Легко Ли добыть нефть

Работая не первый год никогда не устаю удивляться безапелляционности суждений некоторых товарищей. Самое забавное, что данные товарищи, как правило, занимают самые низшие места в «табели о рангах», но они при этом все знают лучше.

Наверняка все нефтяники слышали выражение «политическая скважина». Очевидно, что это высокодебитная скважина, которых не так уж и много, поэтому упор в ремонте, обслуживании, запуске делается именно на них. Предположим остановились одновременно две скважины, одна дает по нефти пять тонн, другая – 65. Очевидно, что вторая будет «политическая».

Но те товарищи, о которых я пишу, ничтожно сумняшеся говорят, что это «путинская скважина». Или медведевская, губернаторская (фамилию вставить) и тд. Я всегда в ахуе от таких заявлений и задаю вопрос – а ты то откуда знаешь? Ты что, недропользователь, смотрел учредительные документы, почему именно Путинская скважина, а не Медведевская? Но они знают, им сказал мастер/геолог/технолог, а уж он то точно знает)))). Проще говоря, тут классический эффект Даннигна-Крюгера, согласно которому в медицине лучше всех разбирается санитарка, лучший учитель – это школьная техничка, больше всех в производстве разбирается уборщица производственных помещений, а любого директора завода заткнет за пояс первый разнорабочий.

Это было, так сказать прелюдия. Давайте чисто теоретически рассмотрим случай, что нам волею судеб, привалило такое счастье как САМОМУ, и нам дали участок на месторождении, мол, мил человек, дарим тебе его, бури скважину и будет у тебя жизнь налажена. Естественно пост не претендует на серьезное исследование и, скорее, шутка, скетч, хотя примерные цифры будут звучать.

Вообще эксплуатационному бурению предшествует нефтеразведка и разведывательное бурение. Проводятся изыскательские работы и тд.. Затем проектировочный институт делает проект разработки месторождения. Все это стоит очень больших денег. Но ведь нам повезло, за нас уже все добыли и спроектировали.

Перед тем, как разбурить наш участок, нам следует подготовить для этого площадку. Для этого надо спецтехнику и много песка, чтобы разравнять землю, сдвинуть плодородный слой, убрать камни деревья и пр. Нам повезло, если участок находится в Европейской части, с нормальной землей. Гораздо хуже, если речь идет про болотистые места. Тут надо проложить сначала дорогу, сделать лежневку (положить стволы деревьев в основании), отсыпать песком. Золотая площадка выйдет, думаю не менее миллиона.

Потом загоняем буровую. Естественно, купить ее безумно дорого, поэтому поступаем проще – договоримся с буровой компанией. Стоимость одного погонного метра бурения составляет, по грубым прикидкам, тысяч тридцать рублей. Время, когда бурили кротовые норы (мелкие скважины) давно прошло. Забурим скважину в три с половиной тысячи метров. Чтобы по горизонтали метров пятьсот было, чтобы сделать многостадийный ГРП, чтобы у нас было побольше нефтюшки. По самым скромным подсчетам нам нужно каких-то 10,5 миллионов. Но мы же владельцы скважины, что нам эти копейки))).

Не забываем, что в скважину нужно не только пробурить, но надо обсадить трубой и провести тампонаж (цементирование стен). Цена обсадной трубы оказалась очень даже некислой, порядка 2000 рублей за метр трубы 168 мм. Надо 6 миллионов+боковой ствол 114 мм труба, 500 метров по 610 рублей. Итого 6,3 миллиона. А еще тампонажные работу, Бог с ним, думаю пару миллионов надо. Итого смета наша уже 19,8 миллиона

Буровая съехала, но скважина не дает нефть. Надо поставить бригаду КРС для ввода скважины. Для этого понадобятся какие-то мелочи – трубы НКТ и глубинный насос ЭЦН. Насос не скажу, сколько стоит, все зависит от его характеристик. Ну пусть какой-то миллион. Труба продаётся на вес, масса 1 метра трубы НКТ 2,5 дюйма -9,2 кг, нам надо 3 тысячи (пусть насос будет прямо у забоя), цена тонны трубы марки Д (самая дешевая) – 93 тысячи, значит надо 2,76 миллиона. И еще хвостовик из 60 трубы, всего от 300 рублей за метр - 150 тысяч. В сумме смета стала 22,71 миллиона

Но не забываем, что услуги КРС тоже стоит денег. Не скажу точную расценку, думаю не меньше десяти тысяч за бригадо-час. А протяженность даже самого простого ремонта, при условии, что забой открыт, не производится освоения (хотя это практически гарантирован второй ремонт в течение буквально недели, для смены насоса) будет составлять не менее трех суток. Но мы не хотим делать второго, поэтому ремонт будет с перфорацией, освоением, это удовольствие нам обойдется в полтора миллиона. Но не надо забывать, что это только стоимость ремонта. Ремонту предшествует глушение, у нас скважина новая, дебитная, давление высокое, и мы ее будем глушить жидкостью ТЖС, плотностью 1,5 г/см3. Еее стоимость я могу сказать точно – 50 тысяч рублей за 1 м3. Нам надо, предположим, 50 м3, итого добавим еще 1,25 миллиона. Перфорация, кислотка и освоение, пусть произойдет чудо, обойдется нам в паршивых 750 тысяч для округления суммы. Итак, наша смета уже 26,25 миллиона. В реальности же сумма будет более существенной.

Теперь надо наладить энергоснабжение нашей скважины, провести электричество, установить КТПН и прочее надземное оборудование, чтобы грести черное золото. Выкинем на это удовольствие, ну пусть 1,5 миллиона. Наша смета уже 27,75 миллиона.

Но есть хорошая новость. Наша скважина дает жидкость, PRIFIT, можно рубить бабло. Но как бы не так. Вся проблема в том, что скважина дает не нефть, а нефтегазосодержащую жидкость, где нефти может быть всего пару процентов. Для того, чтобы получить нефть, надо произвести первичную обработку, отделить от нее газ, пластовую воду, обессолить. Для этого нам понадобится целый цех, какова его стоимость даже не могу сказать, но счет будет идти на десятки миллионов, поэтому строить ради одной скважины, да что там скважины, целого куста – нерационально. Поэтому поступим проще. Приобретем один газосепартор, купим пару УЦН для перевозки жидкости и будем возить в ближайший ЦППН (цех подготовки и перекачки нефти). И будем это делать за определённый процент, Бог с ним, всего 10% от нефти.

Итак, наша скважина наконец-то начала давать прибыль. Пусть мы продаем ее под маркой Urals. Дебит нашей скважины, предположим, 20 тонн по нефти. Это отличный показатель, думаю больше половины скважин даже близко не достигают такого результата. Баррель этой нефти стоит 59 долларов. Если перевести в тонны (при плотности примерно 0,86 г/см3), то она будет стоить 431 доллар, то в сутки будем получать 8620 долларов. 10 процентов мы отдаем за переработку, пусть процентов 50 у нас забирается на налоги, электроснабжение, транспортировку, зарплаты и пр. В день нам остается 3448 долларов, около 229 тысяч рублей. Чтобы отбить наши расходы, нам понадобится около 4 месяца.

Вот отбили мы расходы и начали рубить бабло. Но тут нас ожидает разочарование. Во-первых, далеко не факт, что наш насос отработает 4 месяца. Заклинит, сгорит - и вот вам еще один ремонт миллиона на 2. Но, самое главное, что ожидает вас - это неизменное падение дебита скважины. При том оно будет гораздо быстрее, чем вы ожидаете. Далеко не факт, что ваша скважина через четыре месяца будет давать даже не 15 тонн, а меньше. На том месторождении, где я сейчас работаю, начальный дебит скважины 60-70 тонн, а черед три года в лучшем случае 10-12, а есть и по 6 тонн. И сделать с падением дебита ничего невозможно, максимум - это уменьшить скорость обводнения продукции. Правда есть способы "оживить" скважину, например забурить боковой створ, сделать многостадийный ГРП, но затраты будут вполне сопоставимы с бурением новой скважины. Поэтому вероятность получения доходов со скважины маловероятна, если она у вас одна, а вот вариант полного разорения - более чем вероятен.

К чему я это все написал. Мы все любим считать деньги. Особенно чужие. Особенно у соседа, у которого всегда толще. Но мало кто представляет, откуда эти деньги берутся и что он делает, чтобы эти деньги приумножились. Невозможно разбогатеть от одной скважины, точнее это самый верный способ, чтобы разориться в пух и прах. Но ведь некоторые всерьез думают, что деньги буквально текут по трубе, которую опустили в землю. В моих темах про нефтедобычу постоянно появляются клоуны, которые разглагольствуют о том, что нефть добыть проще, чем сделать станок. Или не сложнее производства молока. Они даже не представляют, какие денежные потоки нужны для того, чтобы нефть начала давать доход, какое количество умов, труд десятков тысяч человек в тяжелых условиях, в болотах, тайге, зимой и летом стоит за этим.

Так что если у вас появится скважины, то вы приобретете только геморрой. Лучший вариант - продать ее, сдать в аренду и получать пусть небольшой, но доход. А голова болит у недропользователя.

В прошлой части я описал, что из себя представляют АСПО, причины их образования и какой вред они наносят нефтегазопромысловому оборудованию: Легко ли добыть нефть. Крадущийся парафин, затаившийся церезин. Часть 1.

Применяемые методы борьбы с АСПО подбираются с учетом индивидуальных геолого-физических особенностей каждого месторождения. Существует два принципиальных подхода к борьбе с этим нежелательным явлением: предотвращение отложений парафина (превентивный подход) и различные методы удаления отлагающегося парафина.

Первый подход предпочтительнее, базируется на создании условий в процессе работы скважины, исключающих формирование отложений парафина или облегчающих их срыв с внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ). Но этот способ распространен реже, и из реально действующих применимы две технологии, а другие существуют в качестве экспериментальных разработок, хотя есть информация, что они применяются и на практике.

Первая технология заключается в создании гладкой внутренней поверхности НКТ путем

нанесения на ее поверхность стекла, эпоксидных смол, полимерных напылений. В результате молекулам парафина труднее закрепиться на стенках скважины. Но тут есть свои минусы. Во-первых, такие трубы дороже, во-вторых требуют особого, бережного отношения. А зная, как швыряют, кидают трубы во время ремонта, вызывает сомнение, что при спуске оно не будет повреждено. Кроме того, шаблонирование при СПО требует применение специального обрезиненого проходного шаблона, далеко не факт, что его привезут. Никогда не забуду. Как на одном из месторождений СН-МНГ нужно было глушить скважину с такой трубой, позвонили на промысел, чтобы привезли специальный сбивной ломик, и его, естественно, не нашли, кидали обычный, из куска полированного штока.

Вторая технология заключается в применении химических реагентов-гидрофилизаторов. Парафин является гидрофобным веществом, угол смачивания свыше 90 градусов, парафин орбразует капли, которые застывают и выносятся потоком.

Кроме того, существуют модификаторы и депрессаторы. Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина, в результате чего они перестают укрупняться и выносятся потоком.

Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению.

Для закачки промысловой нефтехимиии используют специальные установки для подачи химических реагентов, как правило имеющих блочное исполнение. Есть много разновидностей с разными названиями - УДХР, БРХ, СУДР, УДПХ и пр. Но все они устроены по одному типу. В них имеется емкость для хранения реагентов, система подогрева и насос-дозатор. Как правило это плунжерный насос-дозатор или мембранный насос. Они подают реагент либо в затруб скважины, либо в нефтесборную трубу

Установка УДР

Ввод в в затруб скважины

Кроме этих технологий существует еще и другие, например, магнитные (электромагнитные) и вибрационные.

Вибрационные методы позволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению парафина на стенках труб.

Воздействие магнитных полей следует отнести к наиболее перспективным физическим методам. Использование в нефтедобыче магнитных устройств для предотвращения АСПО началось в пятидесятые годы прошлого века, но из-за малой эффективности широкого распространения не получил. Сущность метода заключается в том, что водонефтяная эмульсия или вода пускается через рабочий зазор магнитного контура, где приобретает новые физические свойства, не изменяя своего химического состава. Присутствующие в нефтескважинных жидкостях неорганические соли и асфальто-смоло-парафины, отработанные магнитным полем, теряют способность создавать твердые отложения на внутренних поверхностях оборудования, происходит разрушение центров их кристаллизации, они не выпадают в осадок в процессе движения, а выносятся потоком наверх на устье, где отделяются от нефти при дальнейшей технологической подготовке

Если честно, я видел только один раз магнитный депарафинизатор, поэтому не могу сказать, какая у него эффективность.

Механические методы предполагают удаление уже образовавшихся АСПО на насосно-компрессорных трубах, для чего разработан ряд скребков различных конструкций.

Скребок СДР-2С

Скребок крепится к ловильной проволоке и под действием утяжелителя спускается ниже зоны парафиноотложения. После этого начинается подъем, скребок поднимается, фрезы вращаются и срезают парафин со стенок. Парафин остается на месте и смывается восходящим потоком жидкости.

Скребки спускаются на ловильной проволоке, она прикреплена либо к стационарным лебедкам Селейманова, которые можно вращать вручную, либо с помощью электродвигателя.  Но чаще всего применяют мобильные лебедки на базе спецтехники, например лебедка ЛГС-10.

Для герметизации устья во время чистки скважины (а также во время исследовательских и геофизических работа) используют специальные устройства - лубрикаторы

Лебедки Сулейманова. Белая труба над верхней задвижкой - лубрикатор

Также скребки используются для чистки трубопроводов, только иной конструкции

Один из вариантов скребков Уником-Сервис и принцип работы

Тепловые методы удаления АСПО состоят из таких операций, как промывка горячей нефтью, электропрогрев путём спуска греющего кабеля. Технология применения теплоносителя предусматривает нагрев жидкости в специальных нагревателях – котельных установках передвижного типа и подачу ее в скважину способом прямой

или обратной промывки.

Для этой цели промышленность выпускает специальные агрегаты – депарафинизационные передвижные установки, оснащенные котлами-подогревателями жидкости до температуры 150 °С, и насосами, развивающими давление до 16 МПа. Нагретый агент может циркулировать в скважине определенное время, обеспечивая расплавление и удаление отложений. Наиболее предпочтительной считается обратная промывка, исключающая образование парафиновых пробок, часто возникающих при прямой промывке.

Агрегат АДПМ (агрегат для депарафинизации скважин модернизированный)

Применение перегретого пара, вырабатываемого паропередвижными установками (ППУ) типа ППУА1200/100, при температуре до 310 °С и давлении до 10 МПа для скважинной борьбы с

отложениями неэффективно. При подаче пара в скважину происходит интенсивная

конденсация пара и на глубине 300…400 м температура пара снижается до температуры скважины. Поэтому  ППУ для очистки применяют для очистки манифольдов,

арматуры и трубопроводов на поверхности.

ППУ в работе

Также для добычи особо тяжелых и вязких нефтей применяют технологию внутрискважинных подогревателей.  Для этого при спуске насоса к наружной стороне НКТ прикрепляется специальный греющий кабель. Есть технологии, когда кабель спускается внутри трубы. Обычно они спускаются в зону усиленного парафинообразования и осуществляют постоянный подогрев.

Также такие кабели используются как путевые подогреватели (по трубе трубопровода), а также существуют индукционные подогреватели, которые подогревают скважинную жидкость прямо на выходе из скважины. Такие системы широко применяются в заполярных районах

Следующей темой, вероятнее всего, будет глушение скважин, там материала хватит на целую серию постов. Кому интересно - подписывайтесь

Я уверен, что все из вас сталкивались с парафином, хотя бы, когда жгли парафиновые свечи. Но не знаю, задумывались ли вы, откуда они взялись. А ведь парафин, как и множество окружающих нас веществ берется из нефти.

В своей теме про нефть я уже писал, что это сложное вещество непостоянного состава, основу которого составляют углеводороды различного состава, строения и молекулярной массы: https://pikabu.ru/story/legko_li_dobyit_neft_chto_takoe_neft.... Основа любой нефти – это предельные углеводороды – алканы. Все, кто учил школьную химию, надеюсь помнят, что это за вещества. При этом алканы – это большой класс веществ, которые отличаются друг от друга количеством атомов углеводорода и строением углеводородной цепочки. Например, молекула алкана, имеющей четыре атома углерода, может иметь вид линейной цепочки. Тогда он называется бутан. Если же он имеет вид трехчленной цепочки с ответвлением одного атома посередине – то называется изобутаном. Такое явление называется изомерия, когда вещества имеют одинаковый состав, но разное строение, поэтому могут они также отличаться разными физическими и химическими свойствами.

Бутан и изобутан. Модель молекулы

Некоторые углеводороды в пластовых условиях представляют собой жидкости, но по мере подъема наверх меняются и условия – температура, давление, газовый фактор, в результате чего они превращаются в твердые вещества и выпадают на стенках скважины. Эти отложения представлены преимущественно четырьмя веществами: парафинами, церезинами, нефтяными смолами и асфальтенами. Общее их название АСПО – асфальтосмолопарафинистые отложения.

Кстати, все эти вещества весьма полезны в деятельности человека. Парафин применяют в пищевых целях, он входит в состав технических смазок, с его помощью лечат, из церезина получают вазелин, па названию «асфальтены» и без расшифровки понятно, куда они входят. Но вот для добычи и транспортировки нефти – это страшный бич. Они откладываются на стенках насосно-компрессорных труб, транспортных магистралей, нефтеоборудования, что приводит к резкому уменьшению дебита скважин, полному прекращению подачи нефти по трубопроводам, выходу из строя оборудования и прочим печальным последствиям. Поэтому с АСПО постоянно и методично борются.

Трубы, забитые АСПО

Для начала давайте разберемся, что из себя представляют эти вещества и по каким причинам они выпадают.

Парафины – это воскообразная смесь предельных углеводородов с числом атомов углерода от 18 до 35. Обычно парафины имеют линейные молекулы, хотя присутствует и небольшое число изомеров разветвленной структуры.

Церезины часто относят к парафинам, хотя часто и выделяют в отдельный класс веществ. Это также предельные углеводороды, но с числом атомов углерода от 36 до 55. В отличии от парафинов они представлены преимущественно разветвленными изоалканами.

Нефтяные смолы и асфальтены также схожи по строению. В основе их находятся уже гетероциклические соединения. Вспоминаем химию, углеводороды могут быть линейными и циклическими. Если несколько атомов углерода замкнуты связями в кольцо – то, соответственно, это циклические углеводороды. При этом они могут быть карбоциклическими и гетероциклическими. Если в кольце только атомы углерода, то это карбоциклическое соединение, а если есть иной атом – гетероциклическое. Например, шестичленный карбоцикл, имеющий ароматическое кольцо называется бензол. Если же в бензоле заменить один атом углерода на азот, то получается шестичленный гетероцикл пиридин.

Бензол и пиридин

Смолы от асфальтенов отличаются числом атомов углерода. Если в молекуле их от 30 до 70, то это нефтяные смолы, а если больше – соответственно асфальтены.

Процентный состав содержания различных веществ зависит от состава нефти. В некоторых АСПО могут преобладать асфальтены, в других – парафины и пр.

Кроме этих веществ АСПО всегда содержат в себе механические примеси и связанную нефть. Механические примеси берутся из разрушенного скелета породы, приносятся пластовой водой, содержат частицы бурового раствора, цемента и пр.

Внешне АСПО представляют мазеобразную густую массу разного цвета, преимущественно темных оттенков. На холоде они твердеют.

К основным факторам, приводящим к выпадению АСПО относятся:

1. Состав нефти. Если нефть тяжелая, в ней больше содержится парафинов, нафтенов, смол и асфальтенов, тем больше интенсивность осадкообразования

2. Невысокие температуры потока. Если добываемый флюид горячий, а на многих месторождениях даже на поверхности добываемая жидкость может иметь температуру под сотню градусов, тем меньше АСПО отлагается на трубах. При понижении температуры в осадок выпадает больше АСПО. Особенно критичны температуры от 20 градусов Цельсия и ниже.

3. Низкая скорость потока. Особенно мощные отложения бывают на низкодебитных скважинах. Скорость истечения жидкости в них мала, поэтому частицы успевают осесть на стенках труб. Если же скорость выше шести метров в секунду, то АСПО там практически не встречаются, бляшки парафина буквально срываются потоком.

4. Высокий газовый фактор. При подъеме нефти происходит падение давления, нефть начинает активно разгазироваться. Температура снижается и выпадают АСПО.

5. Состояние поверхности труб. Чем более старые трубы, чем более шероховатые стенки, тем больше площадь для удержания отложений.

Во второй части я напишу основные методы борьбы с АСПО.

В предыдущих темах я вкратце описал, как бурят скважину и запускают ее в работу:https://pikabu.ru/story/legko_li_dobyit_neft_ustroystvo_neft... . Сегодня я также вкратце опишу, как производится обратный процесс – ликвидация скважины.

«Жизнь» скважины протекает в три этапа – ее бурят, эксплуатируют и ликвидируют. В среднем срок ее эксплуатации редко превышает 40-50 лет. Хотя я встречал скважины, запущенные еще в 1947 году, а некоторые скважины ликвидируют сразу после бурения.

Причины ликвидации и порядок проведения работа описаны в регламенте Ростехнадзора РД 08-492-02 «Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов».

Согласно регламенту, ликвидация скважин проводится по четырем основным причинам:

1. Скважины выполнили свое назначение. Например, они достигли конечного минимального дебита, обводнились и их дальнейшая эксплуатация нецелесообразна

2. Скважины, ликвидируемые по геологическим причинам. Например начали бурить скважину и попали в непреодолимые условия, например в зоны катастрофического поглощения. Поэтому закончить скважину невозможно или слишком затратно.

3. Скважины, ликвидируемые по техническим причинам. Тут все понятно, аварийные скважины. Ликвидировать аварию невозможно или экономически нецелесообразно, поэтому ее ликвидируют.

4. Скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим или другим причинам.

Также регламент разделяет ликвидацию скважин с наличием эксплуатационной колонны и без нее. Хотя технология у них сходна, различается только в нюансах. На моей памяти ни разу не проводилась ликвидация скважины без колонны. Все ликвидации, на которых мне приходилось быть, также не сопровождались извлечением колонны из скважины. Либо они были непригодны для дальнейшей эксплуатации, либо недропользователь в дальнейшем планировал восстановить скважину – я не знаю. Потому-что процесс восстановления ликвидированных скважин тоже бывает.

Теперь опишу порядок ликвидации скважины. Для этого устанавливают подъемник для капитального ремонта скважины (типа УПА 60/80), спускают до забоя колонну насосно-компрессорных труб, на конце которого находится промывочное перо и делают интенсивную промывку скважины для извлечения накопившейся за годы эксплуатации грязи. После этого делают очистку стенок скважины от асфальтсмолистых веществ, глинистой и цементной корки в тех местах, где будут установлены неизвлекаемые пакера и цементные мосты. Для этого используют специальные устройства – скребки (скреперы). Они имеют специальные ножи, которые прижимаются к стенкам скважины либо сжатыми пружинами (механические), либо специальным поршнем, который срабатывает от давления нагнетаемой жидкости (гидравлические).

Скребок механический типа СК

Перо промывочное

После очистки стенок колонны (сребкования, скрепирования) спускают неизвлекаемые пакеры. В теме про солянокислотные обработки я уже писал, что такое пакер. Поэтому просто напомню, пакер – это устройство для отделения и герметизации части ствола скважины. Пакеры бывают извлекаемые и неизвлекаемые. Извлекаемые пакеры спускаются на трубах, их сахают, проводят различные технологические операции и поднимают на поверхность. Неизвлекаемые, как понятно из названия, остаются в скважине. Бывают различных конструкций, чаще всего применяются взрыв-пакеры и мостовые пробки.

Взрывной пакер представляет собой толстостенный цилиндр с глухим дном и суженной горловиной. В нем находится заряд пороха с электровоспламенителем. Он спускается до нужной глубины на каротажном кабеле, подается электроимпульс и корпус пакера впрессовывается в стенки колонны. Одновременно пробка пакера перемещается до упора в торец накидной гайки, обеспечивая разъединение переходника и корпуса пакера.

Мостовая пробка имеет другой принцип действия. Она спускается прикрепленной к гидравлической установочной компоновкой, которая срабатывает при создании избыточного давления в трубах, не менее 170 атмосфер. В результате пакер закрепляется в колонне и герметизирует ее, и одновременно отделяется от колонны труб.

Взрывной пакер ВПШ

Принцип работы мостовой пробки

И взрывной пакер, и мостовая пробка выполнены из алюминиевых сплавов, потому легко разбуриваются при необходимости.

После того, как установлен пакер, устанавливают цементные мосты. Цементный мост – это просто участок ствола скважины, залитый цементом. Для этого на нужную глубину спускают трубы с промывочным пером на конце и с помощью цементировочного агрегата типа ЦА-320 закачивают нужный объем цементного раствора, который затем продавливают технической водой. После этого приподнимают перо на 200 метров выше верхней границы моста и проводят ОЗЦ (ожидание затвердевания цемента). Обычно на ОЗЦ отводится 24 часа. После этого пробуют плотность установки моста разгрузкой колонны труб на определенный вес.

Цементировочный агрегат ЦА-320

Мосты располагаются в интервалах залегания минерализированных пластовых вод, характеризующихся увеличенной степенью напора. Мосты также устанавливаются в залежах углеводородных веществ, которые имеют малую продуктивность и непригодны для добычи.

По правилам высота моста должна оказаться ниже подошвы на 20 метров, но при этом быть выше верхней полосы горизонта на то же самое расстояние. Если пласт содержит минерализованную жидкость, то над его верхней частью ставится мост, высота которого составляет 50 метров; то же самое касается установки на границе между пластом с пресной водой и минерализованным слоем. Башмак финальной колонны технического вида оборудуется мостом, который перекрывает башмак на 50 метров или больше.

Если в скважине есть колонна, то мосты ставятся напротив мест перфорации, негерметичных частей труб, мест установки муфт, служащих для постепенного цементирования, в точках соединения при сегментарном запуске колонн, а также в башмаке технической части скважины.

Оставшаяся часть скважины заполняется незамерзающей жидкостью, в качестве которой чаще всего используется насыщенный раствор хлорида кальция. После этого на устье скважины устанавливается заглушка, представляющая собой глухой фланец с ввареным патрубком с вентилем. Сверху устанавливают бетонную тумбу 1х1х1 метр с закрепленным в нем репером с табличкой, где сваркой нанесен номер скважины, месторождение (площадь), предприятие-пользователь недр, дата ее ликвидации.

Бетонная тумба на месте ликвидированной скважины. ЦДНГ-6, Ватинское месторождение

В этой статье я хочу вкратце написать про устройство нефтяной скважины. Про это я уже упоминал в предыдущих статьях, но не было цельного изложения.

Скважина - это цилиндрическая горная выработка, у которой длина ствола гораздо больше, чем ее диаметр. Скважина создается без доступа в нее человека. Последнее важное дополнение, колодец и шахта тоже горные выработки, но они выкопаны/вырублены самим человеком.

Верхняя часть скважины называется устье, нижняя – забой. Стенки скважины – это ствол скважины.

При проектировании конструкции нефтяной скважины исходят из следующих основных требований:

• конструкция скважины должна обеспечивать свободный доступ к забою глубинного оборудования и геофизических приборов;

• конструкция скважины должна предотвращать обрушение стенок скважины;

• конструкция скважины должна обеспечивать надежное разобщение всех пластов друг от друга, то есть она должна предотвращать перетекание флюидов (пластовое содержимое, нефть, газ, вода) из одного пласта в другой;

• кроме того, она должна обеспечивать возможность герметизации устья скважины при необходимости.

Бурят скважину с помощью буровых установок. Для этого на буровую трубу устанавливают породоразрушающий инструмент (долото), его вращают вместе с трубой с помощью ротора или системы верхнего привода. Либо с помощью турбины, которая также закреплена на трубе. Выбуренная порода (шлам), вымывается на поверхность глинистым раствором, который закачивают мощными насосами.

Буровая установка

Шарошечное долото

При этом скважина имеет ступенчатую конструкцию, и ее диаметр уменьшается от устья к забою. После бурения каждой ступени в скважину спускают трубу определенного диаметра для закрепления стен скважины. После пространство между стенками трубы и горной породой цементируют.

Конструкция скважины

Первая труба, самого большого диаметра, например 324 мм называется направление. Она нужна для защиты устья и верхнего слоя почвы от размывания.

Затем продолжают бурить ствол долотом меньшего диаметра до глубины порядка 500-700 метров. Затем спускают трубу меньшего диаметра, чаще всего 168 мм диаметром. Эта труба и часть скважины называется кондуктором. Кондуктор перекрывает водоносные слои и предохраняет их от попадания соленых вод и углеводородов.

Затем идет колонна еще меньшего диаметра, которая заходит в нефтеносный пласт. Она называется эксплуатационной. Если скважина глубокая, то между кондуктором и колонной спускается еще промежуточная (техническая) колонна.

Обсадная труба. 168 мм

В зависимости от геологических и технологических условий, скважина может быть пробурена различным образом:
Вертикальная скважина – это скважина, у которой угол отклонения ствола от вертикали не превышает 5°.
Если угол отклонения от вертикали больше 5°, то это уже наклонно-направленная скважина.

Горизонтальной скважиной (или горизонтальным стволом скважины) называют скважину, у которой угол отклонения ствола от вертикали составляет 80-90°. Но здесь есть один нюанс. Пласты не пролегают в недрах по идеальной горизонтали. Поэтому смысла бурить скважину под углом в 90% нет смысла, да и эксплуатировать ее труднее. Поэтому горизонтальной считается скважина, которая пробурена в азимутальном направлении пласта (внутри пласта по углу наклона пласта)

Скважины с двумя и более стволами называют многоствольными (многозабойными). Тут есть тоже один нюанс. Если основной ствол скважины пробурен до пласта, а уже внутри пласта забурены дополнительные стволы, то скважина многозабойная. Если разветвление начинается до пласта – то скважина многоствольная.

Типы скважин

После того, как скважина пробурена и ее стенки зацементированы, на устье обсадные колонны обвязываются колонной головкой. Точнее сказать, что она устанавливается во время бурения и на ней устанавливают противовыбросовое оборудование. Она жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину.

Колонная головка

На верхний фланец катушки колонной головки монтируется фонтанная арматура. Она необходима для обвязки и герметизации устья, а также для:

• перекрытия добываемой нефти и газа и направления их в трубопровод;

• подвески колонны (подъемной) насосно-компрессорных труб;

• осуществления на скважине различных технологических процедур;

• регулирования и контроля работы скважины;

• монтажа глубинного насоса

Она состоит из двух частей – трубной головки (обвязки) и фонтанной елки. Бывает несколько типов фонтанных арматур, они делятся на тройниковые и крестовые, с кранами и задвижками, однорядные и двурядные (используются редко).

Верхняя часть колонной головки и трубная головка

Фонтанная елка тройникового типа

Планировал написать одну статью, но материала хватит на две. В следующей части рассмотрю подземное оборудование, типы скважин, может еще что вспомню.

PS. Вспомнил забавную историю. В одной из КРС-бригад был мастер, которого звали Фидан Андреевич (сам в ахуе, мама башкирка, папа русский). Инициалы были ФА, как аббревиатура фонтанной арматуры. Так в бригаде, да и везде его за глаза звали Фонтан Арматурыч. Куда поехал? Да к Фонтан Арматурычу

В предыдущих частях я рассмотрел общее устройство УЭЦН: https://pikabu.ru/story/legko_li_dobyit_neft_chto_takoe_uyet... и устройство насоса и погружного электродвигателя: https://pikabu.ru/story/legko_li_dobyit_neft_chto_takoe_uyet...

Следующим по важности и обязательности узлом УЭЦН является гидрозащита или протектор.

По конструкции – это один из самых сложных узлов. Служит для того, что бы передать вращение от двигателя к насосу, и при этом разделить их полости (насос заполнен пластовой жидкостью, двигатель – маслом). Кроме этого гидрозащита выполняет функцию выравнивания давления в двигателе, то есть в ней есть некий элемент, который воспринимает давление пластовой жидкости и передает его маслу двигателя. Да, еще одна из функций протектора – восприятие осевой нагрузки от валов насоса. Протектор характеризуется диаметром (92, 103, 114 мм). От диаметра зависит – насколько большую мощность он может передать и насколько большую нагрузку на вал он может принять. Протекторы бывают диафрагменные, лабиринтные, комбинированные.

Рассмотрим самый распространенный вариант – комбинированный. Самым первым барьером на пути пластовой жидкости будет верхнее торцовое уплотнение, такой специальный узел, который состоит из двух половинок – вращающейся (одевается на вал) и неподвижной (вставляется в часть корпуса протектора – ниппель). На подвижной части есть специальный сильфон и пружина, которая прижимает вращающуюся часть к неподвижной. Поверхности прилегания вращающейся и неподвижной частей сделаны из специальных материалов – керамики или релита, и очень гладкие для надежного контакта. Подвижная часть уплотняется по валу, неподвижная – по корпусу.

Схема комбинированной гидрозащиты

Принципиальная схема работы гидрозащиты

Получается, что торцовое уплотнение разделяет объемы над и под ниппелем, но при этом позволяет валу вращаться. При этом такое торцовое уплотнение держит порядка 3-4 атм. Таких уплотнений в протекторе – обычно три или четыре.

Итак, сверху и снизу диафрагма, которая уравнивает давления внутри и снаружи ПЭДа, изготовлена из специальной термостойкой и маслостойкой резиной ограничены. Она ограничена торцовыми уплотнениям. Снаружи диафрагмы – пластовая жидкость(голубые шарики). Эта жидкость давит на стенки диафрагмы и передает давление маслу(зеленые шарики). Масло по каналу среднего ниппеля попадает в верхнюю трубку лабиринта и сообщает давление дальше(красные шарики). Масло через нижнюю трубку лабиринта по трубке попадает в полостью двигателя (желтые шарики). Вал при этом у нас может вращаться, но полость двигателя отделена аж тремя барьерами, и еще и давления что там, что там одинаковое! Вот такой хитрый механизм. Тот кусок, который содержит диафрагму – соответственно диафрагменная секция протектора, тот который с трубками – лабиринтная секция. Зачем такие сложности? Все сделано для того, что бы протектор как можно дольше работал и защищал двигатель. Например, отказало верхнее торцовое уплотнение или порвалась диафрагма? что произойдет? А ничего страшного! Пластовая жидкость будет давить на жидкость лабиринта – масло и пластовая жидкость в спокойном состоянии не смешиваются, а в спокойном состоянии они находятся даже при включенном двигателе. И пока еще пластовая жидкость пройдет лабиринт? Протектор все это время будет выполнять свои функции.

Это самый простой протектор, однако есть и посложнее, когда лабиринтов и диафрагм больше, то есть камер не две, а три, или даже четыре! Соответственно торцовых уплотнений и барьеров для пластовой жидкости еще больше. Бывает, что два протектора соединяют последовательно – это увеличивает надежность оборудования.

Еще один узел протектора – узел пяты. Это специальный упорный подшипник, который воспринимает осевую нагрузку на вал протектора. Эта нагрузка в некоторых установках может быть больше тонны. Представляете себе подшипник, который вращается с частотой 3000 об/минуту, и несет при этом тонну веса.

Полость диафрагмы соединена через специальные обратные клапана с внешней полостью. Эти клапана открываются при определенном давлении изнутри диафрагмы, что бы в случае превышения давления в двигателе, например, при его нагреве и соответственно расширению объема масла, ему было куда деваться и не рвать диафрагму. То есть масло при определенном давлении выплевывается из протектора.

В каждом ниппеле, в голове и основании есть специальные радиальные подшипник – они позволяют валу легко вращаться и ограничивают его от изгиба.

Когда производят монтаж протектора, его прокачивают через специальные пробки, полость за полостью, снизу вверх, вытесняя весь воздух и одновременно проводя опрессовку торцовых уплотнений и клапанов. Делать это надо очень тщательно, соблюдая последовательность и время. Этих пробок на защите может быть штук десять – главное ничего не перепутать. Пробки уплотняются специальными одноразовыми свинцовыми шайбами.

Для питания двигателя используется кабель. Очевидно, что обычный кабель для этой цели не подойдет, поэтому для этого используют специальный нефтепогружной кабель. По форме профиля могут быть кабели круглые КРБК и плоские КПБП. Сейчас круглый кабель практически не используется. КПБП состоит из трех изолированных медных жил. Изоляция выполняется двухслойной. В нижнем слое используется изоляционный полиэтилен высокой плотности, в наружном слое светостабилизированный полиэтилен высокой плотности для оболочек. Толщина каждого из слоев составляет 1,5 мм.

Схема кабеля КПБП

Поверх параллельно уложенных жил располагается подушка из лент нетканого материала и броня из стальных оцинкованных лент толщиной 0,5 мм. Броню накладывают с положительным перекрытием лент.

Кабелю при спуске УЭЦН прикрепляется к трубам с помощью специальных металлических поясов – клямс. Они затягиваются специальным устройством – клямсевателем, по неведомой причине называемый оренбургскими нефтяниками кичедык. Кстати, тест на нефтяника. Если я говорю с кем-нибудь на работе, и он говорит кичедык и вертиголова - значит земляк.

Если скважина имеет горизонтальные участки, то в местах соприкосновения кабеля со стенками скважины на кабель ставят защитные устройства – протекторы.

Связка клямс

Тот самый кичедык

Протектор для кабеля

И под конец видеоролик с объяснением принципа работы УЦН