Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин

Под эксплуатацией добывающих скважин понимается их использование в технологических процессах подъема из пласта на поверхность продукции пласта (нефти, конденсата, газа, воды).

Эксплуатация добывающих скважин осуществляется фонтанным и механизированным способом.

Способы эксплуатации скважин и периоды их применения обосновываются в проектных документах на разработку месторождения и реализуются нефтегазодобывающими организациями по планам геолого-технических мероприятий. Эксплуатация скважин должна осуществляться только при наличии в них насосно-компрессорных труб.

Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности устанавливают специальное оборудование – фонтанную арматуру. С помощью фонтанной арматуры можно регулировать добычу нефти.

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.

Газлифт (эрлифт) — система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным.

По схеме подачи от вида источника рабочего агента — газа (воздуха) различают компрессорный и безкомпрессорный газлифт, а по схеме действия — непрерывный и периодический газлифт. Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетаемого газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п.

Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.

1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.

2. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно-направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.

3. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.

Недостатки:

1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций

2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.

З. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.

115. Кондуктор и его назначение

Следующая устанавливаемая обсадная колонна называется кондуктором. Она защищает пресноводные пласты от загрязнения нефтью, газом или соленой водой из более глубоких продуктивных слоев. Поскольку водоносные слои, как правило, встречаются на небольших глубинах, обычно необходимая высота кондукторной колонны не превышает 600 м.

Важная вспомогательная функция кондуктора заключается в подготовке места для размещения противовыб-росового устройства (ПВУ), которое монтируется в процессе бурения, чтобы противостоять ударам или скачкам давления в стволе скважины. После заканчивания скважины ПВУ заменяет добывающий коллектор или фонтанную арматуру. Кондуктор следует устанавливать довольно глубоко, чтобы достать до скальных пород, которые не будут растрескиваться или разламываться под максимальным ожидаемым весом бурового раствора на той глубине, где предполагается установить следующую колонну. Наружный диаметр кондуктора немного меньше диаметра направляющей трубы. (Кондуктор спускается внутри направляющей трубы.) Минимальная глубина обычно составляет 10% от ожидаемой суммарной глубины скважины или 150 м (выбирается большая из этих величин). Когда достигается требуемая глубина, эту колонну цементируют в окружающей направляющей трубе и таким образом фиксируют ее на месте.

116. Оборудования устья скважин

Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины, подвешивания колонны НКТ, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах.

К оборудованию устья фонтанных скважин относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами).

Трубная обвязка — часть фонтанной арматуры, устанавливаемся на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) п Фонтанная елка — часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод.

Также к устьевому оборудованию относят противовыбросовое оборудование, превенторы. Это оборудование выполняет функции предотвращения выброса и открытого фонтанирования при нефтегазопроявлениях в процессе бурения скважин.

ространстве.

Колонные головки предназначены для подвески очередной обсадной колонны, герметизации и контроля давления в кольцевом пространстве между соседними колоннами труб.

Оборудование устья скважин

1. Обвязки колонные
2. Арматура устьевая: фонтанная, электронасосная, штангонасосная, нагнетательная
3. Арматура устьевая: штангонасосная, нагнетательная (малогабаритная)
4. Задвижки шиберные устьевые
5. Дроссели регулируемые
6. Сальники устьевые
7. Превентор
8. Штанговащатель ШВР.08.000
9. Кран шаровой со сменными дросселями
10. Обвязки водозапорных скважин
11. Клапаны обратные устьевые незамерзающие
12. Вентили стальные прямоточные
13. Разделители сред

117. Методы воздействия на пласт для увеличения нефтеотдачи

Воздействие на призабойную зону пласта позволяет интенсифицировать добычу нефти и газа за счет увеличения проницаемости призабойной зоны. Выделяют основные методы воздействия: механические, химические и комплексные.

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко применяются методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны.

По мере разработки залежи приток нефти и газа в скважину постепенно уменьшается. Причина этого заключается в «засорении» призабойной зоны – заполнении пор твердыми и разбухшими частицами породы, тяжелыми смолистыми остатками нефти, солями, выпадающими из пластовой воды, отложениями парафина, гидратами (в газовых пластах) и т.д.

Для увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны применяют механические, химические и физические методы.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) относятся к механическим методам.

Гидроразрыв пласта производится путем закачки в него под давлением до 60 МПа нефти, пресной или минерализованной воды, нефтепродуктов (мазута, керосина, дизельного топлива) и других жидкостей. В результате этого в породах образуются новые или расширяются уже существующие трещины. Чтобы предотвратить их последующее закрытие, в жидкость добавляют песок, стеклянные и пластмассовые шарики, скорлупу грецкого ореха.

Применение гидроразрыва дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта и призабойной зоны, и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в 2...3 раза.

118. Состав и свойства пластовой продукции.

Скважинная продукция - сложная многофазная смесь, в которой можно выделить газообразную, жидкую и твердую фазу. В состав СП входит более 1000 различных индивидуальных компонент, химических соединений. В целом из данной многофазной системы принято выделять пластовую воду, нефть, газ, конденсат, гидраты, твердые механические примеси.

Плотность (объемная масса) – масса единицы объема тела, т.е. отношение массы тела в состоянии покоя к его объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м³.

Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Зависит она от силы взаимодействия между молекулами жидкости (газа). Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости (m). За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Па·с).

Газовый фактор - Объём газа (в м³), выделившегося при одностадийной сепарации при нормальных условиях на тонну добытой нефти, измеряется в м³/тонну.

Теплоёмкость (С )- количество теплоты (dQ), которое необходимо передать единице массы этого вещества (m), чтобы повысить его температуру (dT) на 1° С или К

Теплопроводность (l)определяет перенос энергии от более нагретых участков неподвижной среды к более холодным, характеризует количество теплоты ( dQ ), переносимой в веществе через единицу площади ( S ) в единицу времени ( t ) при градиенте температуры ( dT/dx ), равном единице.

Теплота сгорания(теплотворная способность) характеризует количество тепла, выделившегося при полном сгорании 1 кг топлива до углекислоты и воды.

Температура застывания -это температура, при которой нефть, налитая в пробирку под углом 45^о, остаётся неподвижной в течение 1 минуты.

Испарение –процесс перехода вещества из жидкого или твёрдого состояния в газообразное.

Температура вспышки – это температура, при которой пары жидкости, нагретые при определенных условиях, образуют с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней открытого пламени.

Для пластовой воды определяют: жесткость, минерализацию (количество растворенных солей), рН.

119. Плотность нефти. Вязкость нефти

Нефть - этоприродная горючая маслянистая жидкость, распространенная в осадочной оболочке Земли; важнейшее полезное ископаемое. В состав нефтивходит смесь углеводородов самого разнообразного строения. Их молекулы представляют собой и короткие цепи атомов углерода, и длинные, и нормальные, и разветвленные, и замкнутые в кольца, и многокольчатые. Путем перегонки из нее получают различные продукты нефти: бензин, реактивное топливо, осветительный керосин, дизельное топливо, мазут".

Плотность нефти, зависит от содержания тяжелых углеводородов, таких как парафины и смолы. Для ее выражения используется как относительная плотность нефти, выраженная в г/см3, так и плотность нефти, выраженная в единицах Американского института нефти - API, измеряемая в градусах.

Относительная плотность = масса соединения/ масса воды

API = (141,5/ относительная плотность) - 131,5,

Различают легкую (0,65-0,87 г/см3), среднюю (0,871-0,910 г/см3) и тяжелую (0,910-1,05 г/см3) нефть. Теплота сгорания 43,7-46,2 МДж/кг (10 400-11 000 ккал/кг).

Нефть растворима в органических растворителях, в воде при обычных условиях практически нерастворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии.

120. Тепловые методы воздействия на пласт

Тепловое воздействие на призабойную зону предотвращает образование парафинистых и смолистых отложений в поровом пространстве пласта и способствует увеличению текущей и суммарной добычи нефти. Прогрев зоны удлиняет межремонтный период эксплуатации скважины, так как повышается температура нефти и снижается ее вязкость, уменьшается количество парафина, отлагающегося на стенках подъёмных труб и в выкидных линиях.

Призабойную зону скважины прогревают следующими способами: нагнетанием в пласт на некоторую глубину теплоносителя — насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды или нефти; спуском на забой (в фильтровую зону) нагревателя-электропечи или погружной газовой горелки.

Обработка паром. При этом способе теплоноситель — пар получают от полустационарных котельных и передвижных котельных установок ППГУ-4/120 М, «Такума» КSК, а также парогенераторных установок типа УПГ и ППУА. Если давление нагнетания до 4 МПа, то используют паровые котельные общего типа ДКВР-10/39 и скважинное оборудование (устьевое и внутрискважинное). Устье оборудуют арматурой типа АП, лубрикатором типа ЛП 50-150 и колонной головкой ГКС.

121. Насосно-компрессорные трубы

Насосно-компрессорные трубы. При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит обычно по НКТ, которые применительно к способам эксплуатации еще называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъемными или лифтовыми.

Насосно-компрессорные трубы используются также для различных технологических процессов (например, для солянокислых обработок пластов, разбуривания цементных пробок и т.д.).

ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ

Трубы нкт соединяются между собой при помощи муфтовых резьбовых соединений.

Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб обеспечивают:

§ проходимость колонн в стволах скважин сложного профиля, в том числе в интервалах интенсивного искривления;

§ достаточную прочность на все виды нагрузок и необходимую герметичность соединений колонн труб;

§ требуемую износостойкость и ремонтопригодность.

Насосно-компрессорные трубы изготавливаются в следующих исполнениях и их комбинациях:

§ высокогерметичные;

§ хладостойкие;

§ коррозионностойкие;

§ с высаженными наружу концами;

§ с узлом уплотнения из полимерного материала;

§ с отличительной маркировкой муфт;

§ стандартного исполнения.

По требованию потребителя наружная поверхность насосно-компрессорных труб защищается антикоррозионным покрытием.

Все трубы имеют маркировку краской и клеймение в соответствии с требованиями действующей нормативно-технической документации.

Насосно-компрессорные трубы поставляются с защитой резьбовых соединений труб и муфт антикоррозионной консистентной смазкой и резьбовыми предохранительными элементами.
Типы резьбовых соединений:

 трубы гладкие с треугольной резьбой и муфтами;

 трубы с высаженными наружу концами с треугольной резьбой и муфтами (В);

 трубы гладкие высокогерметичные с трапециидальными резьбами и муфтами (НКМ);

 трубы с высаженными наружу концами, трапециидальными резьбами, безмуф товые (НКБ).

Бурильные трубы

Бурильные трубы — труба для спуска в скважину буровую. Бурильные трубы применяются для спуска в буровую скважину и подъема породоразрушающего инструмента, передачи вращения и создания осевой нагрузки на инструмент, подвода промывочной жидкости или сжатого воздуха к забою. Бурильные трубы должна обладать большой прочностью чтобы бурить скважины. При бурении скважин Бурильные трубы вращается с большой скоростью. Бурильные трубы при бурении соединятся замками для бурильных труб с резьбой бурильной трубы. Для бурения скважин можно использовать не только бурильные трубы. Хотя, бурильные трубы наиболее подходят для бурения.

Особенности бурильной трубы

Бурильные трубы изготавливается из прочной стали. Для производства бурильной трубы используются муфты бурильных труб и ниппеля замкового соединения бурильной трубы. Концы бурильной трубы утолщаются, для увеличения прочности концов бурильной трубы наружной и комбинированной высадкой трубы бурильной. Бурильные трубы изготавливаются способом приваривания ниппеля трубы и муфты замкового соединения бурильной трубы к высаженным концам тела бурильной трубы.
Бурильные трубы покрывается бесцветным лаком. Это позволяет бурильной трубебыть защищенной от коррозии Замковые резьбы бурильной трубы защищены антикоррозионной смазкой. Кроме того Бурильные трубы «охраняется» металлическими предохранительными элементами. Бурильные трубы могут быть упакованы в квадратные пакеты. Это позволит сохранить бурильные трубы при транспортировке

123. Испаряемость нефти.

Испаряемость— свойство нефти и нефтепродуктов переходить из жидкого состояния в газообразное при температуре меньшей, чем температура кипения. Испарение углеводородных жидкостей проис­ходит при любых температурах до тех пор, пока газовое пространст­во над ними не будет полностью насыщено углеводородами. Скорость испарения нефти и нефтепродуктов зависит, в основном, от содер­жания в них легких фракций (пропан, бутаны) и от температуры.

Испаряемостьнефтепродуктов находится в прямо пропорциональ­ной зависимости от давления насыщенных паров, под которым пони­мают давление, создаваемое парами нефтепродукта в газовой фазе, соответствующее моменту прекращения испарения. Наибольшей ис­паряемостью обладают бензины. В результате их потери от испаре­ния в одинаковых условиях больше, чем нефти. Дизельные топлива, керосины, топливо печное бытовое относятся к малоиспаряющимся жидкостям. Это учитывают при выборе оборудования резервуаров. С целью уменьшения потерь нефтепродуктов резервуары с дизель­ным топливом, керосином, топливом печным бытовым достаточно оснастить дыхательной арматурой, а резервуары с бензином обору­довать понтонами или плавающими крышами.

124. Назначение колонных обвязок, конструкции и способы их установки

Колонная обвязка предназначена для обвязки обсадных колонн и состоит из нижнего корпуса колонной головки с подвеской обсадной колонны и соответствующих колонных головок и подвесок последующих обсадных колонн.

Конструкция колонной обвязки предусматривает возможность:

-восстановления герметичности межколонных пространств подачей в межпакерную полость консистентного смазочного материала;

-опресовки фланцевых соединений;

-контроля и разрядки давления среды в межколонных пространствах;

-проведения цементирования скважин.

На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т. е. соединяются частью оборудования скважины, называемой колонной головкой.

Колонная головка 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. Во время бурения на ней монтируются превенторы противовыбросового оборудования, демонтируемые после окончания бурения.

Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких связанных между собой элементов - катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважины.

Колонные обвязки устанавливаются на устье скважины последовательно по мере спуска и цементирования обсадных колонн. Они подбираются с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины.

Нарушение надежности колонной головки неизбежно приводит к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей среде, а в отдельных случаях может быть причиной возникновения пожаров, взрывов, несчастных случаев.

Колонные головки, особенно многоколонных скважин, имеют большие массы и вертикальные габариты. Высокая их металлоемкость и большая потребность в них приводят к необходимости расхода на их изготовление больших количеств стали, причем легированной. С увеличением вертикального габарита колонной головки усложняется обслуживание скважины.

Колонная головка для обвязки двух колонн (см. рис. 4.2.) состоит из корпуса 4, навинченного на обсадную трубу 6. Внутренняя поверхность корпуса коническая, и в ней размещены клинья 3, удерживающие внутреннюю колонну обсадных труб 7. На фланце корпуса установлена катушка 1, надетая на трубу и обычно сваренная с ней. Катушка болтами соединена с корпусом. Межтрубные пространства разобщаются уплотнениями 2. На колонной головке предусмотрена задвижка 5 для обеспечения доступа в затрубное пространство. Вертикальный размер такой колонной головки около 1 м. Масса в зависимости от диаметра обсадных труб до 500...550 кг.

125. Газовый фактор.

Газовый факторотношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м³), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20°С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м³) при том же давлении и температуре. Г. ф. зависит от соотношения газа и нефти в пласте, от физических и геологических свойств пласта, от характера и темпа эксплуатации, от давления в пласте и т.д. Г. ф. является важнейшим показателем расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов нефтяного месторождения.

Пластовая энергия, энергия упругости жидкости, газа и самого пористого коллектора (пласта), находящихся в напряжённом состоянии под действием пластового и горного давления. В нефти всегда содержится большое количество газов в растворённом состоянии, выделяющихся из неё при давлении ниже давления насыщения. На долю растворённых в нефти газов обычно приходится значительная часть Пластовая энергия В случае отбора жидкости (газа) происходит снижение пластового давления, причём объём порового пространства пласта уменьшается, выделившаяся при этом энергия расходуется на продвижение пластовых жидкостей (нефти, воды) и (или) газа по порам пласта к забоям буровых скважин и далее вверх по их стволам, т. е. на осуществление процесса разработки нефтяного месторождения.

126. Системы разработки нефтяных и газовых скважин

Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам.

Систему разработки нефтяных месторождений определяют:

ü порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку;

ü сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу;

ü способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений).

Объект разработки – один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных по геолого-техническим условиям и экономическим соображениям для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин.

При выделении объектов следует учитывать:

1. геолого-физические свойства пород-коллекторов;

2. физико-химические свойства нефти, воды и газа;

3. фазовое состояние углеводородов и режим пластов;

4. технику и технологию эксплуатации скважин.

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты в отличие от самостоятельных предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект.

Сетка скважин – характер взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием расстояний между ними (плотность сетки). Скважины располагают по равномерной сетке и неравномерной сетке (преимущественно рядами).

Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости n_в (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), др.

Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта - характеризуется: интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня; быстрым увеличением действующего фонда скважин; резким снижением пластового давления; небольшой обводненностью продукции n_в и т.д.

Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется: более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти в течение 3…7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1…2 года - при повышенной вязкости; ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда; нарастанием обводненности продукции n_в и.т.д

Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется: снижением добычи нефти; темпом отбора нефти на конец стадии 1…2,5 %; уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи; прогрессирующим обводнением продукции n_в до 80…85 % при среднем росте обводненности 7…8 % в год, и.т.д

Четвертая стадия - завершающая - характеризуется: малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Т_дн (в среднем около 1 %); большими темпами отбора жидкости Т_дж (водонефтяные факторы достигают 0,7…7 м³/м³); высокой медленно возрастающей обводненностью продукции и т.д.

127. Плотность газов.

Плотность — физическая величина, определяемая для однородного вещества массой его единичного объёма. Для неоднородного вещества плотность в определённой точке вычисляется как предел отношения массы тела (m) к его объёму (V), когда объём стягивается к этой точке. Средняя плотность неоднородного вещества есть отношение .

Плотность находится по формуле: . Для вычисления плотности газов можно пользоваться формулой: , где М — молярная масса газа, V_m — молярный объём (при нормальных условиях равен 22,4 л/моль).

· Плотность газовзависит от давления и температуры. Так как при движении по газопроводу давление уменьшается, то плотность газа снижается и скорость его движения возрастает. Таким образом, в от­личие от нефте- и нефтепродуктопроводов транспортируемая среда в газопроводах движется с ускорением.

· Плотность природных газов зависит от их состава. Наиболее легким компонентом является метан. Его плотность при стандартных условиях составляет 0,67кг/м³. В расчетах часто пользуются понятием относительной плотности газа — отношением плотности газа к плотности воздуха при нормальных условиях (1.293 кг/м³).Относительная плотность сухого газа равна 0,56 — 0,6, а газов, добываемых вместе с нефтью — 0,7 - 0,8 или даже более единицы.

128. Методы химического воздействия на продуктивные пласты

Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счет применения различных методов:

- химических (кислотные обработки),

- механических (гидравлический разрыв пласта и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов),

- тепловых (паротепловая обработка, электропрогрев) и их комбинированием.

Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта.

Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; закачки жидкости  песконосителя; закачки жидкости для продавливания песка в трещины.

Гидропескоструйная перфорация скважин - применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом при кислотной обработке скважины и других методах воздействия. Метод основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у скважины.

Виброобработка забоев скважин заключается в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. При этом повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

Торпедирование скважин состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин.

Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том случае, если добываемая нефть содержит смолу или парафин. Существует несколько видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину горячих жидкостей; паротепловая обработка.

Термокислотную обработку скважин применяют на месторождениях нефтей с большим содержанием парафина. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для расплавления осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку.

129. Способы транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа

Для транспортирования энергоносителей и их продукции используются следующие виды транспорта: железнодорожный, водный, автомобильный, трубопроводный, воздушный.

Железнодорожный транспорт – наиболее распространенный вид транспорта для перевозки грузов. Обьем перевозок нефтегрузов составляет около 40%. Перевозка жидких нефтяных грузов осуществляется в специальных стальных вагонах-цистернах грузоподъемностью 50, 60 и 120 т, выполненных из листовой стали толщиной 8 ¸ 11 мм. Большее применение имеют четырехосные цистерны обьемом 50 и 60 м3 Налив нефтепродуктов в цистерну, как правило, производится сверху, а слив снизу. Цистерны оборудуются смотровыми площадками, внутренними и наружными лестницами, нижними сливными приборами и другими необходимыми устройствами для надежной эксплуатации в пути следования и при сливно-наливных работах. В качестве тары для нефтегрузов применяются металлические, пластмассовые и деревянные бочки и бидоны, фанерные и металлофанерные ящики и барабаны, стеклянные бутылки, хлопчатобумажные и бумажные мешки и др.

Достоинства железнодорожного транспорта:

· универсальность (перевозка всех видов нефти и нефтепродуктов в любых объемах);

· равномерность доставки грузов в течение всего года с более высокой скоростью, чем водным транспортом;

· доставка нефтепродуктов в большинство пунктов потребления в связи с наличием разветвленных железнодорожных сетей в густонаселенных промышленных и сельскохозяйственных районах.

Недостатки железнодорожного транспорта:

· большие капитальные затраты при строительстве новых, ремонте и реконструкции существующих линий;

· относительно высокие эксплуатационные затраты;

· относительно низкая эффективность использования мощности подвижного состава (цистерны в обратном направлении идут незагруженными);

· значительные потери нефти и нефтепродуктов при транспорте и разгрузочно-погрузочных операциях;

· необходимость специальных сливно-наливных пунктов и пунктов зачистки вагонов-цистерн.

Водный транспорт нефти делится на речной - по внутренним водным путям (рекам, озерам) и морской – по морям и океанам (как по внутренним морям континента, так и между континентами). Обьем перевозок на этот вид транспорта приходится около 13% от общей доли перевозок нефтегрузов. По рекам и озерам нефть перевозится в баржах (в том числе самоходных) и в речных танкерах – специальных самоходных судах, предназначенных для перевозки нефтегрузов. Протяженность судоходных рек в России составляет около 150 тыс. км. Морской транспорт нефтегрузов осуществляется морскими танкерами – судами большой грузоподъемности, способными пересекать океаны и моря. Грузоподъемность современных морских супертанкеров достигает миллиона тонн. Внутри России морским транспортом основные перевозки нефти и нефтепродуктов осуществляются в Каспийском, Черном, Азовском, Балтийском, Японском, и Охотском морях.

Нефтеналивные суда характеризуются следующими основными показателями:

водоизмещением – массой воды, вытесняемой груженым судном. Водоизмещение судна при полной осадке равно собственной массе судна и массе полного груза в нем, включая все необходимые для плавания запасы.

дедвейтом – массой поднимаемого груза (транспортного и хозяйственного),

грузоподъемностью – массой транспортного груза;

осадкой при полной загрузке;

скоростью при полной загрузке.

Сооружаются балктанкеры - комбинированные суда, предназначенные для перевозки нефтей и нефтепродуктов, навалочных грузов и руды.

Имеются танкеры класса «река - море» грузоподъемностью 5000 т повышенной прочности. Эти суда даже способны совершать рейсы в открытых морях – таких, как Средиземное, Охотское.

Все виды водного транспорта:

· располагают неограниченной пропускной способностью водных путей;

· в большинстве случаев нет необходимости в создании дорогостоящих линейных сооружений;

· провозная способность флота ограничивается грузоподъемностью и другими показателями передвижных средств флота, производительностью причального и берегового нефтебазового хозяйства. Чем больше грузоподъемность танкера, тем дешевле перевозка;

· эффективность использования супертанкеров повышается с увеличением дальности перевозок, на малых расстояниях они перестают быть рентабельными.

Автомобильный транспорт – основной вид транспорта для доставки нефтепродуктов с распределительных нефтебаз и наливных пунктов непосредственно к местам потребления (на АЗС, заводы, фабрики, автобазы и т.д.). Для перевозки нефти автотранспорт практически не используют. Перевозки нефтепродуктов автомобильным транспортом осуществляют, в основном, в пределах нескольких десятков километров. При больших расстояниях автотранспорт неэкономичен по сравнению с железнодорожным, и его применяют лишь там, где отсутствует сеть других видов транспорта (например, на Севере и т.д.). Массовые нефтепродукты (бензин, дизельное топливо, мазут, некоторые масла) перевозят в специализированных автомобильных цистернах и автоприцепах, мелкие партии нефтепродуктов – в таре на бортовых машинах.

К достоинствам автотранспорта следует отнести:

· доставку небольших партий нефтепродуктов на различные расстояния с большой скоростью;

· большую маневренность и высокую проходимость;

· высокую оперативность.

Недостатки:

· высокие затраты на эксплуатацию, в 10 ¸ 20 раз стоимость перевозок автотранспортом выше, ч