Ремонт и обслуживание скважин и оборудования для бурения

– 90 об/мин.

Значительные нагрузки на райбер приводят к преждевременному выходу его за колонну и укорачиванию длины окна, что может привести к поломке бурильных труб.

При использовании универсального вырезающего устройства УВУ нет необходимости в отклонителях и райберах. С помощью УВУ вырезают участок экс.колонны длиной 5 – 6м в намеченном интервале зарезки. Затем с помощью двухшарнирного турбинного отклонителя ОТ2Ш-127 и винтового забойного двигателя Д-127 забуривают второй ствол. Проверку внедрения резцов УВУ в обсадную колонну в начале прорезания окна проводится без нагрузки в течение 10 – 15мин. Затем, постепенно увеличивают нагрузку до 0,5 - 1т при расходе жидкости 10 – 12 л/сек. Торцевание обсадной колонны осуществляется увеличением нагрузки от минимальной до 5т при том же расходе по мере срабатывании резцов.

Режимы бурения

Режим бурения характеризуется следующими параметрами: осевой нагрузкой на долото; частотой вращения долота; расходом промывочной жидкости и ее качеством; временем пребывания долота на забое.

Различают оптимальный и специальный режимы бурения.

Оптимальным называют режим, установленный с учетом геологического разреза и максимального использования имеющихся технических средств для получения высоких количественных и качественных показателей при минимальной стоимости 1 м проходки.

Специальным называют режим, установленный для забуривания второго ствола и последующего бурения в осложненных условиях, при обвалах, высоком пластовом давлении, поглощениях жидкости, изменении направления оси скважины, отборе керна и др.

Передавать осевую нагрузку на долото за счет массы нижней секции колонны бурильных труб нерационально, так как в этом случае секция будет подвергаться напряжениям на сжатие, изгиб и кручение. Это приводит к поломкам бурильной колонны и искривлению ствола скважины. Поэтому в нижней части бурильной колонны устанавливают утяжеленный низ. В процессе бурения осевая нагрузка на долото не должна превышать 0,75 массы утяжеленного низа.

Заданная нагрузка на долото контролируется гидравлическим индикатором массы. Осевая нагрузка в процессе забуривания второго ствола должна быть равномерной при скорости проходки 3—4 м/ч.

Частота вращения долота должна быть в пределах 40— 60 об/мин. На таком режиме второй ствол следует забуривать не менее чем на 5—6 м. Если в этом интервале долото работало нормально, бурение можно вести на оптимальном режиме.

После спуска очередного долота при нагрузке 15—30 кН прорабатывают интервал 10—15 м от забоя. В течение нескольких минут поддерживают пониженную нагрузку для того, чтобы опоры долота приработались, а затем увеличивают ее до требуемого значения, согласно указаниям геолого-технического наряда, и поддерживают постоянной.

Окончательно осевую нагрузку бурильщик должен выбирать сам, добиваясь наибольшей механической скорости проходки.

Успешное бурение второго ствола до проектной глубины и последующие работы во многом зависят от качества и количества промывочной жидкости, подаваемой на забой, т. е. от скорости восходящего потока в затрубном пространстве.

Промывочные жидкости и борьба с осложнениями

В качестве промывочной жидкости при бурении второго ствола применяют: буровые растворы, растворы на нефтяной основе, аэрированные растворы, пены и техническую воду обработанную ПАВ.

Буровой раствор приготавливают на скважине размешиванием в механических глиномешалках комовой глины или глино-брикетов.

Быстрое и без осложнений углубление скважины возможно лишь при полном и своевременном удалении выбуренной породы с забоя. В противном случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту.

Существуют три способа очистки промывочной жидкости от выбуренной породы:

осаждение твердых частиц выбуренной породы под влиянием собственной массы из раствора в желобах и отстойниках циркуляционной системы;

очистка раствора при помощи механических сит;

сепарация раствора в аппаратах, принцип действия которых основан на использовании центробежной силы вращающего потока бурового раствора.

Контроль параметров промывочной жидкости

При бурении второго ствола необходимо следить за параметрами промывочной жидкости и поддерживать их, согласно требованию геолого-технического наряда. Для этой цели предназначен буровой комплект раствора БКР, в состав которого входят: ареометр, вискозиметр, термометр и секундомер.

Для полного контроля всех параметров бурового раствора служит комплект лаборанта КЛР-1 — комплект средств информационной системы службы буровых растворов и предназначенный для проверки данных, полученных замерщиком или помощником бурильщика с помощью бурового комплекта БКР-1.

Значительная часть осложнений при бурении второго ствола происходит в результате несоответствия свойств промывочной жидкости геологическим условиям проводки скважин. Обычно на борьбу с осложнениями затрачивается больше средств и времени, чем на профилактические мероприятия по их предупреждению.

Борьба с поглощением промывочной жидкости

Поглощения промывочной жидкости обычно наблюдаются при бурении второго ствола в кавернозных, трещиноватых и пористых породах, а также в сильно дренированных продуктивных пластах. Борьба с поглощением промывочной жидкости ведется:

снижением перепада давления между скважиной и пластом, поглощающим жидкость, или изменением параметров промывочной жидкости;

изоляцией от скважины пласта, поглощающего жидкость, закупоркой каналов поглощений специальными материалами, цементными растворами и пастами;

бурением без циркуляции.

Поглощение промывочной жидкости предотвращают применением специальных буровых растворов с минимально возможной для данных условий плотностью, большой вязкостью, прочной структурой и минимальной водоотдачей.

Для получения буровых растворов, обладающих перечисленными свойствами, используют: жидкое стекло — до 5% от объема циркулирующего раствора; каустическую соду — до 4% от объема циркулирующего раствора (количество соды указано, исходя из твердого вещества); известь — в количестве, необходимом для требуемой вязкости бурового раствора (известковое молоко приготавливают на скважине в глиномешалке, для чего 3/4 ее объема заливают водой, а затем до полного объема загружают гашеной известью, после тщательного перемешивания эту смесь добавляют в раствор через желоб); бурый уголь и, каустическую соду, добавляемые в буровой раствор в виде УЩР, содержащего повышенное количество каустической соды; кератиновый клей, добавляемый для снижения плотности раствора и повышения вязкости; костный клей, добавляемый для повышения вязкости; различные инертные добавки, как, например, опилки и рисовая шелуха, мелкие обрезки резины и тканей, вводимые в буровой раствор через глиномешалку.

Если применение специальных растворов не дает положительных результатов, то необходимо перейти на бурение с промывкой аэрированной жидкостью и пенами.

Для борьбы с интенсивным поглощением промывочной жидкости применяют быстрогустеющие глиноцементные (БГС) и быстросхватывающиеся смеси (БСС), приготовленные на базе тампонажных цементов с введением в воду для затворения определенного количества ускорителей структурообразования (схватывания).

При использовании различных цементных смесей рецептуру их подбирают с учетом забойной температуры и давления, с ростом которых сроки схватывания раствора сокращаются.

Если в процессе бурения второго ствола при закачке тампонажного цемента или БСС не получают положительных результатов, то рекомендуется прокачивать песок с последующим креплением его в призабойной зоне тампонажным раствором или БСС.

Если перечисленными методами ликвидировать поглощение промывочной жидкости не удается, забуривают второй ствол без циркуляции. Однако это рекомендуется лишь в твердых породах (известняках, доломитах, песчаниках и т. д.).

В процессе бурения при поглощении бурового раствора в каналы поглощения вместе с промывочной жидкостью проникает также и разбуренная порода. Во избежание прихвата бурильной колонны необходимо внимательно следить за показаниями индикатора массы и работой насоса.

Борьба с обвалами

Обвалы чаще всего происходят в результате применения при бурении второго ствола некачественных буровых растворов. Признаки обвалов в скважине:

значительное повышение давления на выкиде буровых насосов;

резкое повышение вязкости бурового раствора;

вынос раствором на дневную поверхность большого количества частиц обваливающихся пород;

при спуске инструмент не доходит до забоя;

затяжки инструмента в процессе его подъема.

Основные мероприятия по борьбе с обвалами:

применение бурового раствора, исключающего обвалы;

сокращение до минимума непроизводительных простоев и поддержание необходимого в условиях ожидаемых обвалов режима бурения;

обеспечение необходимой скорости восходящего потока в затрубном пространстве.

Борьба с прихватами инструмента

В процессе бурения прихваты могут происходить по следующим причинам: длительное пребывание бурильной колонны в скважине в покое (без вращения); сужение ствола, обусловленное набуханием или сползанием пород; поглощение бурового раствора; низкое качество бурового раствора, вследствие чего на стенках скважины образуется толстая липкая корка; неудовлетворительная очистка бурового раствора в желобах от частиц выбуренной породы; недостаточная скорость восходящего потока в затрубном пространстве; выпадение утяжелителей из раствора; искривление ствола скважины.

Установлено, что наиболее распространенными видами прихватов являются прилипание бурильной колонны к глинистым коркам, отложившимся на стенках скважины, и затяжки вследствие образования сальников от сорвавшихся толстых корок со стенок скважины во время подъема бурильных труб.

Для предупреждения прихватов бурильной колонны необходимо:

применять высококачественные буровые растворы, создающие небольшие по толщине корки на стенках скважины;

обеспечивать полную очистку бурового раствора от частиц выбуренной породы.

Кроме того, снижение липкости корки обеспечивается добавлением к буровому раствору нефти в количестве 5—8% от объема бурового раствора. Но при этом следует учитывать, что нефть несколько повышает вязкость раствора. Для снижения липкости корки и борьбы с затяжками бурильных труб в буровой раствор обычно вводят серебристый графит от 0,8 — до 1,5% (по массе к объему).

Цементирование колонны

Цементирование обсадной колонны — одна из самых ответственных операций, от успешности которой зависит дальнейшая нормальная эксплуатация скважины.

Способ цементирования выбирают в зависимости от вида колонны, спущенной в пробуренный ствол (сплошной или хвостовика).

Одноступенчатое цементирование. После окончания спуска сплошной эксплуатационной колонны в процессе подготовки скважины к цементированию, колонну обсадных труб периодически расхаживают и непрерывно промывают скважину для предотвращения прихвата колонны, башмак ее устанавливают на 1—2 м выше забоя, устье оборудуют цементировочной головкой и закачивают расчетный объем цементного раствора.

Прокачав расчетное количество цементного раствора, отвинчивают стопорные болты на цементировочной головке и закачивают расчетное количество продавочного бурового раствора. Как только заливочная пробка дойдет до упорного кольца «стоп», наблюдается резкий подъем давления, так называемый удар. На этом процесс цементирования заканчивается. Краны на головке закрывают, и скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цементного раствора.

При цементировании неглубоких скважин с небольшим подъемом раствора за колонной в качестве продавочной жидкости применяют обычную воду.

Цементирование хвостовика. После промывки ствола скважины на устье ее устанавливают цементировочную головку, в которую вставляют верхнюю секцию разделительной заливочной пробки. Закачивают расчетное количество цементного раствора, который продавливают буровым раствором или водой. Когда раствор будет продавлен в объеме, равном внутреннему объему бурильных труб, верхняя секция пробки войдет в нижнюю и перекроет отверстия кольца. При этом давление в бурильных трубах резко возрастет. Шпильки, удерживающие нижнюю секцию в переводнике, срезаются, и обе секции, как одно целое, перемещаются вниз по хвостовику до резкого подъема давления. После этого колонну необходимо посадить на забой, и путем вращения инструмента по часовой стрелке освободить бурильные трубы с переводником от хвостовика и вымыть излишек цементного раствора. Через 16—20 часов следует определить высоту подъема цемента за колонной, оборудовать устье скважины, испытать колонну на герметичность и перфорировать в интервале продуктивного пласта.

Заключительный этап процесса восстановления скважины методом зарезки и бурения второго ствола — испытание эксплуатационной колонны на герметичность, перфорирование отверстий против продуктивного горизонта и освоение скважины (вызов притока нефти или газа из пласта).

Методы увеличения производительности скважин

Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале фильтра, примыкающего к стволу. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. В процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Часто в процессе работ по заканчиванию скважины проницаемость пород ухудшается по сравнению с первоначальной, естественной. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на призабойную зону для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной. Методы воздействия на ПЗС делятся на три группы:

Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно растворить в различных химических реагентах (известняк – соляная кислота). Пример такого воздействия соляно-кислотная обработка, СКО, пород призабойной зоны скважины.

Механические методы применяют в малопроницаемых твердых породах. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗС отложились вязкие углеводороды (парафин, смолы, асфальтены), а так же при фильтрации вязких нефтей. К этому виду воздействия относят различные методы прогрева ПЗС.

Кроме перечисленных, существуют методы, представляющие их сочетание. Например, гидрокислотный разрыв представляет собой сочетание ГРП и СКО, термокислотная обработка сочетает как тепловые, так и химические воздействия на призабойную зону скважины.

Методы воздействия на ПЗС осуществляют бригады ТКРС. Они проводят следующие работы:

Кислотные обработки скважин.

Гидравлический разрыв пласта.

Вибровоздействие на ПЗС.

Тепловое воздействие на ПЗС.

Обработка ПЗС поверхностно-активными веществами (ПАВ).

Соляно - кислотные обработки скважин

Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны, НКТ от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии при освоении скважины с целью их запуска, а так же для увеличения проницаемости пород. Под воздействием соляной кислоты в породах ПЗС образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно и производительность нефтяных (газовых) и приемистость нагнетательных скважин.

Различают следующие разновидности кислотных обработок:

Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложений от пластовых вод и освобождения прихваченного пробкой подземного оборудования. Объем рабочего раствора, при кислотной ванне, составляет не более объема ствола (колонны) в заданном интервале, закачивают его до забоя, не продавливая в пласт. Раствор кислоты выдерживают в интервале обработки 16 – 24 ч. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой. В качестве промывочной жидкости используют воду.

Простая кислотная обработка предназначена для воздействия на породы ПЗС с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задавливанием кислоты в пласт. Вначале закачивают нефть или воду, затем при открытом затрубном пространстве – расчетное количество приготовленного рабочего раствора соляной кислоты. При этом объем первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на затрубном пространстве скважины и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт. Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или водой.

Кислотная обработка под давлением применяют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. Проводят с применением пакера.

При открытой задвижке затрубного пространства скважины и непосаженом пакере в скважину закачивают кислотный состав в объеме труб и подпакерного пространства, после чего пакером герметизируют затрубное пространство и закачивают кислоту в объеме спущенных труб с максимальным повышением темпа закачки. Затем, не снижая давления, вслед за кислотой прокачивают расчетный объем продавочной жидкости и закрывают задвижку. Скважину оставляют в покое до полного спада или стабилизации давления.

Пенокислотные обработки применяют при значительной толщине пласта и низких пластовых давлениях. В призабойную зону скважины вводя аэрированный раствор кислоты и ПАВ в виде пены. При таких обработках используют кислотный агрегат, компрессор и аэратор. Пенокислотная обработка имеет следующие преимущества:

Кислотная пена медленнее растворяет карбонатный материал, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт.

Кислотная пена обладает меньшей плотностью и повышенной вязкостью, что позволяет увеличить охват воздействием всей продуктивной толщины пласта.

Содержание в пене ПАВ снижает поверхностное натяжение кислоты на границе с нефтью, а сжатый воздух, находящийся в пене, расширяется во много раз при понижении давления после обработки; все это в совокупности способствует улучшению условий притока нефти в скважину и значительно облегчает ее освоение.

Многократные обработки заключаются в том, что ПЗС обрабатывают несколько раз с интервалами между обработками в 5 – 10 суток с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок.

Поинтервальные (ступенчатые) обработки нескольких интервалов пласта значительной толщины с целью полного охвата пласта или отдельных продуктивных пропластков. После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации, принудительно-направленным способом воздействует интервал, пока полностью не будет охвачена вся толщина пласта. Проводить ступенчатые обработки целесообразно в скважинах после выхода их из бурения или в начальный период эксплуатации.

Термохимические обработки – обработки скважин горячей соляной кислотой, с магнием в специальном наконечнике, спущенном на НКТ в пределы интервала, намеченного под обработку. Применяют для очистки ПЗС от асфальто-смолистых, парафиновых и других материалов.

Термокислотные обработки – комбинированный процесс, в первой фазе которого осуществляется термохимическая обработка, во второй (без перерыва во времени) – обычная, простая СКУ. Наполненный магнием наконечник спускают на трубах в скважину и устанавливают в зоне обрабатываемого интервала пласта. Затем закачивают нефть и вслед за ней, без перерыва, 15% раствор соляной кислоты. Скорость прокачки кислоты должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная кислотность раствора. Для загрузки наконечника используют магний в виде стружек или брусков квадратного или круглого сечения.

Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) предназначается для увеличения проницаемости призабойной зоны путем расчленения породы пласта или расширения естественных трещин. Сущность ГРП заключается в нагнетании в призабойную зону скважины жидкости под высоким давлением, в большинстве случаев превышающим гидростатическое в 1,5 – 2 раза. Существуют три основных вида ГРП: однократный, многократный и направленный (поинтервальный). Однократный предполагает создание одной трещины в продуктивном пласте; многократный ГРП обеспечивает образование нескольких трещин. При направленном ГРП места образования трещин регулируются по продуктивному разрезу скважины.

Процесс ГРП состоит из следующих последовательно проводимых операций:

Закачивание в пласт жидкости разрыва для образования трещин.

Закачивание жидкости-песконасителя с песком, предназначенным для закрепления трещин.

Закачивания продавочной жидкости для продавливания песка в трещины.

Рабочая жидкость, при закачивании которой в призабойную зону пласта создается давление, достаточное для нарушения целостности породы, называется жидкостью разрыва.

Рабочая жидкость, используемая для транспортировки песка с поверхности до трещин и их заполнения, называется жидкостью-песконосителем. Она должна быть слабофильтрующейся и иметь высокую пескоудерживающую способность. Повышение вязкости жидкостей достигается добавлением в них загустителей – соли органических кислот, нефтяной гудрон, нефтекислотные и водонефтяные эмульсии. В водонагнетательных скважинах для ГРП используют воду, загущенную сульфит-спиртовой бардой (ССБ).

Продавочная жидкость при всех условиях должна обладать минимальной вязкостью для уменьшения потерь напора.

Песок предназначается для заполнения образовавшихся при ГРП трещин с целью предупреждения их смыкания после уменьшения давления ниже величины давления разрыва. Поэтому песок должен иметь достаточную прочность и сохранять высокую проницаемость. Этим требованиям удовлетворяет хорошо откатанный однородный кварцевый песок (пропант). Гранулы имеют размер 0,4 – 1,2 мм.

Эффективность ГРП определяется раскрытостью и протяженностью созданных трещин: чем они больше, тем выше эффективность обработки. Для создания таких трещин в скважину закачивают от 4 до 20 т песка. Концентрация песка в жидкости-песконосителя зависит от фильтруемости и удерживающей способности жидкости и изменяется 100 – 600 кг/1м3 жидкости.

При выборе скважины для проведения в ней ГРП необходимо учитывать качество цементного кольца выше и ниже намеченного интервала разрыва. Также проводят исследования, т.е. определяют забойное и пластовое давления, содержание воды в добываемой продукции, определяют коэффициент приемистости.

Перед ГРП проводят мероприятия по очистке забоя и призабойной зоны – промывки растворителями, ПАВ, кислотные обработки. Иногда проводят гидропескоструйную перфорацию (ГПП) в узком интервале пласта, в котором планируют создать трещину.

В скважину спускают НКТ с пакером и нагнетают сначала жидкость разрыва в таких объемах, чтобы создать на забое давление, достаточное для разрыва пласта. При этом непрерывно наблюдают за давлением и расходом жидкости на устье. Момент разрыва на поверхности отмечается резким увеличением расхода жидкости при одном и том же давлении на устье или резким падением давления при одном и том же расходе. После разрыва пласта, не снижая давления, в скважину закачивают жидкость-песконоситель – вязкую жидкость, смешанную с песком, которая под воздействием продавочной жидкости проталкивается в НКТ и в пласт.

После завершения продавки скважину закрывают и оставляют в покое до момента снижения давления до нуля. Затем скважину промывают для удаления остатков песка и осваивают. Водонагнетательные скважины пдвергают поршневанию для вымывания из трещины закаченной вязкой жидкости.

Техническая часть

Рис.1

Обвязка устья скважины при ГРП

При гидроразрыве скважины используют устьевую головку фирмы Камерон, составные части которой изготовлены из высококачественных материалов.

♦ Рабочее давление 700 атм.

♦ Температурный режим от –50 до 50єС

Составные части:

1 - корпус (210 атм.) с двумя боковыми отводами диаметром 50,8 мм.

Устьевая головка фирмы «КАМЕРОН»

2 - “заглушка”

3 - патрубок Ж50,8 мм, на который навёрнут шаровой кран (4), рассчитанный на 210 атм.

4 - шаровой кран

5 - штифтовой фланец

6,11 - кольцевая прокладка (сальник)

7 - резьбовая шпилька 26,85 х 215,9мм.

8 - гайка 26,8мм.

9 - задвижка

10 - фланцевое соединение

12 - резьбовая шпилька 22,23 х158,75мм.

13 - гайка 22,23мм.

Типовое оборудование для ГРП

Гидравлический разрыв пласта осуществляется с использованием комплекса оборудования, включающего в себя подземную и наземные части.

Наземное оборудование:

устьевая арматура,

комплекс спецтехники для производства ГРП.

Комплекс ГРП состоит из стандартных единиц:

Пескосмесительная установка – Блендер РОD-I.

Насос высокого давления SPF-343

Блок манифольда.

Ца-320.

Станция контроля – FRACCAT.

Емкости.

Песковоз

Практически все оборудование для ГРП смонтировано на шасси тяжелых грузовиков повышенной проходимости

Блендер:

Блендер - передвижной агрегат, предназначенный для предварительного приготовления технологических жидкостей в резервуарах и последующей их подачи через систему манифольда на прием насосных агрегатов. Благодаря тщательно продуманной системе компьютерного управления, агрегат способен обеспечить высокое качество смешивания жидкостей, проппанта и химикатов. Блок управления блендера обеспечивает соблюдение заданного уровня жидкости в смесителе, автоматический контроль подачи проппанта и автоматический контроль подачи сухих и жидких химикатов.

технические характеристики:

Скорость – 900 - 1300 об/мин

Производительность – 0 - 5,6 м3/мин.

Давление на выходе – 0 – 6,9 атм.

Скорость загрузки песка - 0-4 т/мин

Мах производительность – 3,8 м3/мин

Нормальная скорость вращения – 1100 об/мин

Станция контроля,

СКВАЖИНА

2.Автомобиль для

перевозки жиких ХР.

3.технологические

емкости

4.Блендер

5.Блок манифольдов

6.ЦА-320

7.Песковоз

8,9,10.Насосы высокого давления

11.площадка для перевоза блока манифольдов

Насосный агрегат

Передвижной насосный агрегат предназначен для закачки в скважину различных жидкостей и смесей с проппантом с высоким темпом и при большом давлении.

Силовая установка – двухтактный дизель, номинальная мощность – 2250 л.с. при 2050 об/мин. Водяное охлаждение, запуск от двигателя шасси.

Насосный агрегат – трехплунжерный, одностороннего действия, гидравлическая мощность – 2000 л.с., принудительная смазка плунжеров.

- Максимальное давление – 1365 атм.

- Максимальная подача – 4,5 м3/мин.

Полностью дистанционное управление из станции контроля или выносного пульта. Электронная система защиты от превышения установленного давления. Электронный контроль работы двигателя.

Для облегчения холодного пуска предусмотрены электроподогрев основных систем смазки, охлаждения и гидравлики, и эфирный запуск дизеля.

Большой манифольд

Линии низкого давления оборудованы 4-дюймовыми задвижками. Для соединения с блендером и насосными агрегатами используются резинометаллические шланги с БРС.

Маленький манифольд

Линии высокого давления оборудованы 3-дюймовыми пробковыми кранами с червячным редуктором, обратными клапанами и электронным преобразователем давления. Для соединения со скважиной имеется набор труб с БРС (длина от 1м до 4м) и вертлюги. Максимальная длина линии – до 60 метров.

Грузовик повышенной проходимости для перевозки блока манифольда оборудован платформой, лебедкой для погрузки-разгрузки с тяговым усилием 25 тн, гидравлическим краном 8 тн.

Станция контроля

Станция контроля – это компьютерный центр управления процессом ГРП и сбора информации. Станция выполнена в виде комфортабельного фургона, оборудована системами отопления и кондиционирования для поддержания нормального температурного режима при любых погодных условиях, дизельным генератором для автономного электроснабжения. Для управления насосными агрегатами в станции установлены шесть электронных панелей, которые позволяют одному оператору управлять всеми насосами. Имеется возможность одновременной остановки всех насосов в аварийных случаях. Для оперативной связи в процессе работ имеется комплект радиосвязи близкого радиуса действия. Для контроля процесса ГРП и сбора данных станция оснащена компьютерной системой преобразования сигналов и двумя персональными компьютерами.

Контролируемые параметры:

- давление НКТ;

- давление затрубного пространства скважины;

- расход смеси;

- расход проппанта;

- плотность смеси;

- расход химреагентов.

Компьютеры используются для проектирования ГРП, записи параметров процесса, обработки информации и распечатывания отчетов.

Песковоз предназначен для перевозки проппанта и контролируемой подаче его на блендер, и представляет собой гидравлический самосвал с полностью закрытым кузовом. Осуществляет замер расхода проппанта через «ворота» в задней части бункера. Проппант вводится непосредственно в воронку смесителя по специальному желобу. Имеет 4’’ соединения для получения сухих агентов из других агрегатов и контейнеров. Максимальная полезная нагрузка – до 30 тн. Короткая колесная база обеспечивает повышенную маневренность.

Емкости технологических жидкостей ГРП:

Для приготовления технологических жидкостей гидроразрыва (гелей на водной или углеводородной основе) используется парк передвижных емкостей. Емкости цилиндрические, горизонтальные, объемом от 45м3 до 75м3 смонтированы на трехосных колесных прицепах. Данное конструктивное решение позволяет в минимальные сроки производить передислокацию емкостей и их установку на скважине. Пенополиуретановое покрытие емкостей и электроподогрев задвижек позволяет круглогодичное производство ГРП на водном геле.

Выходная гребенка с задвижками Ду=100мм обеспечивает забор жидкости из емкости с темпом до 5м3/мин. Во время приготовления геля, за счет продуманной системы циркуляции происходит тщательное перемешивание жидкости по всему объему емкости. Для удобства обслуживания емкости оборудованы поплавковыми уровнемерами, площадками и лестницами.

Лаборатория жидкостей разрыва:

Для приготовления жидкостей разрыва мы используем высококачественные химреагенты, максимально адаптированные к нефтеносным породам и пластовым жидкостям. Для оперативного подбора оптимальных рецептур жидкостей разрыва имеется специально оборудованная лаборатория.

Основной прибор лаборатории – реометр, высокоточный, соосно-цилиндровый, ротационный вискозиметр с программным обеспечением. Реологические характеристики жидкостей записываются на персональный компьютер через последовательное соединение. При этом точно контролируются заданные программой теста значения скорости сдвига, температуры и давления. Реологические характеристики жидкостей записываются на персональный компьютер через последовательное соединение. При этом точно контролируются заданные программой теста значения скорости сдвига, температуры и давления. Кроме этого, лаборатория оснащена ротационным вискозиметром, магнитными и лопастными смесителями, электронными весами с точностью 0,01гр, термостатами и т.д.

Для контроля параметров геля непосредственно на блендере применяются переносные малогабаритные вискозиметры.

Подземное оборудование:

- пакер

- насосно-компрессорные трубы

Назначение пакера: разобщение призабойной зоны от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны при гидроразрыве пласта. В соответствии с этим различаются пакера следующих типов. Насосно-компрессорные трубы служат для спуска пакера и для подачи жидкости разрыва с устья на забой скважины при проведении ГРП.

Жидкости, применяемые при ГРП

В качестве рабочего реагента при проведении гидроразрыва пласта применяются различные жидкости, обладающие разнообразными физическими данными. Для достижения успешной обработки жидкость гидроразрыва должна удовлетворять определенным физическим и химическим свойствам:

Она должна быть совместима с материалом пласта.

Она должна, обладать способностью, удерживать во взвешенном состоянии проппант и транспортировать его в глубь трещины.

Она должна обладать способностью за счет присущей ей вязкости развивать необходимую ширину трещины для приема проппанта.

Она должна легко удаляться из пласта после обработки.

Она должна иметь низкие потери на трение.

Приготовление жидкости должно быть простым и легко выполнимым в полевых условиях.

Она должна обладать такой стабильностью, чтобы сохранить вязкость в процессе всей обработки.

Жидкость должна быть эффективной с точки зрения стоимости.

Жидкости гидроразрыва делятся на три категории:

- жидкость разрыва,

- жидкость - песконоситель,

- жидкость продавочная.

Жидкость разрыва - является рабочим агентом, нагнетанием которого в призабойную зону пласта создается давление, обеспечивающее нарушение целостности пород пласта с образованием новых трещин или расширением уже существующих.

Жидкость-песконоситель - используется для транспортирования песка с поверхности до трещины и заполнения ее песком (проппантом). Она должна быть не фильтрующейся или обладать минимальной, быстро снижающейся фильтруемостью и иметь высокую пескоудерживающую способность.

Продавочная жидкость - применяется для продавки из насосно-компрессорных труб в обрабатываемый пласт жидкости разрыва и жидкости песконосителя.

Закупоривающий агент при ГРП

Для получения высокопроницаемой трещины к жидкости гидроразрыва должен быть добавлен гранулярный закупоривающий агент. Целью закупоривающего агента является удержание стенок трещины раздельно таким образом, чтобы после остановки насосов и снижения давления, ниже требуемого для удержания трещины в открытом состоянии, остаются проводимые пути к скважине. В практике закупоривающими агентами являются искусственные керамические пески с размером зерен 0,6-1,12 мм. Песок не должен быть загрязнен мелкими, пылевидными или глинистыми фракциями. Количества песка, подлежащего закачке в трещины, должно определяться главным образом практическими данными (специальными расчетами). При ГРП используется искусственный песок - проппант, имеющий типоразмер: 16/30. Типоразмеры определяются количеством размеров в сите на один квадратный дюйм. Применение различных типов проппанта зависит от данной проницаемости нефтенасыщенных пород.

Борьба с выносом проппанта

Серьезную проблему представляет собой вынос проппанта в скважину после проведения ГРП. Это явление может иметь место во время первичной очистки или иногда после полного освоения скважины. Результатом выноса проппанта может быть удорожание ремонтных операций, увеличение времени на их проведение, а также проблемы безопасности. В низко дебитных скважинах проппант может осаждаться в обсадной колонне, что требует периодических промывок. Результатом может быть потеря приствольной проводимости с полным прекращением добычи в случае полного перекрытия продуктивной зоны. Удаление вынесенного проппанта может быть связано со значительными затратами. Исследования в конце ХХ века помогли выявить механизм, лежащий в основе утраты прочности проппантной набивки, и найти не столько химическое, сколько физическое решение проблемы. Это нововведение, получившее название PropNET, использует волокна для удержания проппанта на места. Этот материал, закачиваемый одновременно с проппантом в составе рабочей жидкости, образует сетку, которая стабилизирует проппантно-волоконную набивку, обеспечивая высокие дебиты по нефти и по газу. Эта технология основана на принципе волоконного, нашедшем широкое промышленно-комерческое применение как метода укрепления. Например, натуральные и синтетические волокна используются для предохранения плотин и других бетонных и земляных сооружений от