах) при температуре окружающей среды от – 35 до +40 °С. Одна такая станция весит примерно 160 кг. Для установки станции следует также учитывать габариты этого оборудования: 1300 x 850 x 400 мм.

УПЦЭН укомплектовывается барабаном с кабелем. Длину последнего, как правило, определяет заказчик.

При эксплуатации нефтяной скважины по обстоятельствам технологического характера приходится изменять глубину подвески насоса. И для того, чтобы не рубить или, наоборот, не наращивать кабель при необходимости изменить глубину подвески, длина кабеля берется по максимальной глубине подвески данного насоса, и при меньших глубинах его излишек оставляется на барабане. Кстати, этот же барабан применяется для намотки кабеля при подъеме ПЦЭН из нефтяных скважин.

Если же глубина подвески остается неизменной, а насос работает в стабильных условиях, то конец кабеля заправляется в соединительную коробку. Таким образом, надобности в барабане уже нет. Как правило, в таких случаях при ремонтных работах применяется специальный барабан на транспортной тележке или на металлических санях с механическим приводом для постоянного и равномерного подтягивания извлекаемого из скважины кабеля и намотки его на барабан. Когда выполняется спуск насоса с такого барабана, кабель подается равномерно.

Нефтяные компании с большим числом УЭЦН применяют специальный транспортировочный агрегат АТЭ-6 на базе грузового вездехода КаАЗ-255Б. Он предназначен для перевозки необходимого оборудования:

  • кабельного барабана;
  • трансформатора;
  • насоса;
  • двигателя;
  • узла гидрозащиты и т.д.

Данный агрегат оснащен:

  • откидными направлениями для погрузки и разгрузки барабана;
  • лебедкой с тяговым усилием на канате 70 кН;
  • гидрокраном грузоподъемностью 7,5 кН при вылете стрелы 2,5 м

Заключение

Несмотря на несомненную важность применения УЭЦН для добычи нефти, условия эксплуатации этого оборудования на месторождениях зачастую сложны. Речь идет не только о геологических особенностях объектов, но и технологических аспектах. В связи с этим установкам ЭЦН подвергаются значительным нагрузкам и воздействию различных факторов. Последние нередко становятся источником возникновения отказов в работе оборудования. Возникновение таких ситуаций говорит об актуальности работ над созданием и дальнейшим применением более усовершенствованных и прочных типов установок ЭЦН.

Буровые растворы на углеводороднои основе и их альтернативные экологически безопасные решения

Процесс бурения нефтяных скважин происходит в постоянно меняющихся условиях. В частности, речь идет об увеличении объема бурения горизонтальных и глубоких (более 3 тысяч метров) скважин. Для более эффективного выполнения буровых операций необходимо использование адекватных изменяющимся условиям технологий. В том числе это касается промывки нефтяных скважин и применяемых буровых растворов. Немаловажными аспектами, которые здесь следует учитывать, являются:

  • климатические условия;
  • расстояния между объектами бурения;
  • неразвитость, а порой – полное отсутствие инфраструктуры;
  • технологические проблемы промывки скважин.

Компоненты буровых растворов предпочтительно получать из транспортабельного многотоннажного доступного сырья (однозначно- недорогого). Они должны обладать следующими свойствами:

  • технологичность в процессе приготовления раствора;
  • совместимость с химическими реагентами, используемыми в бурении;
  • соответствие санитарно-гигиеническим нормам;
  • экологичность.

Анализ промыслового опыта применения буровых растворов в России

При строительстве скважин чаще всего применяются буровые растворы с водной дисперсионной средой. Но свойство воды менять свое состояние в зависимости от термобарических условий, контакта с гидрофильными отложениями и углеводородными пластовыми флюидами уменьшает техноэкономическую эффективность буровых растворов на водной основе и существенно осложняет процесс строительства нефтяных скважин.

У буровых растворов на неводной основе имеются большие технологические плюсы сравнительно с растворами на водной основе. Так, среди их несомненных преимуществ:

  • инертность к разбуриваемой горной породе;
  • неспособность сильного негативного воздействия на коллекторские качества продуктивных пластов;
  • высокая термосолеустойчивость;
  • «податливость» как к утяжелению, так и к облегчению тяжести;
  • устойчивость к загрязнениям (именно поэтому возможно многократное использование таких растворов).

Использование буровых растворов на неводной основе, по сути, исключает риск растворения солевых отложений. Появляется отличная возможность создания минимальной репрессии на пласт за счет более низкой плотности бурового раствора (950÷1000 кг/м3) в сравнении с растворами на водной основе.

В нефтедобывающих странах мира принята классификация буровых растворов на неводной основе на следующие типы:

  • безводные растворы (растворы малым содержанием водной фазы);
  • гидрофобные эмульсии.

В специализированной литературе нередко можно встретить термины «водонефтяная», «обратная» или «инвертная» эмульсия. Все это – не что иное, как гидрофобная эмульсия. Следует отметить, что инвертно-эмульсионные растворы являются системами специального назначения, в качестве дисперсионной среды которых используется нефть и нефтепродукты, в частности дизельное топливо. А это говорит о токсичности, пожаро-и взрывоопасности, представляющих экологическую опасность бурового раствора для окружающей среды. В данной ситуации нефтедобывающим предприятиям приходится применять более безопасные материалы.

В последние годы наблюдается тенденция использования минеральных масел и синтетических жидкостей, представляющих собой органические соединения. По сути, они являются результатом многоуровневого синтеза различных соединений из углеводородного сырья:

  • нефти;
  • каменного угля;
  • природного газа.

К синтетическим жидкостям относятся:

  • полиальфаолефины;
  • сложные эфиры многоатомных спиртов;
  • силиконы;
  • гликоли;
  • 17 алкибензолы;
  • фтор- и хлоруглероды и др.

Синтетическим жидкостям присущи такие качества, как:

  • высокая термическая и химическая стабильность;
  • текучесть;
  • проникающая способность;
  • незначительная испаряемость при высоких температурах.

Необходимо отметить, что благодаря отсутствию примесей синтетическое масло, полученное путем химического синтеза, отличается устойчивостью к воздействию высоких температур. Отсутствие случайных молекул маленьких размеров придает синтетическим маслам более слабую летучесть, нежели минеральным. Но из-за сложности процесса получения таких масел их производство обходится дорого. Намного выгоднее использовать масла, полученные из нефти путем гидрокрекинга.

Еще один вид буровых растворов – безводные буровые растворы. Их получение базируется на использовании сложных эфиров и композитных составов полиспиртов, содержащих минимум водной фазы. Благодаря этому такие растворы можно применять многократно не только в целях бурения, но и в процессе разработки нефтяных скважин, при наличии комплекса регенарации, в условиях эксплуатационного бурения. Безводным буровым растворам присущи все положительные свойства РУО. Помимо этого, данный тип растворов обеспечивает уменьшение экологической нагрузки на окружающую среду в местах проведения буровых работ. Безводные буровые растворы отличаются малым количеством компонентов. Однако необходимость повторного использования растворов и трудные условия бурения – это факторы, побуждающие к внедрению в рабочий процесс более сложных продуктов, имеющих большую эффективность.

И все же системы сложнокомпонентных буровых растворов уступают системам растворов, отличающихся минимальным количеством составляющих. Это явление явилось предпосылкой для многочисленных разработок комплексных реагентов с заданными характеристиками. Ведется активная работа над созданием веществ с требуемыми качествами и многофункциональным воздействием. С экономической стороны целесообразно внедрение в рабочий процесс более дорогих систем буровых растворов, получаемых в максимально короткие сроки и годных для повторного применения, ведь стоимость простоя буровой установки гораздо выше стоимости систем буровых растворов (даже дорогостоящих). Повторное использование систем также способствует снижению логистических расходов и общих затрат на буровые растворы. Применение полифункциональных реагентов обеспечивает уменьшение временных затрат, необходимых для производства и обработки растворов, и в результате сводит к возможному минимуму субъективный фактор инженерного персонала.

Технологические требования к буровым растворам, материалам и реагентам для их приготовления и обработки

Оптимальные условия проведения буровых работ в значительной мере обеспечиваются технологией промывки. Заданные свойства растворов поддерживаются путем подбора реагентов. От того, какие буровые системы и компоненты будут применяться при этом, зависят сроки строительства и возможность выполнения работ с минимальными осложнениями.

Чаще всего предпосылками для возникновения геологических осложнений являются:

  • большие углы наклона и отвода ствола нефтяной скважины;
  • механическое воздействие потока бурового раствора;
  • увлажненность горных пород;
  • осмос;
  • химическая эрозия;
  • тектонические нарушения.

Применяемые буровые растворы должны отличаться противоизносными и смазочными качествами, а также способностью к образованию упругих пленок на стенках нефтяной скважины. Также для таких растворов важно наличие высокой адгезии к металлу бурильных труб и горным породам. При неверном подборе бурового раствора может произойти размывка слабосвязанных пород, что в конечном итоге приведет к обрушению стенок ствола скважины.

Другой важный фактор, воздействующий на устойчивость стенок нефтяной скважины – гидростатическое и гидродинамическое давление столба бурового раствора во время бурения. От состава и свойств бурового раствора в значительной степени зависит химическая эрозия горной породы.

Следует отметить, что повышенные температуры негативно воздействуют на используемые буровые растворы, а именно – приводят к ухудшению их свойств. Нередко процесс бурения интервалов многолетних мерзлых пород при положительных температурах бурового раствора приводит к растеплению пород и образованию каверн, обвалов. Другой негативный фактов – увлажненность. Она оказывает сильное воздействие на механические свойства таких пород.

Однако самый важный показатель – это плотность. Она имеет тесную взаимосвязь с содержанием твердой фазы в буровом растворе. По сути, основной практической задачей бурения можно считать не снижение плотности, а доведение до возможного минимума перепада между гидростатическим и пластовым давлением.

Высокие смазочные свойства бурового раствора являются фактором, положительно влияющим на долговечность элементов буровой установки и повышающим скорость процесса бурения. Также смазочная способность раствора предотвращает возникновение осложнений.

Необходимо отметить, что смачивание и пропитка водой породы приводят к значительному снижению их прочностных качеств. В целях повышения устойчивости глин на стенках скважины нефтедобывающими компаниями в последние годы практикуется использование полимерных и полимерглинистых растворов. Они обеспечивают образование на поверхности стенки скважины полимерглинистых мембран, которые становятся своего рода преградой от проникновения в них водной фазы бурового раствора или его фильтрата.

Лидером по гидрофильным качествам можно считать щелочной монтмориллонит. Его диспергирование и набухание становится причиной осложнений. Менее гидрофильны:

  • щелочноземельный монтмориллонит;
  • каолинитовые глины;
  • гидрослюдистые глины.

Устойчивость стенок нефтяных скважин, сложенных глинистыми породами, во многом зависит от таких факторов, как:

  • степень набухания;
  • давление набухания;
  • величины структурно-адсорбционных деформаций и предельного напряжения сдвига образующихся систем глина- жидкость.

Многочисленные исследования показали, что в потенциально неустойчивых породах с глинистыми и дезинтегрированными минералами предпочтительно использовать ингибирующие растворы.

Таким образом, общими требованиями к реагентам, применяемым в целях регулирования технологических качеств буровых растворов на водной и углеводородной основе являются следующие:

  • обладать смазочными свойствами;
  • влиять на плотность системы незначительно, в целях контроля наработки твердой фазы во время бурения;
  • иметь значительное ингибирующее воздействие на глинистые и другие породы;
  • регулировать показатель фильтрации и обладать свойством образования на стенках нефтяной скважины тонкой и упругой фильтрационной корки;
  • быть совместимым с другими компонентами буровых систем;
  • производиться из недорогого и доступного сырья;

соответствовать требованиям охраны окружающей среды и условиям проведения буровых работ.

Полифункциональные реагенты для буровых растворов

Насущной проблемой нефтедобывающей отрасли является рациональное применение доступных химических реагентов и создание новых, полифункциональных, регулирующих одновременно несколько технологических показателей промывки скважин. Можно констатировать тот факт, что используемые в наши дни буровые растворы при их высокой экономической эффективности и сохранении гидравлических параметров также обладают выраженными смазочными свойствами. Они устойчивы к солевой агрессии и способны ингибировать процессы набухания глин.

Небольшой ассортимент и объемы серийного производства эффективных смазочных и противоизносных добавок, реагентов, уменьшающих набухание глин, ограничивают технические возможности совершенствования. В силу этого данная область остается малоизученной.

Остановка российского производства синтетических жирных кислот окислением парафинов и непредельных кислот из растительного сырья еще больше осложнило проблемы приготовления эффективных буровых растворов на углеводородной основе. Применяемые в наши дни растворы для бурения состоят из большого числа компонентов, каждый из которых отвечает за определенный показатель. Это осложняет работу, а отсутствие одного из них влечет за собой

проблемы в выполнении буровых работ. Нередко нефтедобывающие компании отдают предпочтение растворам зарубежного производства. В силу этого работа над созданием новых полифункциональных реагентов, регулирующих одновременно несколько технологических показателей, несет практический интерес. Решать данную задачу следует, принимая во внимание затраты, эффективность технологий и экологическую безопасность.

Анализ ресурсной базы для производства компонентов буровых растворов на водной и углеводородной основе

Если говорить о современном состоянии производства растворов на водной и углеводородной основе, то, в первую очередь, необходимо отметить, что их компоненты по своей химической природе относятся к комплексным органическим соединениям. Полимерные реагенты получают, применяя, к примеру, отходы производства целлюлозы, акриламида или акрилонитрила.

С точки зрения экологии более безопасными можно считать реагенты, полученные в результате модификации природных полимеров либо синтеза на основе природного сырья. Для того, чтобы стабилизировать свойства минерализованных растворов, применяются крахмальные реагенты. Последние относятся к естественным полисахаридам. Они обладают способностью снижать фильтрацию минерализованных растворов, но при этом имеют и существенные минусы: слабую термо- и биостойкость. При высоких температурах (более 120 градусов Цельсия) такие буровые растворы, обработанные крахмальными реагентами, не поддаются стабилизации, а в утяжеленных минерализованных растворах повышается условная вязкость и статическое напряжение сдвига.

Активно применяются нефтедобывающими компаниями реагенты на основе лигносульфонатов. В качестве модификаторов здесь служат катионы поливалентных металлов (железа, хрома, марганца, серы), образующие растворимые комплексные соединения. Но приходится констатировать тот факт, что применение многие годы использовавшихся хромсодержащих реагентов (к примеру, феррохромлигносульфоната) небезопасно с экологической точки зрения. Проведенные исследования показали, что возможно использование серосодержащих отходов нефтехимического производства, таких, как сульфитно-щелочные стоки и сера элементарная.

Талый пек как сырье для производства компонентов буровых растворов на водной и углеводородной основе

Функционирование лесохимической промышленности связано с колоссальными объемами отходов, которые вредны для окружающей среды. Одним из таких отходов является талловый пек. Его объемы составляют примерно 20% сульфатцеллюлозного производства. На сегодняшний день лишь часть таллового пека применяется для изготовления дорожного асфальта. Хотя существует много предложений относительно переработки этого сырья, но все же подавляющая часть пека сжигается как топливо в смеси с мазутом либо вывозится в отвал. Такие действия влекут за собой негативные последствия – загрязнение атмосферы токсичными веществами.

Выделяющиеся моно и диоксид углерода, диоксид серы и дым опасны для экологии. На утилизацию отходов приходится более 8-10% стоимости основной продукции. Причин такому положению вещей немало. Это и недостаточный уровень подготовки проектов по утилизации таллового пека, и низкие мощности предлагаемых установок переработки, не способные остановить его накопление. В силу того, что расходы на захоронение пека по экологическим нормам повышают издержки предприятия, ситуация с отходами не претерпела никаких изменений в лучшую сторону. При этом талловый пек представляет большой интерес как сырье для получения компонентов буровых растворов. Причин этому немало:

  1. Пек образуется в больших объемах.
  2. Его получают из возобновляемого ресурса.
  3. Талловый пек является доступным и недорогим сырьем.
  4. В пеке почти на 50% состоит из непредельных алифатических и смоляных кислот, содержащих реакционноспособные функциональные группы, позволяющих осуществлять его модификацию для получения соединений с заданными физико- химическими свойствами.

Таким образом, пек является недорогим заменителем импортных продуктов, которые применялись для производства реагентов.

Одним из существенных минусов этого продукта можно считать неполное омыление исходного таллового пека. Ведь его результатом становится очень медленная и неполная растворимость в холодной воде. Помимо этого, при вводе, при перемешивании в растворе происходит бурное пенообразование и загущение.

На сегодняшний день в нефтедобывающей отрасли активно применяется дробленный омыленный талловый пек и продукт КЛСП. Необходимо отметить, что проведению направленного синтеза продуктов на основе пека не было уделено достаточно внимания, и здесь остаются перспективы для анализа. Применение таллового пека в качестве сырья для получения полифункционального компонента буровых растворов на водной и углеводородной основе в последнее время актуально, тем более, что многие другие виды отечественного и импортного сырья обходятся нефтяным компаниям намного дороже.

Многообразие способов применения таллового пека, в том числе, в качестве компонента реагентов и буровых растворов неоднократно являлось предметом аналитических обзоров.

Таким образом, существует практическая потребность нефтедобывающей отрасли в новых научно обоснованных технологических и технических решениях и разработках по созданию полифункциональных реагентов для буровых растворов на водной и углеводородной основе. Это имеет важное значение для развития нефтяной отрасли нашей страны.

pr@to-inform.ru
тел. 8-916-441-79-31

Поделиться:

Share on google
Share on vk
Share on odnoklassniki
Share on telegram
Share on email
Share on whatsapp
Share on facebook