Подготовка нефти на промыслах

 Схема последовательности технологических процессов подготовки нефти. Требования к комплексу сооружений по подготовке нефти. Унифицированные технологические схемы по подготовке нефти, их общность и различия.

 

1-скважина; 2-замерные установки; 3-блоки дозирования деэмульгатора; 4-сепараторы первой ступени; 5-аппараты предварительного сброса; 6-отстойники, электродегидраторы; 7- блоки нагрева; 8-ДНС; 9,10-сепараторы 2 и 3 ступени; 11-деэмульгатор.

Система сбора скважинной продукции должна выполнять следующие функции:

1.      Измерение продукции каждой скважины и в случае необходимости группы скважин.

2.      Транспортирование продукции скважин с использованием энергии нефтяного пласта или насосного оборудования при механизированной добыче нефти до пунктов подготовки нефти, а при недостаточном давлении с использованием насосов ДНС.

3.      Сепарацию нефти и газа под давлением, обеспечивающим бескомпрессорное транспортиравание газа.

4.      При добыче высокообводненной нефти отделение при сравнительно низких температурах основной массы воды с качеством пригодным для ее закачки в пласт без дополнительной сложной очистки.

5.      Раздельный сбор и транспортирование до центральных нефтесборных пунктов продукции отдельных скважин, смешение которых нежелательно.

6.      Устьевой и путевой подогрев продукции нефтяных скважин.

Факторы, учитывающиеся при проектирование системы сбора:

1.      Начальное давление в системе сбора и группирование скважин.

2.      Взаимодействие с системами воздействия на залежь.

3.      Совместный и раздельный сбор продукции скважин. Выбор места сепарации газа (чтобы хватило до ГПЗ).

4.      Взаиморасположение узлов замера, сепарации и откачки.

5.      Выбор места создания центрального пункта полготовки н, г и в с учетом места расположения месторождения в группе или в нефтяном районе. Совмещение систем промыслового сбора и транспортирования с процессами подготовки нефти.

 Разгазирование нефти. 

Расчет процессов разгазирования нефти с использованием констант фазового равновесия. Применяемое оборудование и механизм сепарации нефти от газа. Практические рекомендации в технологии разгазирования и сепарации  нефти от газа.

            Вертикальный сепаратор.

            Блочная автоматизированная сепарационная установка с предварительным сбросом воды.

• Качественные закономерности разгазирования пластовой нефти на примере ее двухкомпонентного аналога метан + декан.
• Разгазирование – однократное, контактное, дифференциальное.
• Однократное – давление единовременно снижают от текущего до насыщения.
• Контактное – давление снижают ступенчато.
• Дифференциальное – давление снижается ступенчато, с постоянным отводом выделившегося газа.

Достигается уменьшение количества выделяющихся компонентов нефти.

 

            Обезвоживание нефти. 

Технология процесса обезвоживания. Дестабилизация водонефтяных эмульсий деэмульгатором. Предварительное укрупнение капель воды в эмульсиях. Разделение эмульсий в дегидраторах с вертикальными и горизонтальными потоками сырья. Моделирование процесса разделения эмульсии в дегидраторах. 

Функция передачи дегидратора и их применение в расчетах остаточной обводненности. Функции передачи дегидраторов с заданными в них профилями скоростей течения. Экспериментальное определение функции передачи.

Свойства водонефтяных эмульсий.

Эмульсия – свесь двух несмешивающихся жидкостей.

Различают обратные (в/н) до 80-85% воды, прямые (н/в) и множественные эмульсии.

            Физико-химические свойства.

4. Электрические свойства эмульсий.

При присутствии разнополярных ионов в дисперсной  среде и фазе могут образовываться стойкие эмульсии.

5. Устойчивость нефтяных эмульсий.

Кинетическая – способность системы противостоять всплыванию или оседанию частиц дисперсной фазы под действием силы тяжести.

Агрегативная – способность частиц дисперсной фазы при их столкновением друг с другом или границей раздела фаз сохранять свой первоначальный размер.

Различают коалисценцию – слияние и флокуляцию – слипание с образованием сгустка из капель.

Время существования эмульсии – отношение высоты слоя к средней скорости самопроизвольного расслоения.

 

Функция передачи гравитационных отстойников.

- это зависимость объемной доли воды фракции с размером капель V прошедших через отстойник в потоке нефти от размера капель этой фракции.

Горизонтальный отстойник.

Функция передачи реального отстойника.

Предварительное обезвоживание нефти на промыслах.

 

1. Разделение продукции в промежуточном слое.
2. Через границу раздела прямой и обратной эмульсии происходит прорыв капельной нефти. Образуется поле сильного прорыва пленки нефти.
3. Работа гравитационного отстойника полностью зависит только от действия промежуточного слоя.

Обессоливание.

 Задачи обессоливания:

1. Распределить воду
2. перемешать ее с продукцией
3. Обеспечить многократное дробление для выравнивания концентрации соли воде и осадить крупные капли. Этот процесс зависит от частоты, с которой капли сливаются и дробятся, а сливаться они будут при увеличении концентрации воды за счет увеличения истинного содержания воды по сравнению с расходным.

Идеальное смешение дисперсной фазы представленной смешенными каплями пресной и соленой воды – это выравнивание концентрации хлористых солей во всех каплях дисперсной фазы.

Количество потребной воды рассчитывается исходя из уравнений материального баланса по системе в предположении идеального смешения.

 

 

Подготовка нефти к переработке

     Добываемая на промыслах нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей – частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. 

• Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. 
• С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. 
• В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды. 
• Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий. 

Кроме того, в процессе добычи и транспортировки нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти (метан, этан, пропан и т.д., включая бензиновые фракции) – примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100°С.

С целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерный износ нефтепроводов и аппаратов переработки, добываемая нефть подвергается предварительной обработке.

    👉Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах. 

Разрушение нефтяных эмульсий осуществляют механическими, химическими и электрическими способами. Важным моментом является процесс сортировки и смешения нефти.

Смолы и асфальтены

 Смолы и асфальтены - это высокомолекулярные неуглеводородные компоненты нефти. Смолы - вязкие мазеподобные вещества, асфальтены - твердые, нерастворимые в низкомолекулярных УВ. 

По содержанию смол и асфальтенов нефти подразделяются на:

• малосмолистые ( от 1 - 2 до 10 % смол и асфальтенов )
• смолистые ( 10 - 20 % )
• высокосмолистые ( 23 - 40 % )

1. Смолы и асфальтены содержат основную часть микроэлементов нефти, в том числе почти все металлы. 
2. Среди нетоксичных и малотоксичных металлов можно выделить: Si, Fe, Al, Mn, Ca, Mg, P. Другие микроэлементы: V, Ni, Co, Pb, Cu, U, As, Hg, Mo, в случае повышенных концентраций могут оказывать токсическое воздействие на биоценоз.

Вредное экологическое влияние смолисто - асфальтеновых компонентов на почвенные экосистемы заключается не в химической токсичности, а в значительном изменении водно - физических свойств почв. 

👉Если нефть просачивается сверху, ее смолисто - асфальтеновые компоненты сорбируются в основном в верхнем, гумусовом горизонте иногда прочно цементируя его. При этом уменьшается поровое пространство почв.

👉Смолисто - асфальтеновые компоненты гидрофобны. Обволакивая корни растений, они резко ухудшают поступление к ним влаги в результате чего растения погибают. 

Эти вещества малодоступны микроорганизмам, процесс их метаболизма идет очень медленно, иногда десятки лет. В целом при окислительной деградации нефти в почвах, независимо от того, происходит механическое вымывание загрязняющих в - в или нет, идет накопление смолисто - асфальтеновых в - в. Разрушение и вынос компонентов УВ фракции происходят гораздо быстрее.

👀За те 400 млн. Лет, что жизнь на Земле вышла на сушу, с поверхностью нашей планеты произошли большие изменения: каменистые и глинисто-песчаные пустыни покрылись тонкой оболочкой среды обитания наземных животных и растений. 

Определяющую роль в формировании этой живой оболочки Земли сыграли фотосинтезирующие растения. Вследствие их деятельности поверхностный слой Земли обогатился органическими веществами, насытился множеством гетеротрофных микроорганизмов, сформировались почвенные экосистемы, дающие пищу для животных. Они же служат основными источниками пищи и для человека.

Технология СКО

 1). Промывка скважинного забоя от осадков, грязи. Прямая, обратная. Восходящий поток должен вынести взвеси.

2). Продувка в пласт растворителей смол, парафинов и асфальтенов – керосин, продукты перегонки нефтей.    

3). Закачка раствора HCl. В зависимости от свойств  ПЗС на 1м ® различное      .

Закачка через НКТпри фонтанном способе эксплуатации :

Зная толщину обрабатываемого участка, определяют Vр-ра :       Vнкт = pd²h/4;

Vскв = pD²h₀/4.              T= (Vнкт + Vскв)/Q.

Когда Vр> Vнкт + Vскв, то закрывают задвижку, но кислоту закачивают с той же скоростью и кислота уходит в пласт. Далее кислоту продавливают с помощью продавочной жидкости до забоя.

Закрывают затрубную задвижку(при насосном способе эксплуатации) и скважину оставляют для реагирования (от 8 часов – до суток).

Соляно – кислотная обработка скважин

 СКО подвергаются известняки, доломиты, песчаники.

Сущность заключается в способности раствора соляной кислоты реагировать с карбонатными породами.

CaCO₃ + 2HCl = CaCl₂ + CO₂ + H₂O.

CaMg(CO₃)₂ + 4HCl = CaCl₂ + MgCl₂ + 2CO₂ + 2H₂O.

Основное назначение СКО – повышение проницаемости обрабатываемой зоны за счет расширения естественных микротрещин или за счет создания новых каналов растворения.  

• Полученный в результате реакции хлористый кальций и хлористый магний хорошо растворяются в воде и легко удаляются с ПЗС. Обычно применяют СК 8-15% концентрации. 
• Применение большей концентрации  не рекомендуется из-за коррозии нефтепромыслового оборудования, а меньшей из-за необходимости приготовления большого кол-ва раствора. 

Скорость реакции зависит от давления и температуры ® чем больше давление ® скорость меньше, (также и с температурой).

Раствор СК нужно ингибировать (И. – вещества, замедляющие скорость коррозии металлов).

Ингибиторы(например): 

1). Формалин 0,6% замедляет скорость коррозии в 6-8 раз;

2) УНИКО (0,1%) в 15 раз; 3) И-1-А (0,4%) в 20 раз.

Интенсификаторы – для более полного удаления из пласта отработанной кислоты и продуктов реакции за счет снижения поверхностного натяжения на границе нефть - отработанный раствор.

Используют ПАВ и спирт                                  

Классификация методов воздействия на призабойную зону пласта.

1). Физико – химическое воздействие (кислотные обработки, обработки ПАВ, вибровоздействие, воздействие пороховыми газами, использование растворителей).    

2). Гидромеханические методы (ГРП, торпедирование, декомпрессия, гидропескоструйная перфорация, дополнительная перфорация).

3). Термические методы (электропрогрев ПЗС, паротепловое воздействие, прокачка горячей нефтью).

4). Комбинированные (термокислотные обработки, электрогидравлическое воздействие).   

Гидродинамически совершенная скважина

   Гидродинамически  совершенная  скважина – называется скважина, которая  вскрывает  продуктивный  горизонт  на  всю  его  толщену ,  скважина с открытым  забоем .                                                                                                             

Q_C = ( P_K – P₃ ) / ( μ / 2π k h) ln (R_k/r_c)

    

 Гидродинамическое несовершенство скважин.

Существуют различные виды гидродинамического несовершенства скважин :

1). Несовершенная по степени вскрытия.

2). Несовершенная по характеру вскрытия.

 

1). НСВ – скважина, которая вскрывает пласт не на всю толщину и в которой отсутствует обсадная колонна, и скважина не перфорирована.

δ = b/h – относительное вскрытие.

2). НХВ – скважина вскрывающая пласт на всю h, но обсаженные, зацементированные и перфорированные.

Виды нефтяных пластов

 В природных условиях продуктивные нефтегазосодержащие пласты редко бывают однородными.

👉Если проницаемость и пористость пласта неодинаковы в различных точках, то пласт называется неоднородным.

           Однако часто изменение проницаемости по пласту носит столь хаотичный характер, что значительные области пласта можно считать в среднем однородно проницаемыми. Но нередко встречаются такие пласты, значительные области которых сильно отличаются друг от друга по фильтрационным характеристикам. 

Это, так называемые, микронеоднородные пласты, параметры которых существенно влияют на характеристики фильтрационных потоков. 

При расчетах элементарных фильтрационных потоков в макронеоднородных пластах также удобно прибегнуть к схематизации геометрии движения и найти такие эквивалентные значения коэффициентов фильтрационного сопротивления, применив которые, можно использовать формулы для однородного пласта.

В пластах-коллекторах нефти и газа выделяют следующие основные виды макронеоднородности:

1.      Слоистая неоднородность, когда пласт разделяется по толщине на несколько слоев, в каждом из которых проницаемость в среднем постоянна, но отлична от проницаемости соседних слоев. Такие пласты называют также неоднородными по толщине. Границы раздела между слоями с различными проницаемостями считают обычно плоским. Таким образом, в модели слоистой пористой среды предполагается, что проницаемость меняется только по толщине пласта и является кусочно-постоянной функцией вертикальной координаты.

2.   Зональная неоднородность, при которой пласт по площади состоит из нескольких зон (областей пласта) различной проницаемости. В пределах одной и той же зоны проницаемость в среднем одинакова, но на границе двух зон скачкообразно изменяется. Здесь, таким образом, имеет место неоднородность по площади пласта.

3.      Неоднородные пласты, в которых проницаемость является известной непрерывной или случайной функцией координат точек области фильтрации.

Таким образом, в результате схематизации фильтрационных потоков можно выделить:

·         Прямолинейно-параллельный, плоскорадиальный и радиально-сферический потоки в слоисто-неоднородном пласте;

·          Прямолинейно-параллельный, плоскорадиальный и радиально-сферический потоки в зонально-неоднородном пласте;

·         Прямолинейно-параллельный, плоскорадиальный и радиально-сферический потоки в пластах, где проницаемость является непрерывной или случайной функцией координат точек области фильтрации.

Очистка нефти от примесей

 От основного количества воды и твердых частиц нефти освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоду или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках.

    Однако вода и нефть часто образуют трудно разделимую эмульсию, что сильно замедляет или даже препятствует обезвоживанию нефти. В общем случае эмульсия есть система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. 

Существуют два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде, или гидрофильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия. 

Чаще встречается гидрофобный тип нефтяных эмульсий. Образованию сойкой эмульсии предшествуют понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Такие слои образуют третьи вещества — эмульгаторы. К гидрофильным эмульгаторам относятся щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов и т.п., легче смачиваемые нефтью чем водой.

    Существуют три метода разрушения нефтяных эмульсий:

* механический: 

👉отстаивание — применяется к свежим, легко разрушимым эмульсиям. Расслаивание воды и нефти происходит вследствие разности плотностей компонентов эмульсии. Процесс ускоряется нагреванием до 120-160°С под давлением 8-15 ат втечение 2-3 ч, не допуская испарения воды.
центрифугирование — отделение механических примесей нефти под воздействием центробежных сил. В промышленности применяется редко, обычно сериями центрифуг с числом оборотов от 3500 до 50000 в мин., при производительности 15 — 45 м3/ч каждая.

* химический:

разрушение эмульсий достигается путем применения поверхностно-активных веществ — деэмульгаторов. Разрушение достигается 

• а) адсорбционным вытеснением действующего эмульгатора веществом с большей поверхностной активностью, 
• б) образованием эмульсий противоположного типа (инверсия ваз) 
• в) растворением (разрушением) адсорбционной пленки в результате ее химической реакции с вводимым в систему деэмульгатором. 

Химический метод применяется чаще механического, обычно в сочетании с электрическим.

* электрический:

при попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, сильнее реагирующие на поле чем нефть, начинают колебаться, сталкиваясь друг с другом, что приводит к их объединению, укрупнению и более быстрому расслоению с нефтью. 

Установки, называемые электродегидраторами (ЭЛОУ — электроочистительные установки), с рабочим напряжением до 33000В при давлении 8-10 ат, применяют группами по 6 — 8 шт. с производительностью 250 — 500 т нефти в сутки каждая. 

В сочетании с химическим методом этот метод имеет наибольшее распространение в промышленной нефтепереработке.

Перфорация скважин

        Сообщение эксплуа­тационной колонны с пластом. При применении конструкции призабойной ча­сти скважины с зацементиро­ванной эксплуатационной ко­ лонной сообщение эксплуатационной колонны с пластом осуществляют после простре­ла отверстий в колонне, окру­жающем ее цементном кольце породе пласта при помощи     специальных аппара­тов — перфораторов.

1. После освоения скважины нефть и газ поступают из пласта в эксплуатационную колонну через эти отверстия. Диаметр и число отверстий на 1м (плотность перфорации) рассчитыва­ется таким образом, чтобы приток нефти или газа из пласта был максимальным.

Существует несколько типов перфораторов: кумулятивные, торпедные, пулевые. Наиболее распространены кумулятивные перфораторы, позволяющие пробивать отверстия кумулятив­ной струей в стальных обсадных трубах, цементном камне и создавать каналы в прилегающей к призабойной зоне породе.

Кумулятивная струя образуется вследствие всестороннего сжатия медной облицовки заряда ударными волнами при взрыве заряда. Под действием ударных волн внутренняя поверхность медной облицовки плавится и формируется в тон­кую металлическую струю высокой плотности, выбрасываемую вместе с газообразными про­дуктами 'взрыва от центра об­лицовки радиально к обсад­ной колонне со скоростью8000—10000 м/с. Струя жидко­го металла, двигающаяся с та­кой скоростью, оказывает на стенку обсадной колонны дав­ление около 30 ГПа и пробивает   отверстие   в   ней.    При этом образуется канал в по­роде глубиной до 300 мм и более.

Кумулятивный перфоратор состоит      из      толстостенной стальной герметически закрытой трубы, в которой по спирали просверлены отверстия для прохождения кумулятивных струй. Кумулятивные заряды устанавливаются в корпусе перфоратора против отверстий. Заряды срабатывают через детонирующий шнур от взрывного патрона, соединенного с электрокабелем, на котором перфоратор спускается в скважину.

Для прострела обсадных колонн, цементного кольца и пла­ста, сложенного устойчивыми породами, в нагнетательных скважинах применяют торпедные перфораторы, выстрел из ко­торых проводится разрывными снарядами диаметром 22— 32 мм. После выстрела снаряд входит в породу на глубину 200—250 мм и там разрывается. В результате взрыва в породе образуется каверна диаметром до 300 мм.

Пулевая перфорация пришла на смену механическим сред­ствам перфорации (сверлению). Она применялась в широких масштабах до изобретения кумулятивных перфораторов.

Основной недостаток пулевой перфорации заключается в том, что во время простреливания цементный камень в затрубном пространстве может растрескаться.

В последнее время начали широко применять новый ме­тод—гидропескоструйную перфорацию. При этом методе в насосно-компрессорные трубы, спущенные в эксплуатационную колонну, под большим давлением нагнетают жидкость с песком. На конце труб устанавливается струйный аппарат, из сопла которого с большой скоростью выбрасывается жидкость с песком. Эта смесь вызывает быстрое абразивное разрушение обсадной колонны, цементного кольца и породы.

При гидропескоструйной перфорации обсадная колонна и цементное кольцо не трескаются. Кроме того, этот метод позволяет регулировать глубину и диаметр отверстий.

Цементирование обсадных колонн

 

Цель цементирования обсадной колонны — получение проч­ного, концентрично расположенного в затрубном пространстве кольца цементного камня, надежно изолирующего вскрытые скважиной поглощающие, газо-водо-нефтепроявляющие гори­зонты.

Для цементирования обсадных колонн применяют цемент­ные растворы, приготовляемые из тампонажных цементов и воды. При размешивании тампонажного цемента с водой полу­чают жидкую и легкотекучую массу.

• Механические свойства свежих цементных растворов анало­гичны свойствам глинистых растворов. 
• С течением времени це­ментный раствор загустевает, теряет свою подвижность. 
• Этот процесс, называемый схватыванием цементного раствора, про­исходит в течение нескольких часов после перемешивания це­мента с водой. 
• В концу схватывания раствора цементная масса упрочняется и образует цементный камень. 
• Упрочнение, или затвердение цементной массы, продолжается в течение многих дней.

Цемент, предназначенный для цементирования обсадной ко­лонны, тщательно исследуют в лаборатории для выяснения его пригодности и уточнения рецептуры цементного раствора.

 

Качество цементного раствора в значительной мере зависит от содержания в нем воды. Излишек воды приводит к получе­нию пористого и непрочного цементного камня. Недостаток воды в цементном растворе вызывает его быстрое схватывание, что затрудняет проведение цементирования обсадных колонн.

Для обеспечения нормальных условий цементирования об­садной колонны рекомендуется при приготовлении цементного раствора добавлять воды 40—50% от веса цемента, т. е. на каждые 100 т цемента приходится 40—50 т воды.

О качестве цементного раствора, закачиваемого в обсадную колонну, судят по его плотности, которая должна колебаться от 1750 до 1950 кг/м³.

Качество цементирования обсадной колонны зависит также от начала и конца схватывания цементного раствора. Схваты­вание цементного раствора должно начинаться после оконча­ния цементирования колонны. Время цементирования не дол­жно превышать 75% от срока начала схватывания цементного раствора. Следует добиваться, чтобы разница во времени между началом и концом схватывания цементного раствора была небольшой.

Для цементирования обсадных колонн применяют следую­щие тампонажные цементы:

1) для  «холодных» скважин с температурой на  забое -до
40° С;

2) для «горячих» скважин с температурой на забое до 75° С;

3) для глубоких скважин с температурой на забое  100—
120° С.      

 

Цемент для «холодных» скважин, смешанный с пресной во­дой (50% от веса цемента), должен иметь начало схватывания от 3 до 7,5 ч с момента его затворения, конец схватывания — не более 3. ч после начала схватывания. Следовательно, при цементировании скважин с температурой на забое до 40° С не­обходимо закончить весь процесс цементирования не более чем за 2,5 ч (3 чХО.75 ч = 2,5 ч).

Цемент для «горячих» скважин, смешанный с пресной водой (50% от веса цемента), должен иметь начало схватывания от 1 ч 45 мин до 2 ч 45 мин после затворения, конец схватыва­ния— не более 1 ч 30 мин после начала схватывания. Таким образом, процесс цементирования с температурой на забое до 75°С необходимо закончить за 1 ч (1,5 чХО,75 ч = 1 ч).

Цемент для глубоких скважин получают в результате по­мола цементного клинкера с добавкой гипса. Начало схваты­вания такого цемента должно наступать не менее чем через 1 ч 15 мин с момента его затворения. Как видно, в глубоких скважинах процесс цементирования должен длиться менее 1 ч.

Для цементирования кондукторов, кроме перечисленных тампонажных цементов, выпускается специальный цемент с до­бавкой 25—30% песка.

Для особых условий цементирования обсадных колонн вы­пускаются утяжеленные тампонажные цементы (при примене­нии промывочной жидкости с плотностью до 2200 кг/м³), волок­нистые тампонажные цементы (для уменьшения глубины проникновения цементного раствора в сильнопористые пласты), гель-цемент (для цементирования зон поглощения промывочной жидкости) и др.

Подготовленный и проверенный в лаборатории тампонажный цемент в необходимом количестве засыпают в специальные цементосмесительные машины и отправ­ляют на буровую. К этому времени туда же доставляют и це­ментировочные агрегаты. В комплект по­следних входят насосы с высокой подачей, способные создать необходимое давление для вытеснения из обсадной колонны в затрубное пространство цементного раствора.

Цементировочные агрегаты и цементосмесительные машины обвязываются трубопроводами друг с другом в с цементиро­вочной головкой, установленной на обсадной колонне.

Перед началом цементирования скважину промывают до тех пор, пока плотность закачиваемой в нее жидкости не станет равной плотности жидкости, выходящей из скважины.

👉Наиболее распространены следующие способы цементирова­ния обсадных колонн: одноступенчатый и двухступенчатый.

Одноступенчатый способ цементирования обсадных колонн заключается в следующем. До закачки цементного раствора в обсадную колонну опускают нижнюю цементировочную пробку, предназначенную для отделения цементного раствора от находящейся в колонне промывочной жидкости. Нижняя пробка имеет отверстие, перекрытое резиновой перепонкой. После этого на колонну навинчивают головку с верхней цементировочной пробкой, не имеющей сквозного отверстия.

Затем цементный раствор закачивают в обсадную колонну. Потребный объем этого раствора определяется исходя из ус­ловия, чтобы к концу цементирования в обсадной колонне оста­лась небольшая порция цементного раствора (цементный ста­кан), а за обсадной колонной цементный раствор поднялся на заданную высоту. После окончания закачки це­ментного раствора в об­садную колонну протал­кивают верхнюю (без отверстия) цементиро­вочную пробку и вслед за ней прокачивают промывоч­ную жидкость.

Когда нижняя пробка дойдет до упорного кольца, она остановится. Давле­ние над пробкой повы­сится и резиновая пере­понка лопнет. При даль­нейшей закачке промы­вочной жидкости в колонну верхняя пробка подойдет к ниж­ней и закроет отверстие в ней. Возникнет гид­равлический удар. Манометр на цементировочной головке за­фиксирует резкое повышение давления.

После этого краны цементировочной головки закрывают и скважину оставляют в покое на 16 ч для затвердения цемент­ного раствора за кондуктором и на 24 ч для затвердения це­ментного раствора за промежуточной и эксплуатационной ко­лоннами.

При цементировании обсадных колонн в глубоких скважинах приходится прокачивать довольно большой объем цементного раствора и продавочной жидкости за весьма ограниченное время, определяемое сроком начала схватывания цементного раствора. В таких условиях применяется двухступенчатое цементирование, при котором цементный раствор зака­чивается в колонну и продавливается в затрубное пространство двумя порциями. Первая порция цементного раствора продав­ливается за колонну через башмак, а вторая — через отверстия в заливочной муфте, установленной в обсадной колонне па зна­чительном расстоянии от башмака.

Заливочные муфты могут иметь различную конструкцию. Обсадные трубы свинчива­ются друг с другом при помощи удлиненной муфты с от­верстиями. Внутрь муфты вставлен передвижной цилиндр,
временно закрепленный медными шпильками. На нижнем конце передвижного цилиндра устанавливается упорное кольцо.  

Независимо от конструкции заливочной муфты сущность способа двухступенчатого цементирования заключается в сле­дующем. Обсадную колонну с башмаком, башмачным патрубком, обратным клапаном (если он необходим) и заливочной муфтой спускают в скважину. После подготовки скважины к цементированию в нее закачивают первые порции цементного раствора и продавочной жидкости, а затем спускают нижнюю це­ментировочную пробку. За нижней пробкой зака­чивают вторую порцию цементного раствора и спускают вторую (верхнюю) цементировочную пробку. Затем в скважину зака­чивают вторую порцию продавочной жидкости.

В процессе закачивания жидкости первая (нижняя) пробка доходит до упорного кольца в заливочной муфте, садится на него и срезает медные шпильки. Передвиж­ной цилиндр освобождается, перемещается до упора вниз и от­крывает отверстия в удлиненной муфте.

К этому моменту заканчивается продавка в затрубное про­странство через башмак колонны первой (нижней) порции це­ментного раствора и начинается вытеснение за колонну через отверстия в заливочной муфте второй (верхней) порции це­ментного раствора.

После твердения цементного раствора разбуривают обе пробки в заливочной муфте и, если это требуется, разбуривают обратный клапан и цементный стакан в нижней части колонны.

Мы рассмотрели двухступенчатый метод цементирования с применением двух цементировочных пробок, ограничивающих вторую порцию цементного раствора. Иногда применяется двух­

ступенчатое цементирование с четырьмя пробками, когда каж­дая пара пробок ограничивает обе порции цементного раствора. В этом случае процесс цементирования аналогичен описанному. Разница состоит только в том, что при двухступенчатом цемен­тировании с четырьмя пробками нижняя часть обсадной ко­лонны оборудуется так же, как и при одноступенчатом цемен­тировании.

• Описанные методы цементирования обсадных колонн, обес­печивающие перекрытие цементным раствором затрубного про­странства от башмака колонны и выше, удовлетворяют усло­виям цементирования кондукторов и промежуточных колонн, но не всегда могут быть применены при цементировании эксплуатационных колонн. 
• Иногда целесообразно не цементиро­вать затрубное пространство, расположенное против нефтенос­ного пласта, а осуществлять подъем цементного раствора над его кровлей. В этом случае применяется манжетное це­ментирование.

При этом способе нижняя часть эксплуатационной колонны, длина которой равна мощности продуктивного пласта, состоит из перфорированных обсадных труб. Над перфорированным участком в колонне устанавливают прямой клапан, а несколько выше — специальную заливочную муфту. 

Снаружи, несколько выше прямого клапана, устанавливается брезентовая манжета, которая при вытеснении цементного раствора из колонны через отверстия в заливочной муфте прижимается плотно к стенке скважины, препятствуя движению цементного раствора по затрубному пространству вниз.

Осложнения возникающие при бурении

 

В процессе проводки скважины возможны разного рода ос­ложнения, в частности обвалы пород, поглощения промывочной жидкости, нефте-, газо- и водопроявления, прихваты бурильного ин­струмента, аварии, искривление скважин.

Обвалы пород возникают вследствие их неустойчивости (трещиноватости, склонности разбухать под влиянием воды). Характерными признаками обвалов являются:

1) значительное повышение давления на выкиде буровых насосов;

2) резкое повышение вязкости промывочной жидкости;

3) вынос ею большого количества обломков обвалившихся
пород и т.п.

Поглощение промывочной жидкости - явление, при котором жидкость, закачиваемая в скважину, частично или полностью погло­щается пластом. Обычно это происходит при прохождении пластов с большой пористостью и проницаемостью, когда пластовое давление оказывается меньше давления столба промывочной жидкости в скважине.

Интенсивность поглощения может быть от слабой до катаст­рофической, когда выход жидкости на поверхность полностью прекращается.

Для предупреждения поглощения применяют следующие ме­тоды:

1)промывка облегченными жидкостями;

2)ликвидация поглощения закупоркой каналов, поглощаю­щих жидкость (за счет добавок в нее инертных наполнителей - асбеста, слюды, рисовой шелухи, молотого торфа, древесных опилок, целло­фана; заливки быстросхватывающихся смесей и т.д.);

3) повышение структурно-механических свойств промывочной жидкости (добавкой жидкого стекла, поваренной соли, извести и т.п.).

Газо-, нефте- и водопроявления имеют место при проводке скважин через пласты с относительно высоким давлением, превышающим давление промывочной жидкости. Под действием напора воды происходит ее перелив или фонтанирование, а под действием напора нефти или газа - непрерывное фонтанирование или периодические выбросы.

К мероприятиям, позволяющим избежать газо-, нефте- и водопроявлений, относятся:

• правильный выбор плотности промывочной жидкости;
• предотвращение понижения се уровня при подъеме колон­ны бурильных труб и при поглощении жидкости.

Прихваты бурильного инструмента возникают по следующим причинам:

1)  образование на стенках скважины толстой и липкой корки,
к которой прилипает бурильный инструмент, находящийся без дви­жения;

2)  заклинивание бурильного инструмента в суженных частях
ствола или при резких искривлениях скважины, при обвалах неус­тойчивых пород, при осаждении разбуренной породы в случае прекращения циркуляции.

Ликвидация прихватов - сложная и трудоемкая операция. Поэтому необходимо принимать все возможные меры, чтобы их избе­жать.

👉Аварии, возникающие при бурении, можно разделить на че­тыре группы:

1)  аварии с долотами (отвинчивание долота при спуске инструмента вследствие недостаточного его закрепления, слом долота в результате перегрузки и т.д.);

2)  аварии с бурильными трубами и замками (слом трубы по
телу; срыв резьбы труб, замков и переводников и т.д.);

3)  аварии с забойными двигателями (отвинчивание; слом вала
или корпуса и т.д.);

4)  аварии с обсадными колоннами (их смятие; разрушение
резьбовых соединений; падение отдельных секций труб в скважину и
т.д.).

Для ликвидации аварий применяют специальные ловильные инструменты: шлипс, колокол, метчик, магнитный фрезер, паук и другие. 

Однако лучше всего предотвращать аварии, строго со­блюдая правила эксплуатации оборудования, своевременно осуществляя его дефектоскопию, профилактику и замену.

При бурении вертикальных скважин вращательным способом часто встречается самопроизвольное искривление скважин, т.е. отклонение их ствола от вертикального. 

Искривление вертикальных скважин влечет за собой ряд проблем: нарушение запланированной сетки разработки нефтяных и газовых месторождений, повышенный износ бурильных труб, ухудшение качества изоляционных работ, не­возможность использования штанговых насосов при эксплуатации скважин и т.д.

• Причинами искривления скважин являются геологические, технические и технологические факторы. 
• К геологическим - относятся наличие в разрезе скважин крутопадающих пластов; частая смена по­род различной твердости; наличие в породах, через которые проходит скважина, трещин и каверн. 
• Техническими факторами, способствую­щими искривлению скважин, являются несовпадение оси буровой вышки с центром ротора и осью скважины; наклонное положение стола ротора; применение искривленных бурильных труб и т.д. К техноло­гическим факторам, обуславливающим искривление скважин, относятся создание чрезмерно высоких осевых нагрузок на долото; несоответствие типа долота, количества и качества промывочной жид­кости характеру проходимых пород.

В соответствии с перечисленными факторами принимаются меры по предотвращению искривления скважин. В сложных геологи­ческих условиях применяется особая компоновка низа бурильной колонны, включающая калибраторы и центраторы. 

Кроме того, необ­ходимо:

-         монтаж оборудования проводить в соответствии с техническими

-         тип долота выбирать соответственно типу пород;

-         снижать нагрузку на долото и т.д.