$SJ5s Учебный комбинат ООО НПФ «СЭМС»

' Отделение Охраны труда и Промышленной безопасности

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ

ДЛЯ ПОДГОТОВКИ ОПЕРАТОРОВ ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА

«СПЕЦИАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ»

Уфа 2008
Настоящее учебное пособие предназначено для применения при подготовке
операторов по добыче нефти и газа 5-го разряда

Рассмотрено на заседании методической комиссии

Учебного комбината НПФ «СЭМС»

02. 09 2008 г. Протокол № 10 (10.3-08)

Разработчики:

Аписов В.Д., директор ООО НПФ «Строй Энерго Монтаж Сервис»

Шалагин НА, начальник учебного комбината ООО НПФ «Строй Энерго Монтаж
Сервис»

Репина Л.Ю., методист учебного комбината ООО НПФ «Строй Энерго Монтаж

Сервис»

Катяшов В.В., преподаватель учебного комбината ООО НПФ «Строй Энерго Монтаж

Сервис»
Содержание

1.	Введение..........................................................5

Квалификационная характеристика.....................................5

Основные понятия....................................................6

2.	Основные данные о нефтяном и газовом месторождениях. Физико-
химические свойства нефти, газа и конденсата......................... 9

Основные периоды развития нефтегазопромысловой геологии.............9

Общие сведения о горных породах....................................10

Залежи углеводородов в природном состоянии.........................12

Нефть и ее свойства................................................19

Нефтяные газы и их свойства........................................21

Газоконденсат......................................................22

Газогидраты....................................................... 23

Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений....................24

Энергетическая характеристика залежей нефти и газа.................27

Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений..............28

Природные режимы залежей нефти и газа..............................29

Понятие о разработке нефтяных и газовых скважин....................38

Стадии разработки месторождений....................................40

3.	Основы техники и технологии бурения и освоения нефтяных и газовых
скважин............................................................. 42

Основные термины и определения.....................................42

Трубы.........................................:................... 44

Способы бурения скважин............................................48

Основные закономерности разрушения горных пород при бурении........50

Породоразрушающий инструмент.....................................  51

Буровые растворы...................................................51

Способы промывки.................................................  54

Забойные двигатели.................................................55

Назначение и техническая характеристика буровых установок..........55

Понятие о креплении скважин........................................56

Заканчивание скважины..............................................56

Освоение скважин. Методы освоения нефтяных скважин.................60

4.	Технологический процесс и обеспечение бесперебойной работы скважин и
технологических установок нефти и газа...............................63

5.	Профилактические работы против гидратообразований, отложений
парафина, смол, солей............................................... 65

Общая характеристика АСПО (асфальтосмолопарафиновые отложения)......65

Методы борьбы с отложениями парафина...............................67

Особенности применения методов предупреждения образования АСПО при
эксплуатации ШСНУ..................................................79

6.	Общие понятия о методах интенсификации добычи нефти и газа,
исследования скважин, подземном и капитальном ремонтах скважин.......82

Методы воздействия на пласт........................................82

Обработка призабойной зоны.........................................84

Общие положения.................................................84

Кислотная обработка...........................................  85

Гидропескоструйная перфорация...................................86

Виброобработка..................................................87

Термообработка................................................  87
Воздействие давлением пороховых газов...........................88

Гидравлический разрыв пласта....................................88

Исследование скважин...............................................90

Назначение и методы исследования скважин..............-.........90

Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин....92

Текущий и капитальный ремонты нефтяных и газовых скважин...........98

7.	Наземное оборудование, правила его эксплуатации, обслуживание
установок и трубопроводов...........................................101

Оборудование фонтанных скважин..................................  101

Колонная головка.............................................  101

Фонтанная арматура............................................ 102

Штуцеры........................................................104

Запорные устройства............................................105

Регулирующие устройства........................................110

Манифольды.................................................    114

Освоение и пуск в работу фонтанных скважин.....................115

Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение......115

Открытое фонтанирование........................................115

Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин..........................116

Оборудование устья газлифтных скважин..........................119

Насосная эксплуатация скважин...................................  120

Штанговые насосные установки (ШОНУ)............................120

Бесштанговые скважинные насосные установки.....................126

Эксплуатация газовых скважин....................................  131

Оборудование для систем сбора нефти, газа и воды..................132

Сбор и транспорт нефти и газа на промысле......................132

Системы сбора скважинной продукции.............................134

Индивидуальные и групповые установки замера дебита скважин.....137

Предварительное разделение продукции скважин...................141

Подготовка нефти на промыслах..................................148

Процессы подготовки нефтяного газа. Технологические схемы......153

Промысловые трубопроводы.......................................168

Способы защиты внутренней и наружной поверхностей трубопроводов от
коррозии.......................................................172

Резервуары.....................................................176

Обслуживание и текущий ремонт нефтепромыслового оборудования, установок и

трубопроводов.....................................................180

Обслуживание фонтанных скважин.................................180

Обслуживание газлифтных скважин................................183

Обслуживание глубинно-насосных установок.......................184

Эксплуатация скважин погружными электронасосами................187

Нефтепромысловая техника для обслуживания и ремонта оборудования
нефтеобъектов.....................................................190

Литература..........................................................198
1.	ВВЕДЕНИЕ

Квалификационная характеристика

Профессия - оператор по добыче нефти и газа.

Квалификация - 5-й разряд.

Оператор по добыче нефти и газа должен уметь:

1.	Вести технологический процесс при всех способах добычи нефти, газа,
газового конденсата, закачки и отбора газа и обеспечивать бесперебойную работу
скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок,
дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и
другого нефтепромыслового оборудования и установок.

2.	Участвовать в работах по освоению скважин, выводу их на заданный
режим, опрессовывать трубопроводы, технологическое оборудование под руко-
водством оператора более высокой квалификации.

3.	Производить монтаж, демонтаж, техническое обслуживание и ремонт на-
земного промыслового оборудования, установок, механизмов и коммуникаций.

4.	Проводить профилактические работы против гидратообразований, отложе-
ний парафина, смол, солей и расчет реагентов для проведения этих работ.

5.	Производить измерение величин различных технологических параметров с
помощью контрольно-измерительных приборов.

6.	Осуществлять снятие и передачу параметров работы скважин, контроль за
работой средств автоматики и телемеханики.

7.	Участвовать в работах по исследованию скважин.

8.	Техническое обслуживание коммуникаций газлифтных скважин (газо-
манифольдов, газосепараторов, теплообменников).

9.	Текущее обслуживание насосного оборудования.

10.	Принимать сдавать смену.

11.	Убирать рабочее место, приспособления, инструмент, а также
содержать их в надлежащем состоянии.

12.	Вести установленную техническую документацию.

13.	Экономно расходовать материалы и электроэнергию.

14.	Соблюдать требования правил и норм по охране труда, производственной
санитарии и противопожарной безопасности и внутреннего распорядка, оказывать
первую помощь при несчастных случаях.

Оператор по добыче нефти и газа должен знать:

1.	Основные сведения о нефтяном и газовом месторождении, режиме за-
лежей.

2.	Физико-химические свойства нефти, газа и конденсата.

3.	Технологический режим обслуживаемых скважин.

4.	Устройство и принцип работы установок комплексной подготовки газа,
групповых замерных установок, систем сбора и транспортирования нефти, газа,
конденсата, закачки и отбора газа, обслуживаемых контрольно-измерительных
приборов, аппаратуры, средств автоматики и телемеханики.

5.	Техническую характеристику, устройство и правила эксплуатации
наземного промыслового оборудования, установок, трубопроводов и приборов,

6.	Основные сведения о методах интенсификации добычи нефти и газа,
исследования скважин, разработке нефтяных и газовых месторождений, подземном
и капитальном ремонтах скважин.
7.	Основы техники и технологии бурения и освоения нефтяных и газовых
скважин

8.	Правила эксплуатации промыслового электрооборудования и работы на
электротехнических установках

9.	Современные методы организации труда и рабочего места.

10.	Производственную, должностную инструкцию и правила внутреннего
трудового распорядка.

11.	Правила пользования средствами индивидуальной защиты.

12.	Требования, предъявляемые к качеству выполняемых работ (услуг).

13.	Виды брака и способы его предупреждения и устранения.

14.	Производственную сигнализацию.

15.	Требования по рациональной организации труда на рабочем месте.

Основные понятая

Бурение скважин - комплекс технологических процессов по сооружению горной
выработки большой длины и малого поперечного сечения, соединяющей
продуктивный пласт в недрах с поверхностью земли.

Буровая установка - сложное техническое сооружение, включающее
оборудование, технические устройства и приспособления, и предназначенное для
строительства скважин.

Буровой раствор — смесь глины, воды и химических соединений, закачиваемых
вниз по бурильной колонне для выноса с забоя шлама разрушаемых долотом горных
пород, охлаждения и смазки пяты долота, а также привода в работу турбобура и
винтобура

Буровая колонна - это инструмент, применяемый при строительстве скважины
(буровые трубы, стабилизаторы, центраторы, расширители, гидравлические
машины, УБТ, ЛБТ, долота).

Выкидная линия - трубопровод, по которому продукция скважины поступает на
групповую замерную установку.

Газлифтная эксплуатация (газлифтный способ эксплуатации нефтяных скважин)
- вид механизированного способа эксплуатации нефтяных скважин, при котором
подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом,
нагнетаемым в скважину с поверхности.

Газовый конденсат - жидкая смесь углеводородных компонентов и
неуглеводородных примесей, образующаяся из природного газа в условиях добычи
газа на газоконденсатных месторождениях

Газонефтеводолроявление - процесс поступления продукции в ствол скважины,
не предусмотренный техническим проектом.

Гобратные пробки (гидраты углеводородных газов) - образования в газопроводах
и их технологических системах при транспорте газа, представляющие включения, в
которых молекулы углеводородных газов заполняют пустоты кристаллической
решетки льда.

Забой - нижняя часть конструкции скважины, куда из пласта поступают нефть и газ.
Консервация скважин - комплекс мероприятий по переводу скважины в состояние,
обеспечивающее безопасность жизни и здоровья населения, охрану окружающей
природной среды, а также сохранность скважин для дальнейшего использования, на
срок, предусмотренный проектной документацией.

Ликвидация скважин - комплекс мероприятий по переводу скважины в состояние,
обеспечивающее безопасность жизни и здоровья населения, охрану окружающей
природной среды, а также сохранность месторождения для дальнейшего
использования.

Манифольд - система труб с КВД (кран высокого давления), предохранительным
клапаном, компенсатором, манометром, служащая для соединения устьевой
арматуры с выкидной линией плунжерного насоса.

Насосная эксплуатация скважин - вид механизированного способа эксплуатации
скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется с
помощью спускаемых в скважину насосов.

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) - трубы, используемые при подъеме
пластовой жидкости с забоя скважины при любом способе добычи.

Нефтяной газ - смесь газообразных и парообразных углеводородных и
неуглеводородных компонентов, выделяющихся из пластовой нефти при её
разгазировании.

Нефте(газо)отдача - мера рационального использования природных ресурсов,
заключенных в недрах нефтяных месторождений.

Обсадная колонна - труба, спускаемая в ствол скважины, и обеспечивающая
разобщение пластов скважины, защиту скважины от проникновения чуждых вод в
ствол скважины, и безопасность её эксплуатации.

Освоение скважины - вызов притока продукции из пласта снижением давления
столба жидкости на забой скважины.

Оборудование скважины - части конструкции скважины, обеспечивающие отбор
продукции (закачку) в надлежащем режиме, проведение всех технологических
операций в процессе эксплуатации и гарантирующие от возникновения
газонефтеводопроявлений, открытых фонтанов и загрязнения окружающей среды.
Охранная зона - территория вокруг нефтегазового объекта, устанавливаемая
федеральным законодательством в целях обеспечения безопасных условий
эксплуатации таких объектов и минимизации возможности их внешнего
повреждения.

Природный газ - смесь углеводородных и неуглеводородных компонентов, которая
находится в залежи при пластовом давлении и пластовой температуре в
газообразном состоянии.

Пластовая жидкость - смесь углеводородных компонентов и растворенных в них
неуглеводородных примесей, которая находится в залежи при пластовом давлении и
пластовой температуре в жидком и газообразном состоянии.

Подъемные трубы — трубы, используемые при любом способе добычи, по
которым происходит подъем продукции скважин на поверхность.

Продукция скважины (пластовый флюид) - газожидкостная смесь, поступающая на
забой скважины из пласта.

Призабойная зона (ПЗП) - часть пласта, примыкающая к стволу скважины в
интервале фильтра. ПЗП является областью по перемещению нефти из пласта в
скважину с одной стороны и активным воздействием на неё технологиями и
оборудованием с другой.

Приемистость скважины - объем закачиваемой жидкости, поглощаемый
скважиной в единицу времени для поддержания пластового давления.

Производительность нагнетательной скважины - объем жидкости,
поступающей на забой скважины в единицу времени.

Производственный объект добычи, транспортировки и хранения нефти и
газа (нефтегазовый объект) - комплекс машин и оборудования, технических
устройств, зданий, строений и сооружений, объединенных в единую
технологическую систему на отведенном земельном участке и предназначенных для
обеспечения добычи, транспортировки и хранения нефти и газа
Производственный процесс добычи нефти и газа (добыча) —
производственная деятельность организаций по строительству скважин, извлечению
продукции скважин из недр земли, сбору и подготовки нефти и газа.

Дебит скважины - объем жидкости, поступающей с забоя скважины на
поверхность в единицу времени.

Производственный процесс хранения нефти и газа - содержание нефти и газа
в резервуарах или специально предусмотренных для этого емкостях.

Производственный процесс транспортировки нефти и газа в системах
сбора и подготовки - это производственная деятельность организаций по
перемещению нефти и газа по трубопроводам до пункта их переработки.

Производство нефтегазовых объектов — процесс создания нефтегазовых
объектов, включая их проектирование, строительство, реконструкцию и капитальный
ремонт

Подготовка нефти - производственная деятельность по подготовке нефти к
дальнейшей транспортировке потребителю, включающая процессы обезвоживания
(отделение воды), обессоливание (удаление солей), стабилизации (отделение
легких фракций) для получения нефти с необходимыми характеристиками.

Подготовка газа - производственная деятельность по подготовке газа к
дальнейшей транспортировке потребителю, включающая процессы осушки
(удаление капельной влагии уменьшение содержания водяных паров), очистка
(удаление сероводорода и двуокиси углерода), отбензинивание (отделение пропан-
бутановых и более тяжелых углеводородов) для получения газа с необходимыми
характеристиками.

Реконструкция скважин - комплекс мероприятий по изменению конструкции
скважины и её назначения, предусмотренный проектной документацией.

Ремонт скважин - комплекс мероприятий по устранению повреждений и аварий с
внутрискважинным оборудованием, изоляции водопритоков, дополнительной
перфорации, забуриванию новых стволов и других мероприятий по восстановлению
условий нормальной эксплуатации скважины.

Сбор нефти и газа - производственная деятельность по сбору продукции
отдельных скважин и доставки её до пунктов подготовки нефти, газа и воды.

Скважина - вертикальная или наклонная горная выработка большой длины и
малого поперечного сечения, соединяющая пласт в недрах с поверхностью земли.
Станок - качалка - балансирный и небалансирный индивидуальный механический
привод штангового скважинного насоса.

Ствол - цилиндрическая часть конструкции скважины от устья до забоя.

Строительство скважины - совокупность производственных процессов по
монтажу буровой установки, проведению подготовительных работ (подготовка к
работе необходимых для бурения скважины веществ, материалов, систем энерго- и
водообеспечения и т.д ), проходка горных пород, разобщение пластов, освоение
скважины, демонтаж оборудования.

Техническое обслуживание - система организационных и технических
мероприятий, осуществляемых эксплуатирующей организации с целью поддержания
безопасного состояния нефтегазовых объектов.

Техническое устройство - агрегат, машина, механизм, прибор, аппаратура,
г.^рудоиание и иная функционально неделимая конструктивная составляющая
...|>то!азового объекта.

>'i пн.о скважины — верхняя часть конструкции скважины, расположенная на
...рхности.

Фонтанная скважина (фонтанный способ эксплуатации скважин) - способ
>н плуитации нефтяных и газовых скважин, при котором жидкость из скважины
..... упает на поверхность под действием пластовой энергии.

Фонтанная арматура - наземное (устьевое) оборудование, предназначенное для
нодиошивание колонны подъемных труб, герметизации устья скважин, контроля за
нпгютой скважины и направления продукции скважины в выкидную линию.

>к< нпуатация нефтегазовых объектов — основная стадия жизненного цикла
|цп|погазовых объектов, на которой реализуется, поддерживается и
ыи сгвнавливается их качество. Эксплуатация объектов включает в общем случае
использование по назначению (работу), техническое обслуживание и ремонт.
< Уличительной особенностью эксплуатации является использование или ожидание
непосредственного использования нефтегазовых объектов по назначению.

•ксплуатация скважин - процесс извлечения продукции скважин на нефтегазовом
месторождении.

•кеппуатирующая организация - организация или индивидуальный
предприниматель, осуществляющие на законных основаниях процессы добычи,
|рлнспортировки и хранения нефти и газа.

2. ОСНОВНЫЕ ДАННЫЕ О НЕФТЯНОМ И ГАЗОВОМ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ.
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА

Нефтегазопромысловая геология - отрасль геологии, занимающаяся
детальным изучением местороходений и залежей нефти и газа в начальном
(естественном) состоянии и в процессе разработки для определения их
народнохозяйственного значения и рационального использования недр.

Цели нефтегазопромысловой геологии заключаются в геологическом
обосновании наиболее эффективных способов организации добычи нефти и газа,
оОоспечение рационального использования и охраны недр и окружающей среды.

Сопутствующие цели:

охрана недр нефтяных и газовых месторождений;

геологическое обслуживание процесса бурения скважин;
совершенствование собственной методологии и методической базы.

Основные периоды развития нефтегазопромысловой геологии

Первый период - 1870-1918 гг. добыча нефти в России почти полностью была
сосредоточена на Апшеронском полуострове. До 1871 г. (официальная дата
возникновения нефтяной промышленности в России) техники добычи нефти почти
не существовало: добывали кустарным способом бадьями из вырытых вручную
колодцев, глубина которых 150 м при диаметре 1-1,5 м. Первые скважины глубина
40-70 м. давшие фонтаны нефти, были пробурены на Кубани (1864 г) и на
Апшеронском полуострове (1869 г.).

Второй период - с 1918 - 1931 гг. советская власть Резкое увеличение
объемов разведочного бурения. Возросла глубина добывающих скважин. В 1927 г. в
стране начинаются систематические работы по подсчету запасов.

Третий период - с 1931 по 1940 г. В 1935 г. была создана Центральная
комиссия по запасам полезных ископаемых (ЦКЗ).
С 1929 г. для изучения разрезов скважин стали применять геофизические метод
определения кажущегося сопротивления пород.

В 1931 г. советскими геофизиками и сотрудниками фирмы «Шлюмберже» был
разработан второй метод электрометрии скважин - метод потенциалов собственной
поляризации пород.

Четвертый период - с 1941 по 1950 гг Годы Великой Отечественной войны.

1942 г утвердили новую классификацию запасов нефти и газа, в основу которой
была положена степень изученности (разведанности) залежей.

Пятый период - с 1950-1990 гг Экстенсивное развитие нефтегазодобывающей
промышленности, открытие нефтяных и газовых месторождений. Применение
искусственного заводнения залежей с целью поддержания пластового давления.

Шестой период - с 1991 г. по настоящее время. Выделение России в
самостоятельное государство обусловило необходимость сосредоточить внимание
главным образом на нефтяных месторождениях Западной Сибири, Волго-
Уральского региона, Северного Кавказа, Восточной Сибири

Общие сведения о горных породах

Горные породы, составляющие земную толщу, подразделены на два основных
вида - изверженные и осадочные.

Изверженные породы образуются при застывании жидкой магмы в толще
земной коры (гранит) или вулканических лав на поверхности земли (базальт).

Осадочные породы образуются путем осаждения (главным образом в водной
среде) и последующего уплотнения минеральных и органических веществ
различного происхождения. Эти породы обычно залегают пластами.

Важными признаками строения осадочных горных пород, имеющими
существенное значение при их разрушении, являются их структура и текстура.

Под структурой горной породы понимаются те ее особенности, которые
обусловлены

Антиклиналь - складки пород нефтегазовых месторождений, обращенные
выпуклостью вверх.

Синклиналь - складки, обращенные выпуклостью вниз.

Моноклиналь - тип залегания горных пород с одинаковым наклоном в одну
сторону.

Текстура указывает на особенности строения всей породы в целом и выявляет
взаимное пространственное расположение минеральных частиц. Основные
особенности текстуры осадочных пород слоистость, сланцеватость (способность
породы раскалываться по параллельным плоскостям на тонкие пластинки) и
пористость (пористостью называется отношение объема всех пустот к объему всей
породы, выраженное в процентах).

По природе сил сцепления между частицами осадочные породы
подразделяются на три основные группы:

1.	скальные.

2.	связные (пластичные),

3.	сыпучие.

Силы сцепления скальных пород (песчаников, известняков, мергелей и др.)
характеризуются молекулярным притяжением частиц друг к другу, а также наличием
сил трения.

Силы сцепления пластичных пород (глинистых) характеризуются
взаимодействием коллоидных частиц, адсорбирующихся на поверхности обломков,
а также наличием сил трения.

Сыпучие породы (песок) не обладают сцеплением ни в сухом состоянии, ни
при полном насыщении водой. Только при ограниченном насыщении водой у
। ыпучих пород наблюдаются силы сцепления, обусловленные трением

Кроме сил сцепления, всем породам присущи силы внутреннего трения,
। шисящие от давления, прижимающего частицы друг к другу.

Основные физико-механические свойства горных пород, влияющие на
процесс бурения

Основные физико-механические свойства горных пород, влияющие на процесс
бурения - их упругие и пластические свойства, твердость, абразивность и
сплошность.

Упругие свойства горных пород. Все горные породы под воздействием
иношних нагрузок претерпевают деформации, исчезающие после удаления нагрузки
или остающиеся. Первые из них называются упругими деформациями, а вторые
пластическими. Большинство породообразующих минералов - тела упруго хрупкие и
рпзрушаются, когда напряжения достигают предела упругости.

Пластические свойства горных пород (пластичность). Разрушению
никоторых пород предшествует пластическая деформация. Она начинается, как
юлько напряжения в породе превысят предел упругости. Пластичность зависит от
минералогического состава горных пород и уменьшается с увеличением содержания
кварца, полевого шпата и некоторых других минералов. Высокими пластическими
свойствами обладают глины и некоторые породы, содержащие соли. При
определенных условиях некоторые горные породы подвержены ползучести
Ползучесть проявляется в постоянном росте деформации при неизменном
напряжении. Значительной ползучестью характеризуются глины, глинистые сланцы,
соляные породы, аргиллиты, некоторые разновидности известняков

Твердость горных пород. Под твердостью горной породы понимается ее
способность оказывать сопротивление проникновению в нее (внедрению)
породоразрушающего инструмента.

На основании многочисленных исследований Л.А.Шрейнер предложил
классификацию горных пород.

К I группе относятся породы, не дающие общего хрупкого разрушения (слабо
(.цементированные пески, суглинки, известняк-ракушечник, мергели, глины с
частыми прослоями песчаников, мергелей и т. п ).

Ко II группе относятся упругопластичные породы (сланцы, доломитизированные
известняки, крепкие ангидриты, доломиты, конгломераты на кремнистом цементе,
кварцево-карбонатные породы и т. п.).

К III группе относятся упругохрупкие, в основном изверженные и
метаморфические породы.

Абразивность горных пород. Под абразивностью горной породы понимается
ее способность изнашивать контактирующий с ней породоразрушающий инструмент
в процессе их взаимодействия.

Абразивность пород проявляется в процессе изнашивания (преимущественно
механического) и является его характеристикой. Поэтому показатели абразивности
можно рассматривать как показатели механических свойств горных пород.

Абразивность горной породы, как и любой другой показатель механических
свойств, отражает ее поведение в конкретных условиях испытания или работы
Понятие об абразивной способности тесно связано с понятием о внешнем трении и
износе.

Среди горных пород наибольшей абразивностью обладают кварцевые и
полевошпатовые песчаники и алевролиты (сцементированные обломочные породы
с обломочными зернами размером от 0,01 до 0,1 мм).

В настоящее время разработано несколько классификаций по абразивности
горных пород.
Сплошность горных пород. Понятие ^сплошность горных пород» предложено
для оценки структурного состояния горных пород, которые, исходя из степени
пригодности внутриструктурных нарушений (трещин, пор, поверхностей рыхлого
контакта зерен и т. д ), передают внутрь породы давления внешней жидкостной или
газовой среды.

Разделяют четыре категории сплошности:

к первой категории сплошности относятся породы, внутрь которых может
проникнуть исходный глинистый раствор:

ко второй - породы, внутрь которых проникает не только жидкость, но и
твердые (глинистые) частицы;

к третьей - породы, внутрь которых передается давление только
маловязкой жидкости (типа воды);

к четвертой - породы, внутрь которых внешнее гидравлическое давление
не передается.

Залежи углеводородов в природном состоянии

Все горные породы имеют поры - свободные пространства между зернами, т.е.
обладают пористостью Но промышленные скопления нефти (газа) содержатся
главным образом в осадочных породах - песках, песчаниках, известняках,
являющихся хорошими коллекторами для жидкостей и газов. Эти породы обладают
проницаемостью, т.е. способностью пропускать жидкости и газы через систему
многочисленных каналов, связывающих пустоты в породе.

Нефть и газ встречаются в природе в виде скоплений, залегающих на глубинах
от нескольких десятков метров до нескольких километров от земной поверхности.
Пласты пористой породы, поры и трещины которой заполнены нефтью, называются
нефтяными (газовыми) пластами или горизонтами.

Природный резервуар естественное вместилище нефти, газа и воды (внутри
которого может происходить циркуляция подвижных веществ) форма которого
обусловливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо
проницаемыми породами.

Виды: пластовый, массивный, линзовидный (литологически ограниченный со
всех сторон).

Особенностями такого резервуара является
литологического состава на большой площади.

Рис. 2.1.
Принципиальная схема
пластового резервуара.

1	- коллектор (песок);

2	- плохо проницаемые
породы (глины)

Пластовый резервуар
(рис. 2.1) представляет
собой	коллектор,

ограниченный	на

значительной площади в
кровле и подошве плохо
проницаемыми породами,
сохранение мощности и
Под массивным резервуаром понимают мощные толщи пород, состоящие из
многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми
породами.

Большинство массивных резервуаров особенно широко распространенных на
платформах, представленных известняково-доломитизированными толщами. Для
ряда месторождений было установлено, что толща пород, представляющая собой
единый резервуар, насыщенный газом, нефтью и водой, содержит породы
различного литологического состава и различного стратиграфического возраста.
Критерием, позволяющим объединить мощную толщу пород в единый резервуар,
является распределение в нем газа, нефти и воды по их удельным весам
нозависимо от структуры, возраста и текстуры составляющих его пород. Слабо
проницаемые породы покрывают всю эту толщу сверху. По характеру слагающих их
пород массивные резервуары подразделяются на две группы:

1. Однородные массивные резервуары сложены сравнительно однородной
толщей пород, большей частью карбонатных (рис.2.2,а).

Рис. 2.2,а. Схема однородного массивного резервуара.

2. Неоднородные массивные резервуары толща пород неоднородна.
Цитологически она может быть представлена, например, чередованием известняков.
Песков и песчаников, сверху перекрытых глинами. Проницаемость такой толщи в
различных ее слоях колеблется. Но перемещение жидкости (воды, нефти) возможно
во всех направлениях и происходит в общем независимо от наслоения пород

Резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех
сторон (рис. 2.3).

В эту группу объединены природные резервуары всех видов, в которых
насыщающие их газообразные и жидкие углеводороды окружены со всех сторон
либо практически непроницаемыми породами, либо породами, насыщенными
слабоактивной водой. К резервуарам неправильной формы относятся лишь зоны
повышенной пористости и проницаемости пород, связанные с местным изменением
петрографического состава, не распространяющимся на сколько-нибудь
значительную площадь. Песчаные и мергелистые резервуары неправильной формы
могут находиться в толще глинистых или плотных хемогенных пород.

Рис. 2.3

Каким бы ни был механизм образования углеводородов для формирования
крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда условий:

наличие проницаемых горных пород (коллекторов),
непроницаемых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и газа
по вертикали (покрышек),

пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в
тупике (ловушке)

Ловушка - часть природного резервуара, в которой благодаря различного рода
структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению,
а так же тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и
газа.

Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды
по их удельным весам. Ловушка чаще всего представляет собой участок резервуара
с застойными условиями даже в том случае, если в остальной части резервуара
вода находится в движении.

Типы ловушек (рис 2.4):

Структурная (сводовая) образованная в результате изгиба слоев;

Стратиграфическая сформированная в результате эрозии пластов-
коллекторов и перекрытия их затем непроницаемыми породами;

Тектоническая образованная в результате вертикального перемещения мест
обрыва относительно друг друга, пласт-коллектор в месте тектонического нарушения
может соприкасаться с непроницаемой горной породой.

Литологическая образованная в результате литологического замещения
пористых проницаемых пород непроницаемыми.

Около 80 % залежей в мире связано с ловушками структурного типа

Скопление нефти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих
компонентов, сосредоточенные в ловушке, ограниченные поверхностями
разного типа, в количестве, достаточном для промышленной разработки,
называется залежью.

Типы залежей: пластовая, массивная, литологически ограниченная,
стратиграфически ограниченная, тектонически экранированная.
Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей,
приуроченных территориально к одной площади и сведенных с благоприятной
нткгонической структурой.

Понятия месторождение и залежь равнозначны, если на одной площади имеется
исого одна залежь, такое месторождение называется однопластовым.

Месторождение имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной
 I ратиграфической принадлежности, принято называть многопластовыми.

По начальному фазовому состоянию, и составу основных углеводородных
соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

К однофазным залежам относятся:

а)	нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть,
насыщенную в различной степени газом;

б)	газовые (состоящие более чем на 90% из метана) или газоконденсатные
.ылежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ с углеводородным
конденсатом.

К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-
коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над
нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной
оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать
углеводородный конденсат.

По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи
двухфазные залежи подразделяются на:
а)	нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой

б)	газо- или газоконденсатнонефтяные

в)	нефтегазовые или нефтегазоконденсатные;

г)	газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой

К газоконденсатным относят такие месторождения, из которых при снижении

давления до атмосферного выделяется жидкая фаза конденсат.

В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным эксплуатационным
объектом в двухфазных залежах считается газонасыщенная или нефтенасыщенная

газонефтяная

н е<Ьтег азок он лене а тн а

часть (рис.2.5).

нефтян яя

гач ок онденс атнонефтян

Рис. 2.5. Классификация залежей по фазовым состоянии углеводородов

По сложности строения месторождения (залежи) подразделяются на.

простого строения, приуроченные к тектонически ненарушенным или
слабонарушенным структурам, продуктивные пласты которые характеризуются
выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью толщин и
коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием
литологических замещений или тектонических нарушений, делящих единые залежи
на отдельные блоки,

очень сложного строения, характеризующиеся как наличием
литологических замещений или тектонических нарушений, делящих залежь на
отдельные блоки, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств
продуктивных пластов в пределах этих блоков

К категориям сложного и очень сложного строения следует также относить
газонефтяные и нефтегазовые залежи, в которых нефть в подгазовых зонах
подстилается подошвенной водой, нефть содержится в тонких оторочках
неоднородных пластов.

Коллекторные свойства горных пород

Горные породы, содержащие нефть, газ и воду и способные отдавать их при
разработке, называются коллекторами

Коллекторные свойства нефтеносных пластов зависят от размера и формы
зерен, слагающих породу, степени отсортированности обломочного материала,
характера и степени цементации осадков, а карбонатных пород - от пористости и
трещинноватости.

Породы-коллекторы характеризуются:

пористостью;

проницаемостью;
трещи н новатостью.

Пористость горной породы характеризуется наличием в ней пустот (пор),
иилиющихся вместилищем для жидкостей (воды, нефти) и газов, находящихся в
кпдрих Земли.

I lu коллекторные свойства пород большое влияние оказывают формы пор и их
р.пмпр Обычно поры в породе не имеют связи между собой и образуют каналы, по
«норым может происходить движение жидкостей и газов Часть пор не связаны друг
( другом

Различают общую, открытую, эффективную и динамическую пористость.

Общая (полная, абсолютная или физическая) пористость включает в себя все
поры горной породы, как изолированные (замкнуты), так и открытые, сообщающиеся
друг с другом.

Открытая пористость (пористость насыщения) образуется сообщающимися
порами Характеризуется объемом тех пустот, в которые может проникнуть жидкость
О из) при перепадах давлений, наблюдающихся в естественных пластах.

Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяется в широких пределах
ш нескольких процентов до 35 %. По большинству залежей она составляет в
। родном 12 -25 %.

Эффективная пористость учитывает часть объема связанных между собой
нор насыщенных нефтью.

Динамическая пористость учитывает тот объем нефти, который будет
перемещаться в процессе разработки залежи.

Наиболее однозначно и с достаточно высокой точностью определяется объем
i низанных между собой пор, поэтому в практике обычно используется открытая
пористость.

Промышленную ценность нефтяного месторождения можно определить по
проницаемости его пород - способности проникновения жидкости или газов через
породу

Движение жидкостей или газов через пористую среду называется
фильтрацией

В природе все горные породы проницаемые Это означает, что при
соответствующем давлении можно обеспечить фильтрацию. Однако при обычных
пгрепадах давления в нефтяных залежах в процессе их разработки (эксплуатации)
многие горные породы оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и
газов, те. фильтрация становится невозможной. Все зависит от размеров пор и
поровых каналов, а также от свойств жидкостей и газов в пластовых условиях.

Породы, не обладающие проницаемостью, относятся к неколлекторам

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты,
доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную
пакетную упаковку.

К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой,
глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией.

В начале процесса разработки залежей в пустотном пространстве пород-
коллекторов может происходить движение только нефти, газа или воды, т е имеет
место однофазовая фильтрация. В дальнейшем можно наблюдать совместное
течение нефти и газа, нефти и воды, газа и воды или смеси нефти, газа и воды, а
фильтрация будет двух- или трехфазовой.

За единицу проницаемости принимается проницаемость такой породы, при
фильтрации через образец которой площадью 1 м2, длиной 1 м и перепаде давления
1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па с составляет 1 м3/с. Размерность единиц 1 м2.
Физический смысл размерности (площадь) заключается в том, что
проницаемость характеризует площадь сечения каналов пустотного
пространства, по которым происходит фильтрация.

На практике, учитывая небольшие значения проницаемости в м2, используют
размерность мкм2 или 10’3 мкм2, для большинства нефтяных месторождений
коэффициент проницаемости колеблется в пределах 0,1 + 2 мкм2, т.е. 1О'<3 + 210'12
м2, газ добывают из продуктивных пластов с проницаемостью 510'15м2

При разработке нефтяных и газовых месторождений в пористой среде
одновременно движутся нефть, газ и вода или их смеси. В связи с этим
проницаемость одной и той же пористой среды для одной фазы (жидкости или газа)
будет изменяться в зависимости от соотношения компонентов смеси. Поэтому для
характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия
абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемости.

Под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость,
определенная при условии, что порода насыщена однофазным флюидом,
химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются
воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства
пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Величина
абсолютной проницаемости выражается коэффициентом проницаемости к„р.

Абсолютная проницаемость зависит только от физических свойств породы.

Эффективной (фазовая) называется проницаемость клр.Эф пород для
данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве многофазных
систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от
степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз, от их соотношения
между собой и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью называется отношение эффективной
проницаемости к абсолютной проницаемости.

Наибольшей, приближающейся по значению к абсолютной проницаемость
пород бывает в тех случаях, когда по порам движется чистая нефть. В тех случаях,
когда по порам движутся и нефть, и газ в отдельности (две фазы), эффективная
проницаемость для нефти, или, как ее еще называют, фазовая проницаемость,
начинает уменьшаться. Когда же по порам породы движутся три фазы нефть, газ,
вода, эффективная (фазовая) проницаемость для нефти еще более уменьшается.

Например, если содержание воды составляет 80%, фазовая проницаемость для
керосина снижается до нуля, т.е. через пористую породу движется только чистая
вода.

Проницаемость горных пород зависит от следующих основных причин:

1)	от размера поперечного сечения пор (трубок). Последний же зависит от
размеров зерен, плотности их укладки, отсортированности и степени цементации.
Следовательно, проницаемость горных пород также обусловлена этими четырьмя
факторами.

Чем меньше диаметр зерен породы, тем меньше поперечное сечение пор в ней,
а следовательно, меньше и ее проницаемость.

Если в породе очень много сверхкапиллярных пор, через которые легче всего
может двигаться жидкость, то такая порода относится к категории хорошо
проницаемых.

В субкапиллярных порах движение жидкости встречает исключительно большое
сопротивление, и потому породы, обладающие такими порами, практически
являются непроницаемыми или мало проницаемыми;

2)	от формы пор. Чем сложнее их конфигурация, тем больше площадь
соприкосновения нефти, воды или газа с зернами породы, тем больше проявления
сил, тормозящих движение жидкости, и, следовательно, тем меньше проницаемость
такой породы;

3)	от характера сообщения между порами. Если отдельные поры
..... друг с другом плохо, т. е. в породе отдельные системы пор разобщены,
hi.....	такой породы резко сокращается;

4)	от трещиноватости породы. По трещинам, в особенности когда они
HMiuoi большие размеры (сверхкапиллярные), движение жидкости проходит легко.
I । ли даже общая масса породы имеет плохую проницаемость, то наличие
........ючисленных трещин сверхкапиллярного типа способствует увеличению
И|н1ницммости такой породы, так как по ним возможно движение жидкости или газа;

б) от минералогического состава пород. Известно, что одна и та же
жидкость смачивает различные минералы по-разному. Особенное значение это
"Л, Ц1ительство имеет в тех случаях, когда порода обладает капиллярными и
 уПп.щиллярными порами. В субкапиллярных и капиллярных порах, где, сильно
риниты капиллярные силы взаимодействия молекул жидкости с молекулами
нкипрхности капилляра, качественный состав породы, а также свойства самой
жидкости, находящейся в порах, имеют исключительно важное значение.

Одно из важных свойств горных пород - трещинноватость, которая
'Пуславливается густотой развития в них трещин.

Трещинноватость пород зависит от их минерального состава, степени
уплотнения, толщины пласта и т.д. Трещинная проницаемость горных пород
пбуг.лавливается системой развития в них трещин и в общем случае
пропорциональна их густоте.

Нефть и ее свойства

Нефть и нефтяной газ - это сложная смесь углеводородов (соединений
углерода с водородом).

13 зависимости от характера сцепления атомов углерода и водорода и их числа
п молекуле одни углеводороды при нормальных условиях (т. е. при давлении 760 мм
|п ст. и температуре 0°С) находятся в газообразном состоянии (природный и
нефтяной газы), другие - в жидком (нефть) и, наконец, имеются углеводороды,
когорые находятся в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех
нефтях).

В среднем в нефти содержится 82—87% углерода (С), 11 - 14% водорода (Н) и
0,4 1% примесей - соединений, содержащих кислород, азот и серу, асфальтовые и
смолистые вещества.

Товарные качества нефтей определяют в лабораторных условиях путем ее
разгонки, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в состав
нефти, имеет определенную температуру кипения. При подогреве нефть начинает
кипеть, и при этом выкипают и испаряются в первую очередь легкие углеводороды,
имеющие наиболее низкую температуру кипения. При дальнейшем нагревании
начинают испаряться более тяжелые.

Обычно в лабораторных условиях разгонку нефти проводят в интервалах
температур до 100, 150, 200, 250, 300 и 350 °C. Пары нефти, подогретой до
определенной температуры, собирают и охлаждают, затем они снова превращаются
и жидкость, характеризующую группу углеводородов, выкипающих из нефти в
данном интервале температур. Таким образом, при подогреве нефти в зависимости
от температуры из нее вначале испаряются самые легкие - бензиновые фракции,
затем более тяжелые - керосиновые, соляровые ит. д.

Считают, что фракции нефти, кипящие в интервале 40 - 200 °C, бензиновые,
150 - 300 °C - керосиновые, 300—400 °C - соляровые, при 400 °C и выше -
масляные..

По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на три группы:
малосмолистые - содержание смол не более 18%;
смолистые - содержание смол от 18 до 35%;

высокосмолистые - содержание смол более 35%.

По содержанию парафина нефти делятся на:

беспарафинистые- содержание парафина до 1 %;

слабопарафинистые - содержание парафина от 1 до 2%;
парафинистые - содержание парафина более 2%.

Содержание в нефти большого количества смолистых и парафинистых
соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость
проведения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и
последующей транспортировки.

По содержанию серы нефти подразделяют на:

малосернистые - содержание серы до 0,5%;

сернистые - содержание серы от 0,5 до 2,0%;

высокосернистые - содержание серы более 2,0%.

Содержание в нефтях сернистых соединений ухудшает их качество, вызывает
осложнения при добыче, перекачке и переработке нефти вследствие усиленной
коррозии металлического оборудования.

О качестве нефти в промысловой практике ориентировочно судят по ее
плотности Как известно, плотность характеризуется массой,
приходящейся на единицу объема. Плотность нефти при нормальных условиях
колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3. Легкие нефти с
плотностью до 880 кг/м3 наиболее ценные, так как обычно в них содержится больше
бензиновых и масляных фракций.

Важнейшее физическое свойство любой жидкости, в том числе и нефти, -
вязкость, т. е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее
частиц при движении.

Различают динамическую и кинематическую вязкости.

За единицу динамической вязкости принимают вязкость такой жидкости, при
движении которой возникает сила внутреннего трения в 1 Н (Ньютон) на площади 1
м2 между слоям и, движущимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1
м/с. Размерность динамической вязкости:

[р] = Па*с (паскаль-секунда).

Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1
Па*с. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей
вязкости, в 1000 раз меньшей - мПа'с (миллипаскаль-секунда). Так, вязкость
пресной воды при температуре +20°С составляет 1 мПа*с.

Вязкость нефтей, добываемых в РФ, в зависимости от их характеристики и
температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа*с. Встречаются нефти с
вязкостью 100 и даже 200 мПа*с (0,1—0,2 Па*с) и более.

Кинематическая вязкость — отношение динамической вязкости К
плотности, измеряют ее в м2/с.

Иногда для оценки качества нефти и нефтепродуктов пользуются относительной
(условной) вязкостью, показывающей во сколько раз вязкость данной жидкости
больше или меньше вязкости воды при определенной температуре. Измерения
проводят обычно путем сравнения времени истечения из отверстия вискозиметра
Энглера равных объемов исследуемой жидкости и воды. Результаты определений
выражают в градусах условной вязкости ’ВУ,, где индекс t указывает температуру
измерения

За число градусов условной вязкости при данной температуре принимают
отношение времени истечения из вискозиметра Энглера 200 см3 испытуемой
жидкости ко времени истечения 200 см3 воды из того же прибора при температуре
С повышением температуры вязкость нефти (как и любой другой жидкости)
.миньишется. С увеличением количества растворенного в нефти газа вязкость
...|ни икже значительно уменьшается.

Ни нефтяных месторождениях обычно наблюдается увеличение температуры с
'иуПиной. Кроме того, в нефти, как правило, всегда содержится определенное
ншичвство растворенного газа. Поэтому вязкость нефти в пластовых условиях
и. гида меньше, чем вязкость на поверхности.

Нефтяные газы и их свойства

Природные углеводородные газы находятся в недрах земли или в виде
• .1мостоятельных залежей, образуя чисто газовые месторождения, либо в
рис творенном виде содержатся в нефтяных залежах. Такие газы называются
нефтяными или попутными, так как их добывают попутно с нефтью. Они
представляют собой смесь углеводородов - метана, пропана, бутана, пентана и др
' лмый легкий из всех углеводородов - метан; в газах, добываемых из нефтяных и
..... месторождений, метана содержится от 40 до 95%.

Кроме углеводородных газов, газы нефтяных и газовых месторождений
। одержат углекислый газ, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших
количествах редкий газ, такой как гелий, аргон и др.

Одной из основных характеристик углеводородных газов является
относительная плотность, под которой понимают отношение массы объема
данного газа к массе такого же объема воздуха при нормальных условиях
< )|носительная плотность нефтяных газов колеблется от 0,554 для метана до 2,49
для пентана и выше. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов - метана
< Н, и этана СгН6 (относительная плотность - 1,038), тем легче этот газ. При
нормальных условиях метан и этан находятся в газообразном состоянии.
Следующие за ними по относительной плотности пропан - СзН8 (1,522) и бутан -
< 4Н10 (2,006) также относятся к газам, но легко переходят в жидкость даже при
небольших давлениях.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или
шжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются па сухие и жирные.

Сухим газом называют природный газ, который не содержит тяжелых
yi певодородов или содержит их в незначительных количествах.

Жирным газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких
количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые
бензины.

На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м3 которого содержится
более 60 г газового бензина. При меньшем содержании газового бензина газ
называют сухим. С тяжелыми нефтями добывают преимущественно сухой газ,
состоящий главным образом из метана.

В нефтяных газах, кроме углеводородов, содержатся в незначительных
количествах углекислый газ, сероводород и др.

Состояние газа характеризуется давлением р, температурой 7" и объемом V.
Соотношения между этими параметрами определяются законами газового
состояния идеального газа. Однако при одних и тех же условиях состояние
реальных газов (в том числе и природного, нефтяного) значительно отклоняется от
состояния идеальных газов. Согласно кинетической теории газов, идеальным
считается газ, молекулы которого не взаимодействуют друг с другом, в то время как
и действительности молекулы реальных газов взаимодействуют между собой под
нлиянием сил притяжения. С повышением давления молекулы газа сближаются и
инешние силы, сжимающие газ, увеличивают силы притяжения между молекулами.
В результате при одних и тех же условиях реальные газы сжимаются сильнее, чем
это следует согласно законам для идеальных газов. Когда реальный газ сжат до
больших давлений, межмолекулярные расстояния сокращаются настолько, что
отталкивающие силы начинают оказывать большие сопротивления дальнейшему
уменьшению объема. При этом реальный газ сжимается в меньшей степени, чем
идеальный. Эти отклонения свойств реальных и идеальных газов настолько
значительны, что на практике ими пренебрегать нельзя.

Степень отклонения сжимаемости реальных газов от идеальных
характеризуется коэффициентом сжимаемости - отношением объема реального
газа к объему идеального газа в одних и тех же условиях.

Важной характеристикой природного газа является растворимость его в
нефти.

По закону Генри растворимость газа в жидкости прямо пропорциональна
давлению газа.

Коэффициент растворимости показывает, сколько газа растворяется в
единице объема жидкости при повышении давления на единицу. Коэффициент
растворимости в зависимости от условий растворения изменяется от 0,4-10-5 до 1 •
10~5 Па'1.

Со снижением давления до определенного значения начинает выделяться
растворенный в нефти газ.

Давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки
растворенного газа, называют давлением насыщения пластовой нефти. Это
давление зависит от состава нефти и газа, соотношения их объемов и от
температуры. Если в пласте имеется свободный газ (например, при наличии газовой
шапки), то давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению или
близко к нему.

Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то
после достижения определенного значения давления, этот газ сконденсируется, т.е
перейдет в жидкость, для каждого газа существует определенная предельная
температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое
состояние, наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое
состояние, как бы велико ни было давление, называется критической
температурой.

Давление, соответствующее критической температуре, называется
критическим давлением. Т.о. критическое давление - это предельное давление,
при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни была
низка температура. Так, например, критическое давление для метана ~ 4,7 МПа, а
критическая температура минус 82,5°С.

Газоконденсат

Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа
при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в
газе. Различают конденсат сырой и стабильный.

Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа
непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре
сепарации.

Важной характеристикой газоконденсатных залежей является конденсатно-
газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см3) в 1 м'
отсепарированного газа

На практике используется также характеристика, которая называется
газоконденсатным фактором, это количество газа (м3), из которого добывается
1м3 конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для
и«> |>>|«|*даиий от 1500 до 25000 м3/м3.

< кчПчт.ный конденсат состоит только из жидких углеводородов. Его

, >«».) из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура
. инипип основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40-200°С.
М кулирния масса 90-160. Плотность конденсата в стандартных условиях
.......in и от 0,6 до 0,82 г/см3 и находится в прямой зависимости от компонентного
, "•«"дородного состава.

I »iu ызоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием
"ovnKnfn (до 150см3/м3), средним (150-300 см3/м3), высоким (300-600 см3/м3) и
.....ысоким (более 600 см3/м3).

......... значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как
>1«1«11»нив начала конденсации, те. давление, при котором конденсат
»i "(•iihotch в пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке
 ч ' ""идпнсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением
«I кони будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала
> 'нд"н<||ции При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к
.........р«м ценных углеводородов в недрах. Это надо учитывать при подсчете запасов
...................показателей проектов разработки. Исследования газоконденсатных
................... нужно производить с самого начала освоения залежи. При этом
.........('ндимо устанавливать:

состав пластового газа и содержание в нем конденсата; давление начала
....динсиции УВ в пласте и давление максимальной конденсации;

фазовое состояние конденсатной системы в пластовых условиях;

количество и состав конденсата, выделяющегося из 1 м3 газа при
г ' шичных давлениях и температуре;

возможные потери конденсата в недрах при разработке залежи без
"иддоржлния пластового давления в зависимости от степени падения давления;

фазовые превращения и свойства газоконденсатных смесей в стволах
мн!» ин. газосепараторах и газопроводах.

Газогидраты

Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых
молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные
", ины кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью
""дородной связи (слабой связи). Молекулы воды как бы раздвигаются молекулами
.... плотность воды в гидратном состоянии возрастает до 1,26-1,32 см3/г
рпкпность льда 1,09 см3/г).

Один объем воды в гидратном состоянии связывает в зависимости от
• 1р.«к|еристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа.

Условия образования гидратов определяются составом газа, состоянием воды,
•лишними давлением и температурой. Для заданной температуры повышение
давления выше давления, соответствующего равновесной кривой, сопровождается
индинением молекул газа с молекулами воды и образованием гидратов. Обратное
 нижение давления (или повышение температуры при неизменном давлении)
। "пролождается разложением гидрата на газ и воду.

Плотность гидратов природных газов составляет от 0,9 до 1,1 г/см3.

Газогидратные залежи это залежи, содержащие газ, находящийся частично
или полностью в гидратном состоянии (в зависимости от термодинамических
условий и стадии формирования). Для формирования и сохранения газогидратных
ылежей не нужны литологические покрышки; они сами являются непроницаемыми
тиранами, под которыми могут накапливаться залежи нефти и свободного газа
Газогидратная залежь внизу может контактировать с пластовой подошвенной водой,
газовой залежью или непроницаемыми пластами.

Присутствие гидратов в разрезе можно обнаружить стандартными методами
каротажа.

В основе разработки газогидратных залежей лежит принцип перевода газа в
залежи из гидратного состояния в свободное и отбора его традиционными методами
с помощью скважин.

Перевести газ из гидратного состояния в свободное можно путем:

- закачки в пласт катализаторов для разложения гидрата;

повышения температуры залежи выше температуры разложения гидрата;
снижения давления ниже давления разложения гидрата;

термохимического, электроакустического и других воздействий на
газогидратные залежи.

При вскрьггии и разработке газогидратных залежей необходимо иметь в виду их
специфические особенности, а именно:

резкое увеличение объема газа при переходе его в свободное состояние;
постоянство пластового давления, соответствующего определенной
изотерме разработки газогидратной залежи;

высвобождение больших объемов воды при разложении гидрата и др.

Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений

Вода неизменный спутник нефти и газа. В месторождении она залегает в тех же
пластах, что и нефтяная или газовая залежь, а также в собственно водоносных
пластах (горизонтах). В процессе разработки вода может внедряться в нефтяную
или газовую залежь, продвигаясь по нефтегазоносному пласту, или поступать в
скважины из других водоносных горизонтов. В соответствии с принятой технологией
разработки вода может закачиваться в залежь и перемещаться по пластам. Чтобы
разобраться, какая вода появилась в пласте и скважинах, промысловый геолог
должен хорошо знать, в каких видах она может залегать в недрах нефтяных и
газовых месторождений, и ее свойства.

Формы залегания воды в породах.

В горных породах вода находится в субкапиллярных, капиллярных и
сверхкапиллярных пустотах. В зависимости от размера пустот она находится в
различных формах (рис. 2.6). В субкапиллярных пустотах вода обволакивает
минеральные частицы и как бы входит в состав минералов. На поверхности
минерального основания находится связанная вода, образующая два слоя
Непосредственно поверхность минералов обволакивается адсорбированной водой
слоем в несколько молекул. Эта вода удерживается очень большим давлением (до
1000 МПа) и по свойствам близка к твердому телу. Слой адсорбированной воды
покрывается слоем рыхлосвязанной литосорбированной воды, толщина которого
может достигать нескольких сот диаметров молекул. В поровом пространстве в
местах сближения минеральных частиц появляется так называемая стыковая
(пендулярная) вода, которая в свою очередь отделяет от основной массы
сорбционно-замкнутую (капельно-жидкую) воду.
Рис. 2.6. Воды в породах
(по А.А. Карцеву):

1	- минеральные частицы
пород;

2	- минералы с включениями
воды;

вода:

3	- адсорбированная;

4	- литосорбированная; '

5	- капиллярная;

6	- стыковая (пендулярная);

7	- сорбционно-замкнутая;

8	- свободная гравитационная;

9	- парообразование в
свободной воде

В капиллярных пустотах находится капиллярная вода. При сплошном
ншолнении пор она может передавать гидростатическое давление, при частичном
птолнении подчиняется лишь менисковым силам. В сверхкапиллярных пустотах в
► лпельно-жидком состоянии находится свободная гравитационная вода. Эта вода
< «ободно передвигается под действием гравитационных сил и передает
гидростатическое давление. Именно она замещается нефтью и газом при
формировании залежей. Субкапиллярная часть капиллярной воды и вода,
ш т евшаяся в сверхкапиллярных пустотах после образования залежей нефти или
1й 1.1. составляют остаточную воду нефтегазонасыщенных пород.

Подземные воды попадают в горные породы как в процессе осадконакопления
о едиментационные воды), так и в результате последующего проникновения их в
Формирующиеся или уже сформировавшиеся горные породы (инфильтрационные
и тизионные воды).

Инфильтрационные воды попадают в фильтрационные водонапорные
< исгемы за счет поступления атмосферных осадков, речных, озерных и морских вод.
11роникая в пласты-коллекторы, они движутся от зоны питания к зоне разгрузки.

Элизионные воды это воды, попадающие в водоносные или нефтеносные
пласты (горизонты) в элизионных водонапорных системах вследствие выжимания
поровых вод из уплотняющихся осадков и пород-неколлекторов при
увеличивающейся в процессе осадконакопления геостатической нагрузке.

При инфильтрационных и элизионных процессах вследствие смешения вод, а
шкже выщелачивания горных пород состав воды и по площади отдельного пласта, и
по разрезу месторождения меняется.

Виды вод нефтяных и газовых месторождений.

С позиций промысловой геологии воды нефтяных и газовых месторождений
делятся на собственные, чуждые и техногенные (искусственно введенные в пласт).

К собственным относятся остаточные и пластовые напорные воды,
шлегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте).

Собственные пластовые воды - один из основных природных видов вод
месторождений УБ. Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные
и промежуточные

Контурными называются воды, залегающие за внешним контуром
нефтеносности залежи.

Подошвенной называется вода, залегающая под ВНК (ГВК).

К промежуточным относятся воды водоносных пропластков, иногда
залегающих внутри нефтегазоносных пластов.

К чужим (посторонним) относятся воды верхние и нижние, грунтовые,
тектонические. Верхними называются воды водоносных горизонтов (пластов)
залегающих выше данного нефтегазоносного, а нижними - воды всех горизонтов
(пластов), залегающих ниже его.

К грунтовой относится гравитационная вода первого от поверхности земли
постоянного горизонта (расположенного на первом водоупорном слое), имеющая
свободную поверхность.

Тектоническими называют воды, циркулирующие в зонах нефтегазоносности
по дизъюнктивным нарушениям. Эти воды могут проникать в нефтегазоносные
пласты и вызывать обводнение скважин при разработке залежей.

Положение грунтовых пластовых и тектонических вод в разрезе месторождения
схематично показано на рис. 2.7.

Искусственно введенными, или техногенными, называют воды, закачанные
в пласт для поддержания пластового давления, а также попавшие при бурении
скважин (фильтрат промывочной жидкости) или при ремонтных работах.

Основную массу природных вод нефтяных и газовых месторождений составляют
более или менее минерализованные воды.

Состав и свойства пластовых вод

Рис.2.7. Схема залегания
подземных вод нефтегазового
месторождения:

а - непроницаемые породы,

б - нефть,
в - газ, вода
г - минерализованная,
д - конденсационная,
е - смешанная конденсационная и
минерализованная,
виды вод:

1	- грунтовые,

2	- верхние пластовые,

3	- краевые или контурные,

4	- промежуточные,

5	- подошвенные,

6	- нижние пластовые,

7	- тектонические

имеют большое значение для разработки
•...«<>й нефти и газа и их добычи, так как от них зависит течение многих процессов

н дренируемом пласте. Поэтому их значение позволяет намечать более

•	I Фомивные мероприятия по контролю и регулированию разработки и
опутации скважин и промысловых систем. Все это заставляет уделять большое
ннимииие вопросам состава и физических свойств подземных вод.

Энергетическая характеристика залежей нефти и газа

Исе залежи углеводородов обладают большим или меньшим запасом различных
«хдпп энергии для перемещения нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные
возможности залежей в этом плане зависят от разновидностей природных режимов
чншжой. В проявлении режимов большое место занимают значение начального
1мы< fоного давления и поведение давления в процессе разработки.

I 'яэличают два вида давления в земной коре горное и гидростатическое.

I орное давление создается суммарным действием на породы
1яп<этического и геотектонического давления.

I оостатическим называется давление вышележащих горных пород (от
ноипрхности земли до точки замера).

(еотектоническое давление отражение напряжений, создаваемых в
«мной коре различными непрерывно-прерывистыми тектоническими
процессами. Его величина и вектор в каждой точке не поддаются замеру.

Горное давление Ргор давление в жестком каркасе пород, их матрице, оно
пиродается и жидкости, заполняющей пустотное пространство пород.

Пластовое давление

Пластовое давление один из важнейших факторов, определяющих
энергетические возможности продуктивного пласта, производительность скважин и
ыпожи в целом.

Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте
нефть, газ, вода, а в водоносном вода находятся в пустотах пластов-
коллекторов

Если вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор и снизить в ее стволе
уровень промывочной жидкости, то под действием пластового давления в эту
i лыжину из пласта начнет поступать вода. Ее приток прекращается после того, как
столб воды уравновесит пластовое давление.

Каждая залежь УВ имеет некоторое природное пластовое давление. В процессе
разработки залежи пластовое давление обычно снижается, соответственно
различают начальное (статическое) и текущее (динамическое) пластовое
давление.

Начальное (статическое) пластовое давление это давление в пласте-
коллекторе в природных условиях, т.е. до начала извлечения из него
жидкостей или газа. Значение начального пластового давления в залежи и за ее
пределами определяется особенностями природной водонапорной системы, к
которой приурочена залежь, и местоположением залежи в этой системе.

Природной водонапорной системой называют систему гидродинамически
сообщающихся между собой пластов-коллекторов и трещинных зон с заключенными
и них напорными водами, которая характеризуется едиными условиями
возникновения подземных вод, т е единым генезисом напора.

В пределах каждой водонапорной системы могут быть выделены три основных
элемента:

область питания зоны, в которых в систему поступают воды, за счет
чего создается давление, обусловливающее движение воды;
область стока основная по площади часть резервуара, где происходит
движение пластовых вод;

область разгрузки части резервуара, выходящие на земную поверхность
или расположенные в недрах (например, связанные с дизъюнктивным нарушением),
в которых происходит разгрузка подземных вод.

Природные водонапорные системы подразделяют на инфильтрационные и
элизионные, различающиеся взаимным расположением указанных зон, условиями
создания и значениями напора. Соответственно залежи УВ, приуроченные к
водонапорным системам указанных видов, обычно обладают различными по
величине значениями начального пластового давления при одинаковой глубине
залегания продуктивных пластов.

В зависимости от степени соответствия начального пластового давления
глубине залегания пластов-коллекторов выделяют две группы залежей УВ:

залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим
гидростатическому давлению;

залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от
гидростатического.

В геолого-промысловой практике принято называть залежи первого вида
залежами с нормальным пластовым давлением, второго вида - залежами с
аномальным пластовым давлением. Подобное разделение следует считать
условным, так как любое значение начального пластового давления связано с
геологическими особенностями района и для рассматриваемых геологических
условий является нормальным.

Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений

Известно, что в недрах месторождений температура возрастает с глубиной,
начиная от так называемого нейтрального слоя с неизменной температурой.
Продуктивные пласты имеют природную (начальную) температуру, значение которой
определяется закономерностями изменения температуры по разрезу
месторождения.

Начальная температура продуктивных пластов оказывает большое влияние на
фазовое состояние УВ в пластовых условиях, на вязкость пластовых жидкостей и
газов и, следовательно, на условия их фильтрации. В процессе разработки
залежей природные термические условия могут претерпевать устойчивые или
временные изменения в связи с нагнетанием в больших объемах в пласты
различнь1х агентов, имеющих температуру, большую или меньшую начальной пластовой.

Замеры температур в скважинах производят либо максимальным термометром,
либо электротермометром.

Замеры температуры можно производить в скважинах, закрепленных обсадными
трубами и не закрепленными ими. Перед замером скважина должна быть оставлена
в покое на 20-25сут для того, чтобы в ней восстановился нарушенный бурением или
эксплуатацией естественный температурный режим. Однако в промысловых
условиях нередко приступают к замерам по истечении всего лишь 4-6 ч после
остановки скважины. В процессе бурения температуру обычно замеряют в
скважинах, временно остановленные по техническим причинам

В эксплуатационных скважинах замеры температуры производят после подъема
насоса; эти замеры оказываются надежными лишь для интервала глубин залегания
продуктивного (эксплуатационного) пласта. Для получения надежных температурных
данных в других интервалах пласта скважину необходимо заполнить глинистым
раствором и остановить на более или менее длительный срок (иногда на 20 сут).
Для этой цели удобнее использовать бездействующие или временно
^консервированные эксплуатационные скважины. При замерах температуры
следует учитывать проявления газа и связанное с этим возможное понижение
естественной температуры.

Данные замеров температур могут быть использованы для определения
опотермической ступени и геотермического градиента.

Геотермическую ступень, т. е. расстояние в метрах, при углублении на
которое температура пород закономерно повышается на 1 °C.

Геотермический градиент ДГ характеризует изменение температуры при
изменении глубины на 100м.

Величина геотермического градиента возрастает в антиклинальных зонах и
уменьшается в синклинальных. Таким образом, антиклинали являются зонами
повышенной температуры, а синклинали - зонами пониженной температуры.

Для верхних слоев земной коры (10-20 км) величина геотермической ступени в
среднем равна 33 м/°С и колеблется в значительных пределах для различных
участков земного шара. Как уже отмечалось, физическое состояние и свойства
нефти (вязкость, поверхностное натяжение, способность поглощать газ) резко
меняются с изменением температуры, а следовательно, изменяется и способность
нофти двигаться по пласту к забоям скважин.

Природные режимы залежей нефти и газа

Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов
энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям
добывающих скважин.

В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах,
относятся:

напор контурной воды под действием ее массы - водонапорный режим
(жостководонапорный) (рис. 2.8, а);

напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды -
упруговодонапорный режим;

давление газа газовой шапки - газонапорный (режим газовой шапки)
(Рис. 2.8, б);

упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа - режим
растворенного газа (Рис. 2.8, в);

сила тяжести нефти - гравитационный режим (Рис. 2.8, г)

Рис. 2 8 а. Жестководонапорный режим

Рис. 2.8 б. Газонапорный режим
(Антиклинальные залежи)
Рис. 2.8 г. Гравитационный режим
(Моноклинальный режим)

Рис. 2.8 в. Режим растворенного газа
(Экранированные залежи)

В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии являются
давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод.
Соответственно различают газовый и упруговодогазонапорный режимы.

Природный режим залежи определяется главным образом геологическими
факторами: характеристикой водонапорной системы, к которой принадлежит залежь,
и расположением залежи в этой системе относительно области питания; геолого-
физической характеристикой залежи термобарическими условиями, фазовым
состоянием УВ, условиями залегания и свойствами пород-коллекторов и другими
факторами; степенью гидродинамической связи залежи с водонапорной системой.
На режим пласта существенное влияние могут оказывать условия эксплуатации
залежей. При использовании для разработки залежи природных видов энергии от
режима зависят интенсивность падения пластового давления и, следовательно,
энергетический запас залежи на каждом этапе разработки, а также поведение
подвижных границ залежи (ГНК, ГВК, ВНК) и соответствующие тенденции изменения
ее объема по мере отбора запасов нефти и газа. Все это необходимо учитывать при
выборе плотности сети и расположения скважин, установлении их дебита, выборе
интервалов перфорации, а также при обосновании рационального комплекса и
объема геолого-промысловых исследований для контроля за разработкой
Природный режим при его использовании обусловливает эффективность разработки
залежи темпы годовой добычи нефти (газа), динамику других важных показателей
разработки, возможную степень конечного извлечения запасов нефти (газа) из недр.
Продолжительность эксплуатации скважин различными способами, выбор схемы
промыслового обустройства месторождения и характеристика технологических
установок по подготовке нефти и газа также во многом зависят от режима залежи.
Знание природного режима позволяет решить один из центральных вопросов
обоснования рациональной системы разработки нефтяных и газоконденсатных
залежей: возможно ли применение системы с использованием природных
энергетических ресурсов залежи или необходимо искусственное воздействие на
залежь?

Режим залежи при ее эксплуатации хорошо характеризуется кривыми,
отражающими в целом по залежи поведение пластового давления, динамику
годовой добычи нефти (газа) и воды, промыслового газового фактора. Все эти
кривые в совокупности с другими данными об изменении фонда скважин, среднего
дебита на одну скважину и т.д. представляют собой график разработки залежи.

Ниже рассмотрим режимы с преобладанием одного из видов природной энергии.
Нефтяные залежи.

водонапорный режим.

При водонапорном режиме основным видом энергии является напор
краевой (или подошвенной) воды, которая внедряется в залежь и
относительно быстро полностью компенсирует в объеме залежи
отбираемое количество нефти и попутной воды. Ее запасы постоянно
пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов.

Н процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей
м>н см нефти. Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема ВНК.
>м> ллуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают
»о0оя тех из них, которые находятся в наиболее высоких частях пласта, и вместо
.... начинает добываться только вода. При этом режиме с целью уменьшения
оiборов попутной воды из пласта в скважинах, пробуренных вблизи ВНК или в его
продолах, нижнюю часть нефтенасыщенного пласта обычно не перфорируют.

На практике всегда есть еще один промежуточный этап разработки нефтяных
месторождений, когда одновременно с нефтью добывается вода. Это связано с тем,
чго из-за неоднородности пласта по проницаемости и сравнительно высокой
ннжости нефти в пластовых условиях по отношению к вязкости пластовой воды
происходит прорыв краевых и подошвенных вод к забою скважин. При
I'OcrKOBOflOHanopHoM режиме давление в пласте настолько велико, что скважины
фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует производить слишком быстро,
поскольку иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и
/щппоние в пласте будет падать, фонтанирование прекратиться.

Режим свойственен залежам, приуроченным к инфильтрационным
водонапорным системам, при хорошей гидродинамической связи залежи с
шконтурной зоной пласта и с областью питания. Эти предпосылки обеспечиваются
при следующих геологических условиях:

больших размерах законтурной области;

небольшой удаленности залежи от области питания;

высокой проницаемости и относительно однородном строении пласта-
►ол лектора как в пределах залежи, так и в водоносной области;

отсутствии тектонических нарушений, затрудняющих движение воды в
системе;

низкой вязкости пластовой нефти;

при небольших размерах залежи и соответственно умеренных отборах
жидкости из продуктивного горизонта, благодаря чему они могут полностью
компенсироваться внедряющейся в залежь водой.

Одна из важнейших предпосылок действия водонапорного режима
шачительная разница между начальным пластовым давлением и давлением
насыщения, обеспечивающая в сочетании с другими факторами превышение
ткущего пластового давления над давлением насыщения на протяжении всего
периода разработки и сохранение газа в растворенном состоянии.

Водонапорный режим отличают следующие особенности динамики показателей
разработки:

тесная связь поведения динамического пластового давления с величиной
ткущего отбора жидкости из пласта относительно небольшое снижение его при
увеличении отбора, неизменная величина при постоянном отборе, увеличение при
уменьшении отбора, восстановление почти до начального пластового давления при
полном прекращении отбора жидкости из залежи; область снижения давления
обычно ограничивается площадью залежи;
практически неизменные на протяжении всего периода разработки средние
значения промыслового газового фактора;

достигаемый высокий темп годовой добычи нефти в период высокой
стабильной добычи нефти, называемый II стадией разработки, до 8-10% в год и
более от начальных извлекаемых запасов (НИЗ); отбор за основной период
разработки (за первые три стадии) около 85-90% извлекаемых запасов нефти;

извлечение вместе с нефтью в период падения добычи нефти попутной
воды, в результате чего к концу разработки отношение накопленных отборов воды и
нефти (водонефтяной фактор ВНФ) может достигать 0,5-1.

При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент
извлечения нефти до 0,6-0,7. Это обусловлено способностью воды, особенно
пластовой минерализованной, хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустот
породы-коллектора, а также сочетанием исключительно благоприятных геолого-
физических условий, в которых действует рассматриваемый режим. Водонапорным
режимом характеризуются отдельные залежи в терригенных отложениях
Грозненского района, Куйбышевской, Волгоградской и Саратовской областей и
некоторых других районов.

Упруговодонапорный режим.

Режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием
напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным
источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов,
сжатых в недрах под действием горного давления и насыщающей их
жидкости.

Отличительной особенностью упруговодонапорного режима является то, что
водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной (границы водоносной
части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более). При этом режиме отбор
жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в залежь водой. В
результате снижение давления в пласте постепенно распространяется за пределы
залежи и захватывает большую область водоносной части пласта. В этой области
происходит соответствующее расширение породы и пластовой воды. Коэффициенты
упругости воды и породы незначительны, однако при больших размерах области
сниженного давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы
пласта служат источником значительной энергии. Коэффициент нефтеотдачи также
может достигать 0,7.

Доля нефти, добываемой за счет упругости нефтеносной области пласта,
обычно невелика в связи с небольшим объемом залежи относительно водоносной
области.

Упруговодонапорный режим может проявляться в различных геологических
условиях. Им могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных систем,
имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее) с областью
питания вследствие большой удаленности от нее, пониженной проницаемости и
значительной неоднородности пласта, повышенной вязкости нефти, а также
вследствие больших размеров залежи и соответственно значительных отборов
жидкости, которые не могут полностью возмещаться внедряющейся в залежь
пластовой водой.

Упруговодонапорный режим характерен для всех залежей, приуроченных к
элизионным водонапорным системам.

Проявлению упруговодонапорного режима способствует залегание пласта-
коллектора на большой площади за пределами залежи. Так же, как и при
водонапорном режиме, обязательным условием является превышение начального
imii foiioro давления над давлением насыщения.

I кщфорация нефтенасыщенной части пласта выполняется, как и при
иодоиппорном режиме.

Процесс вытеснения нефти водой из пласта аналогичен водонапорному режиму,
ндкако вследствие менее благоприятных геолого-физических условий доля
..иишпокаемых запасов по сравнению с водонапорным режимом несколько
и.> ||>лстает. Динамика показателей разработки при упруговодонапорном режиме
><мп<>| и сходства сдинамикой с динамикой водонапорного режима, и отличия от нее.

Основное сходство состоит в том, что на протяжении всего периода разработки
промысловый газовый фактор остается постоянным вследствие превышения
ниш нового давления над давлением насыщения.

Отличия заключаются в следующем:

при упруговодонапорном режиме на протяжении всего периода разработки
происходит снижение пластового давления;

по мере расширения области снижения давления вокруг залежи темп
падения давления постепенно замедляется, в результате отбор жидкости при
падании давления на 1 МПа во времени постепенно возрастает. Интенсивность
11мпдпения падения давления при этом зависит от размеров законтурной области
,Ш10ЖИ.

При высокой продуктивности залежей режим может обеспечивать значительные
ьыффициенты извлечения нефти и темпы разработки.

Темп добычи нефти при упруговодонапорном режиме во II стадии разработки
обычно не превышает 5-7% в год от НИЗ. К концу основного периода разработки
обычно отбирается около 80 % извлекаемых запасов. Добыча нефти
сопровождается более интенсивным обводнением продукции, чем при
водонапорном режиме. Значение водонефтяного фактора к концу разработки может
достигнуть 2-3. Значения конечного коэффициента извлечения нефти обычно не
превышают 0,5-0,55. В связи со значительными различиями в активности режима
диппазон значений относительных годовых и конечных показателей разработки при
нем довольно широк.

Природный упруговодонапорный режим, сохраняющийся до конца разработки,
 нрактерен для верхнемеловых залежей Грозненского района.

/ азонапорный режим.

Газонапорный режим - это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при
котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в
газовой шапке.

Чем ее размер больше, тем дольше снижается давление в ней. В
месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс вытеснения нефти
расширяющимся газом обычно сопровождается гравитационными эффектами. Газ,
пыделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя
нефть в пониженную часть залежи. По мере понижения уровня газонефтяного
контакта происходит прорыв газа к нефтяным скважинам, находящимся ближе к
контуру газоносности и их эксплуатация прекращается, т.к. в противном случае
расходование энергии расширения газа газовой шапки будет нерациональным. С
целью предотвращения преждевременных прорывов газа перфорируют нижнюю
чисть нефтенасыщенной толщины, т.е. отступают от ГНК. Объем нефтяной части
шлежи при ее разработке сокращается в связи с опусканием ГНК. Размер площади
нефтеносности остается постоянным.

Режим в чистом виде может действовать в залежах, не имеющих
(идродинамической связи с законтурной областью, или при весьма слабой
активности краевых вод. Причинами разобщения залежи и законтурной области
могут быть резкое снижение проницаемости в периферийной зоне залежи, наличие
запечатывающего слоя вблизи ВНК, наличие тектонических нарушений,
ограничивающих залежь, и др.

Геологические условия, способствующие проявлению газонапорного режима:
наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом
энергии для вытеснения нефти;

значительная высота нефтяной части залежи;

- высокая проницаемость пласта по вертикали;

малая вязкость пластовой нефти (не более 2-3 мПа*с).

При разработке залежи в условиях газонапорного режима пластовое давление
постоянно снижается. Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой
и нефтяной частей залежи и от темпов отбора нефти из пласта. Темпы годовой
добычи нефти в процентах от НИЗ во II стадии могут быть довольно высокими
примерно такими же, как и при водонапорном режиме. Однако следует учитывать,
что в этом случае темпы рассчитывают, исходя из меньших извлекаемых запасов,
поскольку коэффициент извлечения нефти при газонапорном режиме достигает
около 0,4. Поэтому при равных балансовых запасах и равных темпах разработки
абсолютная величина годовой добычи при газонапорном режиме меньше, чем при
водонапорном. Сравнительно невысокое значение коэффициента извлечения нефти
объясняется неустойчивостью фронта вытеснения (опережающим перемещением
газа по наиболее проницаемым частям пласта), образованием конусов газа, а также
пониженной эффективностью вытеснения нефти газом по сравнению с водой.
Средний промысловый газовый фактор по залежи в начальные стадии разработки
может оставаться примерно постоянным. По мере опускания ГНК в скважины
поступает газ из газовой шапки, происходит выделение газа из нефти и значение
газового фактора начинает резко возрастать, что приводит к снижению уровня
добычи нефти. Добыча нефти осуществляется практически без попутной воды. В
чистом виде газонапорный режим отмечался на некоторых залежах Краснодарского
края и в других районах.

Режим растворенного газа.

Режим растворенного газа режим нефтяной залежи, при котором пластовое
давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате
чего газ выделяется из раствора и пузырьки газа, расширяясь, вытесняют нефть к
скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной
области, при близких или равных значениях начального пластового давления и
давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти, при
отсутствии газовой шапки.

В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта,
объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах
перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.

Динамика годовых показателей разработки залежи при этом режиме имеет
следующие особенности. Пластовое давление интенсивно снижается на протяжении
всего периода разработки, в результате чего разница между значениями давления
насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. Промысловый
газовый фактор некоторое время остается постоянным. Затем с увеличением
количества выделяющегося газа фазовая проницаемость для него возрастает и
значение промыслового газового фактора увеличивается до значений, в несколько
раз превышающих пластовое газосодержание. Это обусловлено тем, что в скважины
поступает газ, выделившийся из нефти, не только извлекаемой на поверхность, но и
>. тющейся в пласте. Дегазация пластовой нефти может приводить к
 сплетенному повышению ее вязкости. Позже вследствие дегазации пластовой
>">.|ии происходит уменьшение и промыслового газового фактора - до нескольких
• уоомотров на 1 м3. В общей сложности за весь период разработки среднее
...... промыслового газового фактора намного (в 4-5 раз и более) превышает
 i.ri.uibHoe газосодержание пластовой нефти. Добыча нефти после достижения ее
мнксимального уровня сразу же начинает снижаться, т.е. II стадия разработки
щ одолжается обычно всего один-два года. Нефть добывают практически без воды.

Для режима характерно образование возле каждой скважины узких воронок
дпнроссии, что вызывает необходимость размещения добывающих скважин более
uni>i но, чем при режимах с вытеснением нефти водой. Конечный коэффициент
и шпичения нефти не превышает 0,2-0,3, а при небольшом газосодержании нефти
имеет и меньшие значения - 0,1-0,15.

Рассматриваемый режим отмечался на целом ряде залежей Северного Кавказа,
। .ихалина и др.

1рпаитационный режим.

Гравитационный режим это режим, при котором нефть перемещается в
пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии
может действовать в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до
.имосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом
режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она
шк.1чивается механизированным способом. Режим может быть природным, но чаще
проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после
дегазации нефти и снижения пластового давления. Его проявлению способствует
яычительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи.
I |обит скважин в целом низок и возрастает с понижением гипсометрических отметок
интервалов вскрытия пласта.

Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате "осушения"
пласта. По той же причине сокращается объем залежи. Нефть отбирается очень
низкими темпами менее 2-1 % в год от начальных извлекаемых запасов.

Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течении
длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения
нефти - с учетом коэффициента извлечения, полученного при предшествующем
режиме растворенного газа, вплоть до 0,5. Пластовое давление при
рассматриваемом режиме обычно составляет десятые доли мегапаскалей,
тзосодержание пластовой нефти единицы кубометров в 1 м3.

Гравитационный режим в практике разработки месторождений использовался на
Сахалине и в других районах до перехода к массовому внедрению искусственного
воздействия на пласты. При прогрессивных системах разработки, когда она
свершается при высоком пластовом давлении, гравитационный режим практически
не проявляется.

Газовые и газоконденсатные залежи

Газовый режим

При газовом режиме (режиме расширяющегося газа) приток газа к забоям
скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии давления, под которым
находится газ в продуктивном пласте. Ее запас обычно оказывается достаточным
для довольно полной выработки залежи (сжимаемость газа на три порядка более
сжимаемости воды и породы). Режим формируется при отсутствии влияния
законтурной области и может иметь место в условиях как инфильтрационной, так и
элизионной водонапорной системы.

При газовом режиме в процессе разработки залежи объем залежи практически
не меняется. Некоторое уменьшение пустотного пространства залежи может
происходить вследствие деформации пород-коллекторов или выпадения конденсата
в пласте в результате снижения пластового давления.

Пластовое давление залежи Рпл в процессе ее разработки непрерывно
снижается. Для газового режима характерен прямолинейный характер зависимости
(Pnn/Z)-AQ, где Z коэффициент сверхсжимаемости газа; ДО накопленная с начала
эксплуатации добыча газа. Таким образом, удельная добыча газа на 0,1 МПа
снижения пластового давления при газовом режиме обычно постоянна на
протяжении всего периода разработки. Следует отметить, что по газоконденсатным
залежам зависимость пластового давления от добытого количества газа может
отличаться от прямолинейной.

Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа - по крупным
залежам в период максимальной добычи до 8-10% начальных запасов в год и более
Значительного поступления попутной воды в скважины обычно не происходит
Однако иногда, несмотря на неподвижность ГВК, в часть скважин поступает
некоторое количество воды, что может быть связано с перемещением ее из
водоносной части пласта по трещинам или по тонким высокопроницаемым
прослоям, из водосодержащих линз, прослоев или каверн, имеющихся в объеме
самой залежи, и с другими причинами. Выявление источника и путей поступления
воды в скважины в таких случаях требует проведения специальных геолого-
промысловых исследований. Значения коэффициента извлечения газа при газовом
режиме обычно высокие 0,9-0,97. Газовый режим характерен для многих крупных
газовых месторождений нашей страны.

Упруговодогазонапорный режим.

Упруговодогазонапорный режим режим, при котором в процессе разработки
залежи отмечается подъем ГВК, т.е. происходит внедрение в залежь краевой воды
При этом режиме напор краевой воды всегда сочетается с действием упругих сил
газа.

Масштабы внедрения в залежь воды принято оценивать коэффициентом
возмещения, который равен отношению объема воды, внедрившейся в залежь за
определенный период времени, к объему газа в пластовых условиях, отобранному
из залежи за этот же период. Так, при внедрении в залежь 0,2 млн. м3 воды в
результате отбора 1 млн. м3 газа в пластовых условиях (при пластовом давлении 10
МПа на поверхности это составит около 100 млн. м3 газа) коэффициент возмещения
будет равен 0,2. Повышенные его значения указывают на большую роль
водонапорной составляющей режима.

При этом режиме при прочих равных условиях пластовое давление снижается
медленнее, чем при газовом. Интенсивность падения давления возрастает при
невысокой активности законтурной области (при приуроченности залежи к
элизионной водонапорной системе, при пониженной проницаемости коллекторов и
др ), с увеличением темпов добычи газа и под влиянием других причин.

Действие упруговодогазонапорного режима сопровождается постепенным
обводнением части скважин, в связи с чем они рано (в то время, когда залежь еще
имеет высокое пластовое давление) выходят из эксплуатации. Возникает
необходимость бурения вместо них дополнительных скважин. Вследствие
неоднородности продуктивных отложений и неравномерности отбора газа из
прослоев с разной проницаемостью происходит опережающее продвижение воды в
глубь залежи по наиболее проницаемым прослоям. Это приводит к появлению воды
в продукции скважин, усложнению условий их эксплуатации и раннему отключению
П итоге коэффициенты извлечения газа часто бывают меньшими, чем при газовом
рпжиме, диапазон их значений может быть весьма широким от 0,5 до 0,95 в
шнисимости от степени неоднородности продуктивных пластов.

Смешанные природные режимы залежей

При рассмотренных природных режимах залежей с одним преобладающим
пидом энергии относительно небольшое действие оказывают и другие природные
 ипы Так, при режимах нефтяных залежей, характеризующихся значительным
 нижонием пластового давления при разработке (режим растворенного газа,
i и юнапорный), некоторую роль играют упругие силы породы и жидкости в пределах
 «мой залежи: при газонапорном режиме заметное действие оказывает режим
1'н<.торенного газа и т.д.

Вместе с тем в природе широко распространены режимы залежей, при которых
няфть или газ извлекаются из пластов за счет "равноправного" действия двух или
....и трех видов энергии Такие природные режимы называют смешанными.

В газонефтяных залежах природный режим часто слагается из одновременного
д«и< шия напора краевых вод и газовой шапки. Упруговодогазонапорный режим
>ии>аых залежей по существу также смешанный режим с изменяющейся ролью
н «норВ вод и потенциальной энергии давления газа на разных этапах разработки. В
«и'мльный период разработки обычно действует лишь газовый режим, а действие
напора вод проявляется после существенного снижения пластового давления.

В нефтяных залежах упруговодонапорный режим в чистом виде действует
"Лично лишь при отборе первых 5-10% извлекаемых запасов нефти, после чего
"mu totioe давление падает ниже давления насыщения, и основное значение
приобретает режим растворенного газа (девонские залежи нефти Татарии и
....|«ирии, многие залежи Западной Сибири).

Изучение природных режимов залежей.

В настоящее время нефтяные залежи разрабатывают с использованием
.(шридных видов энергии в основном в тех случаях, когда они обладают
водонапорным или достаточно активным упруговодонапорным режимом, т.е. когда
। 'нн природных сил нефтеотдача может достигать 40 % и более.
м«in. 1ффективные природные режимы в самом начале разработки нефтяных
. •.|| *ги преобразуют в более эффективные путем искусственного воздействия на
" и । Поэтому природный режим нефтяных залежей должен устанавливаться уже
.  нромони составления первого проектного документа на разработку залежи для
....ишания системы разработки, в том числе для решения вопроса о
.-"Л<.|димости воздействия на пласт и для выбора метода воздействия. К этому
примкни по нефтяной залежи обычно еще не бывает данных о ее эксплуатации,
* и ШН1ЧИЫХ для того, чтобы судить о природном режиме. Поэтому вид режима
....днпнют на основе изучения геологических и гидрогеологических особенностей
к .>п.напорной системы в целом и геолого-физической характеристики самой залежи.

Пи изучаемой залежи должны быть получены данные о ее размерах, степени
1 "номости залежи с законтурной областью, о строении и свойствах пласта-
....опора н пределах залежи, фазовом состоянии и свойствах пластовых нефти и
• •и трмобарических условиях продуктивного пласта.

Пиндпнные ранее в разработку залежи того же горизонта с близкой геолого-
фр«ича<жой характеристикой, для которых природный режим установлен достаточно
...♦по могут быть использованы в качестве аналога при определении режима

наложи В комплексе перечисленные данные обычно бывают остаточными для
прнциппния природного режима новой залежи.
В случаях, когда косвенных геологических данных оказывается недостаточно,
Необходим ввод нефтяной залежи или ее части в непродолжительную пробную
(опытную) эксплуатацию с организацией контроля за изменением пластового
Давления в самой залежи и в законтурной области, за поведением промыслового
газового фактора, обводненностью скважин, их продуктивностью. Особое внимание
следует уделять изучению взаимодействия залежи с законтурной областью и
активностью последней путем наблюдения за давлением в законтурных
(пьезометрических) скважинах. При расположении их на разном удалении от залежи
^ожет быть выявлен не только сам факт этого взаимодействия, но и характер общей
8оронки депрессии в пласте. Для получения нужных сведений в относительно
короткий срок отборы нефти из залежи должны быть достаточно высокими, поэтому
Фоме разведочных скважин для пробной эксплуатации бурят опережающие
Добывающие скважины.

Газовые залежи разрабатывают без искусственного воздействия на пласт,
Поэтому промышленная добыча газа может быть начата, когда возможный режим
Залежи по косвенным геологическим и другим данным установлен лишь
Предварительно. Вместе с тем правильное определение природного режима и
Энергетических возможностей газовых залежей имеет огромное значение для
Обоснования динамики добычи газа, пластового давления, масштабов и
Закономерностей обводнения скважин и соответственно для решения вопросов
Обустройства месторождения, выбора количества скважин и принципов их
Размещения, выбора интервалов перфорации и др. Исходя из этого, для
Определения природного режима используют данные начального периода
Разработки залежи.

Понятие о разработке нефтяных и газовых скважин

го

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

Систему разработки нефтяных месторождений определяют:

порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового
'Месторождения в разработку;

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

способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и
Сдельных 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.

g Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные.
’Эзвратные объекты в отличие от самостоятельных предполагается разрабатывать
^Важинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект.

Сетка размещения скважин

Сетка скважин - характер взаимного расположения добывающих и
Угнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием расстояний
^Жду ними (плотность сетки). Скважины располагают по равномерной сетке и
неравномерной сетке (преимущественно рядами). Сетки по форме бывают
квадратными, треугольными и многоугольными. При треугольной сетке на площади
размещается скважин больше на 15,5%, чем при квадратной в случае одинаковых
расстояний между скважинами.

Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади
нефтеносности к числу добывающих скважин. Вместе с тем это понятие очень
сложное. Плотность сетки определяется с учетом конкретных условий. С конца 50-х
юдов месторождения эксплуатируются с плотностью сетки (ЗОчбО)-Ю4 м2/скв.

Рис. 2.9. Элементы площадных систем заводнения при квадратной и треугольной
сетках разбуривания:

1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины;
а - расстояние между эксплуатационной и нагнетательными скважинвми

Размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин на
месторождении

Для поддержания пластового давления и увеличения коэффициента отдачи
пласта, который на разных месторождениях колеблется в широких пределах,
применяют закачку под давлением в продуктивные пласты воды или газа через
нагнетательные скважины. Первый метод связан с закачкой под большим давлением
(порядка 20 МПа) в нефтяные пласты воды, прошедшей специальную подготовку.
Различают законтурное, внутриконтурное и площадное заводнение нефтяных
пластов.

При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через нагнетательные
скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи.
Эксплуатационные скважины располагают внутри контура нефтеносности рядами
параллельно контуру. Суммарный объем отбираемой жидкости равен количеству
нагнетаемой в пласт воды.

На больших месторождениях применяют внутриконтурное заводнение -
разрезание нагнетательными рядами на отдельные эксплуатационные блоки. На 1 т
извлекаемой нефти необходимо нагнетать 1,6-2 м3 воды.

Площадное заводнение применяется как вторичный метод добычи нефти при
разработке нефтяных залежей на ненапорных режимах, когда запасы пластовой
энергии в значительной степени израсходованы, а в недрах есть значительное
количество нефти. Закачка воды в пласт осуществляется через систему
нагнетательных скважин, расположенных равномерно по всей залежи.

Нормальный расход воды -10-15 м3на 1т нефти.

Заводнение позволило повысить нефтеотдачу залежей (по сравнению с
режимом растворенного газа), но в настоящее время оно практически исчерпало
свои возможности, и для повышения его эффективности разрабатываются более
совершенные его виды.

К таким относятся: щелочное заводнение, полимерное заводнение,
использование пен и эмульсий, вытеснение нефти горячей водой и паром
Вытеснение нефти возможно также двуокисью углерода, растворителями и газами
высокого давления, продуктами внутрипластового горения нефти. Кроме этих
методов внедряют в практику цикличное заводнение, изменение направлений
фильтрационных потоков жидкостей в пласте, нагнетание воды при высоких
давлениях, сформированный отбор жидкостей, микробиологическое воздействие на
нефтяной пласт и т.д.

Стадии разработки месторождений

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 л, (отношение текущей добычи воды
к текущей добыче жидкости),

текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к
добыче нефти),

текущую и накопленную закачку воды,

компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к
отобранному при пластовых условиях),

коэффициент нефтеотдачи,

число скважин (добывающих, нагнетательных),

пластовое и забойное давления,

текущий газовый фактор,

средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин,
себестоимость продукции,
производительность труда,
капитальные вложения,
эксплуатационные расходы,
приведенные затраты и др.

По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки
залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме.

Первая стадия - освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:
интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня
(прирост составляет примерно 1 - 2 % в год от балансовых запасов);

быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6-0,8 от
максимального;

резким снижением пластового давления;
небольшой обводненностью продукции п, (обводненность продукции
/ципигает 3 - 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа-c и 35% при повышенной
аинюсти);

достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи К„ (около!0%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и
< <>< гивляет 4 0 5 лет.

Вторая стадия - поддержание высокого уровня добычи нефти
•иряктеризуется:

более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти
 миксимальный темп добычи нефти находится в пределах 3 - 17 %) в течение 3-7
лиг и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1 - 2 гбда - при
повышенной вязкости;

ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного
фонда;

нарастанием обводненности продукции пе (ежегодный рост обводненности
составляет 2 - 3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной
вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%);

отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом
многих на механизированный способ добычи нефти;

текущим коэффициентом нефтеотдачи, составляющим к концу стадии 30 □
60 %, а для месторождений с «пикой» добычи - 10-15%.

Третья стадия - значительное снижение добычи нефти - характеризуется:

снижением добычи нефти (в среднем на 10-20 % в год при маловязких
нефтях и на 3 - 10 % при нефтях повышенной вязкости);

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 л8 до 80 - 85 % при среднем
росте обводненности 7 - 8 % в год, причем с большей интенсивностью для
месторождений с нефтями повышенной вязкости;

повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи К„ на конец стадии до
!>0 60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа-c и до 20 - 30 %
для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

суммарным отбором жидкости 0,5 - 1 объема от балансовых запасов
нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее
главная задача - замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность
стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 - 10 и
более лет.

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом
разработки. За основной период отбирают из залежей 80 - 90 % извлекаемых
запасов нефти.

Четвертая стадия - завершающая - характеризуется:

малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти (в среднем 1% );

- большими темпами отбора жидкости;

высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный
рост составляет около 1 %);
более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда
скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4 - 0,7 от
максимального, снижаясь иногда до0,1);

отбором за период стадии 10 - 20% балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего
предшествующего периода разработки залежи, составляет 15-20 лет и более,
определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным
дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел
рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.

3. ОСНОВЫ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И
ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Основные термины и определения

Скважина - вертикальная или наклонная цилиндрическая горная выработка
большой длины и малого поперечного сечения, соединяющая пласт в недрах с
поверхностью земли. (Рис. 3.1).

Рис. 3.1. Элементы конструкции
скважины

Основные элементы буровой
скважины:

-	Устье скважины (1) - пересечение
трассы скважины с дневной поверхностью

-	Забой скважины (2) - дно буровой
скважины, перемещающееся в результате
воздействия породоразрушающего
инструмента на породу

-	Стенки скважины (3) - боковые
поверхности буровой скважины

-	Ось скважины (6) - воображаемая
линия, соединяющая центры поперечных
сечений буровой скважины

-	Ствол скважины (5) -
пространство в недрах, занимаемое

буровой скважиной.

- Обсадные колонны (4) - колонны соединенных между собой обсадных труб
Если стенки скважины сложены из устойчивых пород, то в скважину обсадные
колонны не спускают.

Крепление скважины проводят с различными целями:

закрепление стенок скважины в интервалах неустойчивых пород;

изоляция зон катастрофического поглощения промывочной жидкости и зон
возможных перетоков пластовой жидкости по стволу;

разделение интервалов, где геологические условия требуют применения
промывочной жидкости с весьма различной плотностью;

разобщение продуктивных горизонтов и изоляция их от водоносных
пластов;

образование надежного канала в скважине для извлечения нефти или газа
или подачи закачиваемой в пласт жидкости;

- создание надежного основания для установки устьевого оборудования.
На практике в глубокие скважины обычно спускают несколько обсадных колонн,
которые различаются по назначению и глубине спуска:

1	- направление - служит для закрепления устья скважины и отвода
изливающегося из скважины бурового раствора в циркуляционную систему, обычно
спускается на глубину 3 -10 м;

2	- кондуктор - устанавливается для закрепления стенок скважины в
интервалах, представленных разрушенными и выветреными породами, и
предохранения водоносных горизонтов - источников водоснабжения от загрязнения,
глубина спуска до нескольких сот метров;

3	- промежуточная колонна - служит для изоляции интервалов
слабосвязанных неустойчивых пород и зон поглощения; промывочной жидкости;
глубина спуска колонны зависит от местоположения осложненных интервалов;

4	- эксплуатационная колонна - образует надежный канал в скважине для
извлечения пластовых флюидов или закачки агентов в пласт; глубина ее спуска
определяется положением продуктивного объекта. В интервале продуктивного
пласта эксплуатационную колонну перфорируют или оснащают фильтром.

5	- потайная колонна (хвостовик) - служит для перекрытия некоторого
интервала в стволе скважины; верхний конец колонны не достигает поверхности и
размещается внутри расположенной выше обсадной колонны. Если она не имеет
связи с предыдущей колонной, то называется «летучкой».

Спущенную обсадную колонну цементируют в стволе скважины по всей длине
или в некотором интервале, начинающемся от нижнего конца колонны.
Промежуточная колонна в отдельных случаях, когда имеется опасность чрезмерного
ое износа при бурении нижерасположенного интервала, может быть съемной или
проворачиваемой. В этом случае ее не цементируют.

Диаметр скважин, как правило, уменьшается от устья к забою ступенчато на
определенных интервалах. Начальный диаметр нефтяных и газовых скважин
обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм. Глубины
нефтяных и газовых скважин изменяются в пределах нескольких тысяч метров.

По пространственному расположению в земной коре буровые скважины
подразделяются (рис.З. 2):

Рис. 3.2. Пространственное
расположение скважин

1.	Вертикальные;

2.	Наклонные;

3.	Прямолинейноискривленные;

4.	Искривленные;

5.	Прямолинейноискривленные
(с горизонтальным участком);

6.	Сложноискривленные.

В нефтегазовой отрасли бурят скважины следующего назначения:
Эксплуатационные - для добычи нефти, газа и газового конденсата.
Нагнетательные - для закачки в продуктивные горизонты воды (реже
воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления и продления фонтанного
пириода разработки месторождений, увеличения дебита эксплуатационных
скважин, снабженных насосами и воздушными подъемниками.

Разведочные - для выявления продуктивных горизонтов, оконтуривания,
испытания и оценки их промышленного значения.
Специальные - опорные, параметрические, оценочные, контрольные - для
изучения геологического строения малоизвестного района, определения изменения
коллекторских свойств продуктивных пластов, наблюдения за пластовым давлением
и фронтом движения водонефтяного контакта, степени выработки отдельных
участков пласта, термического воздействия на пласт, обеспечения
внутрипластового горения, газификации нефтей, сброса сточных вод в
глубокозалегающие поглощающие пласты и др.

Структурно-поисковые - для уточнения положения перспективных нефте-
газоносных структур по повторяющим их очертания верхним маркирующим
(определяющим) горизонтам, по данным бурения мелких, менее дорогих скважин
небольшого диаметра.

При строительстве скважины необходимо крепить ее ствол и разобщать
(изолировать) пласты, содержащие различные флюиды.

Трубы

Трубы при добыче применяются для крепления стволов скважин и для
образования каналов внутри скважин, подвески оборудования в скважине, прокладки
трубопроводов по территории промысла.

Основные группы труб:

1	- насосно-компрессорные (НКТ);

2	- обсадные;

3	- бурильные;

4	- для нефтепромысловых коммуникаций.

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.).

Ограничением при выборе диаметра проходных отверстий скважинного
трубопровода служит скорость потока рабочей среды. Для нефтяных скважин она не
должна превышать 10 м/с, а для газовых - 24 м/с. Это связано с резко
увеличивающимся эрозионным износом трубопровода и устьевого оборудования
Иногда увеличивают диаметр трубопровода с целью обеспечения эрозионной и
коррозионной стойкости.

В таблице 1 представлены основные размеры НКТ, предусмотренные
существующим стандартами.

Таблица 3.1

Условный диаметр трубы, мм	27	33	42	48	60	73	89	102	114
Толщина стенки, мм	3	3.5	3.5	4.0	5.0	6.5,7.0	8.0	6.5	7.0

Отечественная промышленность выпускает НКТ диаметром 60, 73, 89, 114 мм и
муфты к ним из стали группы прочности «Д», «К» и «Е». Механические свойства
шпорых приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Показатели		Группа прочности стали		
		Д	К	Е
нрпмонное сопротивление sB, МПа		655	379	699
11рлдел текучести sT, МПа	не менее		491	X 552
	не более	552		758
< Пносительное удлинение е, %, не менее		14,3	12,0	13,0

Конструкции изготавливаемых НКТ следующие:

муфтовые гладкие с конической резьбой треугольного профиля по ГОСТ 633-
по (рисунок 2, а);

муфтовые гладкие высокогерметичные с конической резьбой
||1пппцеидального профиля - тип НКМ по ГОСТ 63-80 (рисунок 2, б);

муфтовые, гладкие с конической резьбой треугольного профиля с
нолышенной пластичностью и хладостойкостью то ТУ 14-3-1534-87 (рисунок 2, е);

муфтовые, гладкие с конической резьбой треугольного профиля с узлом
уплотнения из полимерного материала по ТУ 14-3-1534-87 (рисунок 2, г).

Рис.3.3. Трубы насосно-компрессорные муфтовые гладкие

а с конической резьбой треугольного профиля; б - с конической резьбой
трапециидального профиля; в - с конической резьбой треугольного профиля с
повышенной пластичностью и хладостойкостью: г - с конической резьбой
треугольного профиля с узлом уплотнения из полимерного материала
В соединении труб с треугольной резьбой (рисунок 3.3. а) применяется резьба
конусностью 1:16 с углом профиля 60°. Прочность соединения до 70 % от прочности
тела трубы. Соединение недостаточно герметично из-за несовершенства
конструкции. Расчетные величины предельных давлений составляют 2/3
практических.

Трубы типа НКМ (рисунок 3.3, б) характеризуются равнопрочностью резьбового
соединения с телом трубы и высокой герметичностью. Герметичность
обеспечивается коническим и торцевым уплотнением типа «металл-металл»
Увеличенный шаг резьбы позволяет ускорить сборку соединения в 2.5 раза по
сравнению с треугольной резьбой.

Эксплуатационная долговечность НКТ гладких труб с резьбой треугольного
профиля с повышенной пластичностью и хладостойкостью на 40 % выше, чем по
ГОСТ 633-80.

НКТ гладкие с резьбой треугольного профиля с узлом уплотнения из
полимерного материала отличаются высокой герметичностью и меньшим
коррозионным износом резьбы. Эксплуатационные характеристики труб аналогичны
по ГОСТ 633-80.

Длина насосно-компрессорных труб 5.5 , 10.5 м. На толщину стенки установлен
минусовой допуск в 12.5 % от толщины. Внутренний диаметр НКТ проверяется
шаблоном. Шаблоны НКТ (размеры в мм):

наружный диаметр трубы	48.3 ; 73.0 88.9; 114.3

разность диаметра шаблона и внутреннего диаметра „	, 2

трубы

длина шаблона	1067

Насосно-компрессорные трубы заводом-изготовителем маркируются по ГОСТ
633-80 клеймением и краской.

Например, Синарский трубный завод. На каждой трубе, на расстоянии 0.4, 0.6 м
от ее конца, снабженного муфтой, должна быть четкая маркировка (ударный способ,
накатка): условный диаметр трубы, мм; номер трубы; группа прочности; толщина
стенки трубы, мм (без запятой); товарный знак завода; месяц изготовления, год
изготовления. На муфте клеймением наносится товарный знак завода и группа
прочности.

НКТ могут быть изготовлены из алюминиевого сплава марки «Д 16». Такие трубы
можно спускать глубже стальных, они более коррозионностойкие в
сероводородосодержащих средах.

Эффективно применение фиберглассовых труб, а также безрезьбовых НКТ
длиной по 6000 м на барабанах.

Для защиты НКТ от парафина и коррозии и снижения гидросопротивления на 20 .
30 % применяются защитные покрытия (стекло, стеклоэмали, лакокрасочные
материалы и др.).

Расчет НКТ на прочность определяют по параметрам:

•	нагрузке, вызывающей страгивание резьбового соединения;

•	эквивалентному напряжению, возникающему в опасном сечении трубы с
учетом давления среды и осевой нагрузки;

•	циклической переменной нагрузке;

•	усилиям, вызывающим продольный изгиб трубы.
Трубы обсадные

Обсадные трубы служат для крепления ствола скважины. По ГОСТ 632-80
• iw'ircшейные обсадные трубы выпускаются следующих диаметров и толщины:

_______________________________________________________Таблица 3.3

И мм	114	127	140	146	168	178
!• мм	5.2-10.2	5.6-10.2	6.2-10.5	65-9.5	7.3-12.2	5.9- 15.0

104	219	245	273	299	324	340
<>.•102	7.6-15.1	7.9-15.9	7.1 -16.5	8.5-14.8	8.5-14.0	8 .4- Т5.4

•61	377	406	426	473	508
00 12 0	9.0-12.0	9.5-16.7	10.0-12.0	11.1	11.1 - 16.1

I рулпа прочности стали «Д», «К», «Е», «Л», «М», «Т». Трубы маркируются
 н. имением и краской. При спуске в скважину обсадные трубы шаблонируют.
 идные трубы могут применяться вместо НКТ, например, при отборе 5000,7000
yt поды из скважин большого диаметра. Иногда для этого используют
бурильные трубы.

Бурильные трубы

бурильные трубы приспособлены к длительному свинчиванию - развинчиванию.
। Ц умышленность выпускает бурильные трубы длиной 6 ± 0.6; 8 ± 0.6; 11.5 ± 0.9 м,
«..ружным диаметром 60, 73, 89, 102 мм. Трубы диаметром 114, 127, 140 и 168 мм
иыпускпют длиной 11.5 ± 0.9 м.

бурильные трубы изготавливаются из такой же стали, как и обсадные. Для
.<« hi.нюния веса бурильной колонны применяют алюминиевые бурильные трубы
Аб I), изготавливаемые из сплава «Д 16». Применяются колонны труб с наружным
j.iiMiHpoM 2 7/8” для бурения забойными двигателями.

Трубы для нефтепромысловых коммуникаций

Дли нефтепромысловых коммуникаций используются электросварные
|«рнчокатаные стальные трубы, пригодные по прочности и гидравлическому
«противлению:

•	трубы стальные бесшовные, горячедеформированные — ГОСТ 8732-78,
। «руч ным диаметром от 20 до 550 мм, с толщиной стенок от 2.5 мм и более сталь
• л ЮГ 2, 20 12ХН 2А и др.);

•	трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов - ГОСТ
n."j'iK!>, диаметром от 159 до 820 мм (сталь К 34, К 50, К 60 и др.).

Дли выкидных линий могут поменяться гибкие непрерывные колонны труб
нипмотром до 2 7/8”.

(рубопроводы проектируются и изготавливаются в соответствии с правилами,
,• кшовленными Ростехнадзором. Исключение составляют трубопроводы для пара,
<>< ।шунтируемые с Ра(к<0,2 МПа, для воды с температурой до 120 "С, временно
, । ।ананливаемые трубопроводы со сроком действия до 1 года и некоторые другие.
Способы бурения скважин

Под понятием «бурение скважин» понимается комплекс последовательных и
взаимосвязанных процессов:

спуск долота в скважину на бурильных трубах,
разрушение долотом горной породы,
закачивание через бурильные трубы в скважину бурового раствора с целью
выноса на поверхность разбуренной породы и вращения двигателя,

подъем долота после его отработки для замены новым.

Затем все перечисленные выше операции повторяются в той же
последовательности. Окончанием процессов бурения считается достижение
проектной глубины скважины и выполнение задач, поставленных проектом.

При бурении скважины для укрепления ее стенок спускают обсадные трубы
(колонны), а после завершения бурения - эксплуатационную колонну.

Бурить скважины можно механическим, термическим, электроимпульсным и
другими способами (несколько десятков). Однако промышленное применение
находят только способы механического бурения - ударное и вращательное.
Остальные пока не вышли из стадии экспериментальной разработки.

Вращательное бурение скважин

При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате
одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под
действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего
момента скалывает ее.

Существует две разновидности вращательного бурения - роторный и с
забойными двигателями.

При роторном бурении (рис. 3.4) мощность от двигателей 9 передается через
лебедку 8 к ротору 16 - специальному вращательному механизму, установленному
над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и
привинченное к ней долото 1. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы 15 и
привинченных к ней с помощью специального переводника 6 бурильных труб 5.

При роторном бурении углубление долота в породу происходит при движении
вдоль оси скважины вращающейся бурильной колонны, а при бурении с забойным
двигателем - невращающейся бурильной колонны. Характерной особенностью
вращательного бурения является промывка

При бурении с забойным двигателем долото 1 привинчено к валу, а бурильная
колонна - к корпусу двигателя 2. При работе двигателя вращается его вал с
долотом, а бурильная колонна воспринимает реактивный момент вращения корпуса
двигателя, который гасится невращающимся ротором (в ротор устанавливают
специальную заглушку).

Буровой насос 20, приводящийся в работу от двигателя 21, нагнетает буровой
раствор по манифольду (трубопроводу высокого давления) 19 в стояк - трубу 17,
вертикально установленную в правом углу вышки, далее в гибкий буровой шланг
(рукав) 14, вертлюг 10 и в бурильную колонну. Дойдя до долота, промывочная
жидкость проходит через имеющиеся в нем отверстия и по кольцевому
пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на
поверхность. Здесь в системе емкостей 18 и очистительных механизмах (на рисунке
не показаны) буровой раствор очищается от выбуренной породы, затем поступает в
приемные емкости 22 буровых насосов и вновь закачивается в скважину.

В настоящее время применяют три вида забойных двигателей - турбобур,
винтовой двигатель и электробур (последний применяют крайне редко).

При бурении с турбобуром или винтовым двигателем гидравлическая энергия
потока бурового раствора, двигающегося вниз по бурильной колонне, преобразуется
« механическую на валу забойного двигателя, с которым соединено долото.

При бурении с электробуром электрическая энергия подается по кабелю, секции
м|ТОрого смонтированы внутри бурильной колонны и преобразуется
шокгродвигателем в механическую энергию на валу, которая непосредственно
пнрпдается долоту.

Рис. 3.4. Схема вращательного бурения скважин

По мере углубления скважины бурильная колонна, подвешенная к полиспастной
> и< теме, состоящей из кронблока (на рисунке не показан), талевого блока 12, крюка
II и талевого каната11, подается в скважину. Когда ведущая труба 15 войдет в
ротор 16 на всю длину, включают лебедку, поднимают бурильную колонну на длину
«идущей трубы и подвешивают бурильную колонну с помощью клиньев на столе
ротора. Затем отвинчивают ведущую трубу 15 вместе с вертлюгом 10 и спускают ее
 шурф (обсадную трубу, заранее установленную в специально пробуренную
штклонную скважину) длиной, равной длине ведущей трубы. Скважина под шурф
г.уригся заранее в правом углу вышки примерно на середине расстояния от центра
до ее ноги. После этого бурильную колонну удлиняют (наращивают), путем
привинчивания к ней двухтрубной или трехтрубной свечи (двух или трех свинченных
можду собой бурильных труб), снимают ее с клиньев, спускают в скважину на длину
 ночи, подвешивают с помощью клиньев на стол ротора, поднимают из шурфа
«едущую трубу с вертлюгом, привинчивают ее к бурильной колонне, освобождают
бурильную колонну от клиньев, доводят долото до забоя и продолжают бурение.

Для замены изношенного долота поднимают из скважины всю бурильную
колонну, а затем вновь спускают ее. Спуско-подъемные работы ведут также с
помощью полиспастной системы. При вращении барабана лебедки талевый канат
наматывается на барабан или сматывается с него, что и обеспечивает подъем или
спуск талевого блока и крюка. К последнему с помощью штропов и элеватора
подвешивают поднимаемую или спускаемую бурильную колонну.

При подъеме БК развинчивают на свечи и устанавливают их внутри вышки
нижними концами на подсвечники, а верхние заводят за специальные пальцы на
балконе верхового рабочего. Спускают БК в скважину в обратной
последовательности.

Таким образом процесс работы долота на забое скважины прерывается
наращиванием бурильной колонны и спуско-подъемными операциями (СПО)для
смены изношенного долота.

Основные закономерности разрушения горных пород при бурении

При бурении нефтяных и газовых скважин основным инструментом, при помощи
которого разрушается горная порода, является долото.

Долото проникает в породу и разрушает ее вследствие перемещения:
поступательного сверху вниз под действием нагрузки на долото
создаваемой массой нижней части колонны бурильных труб (эта нагрузка
называется осевой нагрузкой);

вращательного, осуществляемого гидравлическим забойным двигателем,
электробуром или ротором посредством бурильных труб.

Рис. 3.5. Разрушение горных пород при бурении

Горная порода разрушается долотом посредством резания, скалывания или
дробления (рис. 3.5). При резании осевая нагрузка действует непрерывно и ее
можно считать статической. В процессе скалывания и дробления приложенное
усилие действует на забой прерывно, что вызывает дополнительные динамические
нагрузки на забои (удары). Резание может осуществляться лопастными долотами,
г нщывание происходит при использовании лопастных или шарошечных долот.
Дробление может осуществляться только шарошечными долотами. Алмазные
долота разрушают породу путем истирания и резания.

Наибольшее распространение получили шарошечные долота, которые
игнопьзуют при бурении пород различной твердости (от мягких до самых крепких).

Породоразрушающий инструмент.

Породоразрушающий инструмент (ПРИ) предназначен для разрушения горной
породы на забое при бурении скважины.

По принципу разрушения породы ПРИ подразделяется на 3 группы:

1.	ПРИ режуще-скалывающего действия - применяется для разбуривания
вязких, пластичных и малоабразивных пород небольшой твердости;

2	ПРИ дробяще-скалывающего действия - применяется для разбуривания
неабразивных и абразивных пород средней твердости, твердых, крепких и
очень крепких;

3.	ПРИ истирающе-режущего действия - применяется для бурения в породах
средней твердости, а также при чередовании высокопластичных
маловязких пород с породами средней твердости и даже твердыми.

По назначению ПРИ подразделяется:

4.	Для бурения сплошным забоем (без отбора керна) - буровые долота;

5.	Для бурения по кольцевому забою (с отбором керна) - бурголовки;

6.	Для специальных работ в пробуренной скважине (выравнивание и
расширение ствола) и в обсадной колонне (разбуривание цементного
камня и т.д.)

По конструктивному исполнению ПРИ делится на три группы.

7.	Лопастной;

8.	Шарошечный;

9.	Секторный.

По материалу породоразрушающих элементов ПРИ делится на четыре
группы:

1.	Со стальным вооружением;

2.	С твердосплавным вооружением;

3.	С алмазным вооружением;

4.	С алмазно-твердосплавным вооружением.

Буровые растворы

Промывка скважин - одна из самых ответственных операций, выполняемых при
пурении. Первоначально назначение промывки ограничивалось очисткой забоя от
чпстичек выбуренной породы и их выносом из скважины, а также охлаждением
долота. Однако по мере развития бурового дела функции бурового раствора
расширились. Теперь сюда входят:

вынос частиц выбуренной породы из скважины;

передача энергии турбобуру или винтовому двигателю;
предупреждение поступления в скважину нефти, газа и воды;
удержание частичек разбуренной породы во взвешенном состоянии при
прекращении циркуляции;

охлаждение и смазывание трущихся деталей долота;

уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины;
предотвращение обвалов пород со стенок скважины;

уменьшение проницаемости стенок скважины, благодаря
коркообразован и ю.

Буровые растворы должны удовлетворять ряду требований:

- не оказывать вредного влияния на бурильный инструмент и забойные
двигатели (коррозия, абразивный износ и т.д.);

легко прокачиваться и очищаться от шлама и газа;

быть безопасными для обслуживающего персонала и окружающей среды;
быть удобными для приготовления и очистки;

быть доступными, недорогими, допускать возможность многократного
использования.

Виды буровых растворов

При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин в качестве
промывочных жидкостей используются:

агенты на водной основе (техническая вода, естественные буровые
растворы, глинистые и неглинистые растворы);

агенты на углеводородной основе;

агенты на основе эмульсий;

газообразные и аэрированные агенты.

Естественным буровым раствором называют водную суспензию,
образующуюся в скважине в результате диспергирования шлама горных пород,
разбуриваемых на воде.

Глинистые буровые растворы получили наибольшее распространение при
бурении скважин.

Для бурового дела наибольший интерес представляют три группы глинистых
минералов:

бентонитовые (монтмориллонит, бейделлит, нонтронит, сапонит и др.),
каолиновые (каолинит, галлуазит, накрит и др.),
гидрослюдистые (иллит, бравиазит и др.).

Применяются также другие буровые растворы на водной основе:

малоглинистые (для бурения верхней толщи выветрелых и трещиноватых
горных пород),

соленасыщенные (при бурении в мощных толщах соленосных пород),
ингибированные (обработанные химреагентами для предупреждения
набухания разбуриваемых пород и чрезмерного обогащения раствора твердой
фазой) и т.д.

К неглинистым относятся буровые растворы, приготовленные без
использования глины. Безглинистый буровой раствор с конденсированной твердой
фазой готовится на водной основе. Такой раствор сохраняет свои структурно-
механические свойства при любой минерализации. Поэтому его применяют в
случаях, когда требуется обеспечить высокую устойчивость стенок скважины, но
обеспечить контроль и регулирование минерализации раствора сложно.

Другим типом неглинистых буровых растворов являются биополимерные
растворы. Биополимеры получают при воздействии некоторых штаммов бактерий
на полисахариды. Свойства биополимерных растворов регулируются так же легко,
как свойства лучших буровых растворов из бентонитовых глин. Вместе с тем,
некоторые из них оказывают флокулирующее воздействие на шлам выбуренных
пород, предупреждая таким образом образование суспензии. Кроме того, растворы
биополимеров термоустойчивы. Сдерживает их применение относительно высокая
стоимость.

Буровые растворы на углеводородной основе представляют собой
многокомпонентную систему, в которой дисперсионной (несущей) средой является
"•j,и. или жидкие нефтепродукты (обычно дизельное топливо), а дисперсной
и. ни.шинной) фазой - окисленный битум, асфальт или специально обработанная
iHrtim (гидрофобизированный бентонит).

Y эмульсионных буровых растворов дисперсионной средой является
.Мут., ии типа «вода в нефти», а дисперсной фазой - глина. Буровой раствор,
 ч ин цикленный на основе эмульсии типа «вода в нефти», называется обращенным
•Муш.। ионным или инверт-ной эмульсией. Жидкая фаза такого раствора на 60...70 %
 ши, из нефти или нефтепродуктов, остальное - вода. Однако содержание воды в
. ннкртной эмульсии может быть доведено до 80 % и выше, если в нее ввести
..цилльные эмульгаторы.

«мульсионные буровые растворы используются при бурении в глинистых-
.......... и солевых толщах. Они обладают хорошими смазочными свойствами и
. .....бствуют предупреждению прихвата инструмента в скважине.

Сущность бурения с продувкой газом заключается в том, что для очистки
||»пнн. пыноса выбуренной породы на дневную поверхность, а также для охлаждения
н-ш'1111 используют сжатый воздух, естественный газ или выхлопные газы
шшьполей внутреннего сгорания. Применение газообразных агентов позволяет
иш1учить большой экономический эффект: увеличивается механическая скорость (в
tit tраз) и проходка на долото (в 10 раз и более).

Аэрированные буровые растворы представляют собой смеси пузырьков
м.кдуха с промывочными жидкостями (водой, нефтеэмульсиями и др.) в
....ношении до 30:1. Для повышения стабильности аэрированных растворов в их
• нт ноодят реагенты - поверхностно-активные вещества и пенообразователи.

Основные параметры буровых растворов

Исконными параметрами буровых растворов являются плотность, вязкость,
..инюль фильтрации, статическое напряжение сдвига, стабильность, суточный
•" 1шА. содержание песка, водородный показатель.

Плотность промывочных жидкостей может быть различной: у растворов на
ш.ф|цной основе она составляет 890...980 кг/мЗ, у малоглинистых растворов - 1050...
loriO hi/м3, у утяжеленных буровых растворов - до 2200 кг/мЗ и более.

выбор бурового раствора должен обеспечить превышение гидростатического
и ичн-ния столба в скважине глубиной до 1200 м над пластовым на 10...15 %, а для
И1.1Ч1ИН глубже 1200 м - на 5..10 %.

Инжость характеризует свойство раствора оказывать сопротивление его
ДИИЖПНИЮ.

Показатель фильтрации - способность раствора при определенных условиях
"цпгчпь воду пористым породам. Чем больше в растворе свободной воды и чем
мнныно глинистых частиц, тем большее количество воды проникает в пласт.

Статическое напряжение сдвига характеризует усилие, которое требуется
приложить, чтобы вывести раствор из состояния покоя.

Стабильность характеризует способность раствора удерживать частицы во
...... состоянии. Она определяется величиной разности плотностей нижней и
ш-рчной половин объема одной пробы после отстоя в течении 24 ч. Для обычных
г и in.(ров ее величина должна быть не более 0,02 г/см3, а для утяжеленных - 0,06
f/0M3

г. уточный отстой - количество воды, выделяющееся за сутки из раствора при
....неподвижном хранении. Для высокостабильных растворов величина суточного
и юл должна быть равна нулю.

Содержание песка - параметр, характеризующий содержание в растворе частиц
породы, не разведенных комочков глины), не способных растворяться в воде. Его
п 1Мпрлют по величине осадка, выпадающего из бурового раствора, разбавленного
водой, после интенсивного взбалтывания. В хорошем растворе содержание песка не
должно превышать 1 %.

Величина водородного показателя pH характеризует щелочность бурового
раствора. При pH > 7 раствор щелочной, при pH = 7 -нейтральный, при pH < 7
кислый.

Химическая обработка буровых растворов

Химическая обработка бурового раствора заключается во введении в него
определенных химических веществ с целью улучшения свойств без существенного
изменения плотности.

В результате химической обработки достигаются следующие положительные
результаты:

повышение стабильности бурового раствора;

снижение его способности к фильтрации, уменьшение толщины и липкости
корки на стенке скважины;

регулирование вязкости раствора в сторону ее увеличения или
уменьшения;

придание ему специальных свойств (термостойкости, солестойкости и др.),
В глинистые буровые растворы вводят также смазочные добавки и пеногасители
Благодаря смазывающим добавкам улучшаются условия работы бурильной колонны
и породоразрушающего инструмента в скважине. Пеногасители препятствуют
образованию пены при выделении из промывочной жидкости газовой фазы.

Способы промывки

При бурении скважин промывочная жидкость должна циркулировать по
замкнутому гидравлическому контуру. В зависимости от вида гидравлического
контура все существующие системы промывки делятся на две группы:

1. системы промывок с выходом раствора на поверхность;

2. системы промывок с внутрискважинной циркуляцией.

Рис. 3.6. Схемы промывки с выходом бурового раствора на поверхность:

а - прямая промывка, б - обратная промывка,

в - обратная промывка через двойную колонковую трубу (с гидротранспорт
керна), г - комбинированная промывка
ti "шисимости от направления движения промывочной жидкости по отношению к
«юму инструменту промывка с выходом ее на поверхность осуществляется по
<л>«>и из приведенных на рис. 3.6 схем.

комбинированная система промывки по технологии исполнения подразделяется
i>« нориодическую (последовательную) и совмещенную (параллельную). Оба
н«риинп1 могут быть реализованы как по прямой, так и по обратной схеме. При
й> пользовании периодической промывки направление потока бурового раствора
п..|и1о|ся с прямой промывки на обратную и наоборот. Направление движения
1'в< 'пора, подаваемого к забою скважины, изменяется на поверхностей при
.о'И'пствующей обвязке насоса и устья скважины.

Забойные двигатели

При бурении нефтяных и газовых скважин применяют гидравлические и
•нькгрические забойные двигатели, преобразующие соответственно
адринпическую энергию бурового раствора и электрическую энергию в

•аническую на выходном валу двигателя. Гидравлические забойные двигатели
выпускают гидродинамического и гидростатического типов. Первые из них называют
щ|"'бурами, а вторые - винтовыми забойными двигателями. Электрические
мПпЙные двигатели получили наименование электробуров.

Назначение и техническая характеристика буровых установок

Все операции, связанные с процессом бурения, осуществляются с помощью
",р"<»ых установок.

Ьуровая установка - это комплекс буровых машин, механизмов и
Ппрудования, смонтированный на точке бурения и обеспечивающий с помощью
пурппого инструмента самостоятельное выполнение технологических операций по
। |||иигольсгву скважин.

 пирпмвнные буровые установки включают следующие составные части:

буровое оборудование (талевый механизм, насосы, буровая лебедка,
""1'П1юг, ротор, силовой привод и т.д.);

буровые сооружения (вышка, основания, сборно-разборные каркасно-
 «пильные укрытия приемные мостки и стеллажи);

оборудование для механизации трудоемких работ (регулятор подачи
дблота, механизмы для автоматизации спуско-подъемных операций,
•тлматический клиновой захват для труб, автоматический буровой ключ,
•" помогательная лебедка, пневмораскрепитель, краны для ремонтных работ, пульт
•inn роля процессов бурения, посты управления);

оборудование для приготовления, очистки и регенерации бурового
МИ' шора (блок приготовления, вибросита, песко- и илоотделители, подпорные
"и осы, емкости для химических реагентов, воды и бурового раствора);

манифольд (нагнетательная линия в блочном исполнении, дроссельно-
шпорные устройства, буровой рукав);

устройства для обогрева блоков буровой установки (теплогенераторы,
• 'ппительные радиаторы и коммуникации для развода теплоносителя).

Цикл строительства скважины (ЦСС) включает следующие виды работ;

I Подготовительные работы к строительству (строительство подъездных путей,
линий электропередач, линий связи, трубопроводов, кустового основания,
бурение скважины на воду и т.д.).
2.	Строительно-монтажные работы (сборка буровой установки и привышечных
сооружений)

3.	Подготовительные работы к бурению (осмотр и наладка оборудования,
оснастка талевой системы, бурение и крепление шурфа, установка направления
и др.).

4.	Бурение ствола скважины и его крепление.

5.	Оборудование устья, испытание скважины на приток, сдача скважины в
эксплуатацию.

6.	Демонтаж буровой установки и привышечных сооружений, транспортировка их
на новую точку, нейтрализация отходов, рекультивация земель.

Наиболее распространены специализированная и комплексная формы
организации ЦСС.

При специализированной организации производственного процесса все работы
на буровой ведутся 2-мя бригадами, которые специализируются на выполнении
технологически однородных работ. После окончания работ бригады переходят на
следующие объекты.

При комплексной организации ЦСС все работы возлагаются на
производственные бригады, насчитывающие 18-26 человек. В эти бригады
включаются рабочие разных специальностей, которые ведут все работы, начиная с
вышкомонтажных и кончая опробованием скважин.

ПОНЯТИЕ О КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН.

При бурении нефтяных и газовых скважин необходимо крепить их стенки, в
результате достигается следующее:

1)	укрепляются стенки скважин, сложенные недостаточно устойчивыми горными
породами;

2)	разобщаются нефтеносные или газоносные пласты друг от друга, а также от
водоносных пород.

Это позволяет создать долговечный и герметичный канал, по которому нефть
или газ поднимаются с забоя до устья скважины без потерь.

Пласты разобщают при помощи специальных труб, которые называются
обсадными. Так как одно крепление стенок скважины обсадными трубами не создает
разобщения пластов, то затрубное пространство заполняют цементным раствором
при помощи специального цементировочного оборудования и приспособлений. Этот
процесс называется цементированием скважины.

Заканчивание скважины

Вскрытие пластов и освоение скважины должны быть проведены качественно.
Под качеством технологии вскрытия пласта и освоения скважин следует понимать
степень изменения гидропроводности пласта (или пропластков) после выполнения
соответствующей операции.

Методы заканчивания скважин и вскрытия продуктивных горизонтов.

В разрезе нефтяных и газовых месторождений встречается большое количество
пористых пластов-коллекторов (песков, песчаников, известняков), разобщенных дру<
от друга глинами, мергелями, плотными песчаниками и другими породами. Эти
пласты могут быть нефтеносными, газоносными, водоносными и сухими.

Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя.

В практике бурения применяют следующие основные конструкции забоев при
заканчивании скважин.
Рис 3.7. Схемы конструкций забоев при заканчивании скважин:

I обсадная колонна; 2 - фильтр; 3 - цементный камень; 4 - пакер;
'• перфорационные отверстия; 6 - продуктивный пласт; 7 -хвостовик

। ' нтновка водозакрывающей колонны в кровле продуктивного горизонта и
...иропание с последующим вскрытием пласта и спуском специального фильтра

' 6) или хвостовика (рис. 3.7, д). В некоторых случаях в устойчивых породах
। •, и ипной части разреза фильтр или хвостовик не спускаются и
 |>нфыпающая колонна является эксплуатационной (рис. 3.7, а).

 Ионное вскрытие пласта со спуском комбинированной колонны с манжетной
...И ее выше нефтеносного объекта и с фильтром в нижней части против
...я (рис. 3.7, в).

। 11олное вскрытие пласта со спуском колонны со сплошным цементированием
......дующим простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов (рис.
1 f г)

। ||'речисленные методы направлены на то, чтобы не допустить закупорки пор и
 и ।. благоприятные условия для движения нефти из пласта в скважину.

Методы вскрытия пласта в зависимости от пластового давления, степени
। ценности пласта нефтью, степени дренирования и других факторов могут быть
...пными, но все они должны удовлетворять следующим основным требованиям.

I 11ри вскрытии пласта с высоким давлением должна быть предотвращена
iMuiKHocTb открытого фонтанирования скважины.

' При вскрытии пласта должны быть сохранены на высоком уровне природные
...... рационные свойства пород призабойной зоны. Если проницаемость пород
• < цы должны быть приняты меры по улучшению фильтрационных свойств
i n ыбойной зоны скважины.

Должны быть обеспечены соответствующие интервалы вскрытия пласта,
имитирующие длительную безводную эксплуатацию скважин и максимальное
.•|.ц.1чение притока нефти к забою.

При вскрытии продуктивных пластов с низким пластовым давлением особенно
и|.пнльно следует выбирать буровой раствор, поскольку может происходить
...ннсивное поглощение глинистого раствора пластом, сопровождающееся
тиснением нефти от забоя скважины и значительным ухудшением филь-
 , щионных свойств пород призабойной зоны. Для вскрытия продуктивных пластов с
пинии пластовым давлением применяют специальные буровые растворы на
нифгяной основе, эмульсионные буровые растворы, глинистые растворы с
। тетками поверхностно-активных веществ, аэрированные жидкости и др.

Заканчивание скважин, вскрывших истощенные пласты, в основном производят
первыми двумя способами Перед вскрытием водозакрывающую колонну
устанавливают в кровле продуктивного пласта, вскрыв продуктивный пласт,
спускают хвостовик или фильтр. При отсутствии водозакрывающей колонны после
вскрытия истощенного пласта спускают обсадную колонну с фильтром против
пласта и при помощи манжетной заливки центрируют ее выше нефтеносного пласта.

Фильтры могут быть как с круглыми, так и со щелевидными отверстиями.
Щелевидные фильтры дороги в изготовлении и не всегда надежно предотвращают
поступление песка в скважину или часто засоряются. Поэтому применяют также и
другие способы оборудования забоя для предотвращения поступления песка в
скважину. Например, забой скважины иногда оборудуют металлокерамическими,
песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами.

В скважинах с высоким пластовым давлением должно осуществляться полное
вскрытие пласта со всеми мерами предосторожности с последующим спуском
эксплуатационной колонны со сплошной цементировкой и простреливанием отвер-
стий против продуктивных горизонтов.

Освоение и испытание продуктивных горизонтов (пластов) после спуска и
цементирования эксплуатационной колонны.

Последнее мероприятие перед сдачей скважины в эксплуатацию - вызов
притока жидкости из пласта. Приток жидкости в скважину возможен только в том
случае, когда давление на забой в скважине меньше пластового. Поэтому все
работы по освоению скважин заключаются в понижении давления на забой и очистке
забоя от грязи, глинистого раствора и песка. Эти работы осуществляются
различными способами в зависимости от характеристики пласта, пластового
давления, количества газа, содержащегося в нефти, и технической оснащенности.

Для каждой скважины, подлежащей испытанию, должен составляться план с
учетом технологических регламентов на эти работы. В плане должны быть указаны:
количество объектов испытания, их геолого-геофизические характеристики, интер-
валы и плотность перфорации, тип перфоратора, порядок вызова притока в
зависимости от коллекторских свойств пластов, конструкция скважин, пластовое
давление и температура, допустимый предел снижения давления в
эксплуатационной колонне, схемы оборудования лифта и устья, данные об объемах
и методах исследования. План должен утверждаться главным инженером и главным
геологом объединения, треста, управления геологии.

На газовых, газоконденсатных, скважинах с АВПД план по испытанию или
опробованию пластов должен согласовываться с военизированной службой по
предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных
фонтанов. Испытание или опробование пластов должно проводиться при наличии
акта готовности скважины к выполнению этих работ. Вызов притока и очистка забоя
при освоении фонтанных скважин производятся промывкой скважины, нагнетанием в
скважину сжатого воздуха (или газа), свабированием или комбинацией этих
способов. При промывке глинистый раствор, находящийся в скважине, заменяется
водой или нефтью. Благодаря этому давление на забой уменьшается, а также
происходит очистка его от глинистой корки и грязи. Промывку осуществляют при
собранной арматуре на устье скважины со спущенными в нее до фильтра насосно-
компрессорными трубами. Эти трубы после промывки остаются в скважине для
эксплуатационных целей.

Часто скважины осваиваются при помощи сжатого воздуха (или газа). При этом в
межтрубное пространство (между эксплуатационной колонной и насосно-
компрессорными трубами) компрессором нагнетается сжатый воздух (или газ),
вытесняющий жидкость в насосно-компрессорные трубы. В этом случае трубы
спускают не до фильтра, а только до глубины, с которой давлением, создаваемым
компрессором, можно продавить жидкость. Жидкость в трубах газируется, плотность
ее уменьшается, уровень смеси газа и жидкости повышается до выкида и наступает
выброс. При дальнейшем нагнетании газа или воздуха в межтрубное пространство
плотность жидкости в трубах еще больше уменьшается, что влечет за собой сниже-
ние давления на забой и поступление нефти из пласта в скважину.

Главный недостаток этого способа освоения скважины — большое и быстрое
снижение уровня жидкости в скважине, вызывающее усиленный приток жидкости из
пласта, что ведет к образованию мощных песчаных пробок, прихвату насосно-
компрессорных труб и т. д.

При освоении скважин поршневанием в спущенные до фильтра насосно-
компрессорные трубы спускают на стальном канате поршень или, как его иначе
называют, сваб, имеющий клапан, открывающийся вверх. Поршень свободно
погружается в жидкость, при подъеме же его вверх клапан закрывается и весь столб
жидкости, находящейся над поршнем, выносится на поверхность.

При непрерывном поршневании уровень жидкости, заполняющей скважину,
будет постепенно понижаться. В конце концов пластовое давление превысит
давление столба жидкости в скважине и пласт начнет работать. Вызов притока
(независимо от способа) на фонтанных скважинах должен производиться при
собранной фонтанной арматуре.

Освоение скважин, вскрывших пласт с низким давлением, начинают с промывки
забоя водным раствором специальных химических реагентов или нефтью. Не
рекомендуется промывать забой чистой технической водой, так как в этом случае
вода чрезвычайно вредно действует на коллектор и затрудняет получение притока.
Затем приступают к возбуждению пласта тартанием при помощи желонки. Это
длинное узкое ведро с клапаном в днище, которое спускают в скважину на стальном
канате. Многократным спуском желонки скважину очищают от грязи, и столб
жидкости в ней постепенно замещается нефтью, поступающей из пласта. После
выполнения предприятием, ведущим бурение, плана работ по испытанию
эксплуатационной скважины на приток, независимо от полученных результатов,
скважина передается промыслу для эксплуатации или для проведения
дополнительных работ по ее освоению. Передача оформляется соответствующим
актом.

Несколько иначе обстоит дело при бурении разведочных скважин. В этом случае
предприятие, ведущее бурение, производит испытание всех пластов (горизонтов),
вскрытых скважиной и представляющих интерес с точки зрения нефтегазоносности.
Испытание осуществляется снизу вверх. В случае ограниченности притока
окончательная оценка промышленной нефтегазоносности производится по
результатам испытания после применения известных методов обработки
призабойной зоны или сочетания их. При этом рекомендуются следующие методы
воздействия на призабойную зону пласта:

а)	гидроструйная перфорация;

б)	метод переменных давлений для устойчивых коллекторов всех типов;

в)	кислотная обработка - для коллекторов, представленных карбонатными
породами, а также песчаниками с большим содержанием карбонатного цемента;

г)	термокислотная обработка - для коллекторов, представленных доломитами,
доломитизированными известняками или песчаниками с карбонатным цементом,
когда обычная кислотная обработка недостаточно эффективна;

д)	гидравлический разрыв - для устойчивых коллекторов всех типов или
гидрокислотный разрыв - для коллекторов, представленных карбонатными и
карбонизированными породами.

После испытания каждого объекта производится исследование скважины. Для
определения параметров пласта и его гидродинамической характеристики. По
окончании исследований ставят цементный мост и переходят к следующему объ-
екту. Наиболее совершенный метод изоляционных работ в скважине -
использование различных пакерующих устройств, когда разобщающий мост
устанавливают за один спуск в скважину и не требуется дополнительной заливки
цементным раствором. Широко используется взрывной пакер — устройство,
действующее за счет энергии взрыва порохового заряда. Взрывной пакер создает в
стволе герметичную пробку, выдерживающую перепад давлений до 30 МПа.
Наиболее распространенный взрывной пакер — полый цилиндр из алюминиевых
сплавов, который при срабатывании порохового заряда деформируется и
запрессовывается в обсадную колонну. В случае отсутствия пакерующих устройств
цементные мосты в обсадных колоннах устанавливают путем закачки цементного
раствора через насосно-компрессорные трубы.

Если из разведочной скважины после проведенных работ получен
промышленный приток нефти или газа, скважину передают для дальнейшей
эксплуатации. В том же случае, если после всех проведенных работ все
испытываемые объекты окажутся «сухими», т. е. из них не будут получены
промышленные притоки нефти или газа, скважина ликвидируется по геологическим
причинам. Факт ликвидации разведочной скважины после спуска в нее
эксплуатационной колонны свидетельствует о некачественном испытании скважины
в процессе бурения с помощью испытателей пластов.

При передаче скважины из бурения в испытание должен составляться акт,
подписываемый руководством буровой организации, буровым мастером и
представителями организации по испытанию скважины.

Не подлежат передаче в испытание скважины: с негерметичной колонной; с
цементным стаканом в колонне больше, чем предусмотрено проектом; с
негерметичной обвязкой устья; с отсутствием цемента за колонной против
испытываемых пластов; в аварийном состоянии.

Работы по испытанию первого объекта в законченных бурением разведочных
скважинах должны производиться с помощью буровой установки силами буровой
бригады; испытание всех остальных объектов - специализированными подразделе-
ниями. При длительном простое или консервации газовых скважин, находящихся в
испытании, во избежание возникновения давления на устье над зоной перфорации
необходимо установить цементный мост.

Освоение скважин. Методы освоения нефтяных скважин

Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и
обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям
пласта. После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации обсадной
колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона
и особенно поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой
взвесью или глинистой коркой. Кроме того, воздействие на породу ударных волн
широкого диапазона частот при перфорации вызывает иногда необратимые физико-
химические процессы в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды,
размеры пор которой соизмеримы с размерами этих пограничных слоев с
аномальными свойствами. В результате образуется зона с пониженной
проницаемостью или с полным ее отсутствием.

Цель освоения - восстановление естественной проницаемости коллектора на
всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных
каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным
возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к
созданию на ее забое депрессии, т. е. давления ниже пластового. Причем в
устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и
достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой плавной.

Различают методы освоения пластов с высоким начальным давлением, когда
ожидаются фонтанные проявления, с малым давлением (на разработанных
площадях), когда угрозы открытого фонтанирования нет и предполагается
механизированный способ эксплуатации. В практике нефтедобычи известно много
случаев открытого нерегулируемого фонтанирования скважин с длительными
пожарами в результате нарушения технологии вскрытия пласта и освоения
скважины. Такие явления не только выводят из строя саму скважину, но и приводят к
истощению самого месторождения.

Можно выделить шесть основных способов вызова притока:

1	тартание,

2.	поршневание,	,

3.	замена скважинной жидкости на более легкую,

4.	прокачка газожидкостной смеси,
5. откачка глубинными насосами.

Перед освоением на устье скважины устанавливается арматура или ее часть в
соответствии с применяемым методом и предлагаемым способом эксплуатации
скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны должна быть установлена
задвижка высокого давления для перекрытия при необходимости ствола скважины.

Тартание - это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на
тонком (16 мм) канате с помощью лебедки. Желонка изготавливается из трубы
длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре
на шток. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикрепления
каната. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За
один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м3.

Тартание - малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными
возможностями применения, так как устьевая задвижка при фонтанных проявлениях
не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. Однако
возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за
положением уровня жидкости в скважине дают этому способу некоторые
преимущества.

Поршневание. При поршневании (свабировании) поршень или сваб спускается
на канате в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25 - 37,5 мм)
с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы
(в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3-4 шт.), армированные
проволочной сеткой. При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через
клапан в пространство над поршнем При подъеме клапан закрывается, а манжеты,
распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и
уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его
погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью
тартального каната и обычно не превышает 75 - 150 м. Поршневание в 10 - 15 раз
производительнее тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что
связано с опасностями неожиданного выброса.

Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при спущенных в
скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и
фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена
глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой
или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления.

Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением и при
наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению. При смене глинистого
раствора (р, = 1200 кг/м3) на нефть (р2 = 900 кг/мэ) максимальное снижение давления
составит всего лишь 25 % от давления, создаваемого столбом глинистого раствора
Этим по существу и ограничиваются возможности метода. Замена жидкости в
скважине проводится с помощью насосных агрегатов, а иногда и буровых насосов. В
некоторых случаях, когда по опыту освоения скважины данного месторождения
имеется уверенность в безопасности, применяют дополнительно поршневание для
отбора части жидкости из скважины и дальнейшего снижения забойного давления.

Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин
путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа
или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью
(обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от
соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать
параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше
плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины
компрессорами, создающими меньшее давление.

Для такого освоения к скважине подвозится передвижной компрессор, насосный
агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости
для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При
нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно
изменяющихся давлении и температуре. Процесс этот сложный. Однако можно
записать уравнение баланса давлений с усредненными параметрами смеси и
расхода.

При закачке газожидкостной смеси (ГЖС) на пузырьки воздуха действует
архимедова сила, под действием которой они всплывают в потоке жидкости.
Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и
разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия.
Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3 - 0,5 м/с. Поэтому
скорость движения жидкости вниз должна быть больше скорости всплытия
пузырьков газа. Иначе газ не достигнет башмака НКТ и давление на забое не
снизится. Для создания достаточно больших скоростей жидкости необходимы
большие расходы. Поэтому при закачке ГЖС предпочтительно это делать не через
кольцевое пространство, а через НКТ, так как малое их сечение позволяет получить
достаточно большие нисходящие скорости при умеренных объемных расходах
жидкости. Считается, что для успешного осуществления процесса достаточно иметь
нисходящую скорость жидкости порядка 0,8 -1 м/с.

Для выноса с забоя тяжелых осадков (глинистого раствора, утяжелителя и
частиц породы) обычно применяется обратная промывка Поэтому закачка ГЖС,
которая осуществляется после промывки, также производится по схеме обратной
промывки без изменения обвязки скважины.

При освоении скважины газированной жидкостью к устью присоединяется через
смеситель линия от насосного агрегата, ко второму отводу смесителя - выкидная
линия компрессора. Сначала запускается насос и устанавливается циркуляция.
Скважинная жидкость (глинистый раствор) сбрасывается в земляной амбар или
другую емкость. При появлении на устье нагнетаемой чистой жидкости (вода, нефть)
запускается компрессор, и сжатый газ подается в смеситель для образования
тонкодисперсной ГЖС. По мере замещения жидкости газожидкостной смесью
давление нагнетания увеличивается и достигает максимума, когда ГЖС подойдет к
башмаку НКТ. При попадании ГЖС в НКТ давление нагнетания снижается.

Освоение скважиными насосами. На истощенных месторождениях с низким
пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут
быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами (ШСН или ПЦЭН),
спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и
динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное
давление уменьшается, пока не достигнет величины Рс < Р„„, при которой
устанавливается приток из пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по
опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для
очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистои корки.

Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой или лучше
нефтью, что вызывает необходимость подвоза к скважине промывочной жидкости -
нефти и размещения насосного агрегата и емкости При промывке водой в зимних
условиях возникает проблема подогрева жидкости для предотвращения замерзания.

В заключение необходимо отметить, что в различных нефтяных районах
вырабатывались и другие практические приемы освоения скважин в соответствии с
особенностями того или иного месторождения. В качестве примера можно указать и
на такой прием, когда при компрессорном методе в затрубное пространство,
заполненное нагнетаемым воздухом, подкачивают некоторое количество воды для
увеличения плотности смеси и снижения давления на компрессоре. Это позволяет
осуществить продавку скважины при большей глубине спуска НКТ.

4.	ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС И ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕСПЕРЕБОЙНОЙ РАБОТЫ
СКВАЖИН И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК НЕФТИ И ГАЗА

Регулирование работы фонтанной скважины

Режим работы фонтанных скважин можно изменять:

а)	созданием противодавления на выкиде фонтанной елки установкой штуцера
(называемого обычно устьевым штуцером) или в трапе;

б)	созданием местного сопротивления у башмака фонтанных труб путем
применения глубинного штуцера;

в)	подбором диаметра и длины колонны подъемных труб.

Устьевые штуцеры применяют нескольких конструкций соответственно
характеристике скважины. Отверстие в штуцере делают в зависимости от заданного
режима работы скважины. Штуцеры устанавливают на выкидных линиях за
боковыми задвижками (кранами) фонтанной елки. Обычно за задвижкой (краном) на
выкиде помещают катушку, а рядом с ней штуцер. За штуцером находится
штуцерный патрубок длиной 1-1,2 м, изготовленный из толстостенной 1 02- или 1 46-
мм бурильной трубы и имеющий на обоих концах фланцы.

На обеих выкидных линиях устанавливают штуцеры с отверстиями одинаковых
диаметров с целью сохранения режима аботы скважины п и смене штуцера.

На рис. 4.1 изображен штуцер, используемый на скважинах, где в продукции
скважины содержится песок. В стальной корпус 3 штуцера плотно вставлена
стальная термообработанная или выполненная из твердых сплавов втулка 4. Для
герметичности уплотнения между буртом штуцера и фланцами устанавливают
металлические прокладки 2. При смене штуцера переводят фонтанную струю с
рабочей линии на запасную, открыв и закрыв соответствующие задвижки. Для смены
штуцера нужно разболтить два соединения штуцерного патрубка, причем нижние
болты не следует вынимать из отверстий. Далее, для того чтобы вынуть буртик
штуцера из паза, необходимо отвести в сторону на 5-7 мм штуцерный патрубок,
после чего его можно будет повернуть на 180°, вынуть из него сработанный штуцер
и вставить новый. Новый штуцер устанавливают в обратном порядке.

Для облегчения и ускорения смены штуцеров применяют быстросменяемые и
регулируемые штуцеры.

На рис. 4.2 показан регулируемый штуцер (дроссель). В этом штуцере
фонтанная струя меняет свое направление на 90°. Чтобы изменить проходное
сечение в штуцере, иглу-наконечник 2 приближают к втулке 1 или отдаляют от нее
путем вращения маховика 6 Значение открытия штуцера показывает стрелка на
указателе.
Рис. 4.1. Устьевой штуцер со сменной втулкой:

1 - катушка; 2 - металлическая прокладка; 3 - стальной корпус;

4 - втулка, 5 - патрубок

Рис. 4.2. Регулируемый
штуцер:

1 - втулка штуцера;

2 - игла-наконечник;

3 - корпус;

4 - шток;

5 - стойка;

6 - маховик

Регулируемые штуцеры можно применять только для скважин с малым
содержанием песка в фонтанной продукции.

В условном обозначении регулируемого дросселя указывается:

ДР - дроссель регулируемый;

первое число - диаметр условного прохода, мм;
второе число - рабочее давление, МПа;

следующее буквенное обозначение - исполнение по коррозионной стойкости по
аналогии с фонтанной арматурой и задвижкой, например типа ДР-65*35К1.

При необходимости иметь насадку постоянного сечения предусматривается
нерегулируемый дроссель. Для этого сборка, состоящая из шпинделя, насадки, гайки
и других деталей, заменяется заглушкой.

Большое распространение в зарубежной практике получили быстросменяемые и
быстрорегулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных
трубах на любой глубине и удерживаются при помощи специальных пакеров.
Сменяют такие штуцеры без извлечения труб из скважин. Для спуска и подъема
забойных штуцеров применяют специальный спускоподъемный инструмент,
спускаемый на стальном канате.

5.	ПРОФИЛАКТИЧЕСКИЕ РАБОТЫ ПРОТИВ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЙ,
ОТЛОЖЕНИЙ ПАРАФИНА, СМОЛ, СОЛЕЙ

Общая характеристика АСПО (асфальтосмолопарафиновые отложения)

Под парафиновыми соединениями, выделяющимися из нефти в скважинах в
процессе добычи нефти, понимают сложную углеводородную физико-химическую
смесь, в состав которой входит целая гамма веществ.

В первую очередь это - собственно парафины, представляющие собой
углеводороды метанового ряда от С1еН34 до СМН)3(), а также асфальтосмолистые
соединения, силикагелевые смолы, масла, вода, механические примеси.

Содержание отдельных компонентов в парафинистой массе различно и зависит
от условий формирования нефтяной залежи и характеристики нефти. Общепринятая
по ГОСТ 912-66 технологическая классификация делит нефти по содержанию
парафина на следующие виды:

-	малопарафиновые менее 1,5 % (по массе);

-	парафиновые от 1,5 до 6 % (по массе);

-	высокопарафиновые более 6,0 % (по массе).

Наличие парафина независимо от его количества в нефти ставит перед
производственниками много технологических и технических задач, связанных с
ликвидацией осложнений, вызываемых им.

Парафины в нефти в пластовых условиях находятся в растворенном состоянии.
Нефти одного и того же района содержат тем меньше парафина, чем больше в них
смолистых веществ. Содержание парафина в нефтях одного и того же
месторождения возрастает с глубиной залегания. Температура плавления твердых
парафиновых углеводородов тем выше, чем больше их молекулярная масса.
Плотность парафинов в твердом состоянии колеблется от 865 до 940 кг/м3, а в
расплавленном - от 777 до 790 кг/м3. Растворимость парафина в органических
жидкостях велика, падает с увеличением молярной массы и растет с повышением
температуры.

В химическом отношении парафины различаются стойкостью по отношению к
разным химическим реагентам. Серная кислота не действует на парафин не только
при низких температурах, но и при высоких. Обычные азотная и соляная кислоты, а
также щелочи инертны в отношении парафина. Парафин легко окисляется воздухом.

Высокомолекулярные парафины от С37Н74 до С53Н108 называемые церезинами,
отличаются по своим свойствам от обычных парафинов - имеют более высокую
температуру кипения, а также обладают большими молекулярными массами и
плотностью.

В состав смолистых веществ входят азот, сера и кислород. Они обладают
высокой молярной массой, нелетучи, имеют большую неоднородность. По
классификации некоторых ученых к группе смолистых соединений отнесены
асфальтены.

В связи с испарением и окислением нефти увеличивается содержание
смолистых веществ в ней. Содержание смол возрастает при контакте с краевыми
водами. Нефти обводненных скважин оказываются более смолистыми даже в
пределах одного и того же месторождения.

Так, например, среднее содержание (%, по массе) асфальтенов в безводных
туймазинских нефтях составляет 4,4 - 8,0, в обводненных - 7,8 - 8,3.

Содержание смолистых веществ и парафина связано обратным соотношением.

В нефти содержится небольшое количество асфальтенов (2-5 %). Плотность их
колеблется в пределах 1000 кг/м3, они хорошо растворяются в бензоле, но
нерастворимы в спирте и бензине. Таким образом, состав АСПО зависит от состава
нефти и термодинамических условий их образования.

Основными компонентами отложений являются парафины, содержание которых
изменяется от 20 до 70 % (по массе), и асфальтосмолистые соединения - от 20 до 40
% (по массе). Температура застывания парафинов на 3 -10 °C выше температуры
застывания отложений и составляет 66 - 75 °C.

Факторы, влияющие на интенсивность образования АСПО:

-	снижение давления в области забоя и связанное с этим нарушение
гидродинамического равновесия газожидкостной системы;

-	интенсивное газовыделение;

-	уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;

-	изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных ее
компонентов;

-	состав углеводородов в каждой фазе смеси;

-	соотношение объемов фаз.

В скважине перечисленные факторы меняются непрерывно от забоя до
устья, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.

Факторы, способствующие выделившемуся из нефти парафину образовывать
отложения или пробки в скважинах:

-	адсорбционные процессы, происходящие на границе твердое тело (металл) -
парафин и заключающиеся в природных свойствах парафиновых отложений, в
состав которых входят смолистые вещества;

-	наличие на поверхностях отложений продуктов разрушения пласта,
механических примесей, привнесенных с поверхности при технологических
операциях, продуктов коррозии металлов и т.д.;

-	шероховатость поверхности, являющейся основой для "зацепления"
кристаллов парафина, вокруг которых начинают расти агрегаты отложений;

-	скорость движения газожидкостной смеси, которая может обеспечить
осаждение кристаллов на поверхности твердых тел или, наоборот, их отрыв от
поверхности, а также вынос на устье скважины;

-	электрокинетические явления, вызывающие электризацию как поверхности
стенки трубы, так и поверхности кристаллов парафина, что усиливает адгезию
парафина к металлу;

-	структура потока, оказывающая влияние на отложения парафина:
установлено, что наибольшие отложения возникают при неточном режиме, когда газ
является дисперсной фазой.

Практика добычи парафиновых нефтей на промыслах показывает, что
основными местами отложений парафина являются: скважинные насосы,
подъемные колонны в скважинах, выкидные линии от скважин, резервуары
промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин откладывается на
внутренней поверхности подъемных труб скважин. В выкидных линиях
парафинообразование усиливается в зимнее время, когда температура воздуха
становится значительно ниже температуры газонефтяного потока.

Методы борьбы с отложениями парафина

Сегодня преобладают следующие методы: тепловые, физические, химические,
механические и применение покрытий.

На отдельных месторождениях в качестве экспериментальных проводятся
работы по применению вибрационных и магнитных способов.

Перечисленные методы с небольшими изменениями, а иногда и без них,
применяются в скважинах с различными способами эксплуатации.

Механические методы

Механические методы предполагают удаление уже образовавшихся АСПО на
насосно-компрессорных трубах. Для этой цели разработана целая гамма скребков
различной конструкции.

Рис. 5.1. Штанговый	Рис. 5.2. Скребок:	Рис. 5.3. Скребок с ножами

скребок для периодической 1 - стержень; 2 - хомут; переменного сечения:
очистки НКТ от парафина: 3 - нож; 4 - утяжелитель 1 - пластина; 2 - скребок
1 - штанга; 2 - диск в
положении спуска;

3 - диск в положении
подъема;

4 - очищаемые трубы

Одним из первых нашедших применение было скребковое устройство,
состоящее из изогнутой штанги и скользящего по ней ножа-диска (рис. 5.1).
Устройство опускалось в скважину на штангах или канате. В начале спуска нож
поднимался до изогнутой части штанги и занимал в ней вертикальное положение.
Это обеспечивало свободный пропуск его в скважину. При подъеме диск опускался
вниз и занимал горизонтальное положение, очищая со стенок НКТ АСПО. Скребок
опускался на штангах или тартальном канате. Существенным недостатком такого
метода очистки является его периодичность. Последнее не позволяет
контролировать процесс и приводит к образованию пробок при очистке,
заканчивающейся подъемом НКТ.

Рис. 5.4. Принципиальная схема депарафинизационной установки АДУ-3:

1 - индукционный датчик ДИ-3; 2 - лубрикатор; 3 - скребок; 4 - хомут;

5 - кронштейн; 6 - грундбукса; 7 - уплотнитель; 8 - пружина; 9 - рычаг ролика;

10 - оттяжной ролик; 11 - блок управления; 12 - барабан лебедки; 13 - храповик;

14 - укладчик; 15 - кольца; 16 - пружина; 17 - головка; 18 - червяк; 19 - узел
счетчика; 20 - рукоятка тормоза; 21 - муфта; 22 - электродвигатель

Скребки с боковой режущей частью (рис. 5.2) первоначально оснащались
боковыми ножами постоянного сечения и по идее изобретателей должны были
срезать парафин при движении скребка вниз и вверх. Скребки часто застревали,
проволока, на которой они опускались, обрывалась, что создавало массу
осложнений и заканчивалось подъемом труб. В конструкции скребков с ножами
переменного сечения (рис. 5.3) ножи были выполнены раздвижными: при спуске они
складывались, уменьшая поперечный габарит, при подъеме раздвигались. Спуск
скребков осуществлялся ручными лебедками, что являлось длительной и
трудоемкой операцией. В последние годы усилия инженеров и конструкторов были
направлены на механизацию и автоматизацию этого процесса.

ОФ "ВНИИКАнефтегаз" (Башкортостан) разработал комплекс устройств,
включающих датчики контроля за перемещением скребка, временем его спуска, а
также автоматическую лебедку. Комплекс получил название автоматизированной
депарафинизационной установки АДУ-3 (рис. 5.4).

БашНИПИнефть разработал конструкцию автоматического "летающего" скребка
(рис. 5.5), принцип действия которого был основан на использовании энергии
фонтанной струи

Скребок оснащается ножами-крыльями, которые складываются при движении
вниз и раскрываются при движении вверх. Этим и обеспечивается подъемная сила
скребка. Переключение скребка на спуск и подъем обеспечивается ^нцевыми
верхним и нижним переключателями, установленными соответственно в устьевой
арматуре и колонне НКТ. Для нормальной работы "летающего" скребка требуется
тщательная подготовка внутренней поверхности НКТ, устранение выступов,
заусенцев, овальности труб, что приводит к заклиниванию. Это накладывает
ограничение на широкое применение "летающих" скребков.

Рис. 5.5. Автоматический скребок б.
УфНИИ:

1	- головка;

2	- возвратная пружина;

3	,18-соответственно нижний и
верхний штоки;

4	- державки;

5	- стержни;

6	- винт;

7	-клапанная рама;

8	- фиксаторная планка;

9	- клапаны;

10	- оси;

11	- крылья;

12	-ножи;

13	- винт;

14	- корпус замка;

15	- шарик;

16	- пружина замка;

17	- ловильная головка;

19	- пружина:

20	- планки;

21	- шарниры
Депарафинизация труб скважин методом прогрева.

Тепловые методы основаны на свойствах парафина плавиться при
температурах выше 50 °C и, стекая с нагретой поверхности, освобождать ее.

Воздействие высокой температуры требует применения специального
источника тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений
или вырабатывать теплосодержащий агент на устье скважины.

В настоящее время используются следующие технологии с применением:

-	горячей нефти или воды в качестве теплоносителя;

-	острого пара;

-	электрических печей наземного и скважинного исполнения;

-	агентов, взаимодействие которых ведет к химической реакции,
сопровождающейся выделением некоторого количества тепла.

Технология применения теплоносителя предусматривает нагрев жидкости в
специальных нагревателях - котельных установках передвижного типа и подачу ее в
скважину способом прямой или обратной промывки.

Для этой цели промышленность выпускает специальные агрегаты -
депарафинизационные передвижные установки, оснащенные котлами
подогревателями жидкости до температуры 150 °C и насосами, развивающими
давление до 16 МПа. Нагретый агент может циркулировать в скважине
определенное время, обеспечивая расплавление и удаление отложений.

Наиболее предпочтительной считается обратная промывка, исключающая
образование парафиновых пробок, часто возникающих при прямой промывке.

Нагреватели электрические скважинные индукционные типа НЭСИ 50-122
выпускаются двух модификаций; НЭСИ 50-122Т и НЭСИ 50-122М. Первый
предназначен для тепловой обработки призабойной зоны скважины, а второй —для
магнитной обработки скважинной жидкости с целью борьбы с отложениями
парафина.

Оба нагревателя предназначены для работы в скважинах с высоковязкой
нефтью, оборудованных скважинными штанговыми насосами

Нагреватель НЭСИ 50-122М (рис. 5.6) состоит из сердечника, катушек
индуктивности, головки токовода, переводника кожуха, диафрагмы и корпуса.

12 13 14	15	16	17

Рис. 5.6. Нагреватель электрический скважинный индукционный НЭСИ50-122М

1 - кабель; 2 - патрубок; 3 - головка токовода; 4 - катушка; 5 - сердечник;

6 - центральная труба; 7 - переводник; 8 - кожух; 9 - диафрагма; 10 - втулка;

11, 14 - крышка; 12, 17 - центратор; 13 - гайка; 15 - термореле; 16 - корпус.
Техническая характеристика:

Тип	НЭСИ50-122Т	НЭСИ50-122М
Давление окружающей среды в месте подвески нагревателя, МПа	30	30
Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны, мм	128	128  \
Температура нагрева жидкости, °C	90	90
Максимальная мощность, кВт	50	50
Напряжение питания при максимальной мощности, В	1023	549
Частота тока, Гц  Габаритные размеры, мм:	50	50
диаметр	122	122
длина	5300	5300
Масса, кг	192	192

Сердечник выполнен из трубы углеродистой стали и присоединяется резьбой к
головке токовода. На сердечнике размещены три катушки индуктивности, фазы
которых соединены в звезду и имеют три ввода, к которым через выводной кабель и
втулку присоединяется вилка силового кабеля.

Нагреватель начинает работать при подаче напряжения по кабелю, при этом на
катушке индуктивности в сердечнике и кожухе возникают вихревые токи, которые
нагревают кожух и сердечник, а, следовательно, и жидкость протекающую внутри
сердечника и омывающую нагреватель снаружи. Трансформаторное масло,
находящееся в полости нагревателя, выполняет функцию гидрозащиты, а также
является переносчиком тепла от более к менее нагретым частям нагревателя,
предотвращая местные перегревы. Диафрагма предназначена для компенсации
расширения трансформаторного масла и создания избыточного давления в полости
нагревателя.

Нагреватель НЭСИ50-122Т также как НЭСИ50-122М устанавливается ниже
скважинного штангового насоса в зоне продуктивного пласта.

Отличительной особенностью нагревателя НЭСИ50-122М является то, что его
сердечник изготавливается из немагнитного материала.

Для обработки скважин паром применяют передвижные парогенераторные
установки ППУ-ЗМ, ППУА-1200/100 и ППУ-1600/100.
Рис. 5.7. Установка ППУ-ЗМ

1 - цистерна для воды; 2 - кузов; 3 - котел паровой; 4 - рама с креплением;

5 - привод и трансмиссия привода; 6 - питательный насос;

7 - автомобиль КрАЗ-2555

Техническая характеристика установки ППУ-ЗМ
Производительность пара, кг/ч......................... 1000

Максимальное давление пара, МПа................ 10

Максимальная температура пара, °C................ 310

Вместимость цистерны для питательной воды, м3:
на шасси КрАЗ-257................................ 5,5

на шасси КрАЗ-255Б................................ 3,8

Топливо.......................................... Дизельное

Расход топлива, кг/ч........................... До 85

Передвижная парогенераторная установка ППУА-1200/100, ППУ-1600/100
выпускается серийно взамен снятых с производства паровых передвижных
установок ППУ-ЗМ (рис. 5.7).

Установка ППУА-1200/100 отличается от установки ППУ-ЗМ большей
производительностью, имеет более совершенную конструкцию котла и оснащена
системой автоматической защиты котла. Работой основных узлов и систем
установки управляют дистанционно с одного рабочего места - из кабины водителя.
Установку монтируют на шасси автомобиля КрАЗ-255Б или КрАЗ-257.

Техническая характеристика ППУА-1200/100

Производительность пара, кг/ч............. 1200

Максимальное давление пара, МПа........... 10

Максимальная температура пара, °C......... 310

Расход топлива для котла, кг/ч, не более . 83

Топливо для котла......................... Дизельное

Максимальное давление в топливной магистрали,
МПа....................................... 2

Насос питательный......................... ПТ-1-1/400

Насос топливный............................ ШФ04-25Б

Вентилятор................................ Ц10-28

Вместимость цистерны для питательной воды, л 4200
Привод механизмов установки................От	тягового двигателя

автомобиля

Мощность, отбираемая от двигателя автомобиля, кВт... 13-15
Размеры, мм, на шасси автомобиля:

КрАЗ-2556................................... 8588x2700x3740

КрАЗ-257 .................................... 9050x2700x3560

Масса установки, кг:
на шасси КрАЗ-2556 с полной заправкой.......	19 200

на шасси КрАЗ-257 с полной заправкой........	18 380

Рис. 5.8. Принципиальная схема установки ППУА-1200/100:

А - лар к потребителю; Б - воздух к вентилятору; В - пар в емкость для
подогрева воды; Г- сжатый воздух от компрессора; Д- слив (дренаж);

1,19,20,27 - вентиль регулирующий В-622-2; 2,22 - обратный клапан;

3,18,23 - вентиль запорный В-201; 4 - фильтр воздушный;

5,9,17,25,35 - пробковый проходной сальниковый муфтовый кран; 6 - ресивер;

7 - емкость для воды; 8 - фильтр водяной; 10,31 - коробка отбора
мощностей; 11 - вентилятор Ц-10-28-4; 12 - заслонка шиберная; 13 - клапан
предохранительный СППКМ-25-100; 14- вентиль регулирующий;

15 - расширитель; 16- насос питательный ПТ-2/160; 21 - диафрагма
высокого давления ДВ-100; 24 - горелочное устройство; 26 - парогенератор;

28 - клапан отсечной 14с821р; 29 - фильтр топливный; 30,32 - вентиль
регулирующий 15с90бк; 33- насос топливный ШФ-0,4/25Б; 34 - бак топливный;

36 - кран запорный

В передвижной парогенераторной установке ППУА-1200/100 (рис. 5.8)
питательная вода из емкости 7 под гидростатическим напором через водяной
фильтр 8 поступает на прием питательного насоса высокого давления 16 и далее
нагнетается в парогенератор 26.

На напорном трубопроводе между питательным насосом и парогенератором
последовательно смонтированы регулирующий вентиль 20, диафрагма ДВ-100 21 и
обратный клапан КП-160 22. С помощью регулирующего вентиля 19 часть потока
направляют во всасывающую линию, регулируя расход воды, который измеряют
датчиком предельных значений расхода. Для исключения попадания пара в
напорную линию при внезапном повышении давления в парогенераторе
предусмотрен обратный клапан 22.

Полученный в парогенераторе пар поступает через расширитель 15,
регулирующий вентиль 14 и обратный клапан 2 к потребителю. На паропроводе на
выходе из парогенератора установлены два предохранительных клапана СППКМ-25-
1 00, отрегулированные соответственно на 1 0,8 (рабочий) и 1 0,5 (контрольный)
МПа. На расширителе 15 смонтированы приборы контроля температуры и
давления. Для предотвращения попадания продукции скважины в трубопроводы
установки предусмотрен обратный клапан КП-1 60 2.

Дизельное топливо из емкости 34 поступает в шестеренный насос ШФ-0.4/25Б
33. Расход топлива во всасывающую линию регулируют вентилем 32. Топливо,
пройдя через топливный фильтр 29, отсечной клапан 28, поступает в горелочное
устройство, предварительно подогреваясь.

Воздух в горелочное устройство поступает от вентилятора Ц-10-28-4 7 7 через
шиберную заслонку 12, подогреваясь.

Системы трубопроводов дренируются как естественным сливом через запорную
арматуру 9, 36, 23, 78, так и подачей сжатого воздуха из ресивера 6

Устьевая арматура АП-65/210, АП-65/50х16У1 (рис 5.9) предназначена для
герметизации устья скважин при паротепловом воздействии на пласт.

Арматура состоит из устьевого сальника 7, предназначенного для компенсации
теплового расширения 4 (удлинения) колонны НКТ, задвижки 2 и устьевого
шарнирного устройства 3. Шарнирное устройство обеспечивает компенсацию
термических удлинений эксплуатационной колонны и паропровода от
парогенератора к скважине.

Рис. 5.9. Устьевая арматура АП-65/210, АП-65/50х16У1

7 - устьевой сальник; 2 - задвижка; 3 - устьевое шарнирное устройство;

4 - специальная труба.
Техническая характеристика:

Тип арматуры	АП-65/210	А П-65/50x16У1
Рабочее давление, МПа	15	16
Максимальная температура, ОС	320	345
Условный проход, мм	65	65

Агрегат АДП для депарафинизации скважин горячей нефтью предназначен для
нагрева и нагнетания нефти в скважину с целью удаления со стенок труб отложений
парафина (табл. 5.10). Агрегат может быть использован также для депарафинизации
трапов, мерников, манифольдов и др.

Агрегат смонтирован на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ-255Б1А
Привод всех механизмов агрегата осуществляется от тягового двигателя
автомобиля. Агрегатом управляют из кабины водителя. В качестве нагреваемой
среды используют сырую нефть. Ресурс работы агрегата по запасу нефти равен 4
годам. Его обслуживают два человека.

Весь агрегат состоит из нескольких узлов и систем: нагревателя змеевикового
типа, нагнетательного насоса, трансмиссии, вспомогательного оборудования,
трубопроводов, контрольно-измерительных приборов и системы автоматики.
Нагреватель представляет собой змеевик высокого давления, заключенный в
двухстенный кожух. В нижней части нагревателя выложена топка, в которую введена
форсунка. Здесь же смонтировано запальное устройство.

Принцип работы агрегата заключается в следующем. Нефть из емкости
всасывается насосом и прокачивается через змеевики нагревателя. При своем
движении по змеевикам нефть нагревается до определенной температуры и далее
через напорный трубопровод нагнетается в скважину.

Таблица 5.1

Техническая характеристика агрегатов

Показатель	1 АД П-4-150	АДПМ- 12/150-У1	2АДПМ- 12/150-У1
I Нагреваемая среда	Нефть сырая		
I Подача по нефти, м°/ч	8,2; 14,5	12	12
I Температура подогрева нефти, °C			
| безводной	110-150	150	150
обводненной до 30 %	110	122	122
I Давление, развиваемое в рабочем режиме, МПа	16; 20	13; 16	13; 16
I Топливо, используемое при работе | агрегата	Дизельное автотракторное ГОСТ 305-82		
Рис. 5.10. Агрегат для депарафинизации скважины горячей нефтью 2АДП-
12/150-У1:

1 - насос; 2 - манифольд; 3 - нагреватель; 4 - трансмиссия привода
оборудования; 5 - топливная система

Вибрационные методы

Методы основаны на создании в области парафинообразования ультразвуковых
колебаний, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их
микроперемещение, что препятствует осаждению на стенках труб. Устройство,
приведенное на рис. 5.11, генерировало гидравлические колебания частотой до 1,8
Гц за счет колебания пластины, помещенной в центр потока струи движущейся
жидкости.

Учитывая, что работающее в скважине насосное оборудование, особенно
установки электроцентробежных насосов, также вызывают вибрацию труб, могут
возникнуть резонансные колебания системы, приводящие к авариям. Последнее
имеет место на практике.

Применение вибраторов для целей борьбы с парафином широкого
распространения не получило. Тем не менее отдельные конструкции вибраторов
применяют на некоторых месторождениях для предотвращения отложения
парафина в рабочих манифольдах скважин. Вибратор монтировался на
манифольде, и поток жидкости, выбрасываемый из скважины, воздействовал на
пластину. Последняя начинала вибрировать с частотой до 1,8 кГц, передавая
колебания жидкости.
20 2! 22 23 24 25

Рис. 5.11. Гидродинамический вибратор ВГ-2:

1 - гайка; 2 - фланец; 3 - шайба; 4 - винт; 5 - болт; 6 - воронка; 7 - червяк;

8 - червячное колесо; 9 - шайба латунная; 10 - труба; 11 - шпонка;

12 - прокладка; 13 - шайба уплотнительная; 14 - штуцер-сопло;

15- пластина вибрационная; 16 - пластинчатая шайба; 17 - планка;

18 - крышка; 19 - прокладка; 20 - рукоятка; 21-25- уплотнения

Физические методы

Методы, относящиеся к физическим, основываются на применении
электрических, магнитных, электромагнитных полей, механических и ультразвуковых
колебаний. К наиболее перспективным из методов следует отнести воздействие
переменных электромагнитных полей на парафинистую нефть.

По результатам промысловых испытаний магнитных депарафинизаторов
сделаны следующие выводы:

-	магнитными депарафинизаторами можно оборудовать скважины и выкидные
линии;

-	в фонтанные скважины и скважины с ЭЦНУ депарафинизаторы следует
спускать на скребковой проволоке;
-	в скважинах с большим газовым фактором депарафинизатор необходимо
перед запуском поднимать до лубрикатора;

-	для месторождений с незаконченным обустройством магнитные
депарафинизаторы являются оптимальным средством предотвращения АСПО;

-	срок окупаемости магнитных депарафинизаторов в скважинах с небольшим
межочистным сроком (до нескольких суток) составляет не более одного месяца.

Применение гладких защитных покрытий

Шероховатость поверхности труб обсадных и подъемных колонн является
одним из факторов, способствующих образованию отложений АСПО, чем выше
шероховатость поверхности, тем интенсивнее парафинообразование.

На гладкой поверхности, образованной из лаков, стекла, эмали, отложения
незначительны.

В результате промысловых экспериментов была установлена эффективность
применения НКТ с покрытиями из различных материалов.

Стеклянное покрытие ввиду его хрупкости, значительной толщины и отсутствия
сцепления с металлом трубы не надежно и разрушается в процессе
спускоподъемных операций. Последнее ведет к образованию стеклянных пробок в
колонне НКТ и заклиниванию насосов. Кроме того, технология образования
стеклянных и эмалевых покрытий предполагает нагрев труб до 700 - 800 °C, что
вызывает необратимые процессы в структуре металла и расплавление вершин
резьб. Последнее приводит к уменьшению прочности резьбового соединения труб и
провоцирует обрывы.

Лучшими свойствами для применения в промысловых условиях обладают
трубы с эпоксидным и стеклоэмалевым покрытиями.

Покрытие наносится при нагреве трубы до температуры 100 - 150 °C, поэтому
нарушения в структуре металла трубы и деформации не происходят.

Однако недостаточная термо- и морозостойкость эпоксидных смол является
сдерживающим фактором их широкого применения. С этих позиций лучшими могут
считаться НКТ, футерованные стеклоэмалью. Прочность и адгезия эмали высоки.
Сколы в процессе спускоподъемных операций и транспортировки не наблюдаются.
Большое сопротивление истиранию, низкая тепло- и электропроводность открывают
большие перспективы внедрения труб с эмалевым покрытием.

Применение футерованных лифтов в скважинах, эксплуатируемых УЭЦН,
особенно эффективно, так как спуск скребка в скважину с большим дебитом
затруднителен, а зачастую невозможен. Для спуска скребка насос необходимо
остановить, но и это не исключает подбросов, запутывания проволоки и других
осложнений, в ряде случаев заканчивающихся подземным ремонтом.

Многократные отключения для спуска скребка и последующие включения
пагубно отражаются на работе погружного электродвигателя. Опыт показывает, что
применение футерованных лифтов приводит к увеличению межремонтного периода
работы скважин на 30-40 %. Спуско-подъемные операции с футерованными трубами
не отличаются от аналогичных операций с обычными трубами. Необходимо только
снизить скорость спуска и подъема труб до 0,25 м/с.

В стыковых соединениях труб, не защищенных специальными футерованными
кольцами, откладывается парафин. Поэтому установка колец в таких лифтах
обязательна.

Трубы с покрытиями в скважинах, эксплуатируемых ШСНУ, получили
ограниченное применение. Это объясняется весьма напряженными условиями
работы, которые выражаются в следующем:

-	вследствие механического контакта колонны штанг с трубами покрытие
истирается;
-	при возвратно-поступательном движении штанг возникают
знакопеременные нагрузки на НКТ. которые вызывают разрушение покрытия.

Положение не улучшает и применение центраторов различной конструкции.

Особенности применения методов предупреждения образования АСПО при
ЭКСПЛУАТАЦИИ ШСНУ

Парафинообразование в скважинах, оборудованных штанговыми насосами,
имеет некоторые особенности. Они заключаются в следующем:

-	в области приема ШГН происходит снижение давления и начинается
интенсивное газоотделение, которое сопровождается выпадением парафина;

-	парафин откладывается на фильтре насоса, уменьшая его полезное
сечение, а значит ухудшая поступление жидкости в насос и снижая его подачу;

-	парафин прилипает к седлам и клапанам, ухудшая герметичность этой пары,
что приводит к утечкам части жидкости из цилиндра;

-	парафин откладывается в зазоре между цилиндром и плунжером, приводя к
заклиниванию последнего;

-	парафин осаждается на штангах, увеличивая их массу и значение сил
гидравлического сопротивления при их перемещении;

-	парафин откладывается на НКТ, уменьшая свободное сечение для движения
добываемой жидкости и увеличивая нагрузку на головку балансира и штанги;
последнее приводит к увеличению обрывности штанг.

Масса колонны штанг с отложившимся на ней парафином увеличивается в
среднем на 600 кг, а количество отказов насоса, связанных с заклиниванием
плунжера в цилиндре из-за парафина, достигает 72 % общего числа отказов насоса.

Таким образом, борьба с парафиноотложением в скважинах с ШГН требует
новых технологических и технических решений, хотя основные направления
остаются такими же, как и в фонтанных скважинах.

Термические методы

Среди тепловых методов, применяемых в скважинах, эксплуатируемых ШГН, в
настоящее время преобладают: промывка скважин горячей нефтью; пропарка
оборудования острым паром; использование электрических нагревателей.

Технология промывки горячей нефтью не отличается от описанной для
фонтанной скважины. Разновидностью является использование промывки
одновременно с работой штангового насоса. Это повышает эффективность отмыва
отложений за счет интенсификации воздействия прокачиваемой жидкости на
элементы оборудования и лучшего выноса АСПО из скважины.

С целью лучшей очистки труб и оборудования в теплоноситель добавляют
химические реагенты.

Пропарка острым паром преимущественно используется для очистки
приустьевой зоны скважины, а также арматуры и манифольдов.

Проведение этой операции имеет свои особенности. Во-первых, возможно
образование парафиновых пробок вследствие накопления отделившегося
парафина, устранение которых потребует дополнительной работы. Поэтому следует
предусмотреть циркуляцию жидкости для выноса отложений. Во-вторых, пропарка
поднятого из скважины оборудования - труб, штанг, насосов и т.д. - должна
проводиться в закрытых кассетах. Это позволяет экономить тепло и утилизировать
отложения. Последнее весьма важно сточки зрения охраны окружающей среды.

Электродепарафинизация в скважинах с УШГН в настоящее время приобрела
несколько технических решений.

1.	Использование серийной установки типа УЭС-1500, требующей подъема
оборудования из скважины, спуска электронагревателя и его подъема с
последующим спуском насосного оборудования. Это нерационально, так как
вызывает длительный простой скважины.

2.	Применение малогабаритного электронагревателя, спускаемого в затрубное
пространство с помощью установки типа УЭС-1500. Диаметр нагревателя 29 мм,
мощность 9,45 кВт, температура нагрева 125 °C, давление среды 15 МПа.
Технология спуска не отличается от принятой для спуска глубинного манометра.

3.	Применение над- и поднасосных нагревателей индукционного типа,
монтируемых на приеме насоса или над ним и работающих одновременно с
насосом.

Особенностью технологии является использование силового кабеля от
погружных центробежных насосов для подачи напряжения к индукционному
нагревателю. Спуск кабеля производится по технологии, принятой для УЭЦН.

Химические методы

Объем применения химических методов в настоящее время значителен по
причине простоты их осуществления и технологической эффективности Что
касается экономической эффективности, то этот вопрос должен решаться
индивидуально для каждого применяемого химреагента и выбранной технологии его
подачи в скважину.

Периодическая задавка ингибитора в пласт не отличается по технологии от
применяемой для фонтанных скважин. Наиболее рациональной по времени
является задавка через затрубное пространство, так как подача через НКТ
потребует подъема оборудования. Отрицательные качества этой технологии
приведены ранее.

Рис. 5.12. Устьевой дозатор с приводом от СК:

1 - приемный трубопровод; 2 - емкость с ингибитором; 3 - крепление тяги
к балансиру СК; 4 - катушка; 5,6,7- задвижки; 8 - линия перепуска жидкости е
затрубное пространство; 9 - нагнетательная линия; 10- кривошип;

11 - насос-дозатор
Дозированная подача в затрубное пространство может осуществляться как
автономными дозировочными насосами, так и насосами с приводом от станка-
качалки.

Инженерами объединения была разработана схема монтажа насоса-дозатора
(рис. 5.12), которая включает тягу 3 и кривошип 10, связанные с балансиром СК и
сообщающие поршню насоса возвратно-поступательное движение. Реагент из
емкости 2 через линию 9 подается в затрубное пространство 8 скважины.

Максимальная производительность насоса составляет 0,4 л/ч (9,6 л/сут). При
подаче концентрированного ингибитора схема позволяет уменьшить дозу за счет
перепуска некоторого объема обратно в емкость 2.

Существенным недостатком ингибитора ХТ-48 является значительное
повышение его вязкости при понижении температуры в зимнее время. Поэтому в
зимнее время приготовляют 2,5%-ный раствор ХТ-48 с пресной водой, нагретой до
60-70 °C, и насосным агрегатом закачивают его в затрубное пространство при
работающем глубинном насосе, создавая циркуляцию

На нефтяных месторождениях Башкортостана и Татарстана в последние годы
внедряются скважинные дозаторы новой конструкции, совмещенные со штанговым
насосом вставного и невставного типов. Схема дозатора для невставного насоса
приведена на рис. 5.13.

Дозатор состоит из дозирующего узла и контейнера. Дозирующий узел включает
в себя плунжер 3, клапаны - всасывающий 6 и нагнетательный 5, накопительную
камеру 12 и фильтр 4.

Контейнер 8 представляет собой колонну насосно-компрессорных труб,
количество которых определяется расчетным объемом химреагента. Последняя
снизу труба снабжается заглушкой с обратным клапаном 10, а выше нее
устанавливается разделительный поршень. Дозатор выполняется в виде
автономного модуля и присоединяется к цилиндру трубного штангового насоса.

Конструктивной особенностью описываемого дозатора, отличающей его от
известных, является совмещение всасывающего клапана насоса с дозирующим
узлом дозатора. Это обеспечивает его синхронную работу с насосом и дозировку
реагента только при работе последнего. Для этой цели была изменена конструкция
всасывающего клапана насоса: вместо шара была применена тарелка со штоком,
который выполняет функцию плунжера дозирующего узла.

Монтаж дозатора производится следующим образом. В мастерских
демонтируется серийный шариковый клапан насоса и к его цилиндру
присоединяется модуль дозирующего узла. После сборки насос спрессовывается
совместно с дозирующим узлом и вывозится на скважину.

На устье скважины монтаж начинается со спуска контейнера, причем в первую
трубу снизу вставляется разделительный поршень 9 и труба закрывается заглушкой
с обратным клапаном 10. Затем обычным способом опускают расчетное количество
труб, последняя из которых присоединяется к дозирующему узлу, соединенному с
цилиндром насоса. Перед этим из цилиндра извлекают плунжер. После спуска
контейнера и цилиндра насоса с дозирующим узлом по известной технологии
опускают плунжер на штангах и насос запускают в работу.

Дозатор работает так. В период всасывания тарельчатый клапан 2 поднимается
и жидкость через фильтр 4 поступает в цилиндр насоса. При этом перемещается
жестко связанный с тарелкой шток-плунжер 3, создавая разрежение в накопительной
камере 12, под действием которого открывается всасывающий клапан 6
дозирующего узла, впуская в накопительную камеру порцию реагента.

В период нагнетания (ход плунжера насоса вниз) клапан 2 закрывается, шток-
плунжер 3 опускается, вытесняя заполнивший камеру 12 реагент через
нагнетательный клапан 5 на прием насоса. Длина хода тарельчатого клапана
регулируется набором шайб устанавливаемых под его седлом. Последнее влияет
на производительность дозирующего узла, которая регламентируется местными
условиями.

В процессе эксплуатации скважинная жидкость поступает в контейнер через
обратный клапан и, воздействуя на разделительный поршень 9, оттесняет
химреагент к всасывающему клапану 6. Этим обеспечивается постоянная и
равномерная дозировка химреагента.

Использование дозирующего узла только в период работы насоса делает
дозатор весьма экономичным и увеличивает межремонтный период его
эксплуатации.

Рис. 5.13. Установка для добычи и
внутрискважинной обработки нефти:
1 - насос;

2	- тарельчатый клапан;

3	- плунжер;

4	- фильтр;

5	- нагнетательный клапан;

6	- всасывающий клапан;

7	- корпус;

8	- контейнер;

9	- разделительный поршень;

10	- обратный клапан;

11	- заливная пробка;

12	- накопительная камера;

13	- переводник;

14	- цилиндр

8

9

6.	ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ О МЕТОДАХ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА,
ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН, ПОДЗЕМНОМ И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТАХ

СКВАЖИН

Методы ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

Целями воздействия на залежь нефти являются поддержание пластового
давления и, что более важно, увеличение конечной нефтеотдачи. В последнем
случае методы воздействия могут быть иными, и они часто находят применение на
истощенных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, хотя
пластовое давление может оставаться на уровне первоначального или превышать
его.

Часто методы воздействия преследуют обе цели, т. е. поддержание пластового
давления и увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи.

Масштабы применения методов воздействия на залежи нефти очень велики. ,
Около 85 % нефти добывается из пластов, подвергнутых методам воздействия.
Среди них доминирующим методом остается поддержание пластового давления
(ППД) закачкой в пласт воды.

Существуют следующие основные методы воздействия на пласт.

А. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды, к которому
относятся:

1.	Законтурное заводнение.

2.	Приконтурное заводнение.

3.	Внутриконтурное заводнение, которое можно разделить на:

а)	разрезание залежи линейными или круговыми рядами нагнетательных
скважин;

б)	блочная система заводнения;

в)	очаговое заводнение;

г)	избирательное заводнение;

д)	площадное заводнение.

Б. Поддержание давления закачкой газа:

1.	Закачка воздуха

2.	Закачка сухого газа.

3.	Закачка обогащенного газа.

4.	Закачка газа при параметрах, близких к критическим

В. Тепловые методы воздействия.

1.	Закачка в пласт горячей воды.

2.	Закачка перегретого пара.

3.	Создание в пласте подвижного фронта горения.

4.	Тепловая обработка призабойной зоны пласта.

Существуют так же, хотя в очень ограниченных масштабах и другие
специальные методы воздействия, которые являются сочетанием названных выше
К этим методам можно отнести закачку различных веществ в пласт, таких как:

-	растворители с последующим их проталкиванием сухим газом или водой
(закачка сжиженного газа);

-	карбонизированная вода с последующим ее проталкиванием водой;

-	углекислый газ;

-	мицеллярные растворы в виде оторочек, смешивающихся с пластовой
нефтью и вытесняющим агентом - водой;

-	газогенераторные газы, получаемые сжиганием нефти при давлениях
закачки в специальных аппаратах - газогенераторах.

Основное назначение многих из этих методов - не поддержание пластового
давления, а повышение коэффициента нефтеотдачи в сочетании с попутным
эффектом - частичным поддержанием пластового давления.

Как показывают исследования, объем растворителей при закачке должен
составлять от 5 до 15% объема пласта между линиями нагнетания и отбора. Для
закачки газа требуются очень мощные компрессорные установки высокого давления
(превышающие пластовое), что приводит к большим удельным расходам энергии на
единицу добытой нефти по сравнению, например, с закачкой воды. Для реализации
перспективного метода - закачки карбонизированной воды и СОг - необходимы очень
большие количества углекислого газа, получение которого в нужных количествах
также вызывает большие технические трудности и требует специальных
капитальных вложений.
Обработка призабойной зоны

Общие положения

ОПЗ проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи)
для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью
увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных
скважин.

Выбор способа ОПЗ осуществляют на основе изучения причин низкой
продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-
коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и
геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.

ОПЗ проводят только в технически исправных скважинах при условии
герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной
исследованиями.

Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП
обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего
предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими
инструкциями по отдельным видам ОПЗ с учетом технико-экономической оценки их
эффективности.

Однократное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих
случаях:

1)	в однородных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 м; при
коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят однократное
воздействие;

2)	в случаях, когда отбором (нагнетанием) охвачены не все пропластки и
коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют многократное (поинтервальное)
воздействие с использованием временно блокирующих (изолирующих) материалов
или оборудования.

Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗ обязательно и
включает в своем составе обеспечение необходимым оборудованием и
инструментом, а также подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке. В
скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ
по ОПЗ, например оборудованных глубинным насосом, производят подъем
подземного оборудования и спуск колонны НКТ, а также другого необходимого
оборудования.

После проведения ОПЗ исследуют скважины методами установившихся и
неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам
исследования скважин перед ОПЗ.

Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны пласта от различных
загрязнений в зависимости от причин и геолого-технических условий проводят
следующие технологические операции:

1)	кислотные ванны;

2)	промывку пеной или раствором ПАВ;

3)	гидроимпульсное воздействие (метод переменных давлений);

4)	циклическое воздействие путем создания управляемых депрессий на пласт с
использованием струйных насосов;

5)	многоцикловую очистку с применением пенных систем;

6)	воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного насоса;

7)	ОПЗ с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС);

8)	воздействие на ПЗП с использованием растворителей (бутилбензольная
фракция, стабильный керосин и др.).
Кислотная обработка

Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих в основном из кальцита,
доломита и других солей угольной кислоты, а также терригенных коллекторов с
повышенным содержанием карбонатов (свыше 10 %) используют соляную кислоту
Допускается применение сульфаминовой и уксусной кислот.

Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих
включений (сульфатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10-16 %-ным
водным раствором соляной кислоты.

Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной
(10 % масс.) или сульфаминовой (10 % масс.) кислотами.

При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при
использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3-5 % масс.) или
лимонную (2-3 % масс.) кислоты для предупреждения осадкообразования е
растворе.

В трещинных и трещинно-поровых коллекторах для глубокой (по простиранию)
обработки используют замедленно взаимодействующие с карбонатами составы на
основе соляной кислоты, дисперсные системы типа эмульсий и загущенных
растворов:

1)	для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют
ПАВ (сульфонол, ОП-Ю и др.) и стабилизатор (КМЦ и др.);

2)	для приготовления загущенной кислоты в раствор соляной кислоты (от 12 до
15 % масс.) вводят КМЦ или сульфит-спиртовую барду (0,5-3,0 % масс.).

Обработку карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от 100 до
170°С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со
специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первичные амины, алкиламиды) от 0,5
до 1 %-ной концентрации.

Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости
от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геолого-технических
условий (толщина, пористость, проницаемость, забойная температура, давление
пласта) выбирают из табл. 5.

Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в
случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые
из соляной (от 10 до 12 % масс.) и плавиковой (от 3 до 5 % масс.) кислот. Допустимо
использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида
аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия
предупреждения разрушения пластовых пород. При первичной обработке
используют от 0,3 до 0,4 м3 раствора на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

Для обработки коллекторов, представленных ангидритами, используют соляно-
кислотные растворы с добавками от 6 до 10 % масс, азотнокислого натрия.

Во всех случаях при проведении кислотных обработок в состав раствора вводят
ингибитор коррозии.

Таблица 5

Объем кислоты для ОПЗ в зависимости от проницаемости пласта-коллектора
и количества обработок

Количество обработок	Объем кислоты м3 (из расчета 15%-ной концентрации на 1 м вскрытой толщины пласта)		
	Тип коллектора		
	поровый		трещинный
	малопроницаемый	высокопроницаемый	
Одна	0,4-0,6	0,6-1,0	0,6-0,8
Две и более	0,6-1,6	1,0-1,5	1,0-1,5

Примечание. 1. Продолжительность выдерживания кислотного раствора
зависит от температуры пласта. При температурах до 30 °C - 2 ч, от 30 до 60
°C - от 1 до 1,5 ч. 2. При температурах свыше 60 °C время выдерживания
кислотного раствора в пласте не регламентировано и зависит от времени
полной нейтрализации (потери активности) кислоты.

Термохимические и термокислотные обработки производят в коллекторах в
интервале температур от 15 до 40 °C.

Термохимическую обработку производят с использованием соляной кислоты и
магния или некоторых его сплавов (МЛ-1, МА-1 и т.п.).

Термокислотную обработку производят в виде комбинированного воздействия на
ПЗП, состоящего из термохимической и обычной кислотной обработок под
давлением.

Для кислотных обработок используют специальный насосный агрегат типа
Азинмаш-30. Кислоты транспортируют в гуммированных автоцистернах 4ЦР.ЗЦР или
ЦР-20.

Гидропескоструйная перфорация

Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных, как
однородных, так и неоднородных по проницаемости, коллекторов перед ГРП для
образования трещин в заданном интервале пласта, а также для срезания труб в
скважине при проведении ремонтных работ.

Не допускается проведение ГПП в условиях поглощения жидкости пластом.

Различают два варианта ГПП - точечная и щелевая. При точечной ГПП канал
образуют при неподвижном перфораторе. Щелевую ГПП осуществляют при
движении перфорационного устройства.

Профиль и плотность ГПП определяют в зависимости от геолого-
эксплуатационной характеристики коллектора.

При осуществлении ГПП используют: перфораторы, НКТ, насосные агрегаты,
пескосмесители, емкости для жидкости, сальниковую катушку или превентор, а также
жидкость-носитель и кварцевый песок.

В качестве жидкости-носителя используют дегазированную нефть, 5-6%-ный
раствор соляной кислоты, воду (соленую или пресную) с добавками ПАВ,
промывочный раствор, не загрязняющий коллектор. При работах в интервале
непродуктивного пласта используют пресную воду или промывочную жидкость.
Концентрация песка в жидкости-носителе должна составлять от 50 до 100 г/л.

Продолжительность процесса при точечном вскрытии составляет 15 мин, при
щелевом - не более 2-3 мин на каждый сантиметр длины цели.

Перепад давления жидкости на насадке (без учета потерь на трение в НКТ)
составляет:

1)	при диаметре насадки 6 мм - от 10 до 12 МПа;

2)	при диаметре насадки 4,5 мм - от 18 до 20 МПа.

Процесс ГПП осуществляют при движении НКТ снизу вверх.

При непредвиденных продолжительных остановках немедленно промывают
скважину при обратной циркуляции.

После ГПП при обратной промывке вымывают шаровой клапан, промывают
скважину до забоя до полного удаления песка из скважины, поднимают перфоратор
и оборудуют скважину для освоения и эксплуатации. Освоение фонтанных скважин
допускается без подъема перфоратора.
Виброобработка

Виброобработку производят в скважинах с загрязненной ПЗП; в коллекторах,
сложенных низкопроницаемыми породами, содержащими глинистые минералы; в
литологически неоднородных коллекторах с воздействием на низкопроницаемые
пропластки; перед химической обработкой; перед ГРП или другими методами
воздействия на ПЗП.

Запрещается проведение виброобработки в скважинах, расположенных вблизи
водонефтяного контакта, при интенсивных поглощениях жидкости пластом, при
низких пластовых давлениях.

Для проведения технологического процесса в обрабатываемый интервал на НКТ
опускают гидравлический золотниковый вибратор типа ГВГ, При давлениях
закачивания свыше 40 МПа применяют пакеры.

Величину гидравлического импульса определяют в зависимости от расхода
рабочей жидкости и времени перекрытия ее потока.

В качестве рабочей жидкости используют нефть, соляно-кислотный раствор,
предельный керосин и их смеси. Количество кислоты и керосина определяется из
расчета 2-3 м3 на 1 м вскрытой толщины пласта.

Т ермообработка

Термообработку ПЗП проводят в коллекторах с тяжелыми парафинистыми
нефтями при пластовых температурах, близких к температуре кристаллизации
парафина или ниже нее.

При термообработке перенос тепла в коллектор осуществляют: при
теплопередаче по скелету породы и насыщающей жидкости от источника тепла,
расположенного в скважине (метод кондуктивного прогрева); при принудительном
теплопереносе по коллектору за счет нагнетания в пласт теплоносителя
(паротепловая обработка).

Выбор метода теплообработки осуществляют в зависимости от конкретных
геолого-промысловых условий:

1)	метод индуктивного прогрева осуществляют с использованием глубинных
электронагревателей. Температура нагрева должна быть ниже точки коксования
нефти. При периодической тепловой обработке, после извлечения из скважины
эксплуатационного оборудования, опускают на кабеле-тросе в интервал
продуктивного пласта глубинный электронагреватель и осуществляют прогрев в
течение 3-7 суток. Продолжительность пуска скважины в эксплуатацию после
тепловой обработки не должна превышать 7 ч;

2)	при стационарной электротепловой обработке совместно с подземным
оборудованием в интервале фильтра устанавливают стационарный
электронагреватель, с помощью которого осуществляют прогрев постоянно или по
заданному режиму;

3)	при паротепловой обработке прогрев ПЗП осуществляют насыщенным паром
с помощью стационарных или передвижных парогенераторов ППГУ-4/120.
Паротепловые обработки проводят в скважинах глубиной не более 1000 м в
коллекторах, содержащих нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 50 мПа с.
Перед проведением процесса скважину останавливают, извлекают
эксплуатационное оборудование и проверяют герметичность эксплуатационной
колонны. Нагнетание пара осуществляют с таким расчетом, чтобы паровая зона
образовалась в радиусе от 10 до 20 м. Затем скважину герметизируют и
выдерживают в течение 2-3 суток.
Воздействие давлением пороховых газов

Воздействие на ПЗП пороховыми газами осуществляется путем разрыва пласта
без закрепления трещин в плотных низкопроницаемых коллекторах (песчаниках,
известняках, доломитах с проницаемостью от 0,10 до 0,05 мкм2 и менее). Не
допускается проведение разрыва пласта указанным методом в коллекторах,
сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с прослоями
глин, мергелей, алевролитов с оолитовыми известняками, а также песками и
слабосцементированными песчаниками.

Технологический процесс осуществляют с использованием пороховых
генераторов корпусных типа АСГ или герметичных бескорпусных типа ПДГ БК и
негерметичных типа АДС.

Аппараты АСГ 105 К применяют в обсаженных скважинах с минимальным
проходным диаметром 122 мм при температуре до 80 °C и гидростатическим
давлением от 1,5 до 35 МПа.

Аппараты типа ПГД БК применяют в обсадных колоннах с проходным диаметром
от 118 до 130 мм при температуре до 200 °C и гидростатическим давлением до 100
МПа, а типа АДС - до 100 °C и 35 МПа соответственно. Величина минимального
гидростатического давления для ПГД БК составляет 10 МПа, для АДС - 3 МПа.

Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК производят на бронированном
каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/с в жидкости и 0,5 м/с в
газожидкостной среде.

При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют
перфорационной задвижкой или фонтанной арматурой, а в отдельных случаях -
лубрикатором. Скважину шаблонируют. Производят замену длины кабеля, привязку
по каротажу. Замеряют гидростатическое давление и забойную температуру.
Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего воздействию,
или в непосредственной близости к нему. Если интервал обработки вскрывают
торпедированием, генератор давления устанавливают над зоной перфорации на
расстоянии 1 м.

После спуска генератора на заданную глубину каротажный кабель закрепляют на
устье скважины.

Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку кабеля, выбросу жидкости или
по звуковому эффекту.

При толщине пласта свыше 20 м производят многократное сжигание пороховых
зарядов.

При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков,
производят поинтервальное и последовательное снизу вверх воздействие на
отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.

Для регистрации максимального давления, создаваемого в скважине,
используют кремерный прибор, который прикрепляют на кабеле около кабельной
головки.

Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - процесс обработки ПЗС с целью
расширения и углубления естественных и образования новых трещин в породах
призабойной зоны.

Сущность этого процесса заключается в нагнетании в проницаемый пласт
жидкости при давлении, под действием которого пласт расщепляется, либо по
плоскостям напластования, либо вдоль естественных трещин. Для предупреждения
смыкания трещин при снятии давления в них вместе с жидкостью закачивается
крупный песок, сохраняющий проницаемость этих трещин, в тысячи раз
превышающую проницаемость ненарушенного пласта.

Гидравлический разрыв проводится при давлениях, доходящих до 100 МПа, с
большим расходом жидкости и при использовании сложной и многообразной
техники.

Осуществление ГРП рекомендуется в следующих скважинах.

1.	Давших при опробовании слабый приток.

2.	С высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью
коллектора.

3.	С загрязненной призабойной зоной.

4.	С заниженной продуктивностью.

5.	С высоким газовым фактором (по сравнению с окружающими).

6.	Нагнетательных с низкой приемистостью.	- \

7.	Нагнетательных для расширения интервала поглощения.

Не рекомендуется проводить ГРП в скважинах, технически неисправных и
расположенных близко от контура водоносности или от газовой шапки. Очевидно,
что эффективность ГРП зависит от размеров трещины.

Различают три основных процесса ГРП:

1.	однократный - предполагается образование одной трещины в продуктивной
толщине пласта:

2.	многократный - несколько трещин по всей вскрытой продуктивной толгцине
пласта;

3.	направленный (поинтервальный) - образование трещин в заранее
предусмотренных интервалах толщины пласта.

Технология ГРП включает:

1.	Промывку скважины;

2.	Спуск в скважину высокопрочных НКТ с пакером и якорем на нижнем конце;

3.	Обвязку и опрессовку на 1,5-кратное рабочее давление устья и наземного
оборудования;

4.	Определение приемистости скважины закачкой жидкости;

5.	Закачку в пласт жидкости-разрыва, жидкости-песконосителя и продавочной
жидкости (собственно гидроразрыв);

6.	Демонтаж оборудования и пуск скважины в работу.

Для осуществления процесса гидроразрыва используют технологические
жидкости на водной и углеводородной основах.

По своему назначению жидкости разделяются на три категории:

жидкость разрыва,

жидкость-песконоситель,

продавочная жидкость.

Технологические жидкости для ГРП должны удовлетворять следующим
основным требованиям:

1)	при минимальных затратах жидкости обеспечивать формирование трещин
большой протяженности;

2)	вязкость должна обеспечивать высокую несущую способность песка
(проппанта), достаточную для транспортирования и равномерного размещения в
трещине гидроразрыва расклинивающего материала и создания заданной
раскрытое™ трещин;

3)	обладать низким гидравлическим сопротивлением и достаточной сдвиговой
устойчивостью для обеспечения максимально возможной в конкретных геолого-
технических условиях скорости нагнетания жидкости;

4)	не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;

5)	обладать высокой стабильностью жидкостной системы при закачке;

6)	легко удаляться из пласта после проведения процесса;
7)	обладать регулируемой способностью деструктироваться в пластовых
условиях, не образуя при этом нерастворимого твердого осадка, снижающего
проводимость пласта и не создающего должного распределения расклинивающего
материала в трещине гидроразрыва.

Основными технологическими параметрами для контроля за процессом ГРП
следует считать темп и объемы закачки, устьевое давление, концентрацию песка
(проппанта)в суспензии.

Исследование скважин

Назначение и методы исследования скважин

Методы исследования скважин и технические средства для их осуществления
предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и
интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину, об изменениях,
происходящих в пласте в процессе его разработки. Такая информация необходима
для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти,
для осуществления рациональных способов разработки месторождения, для
обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидкости
из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого
оборудования при наиболее высоком коэффициенте полезного действия.

В процессе выработки запасов нефти условия в нефтяной залежи и в скважинах
изменяются. Скважины обводняются, пластовое давление снижается, газовые
факторы могут изменяться. Это заставляет постоянно получать непрерывно
обновляющуюся информацию о скважинах и о пласте или нескольких пластах,
являющихся объектом разработки. От наличия такой достоверной информации
зависит правильность принимаемых решений по осуществлению на скважинах или
на объекте разработки или на отдельных частях такого объекта тех или иных
геолого-технических мероприятий.

Геофизические методы исследования. Они основаны на физических
явлениях, происходящих в горных породах и насыщающих их жидкостях при
взаимодействии их со скважинной жидкостью и при воздействии на них
радиоактивного искусственного облучения или ультразвука.

Геофизические исследования скважин - это различного рода каротажи, т. е.
прослеживание за изменением какой-либо величины вдоль ствола скважины с
помощью спускаемого на электрокабеле специального прибора, оснащенного
соответствующей аппаратурой. К ним относятся:

1.	Электрокаротаж, который позволяет проследить за изменением
самопроизвольно возникающего электрического поля в результате взаимодействия
скважинной жидкости с породой, а также за изменением так называемого
кажущегося удельного сопротивления этих пород. Электрокаротаж и его
разновидности, такие как боковой каротаж - БК, микрокаротаж, индукционный
каротаж - ИК, позволяют дифференцировать горные породы разреза, находить
отметку кровли и подошвы проницаемых и пористых коллекторов, определять
нефтенасыщенные пропластки и получать другую информацию о породах.

2.	Радиоактивный каротаж - РК Он основан на использовании радиоактивных
процессов (естественных и искусственно вызванных), происходящих в ядрах атомов,
горных пород и насыщающих их жидкостей.

Разновидностью РК является гамма-каротаж ГК, дающий каротажную диаграмму
интенсивности естественной радиоактивности вдоль ствола скважины, что
позволяет дифференцировать породы геологического разреза по этому признаку.

Гамма-гамма-каротаж (ГГК) фиксирует вторичное рассеянное породами гамма-
излучение в процессе их облучения источником гамма-квантов, находящихся в
спускаемом в скважину аппарате. Существующие две разновидности ГГК позволяют
косвенно определять пористость коллекторов, а также обнаруживать в столбе
скважинной жидкости поступление воды как более тяжелой компоненты.

3.	Нейтронный каротаж (НК) основан на взаимодействии потока нейтронов с
ядрами элементов горных пород. Спускаемый в скважину прибор содержит источник
быстрых нейтронов и индикатор, удаленный от источника на заданном (примерно 0,5
м) расстоянии и изолированный экранной перегородкой. Существует несколько
разновидностей НК, как, например, нейтронный каротаж по тепловым и надтепловым
нейтронам (НГ-Т и НГ-Н), которые дают дополнительную информацию о коллекторе
и пластовых жидкостях.

4.	Акустический каротаж (АК). Это определение упругих свойств горных пород.
При АК в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в
окружающей среде и воспринимаются одним или более приемниками,
расположенными в том же спускаемом аппарате. Зная расстояние между
источниками колебания и приемником, можно определить скорость распространения
упругих колебаний и их амплитуду, т. е. затухание. В соответствии с этим
выделяется три модификации АК: по скорости распространения упругих волн, по
затуханию упругих волн и АК для контроля цементного кольца и технического
состояния скважины.

5.	Другие виды каротажа.

Кавернометрия, т. е. измерение фактического диаметра необсаженной скважины
и его изменение вдоль ствола Кавернограмма в сочетании с другими видами
каротажа указывает на наличие проницаемых и непроницаемых пород. Увеличение
диаметра соответствует глинам и глинистым породам; сужение обычно происходит
против песков и проницаемых песчаников. Против известняков и других крепких
пород замеряемый диаметр соответствует номинальному, т. е. диаметру долота.
Кавернограммы используются при корреляции пластов и в сочетании с другими
методами хорошо дифференцируют разрез, так как хорошо отражают глинистости и
проницаемости разреза.

Термокаротаж - изучение распределения температуры в обсаженной или
необсаженной скважине. Термокаротаж позволяет дифференцировать породы по
температурному градиенту, а следовательно, по тепловому сопротивлению.
Кратковременное охлаждение ствола скважины или нагрев при закачке холодной
или горячей жидкости позволяет получить новую информацию о теплоемкости и
теплопроводности пластов. Это позволяет определить: местоположение
продуктивного пласта, газонефтяной контакт, места потери циркуляции в бурящейся
скважине или дефекта в обсадной колонне зоны разрыва при ГРП и зоны
поглощения воды и газа при закачке.

Увеличение чувствительности скважинных термометров и уменьшение их
тепловой инерции еще больше расширит круг промысловых задач, решаемых с
помощью термометрии.

Гидродинамические методы исследования. Они основаны на изучении
параметров притока жидкости или газа к скважине при установившихся или при
неустановившихся режимах ее работы. К числу таких параметров относятся дебит
или его изменение и давление или его изменение. Поскольку при гидродинамических
методах исследования процессом охватывается вся зона дренирования, то
результаты, получаемые при обработке этих данных, становятся характерными для
радиусов, в сотни раз превышающих радиусы охвата при геофизических методах.

Гидродинамические методы исследования выполняются техническими
средствами и обслуживающим персоналом нефтедобывающих предприятий. Они
разделяются на исследования при установившихся режимах работы скважины (так
называемый метод пробных откачек) и на исследования при неустановившихся
режимах работы скважины (метод прослеживания уровня или кривой
восстановления давления). Исследование при установившихся режимах позволяет
получить важнейшую характеристику работы скважины - зависимость притока
жидкости от забойного давления или положения динамического уровня (Q(Pc)J. Без
этой зависимости невозможно определить обоснованные дебиты скважины и
технические средства для подъема жидкости. Этот же метод позволяет определить
гидропроводность пласта е = kh/p. с призабойной зоны.

Исследование при неустановившихся режимах позволяет определить
пьезопроводность %, для более удаленных зон пласта и параметр %2/глр (х *
пьезопроводность; гпр - приведенный радиус скважины), а также некоторые
особенности удаленных зон пласта, такие как ухудшение или улучшение
гидропроводности на периферии или выклинивание проницаемого пласта.

Техника для гидродинамических исследований скважин зависит от способа
эксплуатации (фонтан, газлифт, ПЦЭН, ШСН), который накладывает известные
технические ограничения на возможности этого метода.

Скважинные дебитометрические исследования. Они позволяют определить
приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добывающих скважинах (профили
притока) и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах (профили
поглощения) с помощью регистрирующих приборов - дебитомеров и расходомеров,
спускаемых в скважину и перемещаемых вдоль перфорированного интервала.

Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию о
действительно работающей толщине пласта, о долевом участии в общем дебите
отдельных пропластков, о результатах воздействия на те или иные пропластки с
целью интенсификации притока или увеличения поглотительной способности
скважин. Эти исследования, как правило, дополняются одновременным измерением
влагосодержания потока (% воды), давления, температуры и их распределением
вдоль ствола скважины.

Скважинные дебитометрические исследования проводятся специальными
комплексными приборами типа «Поток». Все гидродинамические и
дебитометрические исследования сравнительно легко осуществляются в
фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважинах, так как при этом доступ к
забою через НКТ открыт и спуск приборов на забой не составляет больших
технических трудностей. При других способах эксплуатации (ПЦЭН, ШСН) спуск
измерительного прибора через НКТ невозможен, поэтому исследование таких
скважин (а их подавляющее большинство) связано с техническими трудностями и
имеет особенности.

Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин

Приборы спускают в скважины без остановки их работы. Поскольку доступ к
забою через НКТ возможен в фонтанных и газлифтных скважинах, на устьях которых
всегда имеется давление, иногда очень значительное, то измерительные приборы в
действующую скважину е>водят через лубрикатор (рис. 6.1), который состоит из
корпуса 1, устанавливаемого на верхний фланец буферной задвижки 2 арматуры
устья скважины. Размеры корпуса должны позволять размещение в нем спускаемого
прибора 3. На верхнем конце корпуса имеется сальниковое устройство 4 и
кронштейн 5, удерживающий направляющий ролик 6. Лубрикатор имеет спускной
краник 7 и уравнительный отвод 8.

Лубрикатор устанавливают при закрытой задвижке 2 без нарушения режима
фонтанной пли газлифтной скважины, нефть из которой поступает непрерывно в
боковой отвод 9. Перед спуском прибора в скважину отворачивается сальниковая
крышка 4, через которую продергивается кабель или проволока.

Рис. 6.1. Лубрикатор

Глубинный прибор с присоединенной
проволокой опускают в корпус лубрикатора, после
чего завинчивают сальниковую крышку 4.
Проволока заправляется на направляющий ролик
5 и идет к барабану подъемной лебедки
транспортируемой на автомашине.

После зарядки лубрикатора открывается
задвижка 2, давления уравниваются; после чего
прибор спускают в скважину. Длина смотанной с
барабана проволоки или кабеля измеряется
специальным измерительным роликом,
соединенным со счетчиком, показывающим
глубину спуска прибора. После измерений прибор
извлекается в обратном порядке. Сначала он
вводится в корпус лубрикатора, затем
закрывается задвижка 2 и после уравновешивания
давления с помощью крана 7 открывается
сальниковая крышка и прибор извлекается на
поверхность.

Для насосной эксплуатации имеются
малогабаритные лубрикаторы. Такие лубрикаторы
устанавливаются эксцентрично на верхнем
фланце насосной устьевой арматуры и

предназначены для спуска в кольцевое пространство насосных скважин
малогабаритных скважинных манометров с наружным диаметром менее 28 мм.
Спуск измерительных приборов в скважины, работающие с дебитом более 300 - 400
т/сут (зависит еще и от газового фактора), обычно вызывает затруднения, так как
встречный поток жидкости из-за гидравлических сопротивлений, вызываемых
наличием прибора, препятствует его спуску. В подобных случаях к глубинным
приборам подвешивают грузовую штангу. При очень больших дебитах, перед
спуском прибора, прикрытием выкидной задвижки или регулируемого штуцера дебит
уменьшают до такого, при котором спуск прибора становится возможным. После
спуска прибора ниже башмака НКТ, где скорость восходящего потока мала, работу
скважины снова переводят на прежний режим.

Однако такое нарушение может отразиться на измеряемых параметрах, поэтому
после такой операции скважине необходимо дать возможность выйти на
установившийся режим. Многие скважинные приборы (манометры, термометры,
пробоотборники) имеют автономную регистрацию измеряемых параметров внутри
самого прибора. Такие аппараты спускаются на стальной (из прочной тигельной
стали) проволоке диаметром 1,6 - 2,2 мм. Проволока не должна иметь скруток и
спаек, так как должна беспрепятственно проходить через сальник лубрикатора. Все
приборы с дистанционной регистрацией показаний и дебитомеры с дистанционным

управлением раскрытия и закрытия пакера спускаются на тонком электрическом
кабеле.

Скважинные исследования большей частью заключаются в измерениях
забойных давлений с помощью манометров. Существует много типов скважинных
манометров, но наиболее простым и распространенным является манометр
скважинный геликсный (\ЛГН-2) с автономной регистрацией (рис. 6.2, а)
Чувствительным элементом в этом манометре является многовитковая пустотелая
плоская пружина-геликс 1, заполненная под вакуумом легким маслом. При давлении
внутри пружины каждый виток, как и в обычном манометре, разворачивается па
некоторый угол вокруг вертикальной оси. Последний верхний заглушенный виток
поворачивается па угол, равный сумме углов поворота всех витков. На верхнем
витке укреплено легкое царапающее перо 2, угол поворота которого пропорционален
давлению. Нижний конец геликсной пружины сообщается с сильфоном 3 (эластичная
металлическая гармошка), исполняющим роль разделителя жидкостей. Сильфон
также заполнен маслом. Он омывается скважинной жидкостью, давление которой
без потерь передается через сильфон жидкости внутри геликса.

Регистрирующая часть состоит из следующих элементов. Часовой механизм 4
приводит во вращательное движение ходовой винт 5, который сообщает
регистрирующей каретке 6 равномерное поступательное движение. Поэтому
вертикальное перемещение каретки пропорционально времени, истекшему с
момента пуска часового механизма на поверхности перед герметизацией прибора.

Рис. 6.2. Принципиальные схемы геликсного (а) и поршневого (б) скважинных
манометров

Все детали манометра, за исключением сильфона, заключены в прочный
герметичный корпус 7, внутр и которого сохраняется атмосферное давление. Камера,
где помещен сильфон, сообщается через отверстие с наружной средой. Обычно в
нижней части прибора в специальной камере помещается обыкновенный
максимальный термометр для регистрации температуры на забое скважин и
внесения температурных поправок в показания манометра.

На внутренней стороне каретки (стакана) укладывается бланк из специальной
бумаги, на которой острие царапающего пера оставляет тонкий след при ничтожно
малом трении. Перо пишет дугу, пропорциональную давлению, при непрерывно
перемещающейся каретке. Таким образом, на бумажном бланке остается запись в
координатных осях Р и t (давление и время). Расшифровка записи, т. е. измерение
ординат (Р), осуществляется на оптических столиках с микрометрическими винтами.

Скважинные манометры должны иметь малый диаметр и практически
неограниченную длину. В то же время они должны обладать .большой точностью
измерений, так как не так важно знать точное абсолютное давление, как важно точно
знать изменение этого давления при измерении, например, депрессии пли при
снятии КВД.

Техническая характеристика манометра МГН-2

Диаметр, мм	32
Длина, мм:	
без утяжелителя	1565
с утяжелителем	2285
Масса, кг	
без утяжелителя	6
с утяжелителем	12,5
Пределы измеряемого давления в зависимости от установленного геликсного блока, МПа	10-100
Рабочая температура. °C	До 160
Рабочее перемещение пера, мм	До 55
Рабочее перемещение каретки, мм	До 120
Время рабочего перемещения каретки, ч	До 16
Порог чувствительности в % от предела измерения, не более %	0,2
Класс точности прибора (при отсчете на измерительном микроскопе с использованием тарировочных таблиц и введении температурных поправок)	От 0,25 до 0,4

Имеются манометры так называемого поршневого типа МГП (рис. 6.2, б),
чувствительным элементом в которых является штск-поршень 1, растянутый
пружиной 2. Шток проходит через сальник 3, разделяющий две камеры. В верхней
камере А - атмосферное давление. Нижняя камера В сообщается с внешней
средой. Разность давлений в камерах действует на сечение поршня-штока 1,
который при своем перемещении растягивает пружину. В атмосферной камере на
конце штока имеется перо 4, прочерчивающее на бумажном бланке вертикальную
линию, равную перемещению штока, и пропорциональную давлению в нижней
камере. Бумажный бланк укреплен на внутренней поверхности стакана-каретки 5,
которая медленно вращается от часового механизма 6. Нижняя камера может быть
заполнена маслом и отделена от скважинной жидкости сильфоном. Преимуществом
такой конструкции манометра является возможность получения при малом диаметре
прибора больших перемещений штока, а следовательно, и возможность получения
более четких записей. Однако трение в самоуплотняющемся сальнике,
выдерживающем весь перепад давления, препятствует перемещению штока и
обусловливает погрешность. Для снижения трения в сальнике в некоторых
конструкциях штоку придается постоянное вращательное движение.
Дифференциальный манометр предназначен для более точного измерения
давления в скважине, начиная с заданной величины, зависящей от давления
зарядки измерительной камеры прибора. В принципе это тот же поршневой
манометр, в верхней камере которого не атмосферное давление, а давление
зарядки. Очевидно, если давление зарядки сделать 10 МПа, то шток начнет
перемещаться только при давлениях, превышающих 10 МПа. Таким образом, весь
полезный ход штока останется для записи давления, превышающего 10 МПа.

Малогабаритные манометры. Существует большое число так называемых
малогабаритных скважинных приборов для гидродинамических исследований в
скважинах. Внешний диаметр таких приборов 18-22 мм. Длина от 0,7 до 2 м. Эти
приборы созданы для измерений через кольцевое пространство между обсадной
колонной и НКТ. Подвеска НКТ в таких случаях должна осуществляться на
эксцентричном фланце. Причем в колоннах диаметром 146 мм должны быть
спущены 60-мм НКТ, в колоннах диаметром 168 мм - 73-мм НКТ. Примером такого
прибора может служить манометр магнитоупругий малогабаритный МММ-1 для
измерения давлений на забое скважины через кольцевое пространство.

Техническая характеристика МММ-1

Пределы измерения давления, МПа	5-100
Рабочая температура, °C	20-100
Погрешность измерения, %	±1,5
Питание прибора	Постоянный ток 24 В
Канал связи	Одножильный бронированный кабель КОБДФМ-2 (каротажный)
Частота выходного сигнала, кГц	8-90
Индикация на поверхности	Цифропечать во вторичной аппаратуре
Диаметр, мм	18
Длина, мм	810
Масса, кг	1

Большим достоинством прибора МММ-1 являются его малые размеры. Прибор
спускается в кольцевое пространство через малогабаритный устьевой лубрикатор,
эксцентрично расположенный на устьевом фланце.

Техническая характеристика РН-26

Допустимое рабочее давление, МПа	До 20
Допустимая рабочая температура, °C	До 80
Кабель для спуска	КОБДФМ-2
Диапазоны измерений расхода, м’/сут:	
первый	3,6 - 36
второй	14-144
Диаметр, мм	26
Длина, мм	1440
Масса, кг	36
Напряжение, В:	
для открытия пакера	+30
для закрытия пакера	-30
для измерения	-6
Максимальный диаметр раскрытия пакера, мм:	
для 146-мм колонны	135
для 168-мм колонны	155

Техническая характеристика ДВ-28

Диапазоны измерения расхода, м3/сут:	
первый	3,6 - 36
второй	14,4- 144
Погрешность измерения расхода, %	±5
Диапазон измерения влагосодержания, %	0-60
Погрешность измерения влагосодержания, %	±6
Кабель для спуска	КОБДФМ-2
Напряжение, В.	
для открытия пакера	+30
для закрытия пакера	-30
для измерения	+18
Максимальный диаметр раскрытия пакера:	
для 146-мм колонны	135
для 168-мм колонны	155
Диаметр, мм	28
Длина, мм	1960

Это позволяет исследовать скважины, оборудованные ШСН и имеющие
давление в затрубном пространстве.

Разработан малогабаритный глубинный расходомер РН-26 для снятия профилей
притока, спускаемый через кольцевое пространство, снабженный управляемым с
поверхности пакером. Принцип измерения - преобразование расхода протекающей
жидкости в электрические импульсы, частота которых пропорциональна расходу.

Имеются комбинированные приборы ДВ-28 для измерения расхода и его
изменения вдоль ствола скважины и одновременного измерения влагосодержания
протекающей жидкости. Прибор может использоваться для гидродинамических
исследований насосных скважин, устье которых оборудовано эксцентричной
планшайбой.

Существует комплексный глубинный аппарат «Поток-5», одновременно
измеряющий 5 параметров.

В приборе измеряемые на забое параметры преобразуются в непрерывный
частотный электрический сигнал, передаваемый на поверхность по одножильному
бронированному кабелю КОБДФМ-2. Регистрируемыми параметрами являются
давление на глубине спуска прибора, температура, расход жидкости, соотношение
нефти и воды в потоке, местоположение нарушений сплошности металла труб.

Прибор состоит из пяти функционально независимых преобразователей
измеряемых параметров в частотный сигнал и дистанционно управляемого
пакерующего устройства.	Все	устройства	объединены	в	три узла:

термоманометрический 	для	измерения	температуры и	давления;

потокометрический - для измерения общего расхода жидкости и содержания в ней
воды; локаторы сплошности металла труб. «Поток-5» рассчитан на работу в среде с
температурой не более 100 °C.

Диапазон измеряемых давлений зависит от типа геликоидальной пружины с
верхним пределом 25 или 40 МПа.

Диапазон измеряемых расходов при полном раскрытии пакера зависит от
комплектации измерительной части преобразователя струнной подвеской, при
диаметре струны 0,6 мм диапазон измеряемого расхода от 8 до 100 м3/сут, при
диаметре струны 0,37 мм - от 6 до 60 м3/сут. Диапазон измерения обводненности
продукции скважины составляет от 0 до 100%.

Размеры: диаметр 40 мм, длина 2900 мм. Масса 15 кг.

Напряжение питания (постоянный ток) в режиме управления пакером ±27 В
(«плюс» - открытие, «минус» - закрытие), в режиме измерения параметров ±33 В, в
режиме переключения работающего узла ±70В.

Наличие локатора сплошности позволяет обнаружить перфорационные
отверстия, интервал перфорации (начало, конец) и таким образом «привязать»
измеряемые параметры непосредственно к перфорированным интервалам. Это
существенное достоинство аппарата «Поток-5». Поверхностная регистрирующая
аппаратура и питающие устройства - стандартные, входящие в комплект
промысловой автоматической исследовательской станции «АНСТ».

Текущий и капитальный ремонты нефтяных и газовых скважин.

Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с
предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом
скважины.

При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои
скважин учитываются коэффициентом эксплуатации Кэ, т.е. отношением времени
фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал,
год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98.

Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и
капитальный. Текущий ремонт подразделяют на планово-предупредительный (или
профилактический) и восстановительный.

Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью
предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации
скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного
оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планиру-
ется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.
Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный
непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации
скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.

Межремонтный период работы скважин - это продолжительность
фактической эксплуатации скважины от предыдущего ремонта до последующего.
Эта продолжительность определяется путем деления числа скважино-дней,
отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число
подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине.

Основными путями повышения К3 (что равнозначно добыче нефти) являются:
сокращение сроков подземного ремонта скважин; максимальное увеличение
межремонтного периода работы скважин.

Рассмотрим более подробно виды подземных ремонтов.

Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных
на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и
работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке
скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений
(парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии). В соответствии с
Правилами ведения ремонтных работ в скважинах, введенными в действие с
01.11.97, к текущему ремонту относятся следующие работы.

Наряду с понятиями текущий и капитальный ремонт скважины, введено
понятие скважино-операция по повышению нефтеотдачи пластов, также отнесен-
ная к ремонтным работам в скважинах.

Скважино-операцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов
является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих
протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов,
направленных на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном
участке залежи (табл. 5.3).

Данными работами занимаются, как правило, бригады капитального ремонта
скважины или другие специализированные бригады, входящие в состав Управления
повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин (УПНП и КРС).

Подготовительные работы к текущему ремонту скважин

Глушат скважину (при необходимости).

Производят передислокацию оборудования и бригады.

Проверяют работоспособность подъемных сооружений и механизмов.

Подбирают и проверяют инструмент и комплект устройств в соответствии со
схемой оборудования устья, характером ремонта и конструкцией колонны труб и
штанг.

Устанавливают индикатор веса.

Устанавливают на скважине емкости с жидкостью для глушения в объеме не
менее двух объемов скважины.

Перед демонтажом устьевой арматуры убеждаются в отсутствии
нефтегазопроявлений и производят промывку скважины до вымыва жидкости в
объеме скважины.

В процессе подъема оборудования скважину доливают жидкостью для глушения
в объеме, обеспечивающем противодавление на пласт.

При спуске ступенчатой колонны из труб разных марок сталей замеряют их длину
и данные записывают в рабочий журнал. Для соединения труб разных диаметров
используют переводники и патрубки заводского производства или изготовленные в
ремонтно-механических мастерских ЦБПО.

При спуске и подъеме труб, покрытых стеклоэмалями, осматривают каждую
трубу, на стыках труб и на муфте устанавливают остеклованные кольца. Спуск и
подъем остеклованных труб производят плавно, без толчков и ударов. Поднятые
трубы укладывают на стеллажи с деревянными прокладками между рядами
толщиной не менее 30 мм.

Ремонт скважин, оборудованных штанговыми насосами

Смена насоса.

Подготовительные работы.

Устанавливают специальный зажим для снятия полированного штока.

Снижают давление в трубном и затрубном пространствах до атмосферного и
отсоединяют выкидную линию от устьевой арматуры.

Поднимают с помощью спецэлеватора полированный шток.

Устанавливают штанговый крюк на талевый блок.

Поднимают колонну штанг со вставным насосом или плунжером невставного
насоса.

Укладывают штанги на мостки ровными рядами. Между рядами штанг
прокладывают деревянные прокладки с расстоянием между ними не более 1,5 м. В
процессе подъема штанг производят отбраковку и замену дефектных штанг на
исправные.

Поднимают НКТ с цилиндром невставного или замковой опорой вставного насоса
с помощью автомата АПР-2ВБ. В процессе подъема НКТ производят их отбраковку и
замену исправными.

Спуск насоса.

Перед спуском насоса в скважину проверяют плавность хода плунжера. Во
вставных насосах дополнительно проверяют состояние стопорного конуса
Неисправности насоса устраняют в мастерских.

Опускают защитное приспособление (фильтр, предохранительную сетку и др.),
цилиндр невставного или замковую опору вставного насоса в колонну НКТ с
помощью автомата АПР-2ВБ.

Спускают колонну штанг с плунжером вставного или цилиндром невставного
насоса.

Соединяют верхнюю штангу с полированным штоком в соответствии с правилами
подготовки плунжера в цилиндре насоса.

Собирают устьевое оборудование и пускают скважину в эксплуатацию.

Ремонт скважин, оборудованных погружными электронасосами

Подготовительные работы

Отключают ЭЦН от электросети и вывешивают табличку "Не включать, работаю!
люди".

Устанавливают на мачте подвесной ролик для направления кабеля.

Отсоединяют КРБК ЭЦН от станции управления, поднимают пьедестальный
комплекс (или планшайбу), пропускают КРБК через отверстие в пьедестальном
комплексе (или планшайбе) и подвесной ролик и закрепляют на барабане
кабеленаматывателя (автонаматывателя).

Устанавливают на фланец обсадной колонны специальное приспособление,
придающее кабелю направление и предохраняющее его от повреждений.

Поднимают НКТ с ЭЦН и КРБК, не допуская при этом отставания последнего от
труб (провисания). В процессе подъема снимают с НКТ крепежные пояса с помощью
спецкрючка.

Производят при необходимости шаблонирование скважины. При смене
типоразмера насоса шаблонирование ствола скважины обязательно.

Производят монтаж узлов погружного агрегата ЭЦН и его пробный запуск.

Спуск ЭЦН и КПБК на НКТ.

Перед спуском ЭЦН над ним устанавливают обратный клапан, а через одну-дне
грубы - спускной клапан.

В процессе спуска НКТ с помощью поясов (клямсов) крепят КРБК, при этом через
каждые 200 м замеряют его изоляцию. При свинчивании не допускается
проворачивание подвешенной части НКТ.

После спуска ЭЦН на заданную глубину КПБК пропускают через отверстие в
пьедестальном комплексе (планшайбе) и производят обвязку устья скважины.

Замеряют сопротивление изоляции, производят пробный .пуск ЭЦН и пускают
скважину в эксплуатацию.

Монтаж и демонтаж наземного оборудования, электронасосов, осмотр, ремонт и
их наладку должен производить электротехнический персонал.

Ремонт скважин, связанный с очисткой забоя, подъемной колонны от
парафина, гидратных отложений, солей и песчаных пробок

Промывку песчаных пробок производят пластовой водой, газожидкостными
смесями и пенными системами с применением струйных насосов, желонок,
гидробура и др.

Технологический процесс очистки песчаных пробок осуществляют как при прямой,
так и при обратной промывке.

Очистку забоя, подъемной колонны от парафина, солей, гидратных пробок
проводят по отдельному плану, утвержденному нефтегазодобывающим
предприятием, в соответствии с действующими инструкциями.

Ремонт газлифтных скважин

Текущий ремонт внутрискважинного оборудования газлифтных скважин (открытие
или закрытие газлифтных клапанов) осуществляется при помощи тросоканатного
метода.

При производстве работ (разрыв пласта, кислотные обработки, закачка
ымпонажного материала и т.п.), требующих давлений, превышающих допустимые,
необходимо устанавливать на устье специальные головки, а эксплуатационную
«олонну защищать установкой пакера.

7	. НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, ПРАВИЛА ЕГО ЭКСПЛУАТАЦИИ,
ОБСЛУЖИВАНИЕ УСТАНОВОК И ТРУБОПРОВОДОВ

Оборудование фонтанных скважин

Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья,
разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты
। пора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под
д тлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей
' тажины колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом.

Колонная головка

Она предназначена для обвязки устья скважины с целью герметизации
мюктрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн и установки
фонтанной арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные
головки.

Требования, предъявляемые к конструкциям колонных головок, следующие:
надежная герметизация межтрубных пространств;

в	озможность контроля за давлениями во всех межтрубных пространствах;
быстрое и надежное закрепление подвески обсадных колонн;

в	озможность крепления к одной колонной головке различных обсадных
ниюнн, т. е. универсальность;
-	быстрый и удобный монтаж; минимально возможная высота.

Колонная головка в период эксплуатации скважины остается на устье и, как
правило, не ремонтируется. Поэтому к ее конструкции и качеству изготовления
предъявляются высокие требования.

Выпускаются колонные головки на 14,0; 21,0; 35,0; 50,0 и 70,0 МПа рабочего
давления. В некоторых случаях (на газовых скважинах) применяются колонные
головки, рассчитанные на давление до 150 МПа.

После бурения с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают
фонтанную арматуру (рис. 7.1). Корпус головки 1 навинчивается на верхний
резьбовой конец кондуктора.

Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7. Герметичность
соединения корпуса головки 1 и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3
из специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет
прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к
фланцу корпуса. Муфта 7 заканчивается фланцем 6 для присоединения к нему
фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в
межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высокого давления
9 и манометром 8.

Рис. 7.1. Конструкция простейшей колонной головки для одной обсадной колонны

Фонтанная арматура

Фонтанная арматура предназначена:

-	для подвески одной или двух колонн фонтанных труб;

-	для герметизации и контроля пространства между фонтанными трубами и
обсадной колонной;

-	для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и
ремонте скважины;

-	для направления продукции скважины в выкидную линию на замерную
установку;

-	для регулирования режима работы скважины и осуществления глубинных
исследований.

Фонтанная арматура подвергается действию высоких температур и давлений.
Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным признакам:
- по рабочему давлению - от 7 до 105 МПа;

-	по размерам проходного сечения ствола - от 50 до 100 мм;

-	по конструкции фонтанной ёлки - крестовые и тройниковые;

-	по числу спускаемых в скважину рядов труб - однорядные и двухрядные;

-	по типу запорных устройств - с задвижками или с кранами.

Для охвата всех возможных условий в фонтанных скважинах по давлению
приняты следующие стандарты: арматуры на 7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа рабочего
давления, причем арматура на 7, 14, 21 и 35 МПа испытывается на двойное рабочее
давление, а арматура на 70 и 105 МПа - на полуторакратное давление.

Собственно фонтанная арматура состоит из двух элементов: трубной головки и

фонтанной ёлки.

Трубная головка предназначена для подвески фонтанных труб. Обычно она
представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами с установленной на ней
переходной катушкой, в которую вворачивается верхний резьбовой конец
фонтанных труб. При применении двух рядов труб устанавливаются две крестовины
с переходными катушками. На нижней катушке подвешивается первый ряд труб
(большого диаметра), а на верхней катушке - второй ряд труб (меньшего диаметра).
На верхнем фланце катушки укрепляется собственно фонтанная ёлка.

Рис. 7.2. Фонтанная крестовая
арматура
(4АФК-50-700) высокого
давления (70 МПа) для
однорядного подъемника:

1	- вентиль,

2	- задвижка,
3 - крестовина,
4 - катушка для подвески НКТ,
5 - штуцер,

6	- крестовины ёлки,

7	- буфер,

8	- патрубок для подвески НКТ,
9 - катушка

Трубная головка подвергается давлению затрубного газа, которое может быть
больше, чем давление в фонтанной ёлке. Поэтому трубная головка рассчитывается
и испытывается на давление примерно в 1,5 раза большее, чем фонтанная ёлка.
Зто объясняется тем, что в межтрубном пространстве, которое герметизирует
трубная головка, может скопиться чистый газ, и поэтому давление может достигнуть
пластового.

Фонтанные ёлки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые.
Характерным узлом крестовой арматуры является крестовина 6 (рис. 7.2) с двумя
боковыми отводами, каждый из которых может быть рабочим, а второй запасным.

Для тройниковой фонтанной ёлки (рис. 7.3) характерным узлом являются
тройники 1, к которым присоединяются выкидные линии - верхняя и нижняя.
Причем рабочим выкидом всегда должна быть верхняя линия, а нижняя - запасной.
Это продиктовано безопасностью работы и возможностью предотвращения
открытого фонтанирования.

Рис. 7.3. Фонтанная тройниковая
арматура кранового типа для подвески
двух рядов НКТ (2АФТ-60х40хКрЛ-125):

1	- тройник;

2	- патрубок для подвески второго ряда
НКТ;

3	- патрубок для подвески первого ряда
НКТ

Тройниковые арматуры, как правило, применяются в скважинах, дающих вместе
с нефтью абразивный материал - песок, ил. При разъедании песком верхнего
тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. При этом
промежуточная (между отводами) задвижка или кран закрывается; и верхний
тройник, и отвод могут быть отремонтированы. При применении в этих условиях
крестовой арматуры разъедание крестовины приводит к необходимости перекрытия
скважины центральной задвижкой для замены крестовины. Однако крестовые
арматуры более компактны, высота их меньше, обслуживание, которое заключается
в снятии показаний манометров, смене штуцеров и осуществляется с мостков без
лестниц. Тройниковые арматуры имеют большую высоту и требуют для
обслуживания специальных вспомогательных сооружений.

Фонтанные арматуры шифруются следующим образом:

АФТ-65Кр-140, что означает: арматура фонтанная, тройниковая с проходным
сечением 65 мм, крановая на 14 МПа рабочего давления.

АФК-50-210 - арматура фонтанная крестовая диаметром 50 мм на рабочее
давление 21 МПа.

Масса фонтанной арматуры достигает 3 т, высота 4 м, ширина до 3,3 м.

Штуцеры.

Для обеспечения длительной и бесперебойной работы скважин в фонтанном
режиме эксплуатации большое значение имеет регулирование пластовой энергии за
счет изменения объема нефти, поступающего из скважины и называемого дебитом
скважин.

Для ограничения дебита скважин в боковом отводе фонтанной елки
устанавливается сменный штуцер-вставка из износостойкого материала с
калиброванным отверстием строго определенного диаметра. Диаметр штуцера
определяет количество поступающей из скважины нефти в зависимости от принятого
режима работы скважины. Обычно диаметр штуцера равен 3 - 15 мм и больше.
Могут применяться быстро-сменяемые и быстрорегулируемые забойные штуцеры
(рис. 7.4), которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и
удерживаются пакерами. Спуск и подъем забойных штуцеров осуществляется на

стальном канате при помощи лебедки.

Рис. 7.4. Штуцер быстросменный для
фонтанной арматуры высокого давления
(ЩБА-50-700):

1	- корпус,

2	- тарельчатая пружина, \

3	- боковое седло,

4	- обойма,

5	- крышка,

6	- нажимная гайка,

7	- прокладка,

8	- гайка боковая.

9	- штуцерная металлокерамическая
втулка

Рис. 7.5. Втулочный штуцер

Втулочный штуцер (рис. 7.5) состоит из
штуцерного корпуса 1, внутрь которого вставляют
сменную штуцерную втулку 2, а внутрь последней
- вкладыш 3, изготавливаемый из высокопрочной
термически обработанной стали с диаметрами отвер-
стий от 3 до 21 мм. Такие втулки во избежание, их
быстрого износа выпускают в керамическом,
победитовом, доломитовом и термокорундовом

исполнениях. Штуцерный корпус со втулкой вставляют в штуцерный патрубок 2,
смонтированный на выкидной линии фонтанной скважины.

Запорные устройства

В качестве запорных устройств фонтанной арматуры применяются пробковые
краны и прямоточные задвижки. Запорные устройства служат для полного
перекрытия проходных отверстий. Регулировка параметров потока неполным
закрытием запорного устройства не допускается.

Пробковый кран как запорное устройство используется в фонтанной арматуре,
рассчитанной на рабочее давление до 14 МПа. В обозначении пробкового крана,
указывают условный проход в мм, рабочее давление в МПа и климатическое
исполнение.

Пробковый кран типа КППС на рабочее давление 14 МПа изображен на рис. 7.6
Рис. 7.6. Пробковый кран типа
КППС

1	- корпус;

2	- пробка;

3	- крышка;

4	- винт регулировочный;
5-манжета уплотнительная;

6	- муфта кулачковая;

7	шпиндель;

8	- болт нажимной;

9	- клапан обратный;

10	- пружина;

11	-вставка цилиндрическая;

12	- ключ;

13	-канавка

Кран состоит из корпуса 1, в гнездо которого вставляется коническая пробка 2.
Снизу корпус крана закрываете крышкой 3, через которую проходит винт 4,
уплотняемый манжетами 5 и служащий для регулирования зазора между
уплотнительными поверхностями корпуса и пробки.

Кран управляется кулачковой муфтой 6, входящей своим выступом в паз на
торце пробки. Е горловине корпуса устанавливается резьбовой шпиндель 7 с
вмонтированным нажимным болтом 8. Перемещением нажимного болта нагнетают
смазку в полость крана и к резьбе шпинделя через установленный в шпинделе
обратный клапан 9, прижимаемый к седлу пружиной 10 и давлением среды. Этим же
болтом осуществляется отжатие пробки в случае заклинивания. При этом клапан
упирается в закладную цилиндрическую вставку 11. Шпиндель входит своим
кулачком в прорезь пробки, поэтому при его вращении поворачивается и пробка. Для
ограничения поворота последней в верхней части шпинделя устанавливают ключ 12.

Наличие смазки, закладываемой в полость крана через канал шпинделя при
вывернутом нажимном болте, позволяет уменьшить усилия при повороте пробки,
предохранить уплотняющие поверхности от коррозии, уменьшить их износ и
обеспечить герметичность затвора крана.

Необходимая герметичность достигается тем, что при завинчивании нажимного
болта смазка продавливается по четырем вертикальным канавкам 13 пробки и
поступает в нижний кольцевой канал, создавая тем самым замкнутое кольцо вокруг
проходных отверстий. При этом каналы со смазкой находятся под давлением.
Вертикальные канавки сообщаются с общей системой смазки только при
нахождении пробки в положении "открыто" или "закрыто”. При отвинчивании
нажимного болта смазка в каналах удерживается обратным клапаном.

Надежность герметизации крана обеспечивается регулярной подачей смазки
вращением нажимного болта на пять - шесть оборотов после каждого открытия и
закрытия крана. При отсутствии необходимости открывать или закрывать кран
смазку рекомендуется подавать не реже одного раза в месяц. При пропуске крана
смазка подается до прекращения течи.

После установки крана его полость набивается уплотнительной смазкой ЛЗ-162,
которая подается вворачиваемой вместо нажимного болта масленкой. При этом
пробка крана должна находиться в положении ОТКРЫТО или ЗАКРЫТО. Набивка
смазки с помощью нажимного болта менее удобна и требует большего времени.
После заполнения крана смазкой нажимной болт ставят в исходное положение,
вворачивая его на половину длины. После технологических операций, проводимых
при давлениях, близких к рабочему, а также депарафинизации скважины паром
обязательна поднабивка смазки.

Для надежной работы крана следует регулярно проверять наличие смазки в его
полости и по мере необходимости, но не реже одного раза в три месяца проводить
набивку масленкой.

В процессе ремонта пробкового крана необходимо произвести замену
уплотнительных манжет, прокладки, устанавливаемой между нижней крышкой и
корпусом, и пружины обратного клапана.

При сборке крана притиркой устанавливают необходимый зазор между
уплотнительными поверхностями корпуса и пробки, для чего их предварительно
очищают от старой смазки, протирают тряпкой и промывают в керосине. Зачищают
также канавки пробки для обеспечения прохода смазки. Далее заполняют смазкой
полость над пробкой и устанавливают пробку со смазкой уплотнительной
поверхностью. По окончании сборки регулировочный винт необходимо затянуть, а
затем ослабить на 1/8 оборота. После этого кран заполняют смазкой.В случае
аварийного заклинивания пробки нужно отвернуть на один - два оборота
регулировочный винт, добавить масленкой смазку и, завинчивая нажимной болт в
шпиндель, освободить пробку от заклинивания. После этого кран следует
отрегулировать.

Пример. Кран пробковый проходной, со смазкой, с условным проходом 65 мм, на
рабочее давление 14 МПа, для холодной климатической зоны:

КППС - 65x140ХЛ,
где К - кран;

П - пробковый;

П - проходной;

С - со смазкой;

65 - диаметр условного прохода, мм;

140 - рабочее давление, ат;

ХЛ - для холодной климатической зоны (для умеренной зоны - без обозначения).

Прямоточная задвижка может быть с однопластинчатым или
двухпластинчатым шиберным затвором, с принудительной или автоматической
подачей смазки, ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим
управлением.

В обозначении задвижки указывают ряд букв и цифр:

3 задвижка;

М - уплотнение шибера "металл по металлу";

С или А - наличие уплотнительной смазки и способ её подачи

(принудительно или автоматически );

1или Д - модификация задвижки (одно - или двухшиберная);

Б - бесфланцевое исполнение корпуса задвижки (при фланцевом исполнении -
без обозначения);

2 или А - дистанционное или автоматическое управление (при ручном
управлении - без обозначения);
первое число - диаметр условного прохода, мм;

второе число - рабочее давление, ат.

В обозначении указывается также исполнение по коррозионной стойкости,
аналогичное для фонтанной арматуры.

Примеры обозначения. Задвижка одношиберная с уплотнением "металл по
металлу", с принудительной подачей уплотнительной смазки, фланцевым
исполнением корпуса, дистанционным управлением, условным проходом 100 мм на
рабочее давление 21 МПа для сред с содержанием С 02 до 6 %.

ЗМС1-100Пх210К1.

То же для задвижки двухшиберной с подачей смазки и управлением
автоматически, условным проходом 80 мм, на рабочее давление 70 МПа, для
обычных сред: ЗМАДП-80х700 .

На рис. 7.8 показана прямоточная задвижка типа 3MCI с однопластинчатым
шиберным затвором, принудительной подачей смазки и ручным управлением,
рассчитанная на рабочее давление 21 и 35 МПа. Задвижка состоит из корпуса 1, в
выходное седло 3, крышки,

Рис. 7.8. Задвижка
прямоточная

1	- корпус;

2	- седло входное;

3	- седло выходное;

4	- крышка корпуса;

5	- маховик;

6	- гайка ходовая;

7	- шпиндель;

8	- шибер;

9	-подшипник;

10	- крышка подшипников;

11	-масленка;

12	- пружина
тарельчатая;
13 -клапан
нагнетательный;

14	- прокладка;

15	-манжета
уплотнительная;

16	- пружина;

17	-кольцо нажимное;

18	- гайка нажимная;

19	-кольцо
уплотнительное;

20	- винт регулировочный

расточках которого располагаются входное седло z и

Задвижка управляется маховиком 5, обеспечивающего вращение ходовой гайки
6. Так как последняя, вращаясь, остается на месте, то имеющий с ней резьбовое
соединение шпиндель 7 перемещается поступательно и в зависимости от
направления вращения маховика поднимает или опускает шибер 8. Для облегчения
управления задвижкой опоры ходовой гайки выполнены на упорных
шарикоподшипниках 9, закрываемых крышкой 10 Смазка в полость подшипников
подается с помощью масленки 11.
Герметичность затвора обеспечивается плотным контактом уплотняющих
поверхностей шибера и седел, предварительное прижатие которых друг к другу
создается тарельчатыми пружинами 12. Герметичности затвора способствует также
уплотнительная смазка, подаваемая в полость корпуса задвижки через
нагнетательный клапан 13. Герметичность между корпусом и крышкой
обеспечивается установкой металлической прокладки 14.

Резьбы шпинделя и ходовой гайки вынесены из зоны контакта со средой, что
улучшает условия их работы. Уплотнение шпинделя осуществляется У-образными
манжетами 15, поджимаемыми пружиной 16 при наличии нажимного кольца 17 и
нажимной гайки 18. Седла уплотняют резиновыми кольцами 19.

Регулировка соосности проходных отверстий шибера и корпуса осуществляется
регулировочным винтом 20 в торце шпинделя.

Прямоточная задвижка типа ЗМАД с двухпластинчатым шиберным затвором,
автоматической подачей смазки и ручным управлением изображена на рис. 7.9

Шибер выполняется в виде двух плашек 1, образующих затвор с седлами
(щеками) 2. Предварительное удельное давление на уплотнительных поверхностях
плашек и щек создается посредством цилиндрических пружин, устанавливаемых
между плашками. Для регулирования соосности отверстий плашек и прохода
задвижки служит винт 3. Задвижка также имеет корпус 4, шпиндель 5, ходовую гайку
6 с трапецеидальной резьбой, вращающуюся на упорных подшипниках 7,
закрываемых крышкой 8, уравновешивающий шток 9, маховик 10. Для подачи смазки
в полость подшипников служит масленка 11. Уравновешивающий шток предназначен
для уменьшения осевой силы, обусловленной давлением среды и действующей на
шпиндель задвижки.
Уплотнение шпинделя и уравновешивающего штока осуществляется сальниками
12, состоящими из набора манжет. Для повышения герметизирующей способности
уплотнения предусматривается подача уплотнительной смазки через обратный
клапан 13.

Особенностью задвижки данного типа является наличие системы
автоматической подачи смазки в затвор, состоящий из полости 14, поршеньков 15 и
системы каналов 16, связывающих полость с кольцевой канавкой 17 на
уплотнительной поверхности щеки и расположенных снаружи корпуса обратными
клапанами. Через эти клапаны производится периодическое (через 10... 15 циклов
работы задвижки) нагнетание смазки в полость. Рабочее давление среды внутри
корпуса задвижки передается через поршень на смазку, которая заполняет канавку.
Для увеличения герметичности прямоточной задвижки категорически запрещается
из-за возможной поломки шпинделя применять рычаг, т.к. от увеличения; усилия
герметичность не возрастает, поскольку плашки плоские. В процессе эксплуатации
прямоточных задвижек через два-три месяца требуется смазывать подшипники;
шпинделя солидолом. Необходимо также в полость корпуса набивать смазку,
которая предотвращает возможное оседание механических примесей и скапливание
агрессивной жидкости. Для этого используют смазку ЛЗ-162.

При ремонте прямоточных задвижек заменяют уплотнительные манжеты,
разгрузочные обратные клапаны и прокладку, устанавливаемую между крышкой и
корпусом, а также притирают уплотнительные поверхности шибера.

Регулирующие устройства

Регулирующие устройства предназначены для регулирования режима
эксплуатации фонтанирующих нефтяных и газовых скважин путем дросселирования
потока рабочей среды вследствие изменения площади проходного сечения В
качестве регулирующих устройств применяют регулируемые или нерегулируемые
дроссели, которые устанавливают на боковых отводах фонтанной елки.

Регулируемый дроссель, рассчитанный на рабочее давление 35 МПа,
представлен на рис. 7.10.

Дроссель состоит из корпуса 1, в котором происходит поворот струи под прямым
углом, шпинделя 2 со сменным коническим наконечником 3 из износостойкого
материала. Поступательное перемещение наконечника осуществляется вращением
маховика 4. Для установки шпинделя служит втулка 5, закрепляемая относительно
корпуса дросселя накидной гайкой 6. Шпиндель уплотняется манжетами 7,
установленными между опорным кольцом 8 и нажимным кольцом 9, поджимаемым
гайкой 10. В корпусе концентрично установлены две втулки: цилиндрическая 11 и
коническая 12. Уплотнение втулок 5, 11 и 12 обеспечивается резиновыми кольцами
13. Положение конического наконечника, соответствующее заданной площади
кольцевого сечения и характеризующее степень открытия (закрытия) дросселя,
определяется по шкале на втулке указателя 14. Для установки нулевого положения
необходимо полностью прижать наконечник и застопорить винтом 15. Определенное
положение шпинделя фиксируется стопорным болтом 16, зажимаемым контргайкой
17.

Нерегулируемый дроссель отличается от регулируемого тем, что в корпусе
устанавливается насадка 1 постоянного сечения, а сборка, состоящая из шпинделя,
маховика, втулки указателя и других деталей, заменяется заглушкой 2.
Нерегулируемый дроссель показан на рис. 7.11. Для извлечения насадки из корпуса
дросселя в комплекте инструмента предусматривается специальный съемник

Вентиль (рис. 7.12) под манометр предназначен для отключения полости под
манометры от полостей фонтанной арматуры, находящихся под давлением среды, и
резкого снижения в ней давления с цепью последующего снятия неисправного или
требующего поверки манометра

Рис. 7.12. Вентиль под манометр

Рис. 7.13. Регулируемый дроссель
Вентиль состоит из корпуса 1, в который ввинчиваются шпиндель 2 и разрядная
пробка 9. Герметизация шпинделя с корпусом осуществляется за счет
уплотнительных колец 3 и 4, изготовленных из латуни и фторопласта, которые
поджимаются через нажимную втулку 5 накидной гайкой 6.

После установки манометра на вентиль при вращении маховика 7 против
часовой стрелки шпиндель освобождает шарик 8. Под действием давления шарик
отжимается от посадочного гнезда, и продукт попадает под манометр. Разрядная
пробка на корпусе при замере давления должна быть закрыта, Чтобы заменить
манометр, необходимо закрыть вентиль (вращением маховики по часовой стрелке),
открыть разрядную пробку и снизить давление.

Регулируемый дроссель (рис. 7.13) предназначен для ступенчатого и
бесступенчатого регулирования режима работы скважины.

Площадь сечения выходного отверстия изменяют вращением маховика вручную.

В корпус дросселя 6 ввинчивается гильза 4 с насадкой 2. Герметичность
соединения гильзы 4 с корпусом 6 и насадкой 2 обеспечивается резиновыми
уплотнительными кольцами 1 и 3. Прижим стакана 9 к корпусу осуществляется
резьбовой нажимной гайкой 8. В стакане 9 на шпинделе 16 с конусным наконечником
5 последовательно собираются кольцо нажимное 19, манжеты 20, кольцо опорное
21. Гайкой 18 создается небольшой распор манжет 20. Герметичность соединения
стакана 9 с корпусом 6 обеспечивается металлической линзовой прокладкой 7.
Шпиндель 16 с конусным наконечником 5, вращаемый маховиком 15 в
трапецеидальной резьбе ходовой гайки 10, регулирует степень открытия-закрытия
отверстия в насадке 2, изготовленной из твердого сплава. Маховик крепится к
шпинделю гайкой 13 через пружинное кольцо 14.

Дроссель снабжен указателем 11 открытия - закрытия, который крепится к
шпинделю винтом 12. Шкала на втулке указателя 17 показывает эквивалентный
диаметр кольцевого сечения между наконечником и насадкой. Степень открытия
кольцевого отверстия регулируется осевым перемещением конуса 5 относительно
насадки при помощи маховика 15, насаженного на шпиндель 16.

Ступенчатое регулирование осуществляется с помощью устанавливаемых в

Рис. 7.14. Разделитель	Рис. 7.15. Пилот

Разделитель (рис. 7.14) служит для предохранения манометра от попадания в
него агрессивной среды и для сглаживания пульсаций.
В корпус разделителя 3 устанавливается мембрана 4, штуцер 1, Уплотнение
мембраны 4 создается затяжкой накидной гайки 2 штуцера 1. Полость мембраны
заполняется трансформаторным маслом ТК (ГОСТ 982-80).

В процессе эксплуатации фонтанной арматуры необходимо контролировать
наличие масла в разделителях и при необходимости пополнять его.

Рис. 7.16. Задвижка - отсекатель (а) с распределителем (б)

Распределитель (рис. 7.16) применяется для перепуска рабочего агента (сжатого
воздуха или азота) в верхнюю полость пневмоцилиндра пнеамоприводных задвижек,
установленных на боковых отводах фонтанной елки, с целью их закрытия при
повышении или понижении против заданного давления рабочей среды после
дросселя.

Распределитель состоит из пилота низкого давления 1 и пилота высокого
давления 2. воздухопроводов 6, 7, 8, 9,10, вилки 5, переводника 4, штуцера 3.

Распределитель устанавливается после регулируемого дросселя на ответном
фланце.

Пилоты низкого и высокого давления (рис. 7.15) состоят из корпуса верхнего 16,
в который ввинчиваются корпус нижний 11, входной штуцер 7 и выходной штуцер 15,
регулировочный болт 18 с контргайкой 17. Под регулировочный болт установлена
пята 1 и силовая пружина 2. В ступенчатую расточку верхнего корпуса вставляют
поршень 3, имеющий в нижней части плунжер 10. Ограничение перемещения
поршня осуществляет грундбукса 9. Система уплотнительных колец 12, 13, 14
изолирует от воздействия агрессивной среды.

В расточку входного штуцера установлен перепускной клапан 5 с резиновым
уплотнительным кольцом 4. На поверхность клапана опирается направляющая
пружины 6, во внутренней поверхности которой происходит перемещение пружины
8.

Входной штуцер 7 через систему воздухопроводов соединяется со станцией
управления СУАП-1, а выходной штуцер 15 через систему воздухопроводов и
станцию СУАП-1 - с цилиндром пневмозадвижки. Конструктивное отличие пилотов
"Изкого и высокого давлений заключается в силовых характеристиках пружин 2 и в
Установке поршня 3.

Пределы срабатывания пилотов регулируют с помощью поджатия силовой
Пружины 2 регулировочным болтом 18, положение которого фиксирует контргайка
'У- При понижении рабочего давления в шлейфе ниже установленного предела
поршень 3 пилота низкого давления опускается, тем самым происходит
перемещение клапана 5. Незначительное перемещение клапана открывает доступ
Рабочего агента от станции управления в верхнюю полость пневмоцилиндра для
закрытия пневмозадвижки.

При повышении давления в шлейфе выше установленного предела поршень 3
пилота высокого давления поднимается, открывается клапан 5, в результате чего
Рабочий агент станции управления поступает в верхнюю полость пневмоцилиндра и
Зафывается пневмозадвижка.

Манифольды

Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с трубопроводом,
поАающим продукцию скважины на замерную установку. Применяются различные
Хемы таких обвязок в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации.
з°этому эти схемы не стандартизованы, но их узлы комплектуются из элементов
Адского изготовления. Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной
РМатуры	не предусматривает обвязку выкидов межтрубных пространств и

Р6дполагает наличие только одной выкидной линии, соединяющей скважину с
рапной или замерной установкой. В некоторых случаях при интенсивном отложении
Рафина предусматривают две выкидные линии и манифольд, допускающий
аботу через любой из двух выкидов.

На рис. 7.17 показаны стандартизованные узлы заводской сборки. Они
еРчены четырехугольниками и помечены номером (№ 1, №2, №3). Схема
РеАусматривает два регулируемых штуцера, два вентиля для отбора проб
Акости и газа, запорные устройства 3 для сброса продукции на факел или
М-Пяной амбар, тройники 4,
Ланцевые соединения 7.

5,

предохранительный клапан 6,

крестовики

Рис. 7.17. Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры
аома^СНовные уэлы маниФольАа унифицированы с узлами и деталями фонтанной
р атУры. Манифольды на концах имеют фланцы для присоединения труб
диаметром 80 мм. В обозначение манифольда входят номер схемы, условный
проходной диаметр и рабочее давление, например, 1МАТ-60х125. Выкидной шлейф
соединяет манифольд арматуры с групповой замерной установкой (ГЗУ)
промысловой системы нефтегазосбора, где автоматически замеряются дебиты
скважин. К ГЗУ подключается группа скважин (до 24), дебит которых измеряется
поочередно по определенной программе.

Освоение и пуск в работу фонтанных скважин

Осуществляется снижением давления на пласт путем:

1)	последовательной замены глинистого раствора в скважине жидкостью и
газожидкостной смесью меньшей плотности (глинистый раствор □ вода и нефть);

2)	использования азота инертного или газа ( вытеснением части жидкости из
скважины, ее аэрацией);

3)	свабирования.

Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение

Условия эксплуатации различных месторождений и отдельных продуктивных
пластов в пределах одного месторождения могут сильно отличаться друг от друга. В
соответствии с этим осложнения в работе фонтанных скважин также могут быть
разнообразны. Однако можно выделить наиболее типичные и частые или наиболее
опасные по своим последствиям осложнения, к которым относятся следующие:
открытое нерегулируемое фонтанирование в результате нарушений
герметичности устьевой арматуры;

образование асфальтосмолистых и парафиновых отложений на внутренних
стенках НКТ и в выкидных линиях;

пульсация при фонтанировании, могущая привести к преждевременной
остановке скважины;

- образование песчаных пробок на забое и в самих НКТ при эксплуатации
неустойчивых пластов, склонных к пескопроявлению;

отложения солей на забое скважины и внутри НКТ.

Открытое фонтанирование

Для предупреждения открытых выбросов в последнее время были разработаны
и нашли применение различные отсекатели, спускаемые в скважину на некоторую
глубину или даже под башмак колонны фонтанных труб. Имеются отсекатели,
устанавливаемые на шлипсах в обсадной колонне, которые автоматически
перекрывают сечение НКТ или обсадной колонны при резком увеличении расхода
жидкости, превышающем критические. За рубежом известны отсекатели,
устанавливаемые на фонтанных трубах. Такие отсекатели также автоматически
перекрывают поток при критических расходах ГЖС и предотвращают открытое
фонтанирование. Известны отсекатели с принудительным перекрытием сечения
фонтанных труб. Они выполнены в виде шарового крана, поворот которого
осуществляется гидравлически с поверхности. Приводной механизм такого шарового
крана с помощью трубки малого диаметра (12, 18 мм), прикрепленной к колонне
фонтанных труб и выходящей на поверхность, присоединяется к источнику
давления, обычно к выкиду скважины. При наличии давления в трубке шаровой кран
открыт. При падении давления в трубке шаровой кран пружинным механизмом
поворачивается и перекрывает фонтанные трубы.

Существуют простые поверхностные отсекатели механического действия,
устанавливаемые на манифольдных линиях, которые перекрывают фонтанную
скважину при разрывах выкидных линий из-за коррозии или механических
повреждений.

Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин.

Газлифтный способ добычи нефти, при котором жидкость поднимается из забоя
за счет энергии газа, нагнетаемого с устья, позволяет эксплуатировать скважины,
продукция которых содержит большое количество газа и песка, а также скважины с
высокой обводненностью продукции, значительно искривленным стволом, низким
динамическим уровнем и плохими коллекторскими свойствами пласта.

Системы газлифтной добычи зависят от источника рабочего агента:

а)	используется отделенный от скважинной продукции газ (необходимы
подготовка газа и его сжатие);

б)	при наличии внешнего источника, таких как газовый пласт, газопровод,
газоперерабатывающий завод следует использовать бескомпрессорную газлифтную
систему (отличается простотой);

в)	применение системы эрлифта с использованием воздуха в качестве рабочего
агента.

Существует две основные разновидности газлифта - периодический и
непрерывный. При этом газ может подаваться в скважину по кольцевому
пространству (кольцевая система) или по НКТ (центральная система).

По колонне труб (рис. 7.18) 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где
смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по
подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из
пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой
плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для
подъема жидкости на поверхность.

Рис. 7.18. Принципиальная схема газлифта

Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до
давления 4-10 МПа. Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные
компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов,
развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу. Такую
систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом. Системы, в
которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или
газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом.

При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до места
расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку
на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а
иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам. Избыточное
давление обычно понижается дросселированием газа через одну или несколько
ступеней штуцеров. Существует система газлифтной эксплуатации, которая
называется внутрискважинным газлифтом. В этих системах источником сжатого газа
служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного
пласта. Оба пласта вскрываются общим фильтром.

В таких случаях газоносный горизонт изолируется от нефтеносного пласта одним
или двумя пакерами (сверху и снизу), и газ вводится в трубы через штуцерное
устройство, дозирующее количество газа, поступающего в НКТ.

Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной
подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта. Этот способ
оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных
месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами
залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для
устойчивой и продолжительной работы газлифта.

Принцип действия газлифта. В скважину опускают два ряда насосных труб.
По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под
давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу,
по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность,
называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с
воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на
одном уровне. Этот уровень называют статическим - Ни. В этом случае давление
жидкости на забое соответствует пластовому давлению.

Рпп= Нет- Ад , отсюда

Нет = Рт .

По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого
газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает
в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной
жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в
плотности газированной и негазированной жидкостей.

Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из
подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину
непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в
систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы
устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой:

Ндан~ Р.

При этом давление из башмака подъемной трубы

Py = (L- g = h„ b g,

где L - длина подъемной трубы;

he - расстояние от устья скважины до динамического уровня; h„= L - ho - глубина
погружения подъемной трубы в жидкость.

Применяют газлифты однорядные и двухрядные (рис. 7.19; 7.20).

В однорядном в скважину опускают только одну колонну труб, по которой
газожидкостная смесь поднимается из скважины на поверхность. В двухрядном
подъемнике в скважину опускают две насосные колонны труб. По затрубному
пространству этих колонн с поверхности подают газ, а по внутренней колонне труб нз
поверхность поднимается газожидкостная смесь. Однорядный подъемник менео
металлоемок, но в нем нет достаточных условий для выноса песка с забоя скважины
Поэтому однорядный подъемник применяется на скважинах, эксплуатируемых без
воды и выноса песка. В двухрядном подъемнике вынос газожидкостной смеси
происходит по внутренней трубе меньшего диаметра. За счет этого возрастают
скорости подъемника газожидкостной смеси и улучшаются условия для выноса из
скважины воды и песка. Кроме того, двухрядный подъемник работает с меньшей
пульсацией рабочего давления и струи жидкости, а это, в свою очередь, снижает
расход рабочего агента - газа.

Рис. 7.19. Подъемники кольцевой системы
а - двухрядный; б - полуторядный; в - однорядный

Рис. 7.20. Процесс запуска газлифтной скважины

Поэтому, несмотря на увеличение металлоемкости, двухрядные подъемники
(рис. 7.19) применяют на сильно обводненных скважинах при наличии на забое
большого количества песка. С целью снижения металлоемкости применяют так
называемую полуторарядную конструкцию, когда высший ряд труб заканчивают
трубами меньшего диаметра, называемых хвостовиком.
Для оборудования газлифтных подъемников применяют НКТ следующих
диаметров: в однорядных подъемниках - от 48 до 89 мм и редко 114 мм, в
двухрядных подъемниках - для наружного ряда труб 73, 89 и 114 мм, а для
внутреннего - 48, 60 и 73 мм. При выборе диаметров НКТ необходимо иметь в виду,
что минимальный зазор между внутренней обсадной колонны и наружной
поверхностью НКТ должен составлять 12-15 мм.

Оборудование устья газлифтных скважин

Устье газлифтной скважины оборудуют стандартной фонтанной арматурой,
рабочее давление, которой должно соответствовать максимальному ожидаемому на
устье скважины. Арматуру до установки на скважину опрессовывают в сборном виде
на пробное давление, указанное в паспорте. После установки на устье скважины ее
опрессовывают на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной
колонны, при этом независимо от ожидаемого рабочего давления арматуру
монтируют с полным комплектом шпилек и уплотнений. Под ее выкидными и
нагнетательными линиями, расположенными на высоте, устанавливают надежные
опоры, предотвращающие падение труб при ремонте, а также вибрацию от ударов
струи.

Обвязка скважины и аппаратура, а также газопроводы, находящиеся под
давлением, должны отогреваться только паром или горячей водой.

Пуск газлифтных скважин (на примере двухрядного подъемника).

При нагнетании газа жидкость в межгрубном пространстве колонн НКТ
оттесняется вниз, а вытесняемая перетекает в трубы малого диаметра из
эксплуатационной колонны, в результате чего уровень в ней становится ниже
статического. Поэтому давление на забое становиться выше пластового и часть
жидкости поглощается пластом. На любой момент времени давление закачиваемого
газа соответствует гидростатическому давлению столба жидкости высотой, равной
разности уровней в трубах малого диаметра (или затрубном пространстве) и
межтрубном пространстве.

По мере нагнетания газа увеличивается разность уровней и возрастает
давление заканчиваемого газа. Давление закачиваемого газа во время достижения
уровня жидкости в межтрубном пространстве башмака подъемных труб будет
максимальным. Это давление называется пусковым - Рпус. Как только начнется, излив
газожидкостной смеси, давление на башмаке подъемных труб уменьшится. Среднее
давление нагнетаемого газа при установившемся режиме газлифтной скважины
называется рабочим Рр.

Таким образом, запуск газлифтных скважин осуществляется продавкой газом из
газораспределительного пункта (ГРП) или от передвижных компрессоров. Для
снижения пускового давления в современных газлифтных установках применяют
последовательное газирование участков лифта через пусковые газлифтные клапаны

Достоинства газлифтного метода:

1.	простота конструкции (в скважине нет насосов);

2.	расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его
наблюдение, ремонт), обеспечение возможности отбора из скважин больших
объемов жидкости (до 1800 ч1900 т/сут);

3.	возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и
большом содержании песка, простота регулирования дебита скважин.

Недостатки газлифтного метода:

1.	большие капитальные затраты;

2.	низкий КПД;

3.	повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;

4.	быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения
дебита скважин стечением времени эксплуатации.

В конечном счете, себестоимость добычи 1 т нефти при газлифтном методе
ниже за счет низких эксплуатационных расходов, поэтому он перспективен.

Основными деталями фонтанной арматуры являются: крестовины, тройники,
запорные устройства, регулирующие устройства (дроссели).

Насосная эксплуатация скважин

Наиболее распространённый способ добычи нефти - с помощью глубинных
насосов - штанговых и бесшганговых.

Штанговые насосные установки (ШСНУ)

Прекращение или отсутствие фонтанирования обусловило использование
других способов подъема нефти на поверхность, например, посредством штанговых
скважинных насосов. Этими насосами в настоящее время оборудовано большинство
скважин. Дебит скважин - от десятков килограмм в сутки до нескольких тонн. Насосы
опускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м иногда до 3200-3400
м.

Рис. 7.21. Схема штанговой насосной установки
ШСНУ включает:

а)	наземное оборудование - станок-качалка (СК), оборудование устья, блок
управления;

б)	подземное оборудование - насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги
насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные
устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Штанговая глубинная насосная установка (рис. 7.21) состоит из скважинного
насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4, насосно-
компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8
устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка
качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса
устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра
1.

Штанговые скважинные насосы

ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99% ,
абсолютной вязкостью до 100 мПа с, содержанием твердых механических примесей
до 0,5%, свободного газа на приеме до 25%, объемным содержанием сероводорода
до 0,1%, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130°С.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные
(НСН) скважинные насосы (рис. 7.22, 7.23).

У невставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана
опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном
опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью
специального штока соединен с шариком всасывающего клапана.

Недостаток НСН - сложность его сборки в скважине, сложность и длительность
извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности.

Рис. 7.23. Невставные скважинные
насосы:

1 - всасывающий клапан;

2 - цилиндр; 3 - нагнетательный
клапан;4 - плунжер; 5 - захватный
шток; 6 - ловитель

на поверхности земли и опускают в

состоит из трех основных узлов: цилиндра,

Рис. 7.22. Насосы скважинные
вставные

1 - впускной клапан; 2 - цилиндр:

3 - нагнетательный клапан;

4 - плунжер; 5 - штанга; 6 - замок

Вставные насосы целиком собирают
скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ
плунжера и замковой опоры цилиндра.
При использовании вставных насосов в 2 - 2,5 раза ускоряются спуске
подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих
Однако подача вставного насоса при трубах одного диаметра всегда меньше подачи
невставного.

Станки-качалки - индивидуальный механический привод ШСН.

Станок-качалка	Число ходов балансира в мин.	Масса, кг	Редуктор
С КД-1,5-710	5ч15	3270	Ц2НШ-315
СКД4-2,1-1400	5ч15	6230	Ц2НШ-355
СКД6-2,5-2800	5ч14	7620	Ц2НШ-450
С КД8-3,0-4000	5ч14	11600	НШ-700Б
СКД 10-3,5-5600	5ч12	12170	Ц2НШ-560
СКД 12-3,0-5600	5ч12	12065	Ц2НШ-560

В шифре станка - качалки типа СКД, например СКД78-3-4000, указано: буквы -
станок качалка дезаксиальный, 8 - наибольшая допускаемая нагрузка Ртт на головку
балансира в точке подвеса штанг в тоннах (1т = 10 кН); 3 - наибольшая длина хода
устьевого штока в м; 4000 - наибольший допускаемый крутящий момент М кр тах на
ведомом валу редуктора в кгс/м (1 кгс/м = 10'2кН-м).

Станок-качалка (рис, 7.24) является индивидуальным приводом скважинного
насоса.

Основные узлы станка-качалки - рама, стойка в виде усеченной четырехгранной
пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами,
шарнирноподвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК
комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т.е.
регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней
электродвигатель устанавливается на поворотной раме-салазках.

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное
основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем)
положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива).
Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода
спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины.
Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с
устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17. Она позволяет
регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса или выход плунжера из цилиндра,
а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Амплитуду движения головки балансира регулируют путем изменения места
сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца
кривошипа в другое отверстие).

За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для
уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на
балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют
соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных
ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т.д.), а
также самозапускСК после перерыва в подаче электроэнергии.

Выпускают СК с грузоподъемностью на головке балансира от 2 до 20 т.

Электродвигателями к СК служат короткозамкнутые асинхронные во
влагоморозостойком исполнении трехфазные электродвигатели серии АО и
электродвигатели АО2 и их модификации АОП2.

Частота вращения электродвигателей 1500 и 500 мин Л

Рис. 7.24. Станок-качалка типа СКД:

1 - подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка; 4 - шатун;

5 - кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив; 8 - ремень; 9 - электродвигатель;
10-ведущий шкив; 11 - ограждение; 12 - поворотная плита; 13 - рама;

14 -противовес; 15 - траверса; 16- тормоз;

17 - канатная подвеска
В настоящее время российскими заводами освоены и выпускаются новые
модификации станков-качалок: СКДР и СКР (унифицированный ряд из 13 вариантов
грузоподъемностью от 3 до 12 т.), СКВ, СКС, ПФ, ОМ, ПШГН, ЛП-114.00.000
(гидрофицированный). Станки-качалки для временной добычи могут быть
мобильными (на пневмоходу) с автомобильным двигателем.

Оборудование устья скважины

Арматура устьевая для штанговых глубинных насосов предназначена
для:

1.	Обвязки и герметизации устья нефтяных скважин.

2.	Удержания на весу колонны НКТ.

3.	Направление нефти в выкидную линию.

4.	Выполнение различных технологических операций.

5.	Проведение глубинных исследований.

Рис. 7.25. Типичное
оборудование устья скважины
для штанговой насосной
установки:

1	- колонный фланец;

2	- планшайба;

3	- НКТ:

4	- опорная муфта;

5	- тройник,

6	- корпус сальника,

7	- полированный шток,

8	- головка сальника,
9 - сальниковая набивка

Арматура АУШГН- 146x14, АУШГН- 168x14

Техническая характеристика.

1	Условный проход запорных устройств и элементов
обвязки арматуры

2	Рабочее давление

3	Пробное давление

4	Температурный режим эксплуатации

5	. Масса

50 мм

140 атм

210 атм

-45+40

116, 126 кг
Устьевой самоустанавливающийся сальник типа СУС

Для герметизации устья насосных скважин и подвески НКТ применяются
самоустанавливающиися устьевые сальники СУС1 (рис. 7.28) и СУС2.

Сальники предназначены для скважин с высоким статическим уровнем и с
газопроявлениями.

Характерной особенностью устьевых сальников СУС является шарнирное
соединение между головкой сальника и его тройником для поворота головки в
пределах конусного угла (3°) и самоустанавливания по сальниковому штоку. Этим
обеспечивается более полная загрузка уплотняющих элементов и повышается срок
их службы.

СУС1А - с одинарным уплотнением, предназначенный для скважин с низким
статистическим уровнем и без газопроявлений. Выдерживает Р=70 атм при
неподвижном «ПШ».

СУС2А - с двойным уплотнением, предназначенный для скважин с высоким
статистическим уровнем и с газопроявлениями. Выдерживает наибольшее Р=140
атм при неподвижном «ПШ» и затянутой сальниковой набивкой.

Рис. 7.28. Устьевой сальник типа СУС1 -71-31

1 - тройник; 2 - втулка нижняя; 3 - вкладыш; 4 - стопор; 5 - кольцо
уплотнительное; 6 - манжетодержатель; 7 - крышка шаровая;

8 - уплотнительная набивка; 9 - головка шаровая; 10 - вкладыш; 11 - грундбукса;

12 - крышка головки; 13 - шток; 14 - болт откидной; 15- палец; 16 - шплинт;

17 - гайка накидная; 18- ниппель; 19 - наконечник

Устьевой сальник СУС2 в отличие от СУС1 имеет двойные уплотнения и три
ряда направляющих втулок. Устьевой сальник с двойным уплотнением позволяет
менять изношенные верхние уплотнительные элементы без разрядки скважины за
счет нижнего уплотнения - буферной манжеты. Изношенные направляющие втулки,
как правило, меняют при текущем ремонте скважин.
При установке устьевых сальников на устье все резиновые кольца и
уплотнительные набивки должны смазываться густой смазкой

Сальник с промывочным клапаном позволяет проводить опрессовку НКТ и
проведение прямых промывок без разбора манифольда, что существенно снижагч
трудозатраты при ремонте скважин.

Техническая характеристика устьевых сальников

Показатель	СУС1-73-31	СУС2-73-31
Рабочее давление. МПа:  при подвижном устьевом штоке	4,0	
при неподвижном устьевом штоке и затянутой сальниковой набивке	7.0	14,0
Диаметр присоединительной резьбы, мм	73	73
Диаметр сальникового устьевого штока, мм	31	31
Габариты, мм: длина	350	350
ширина	182	182
высота	407	528
Масса, кг	21	24

Бесштанговые скважинные насосные установки

В ШСНУ наиболее ответственное и слабое звено-колонна' насосных штанг
проводник энергии от привода, расположенного на поверхности.

В связи с этим разработаны насосные установки с переносом привода
(первичного двигателя) в скважину к насосу. К ним относятся установки погружных
центробежных, винтовых и диафрагменных электронасосов. Электроэнергия в этом
случае подается по кабелю, закрепленному на НКТ. Имеются глубинные насосы,
например, гидропоршневые, струйные, которые используют энергию потока рабочей
жидкости, подготовленной на поверхности и подаваемой в скважину по
трубопроводу (НКТ).

Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН)

Область применения УЭЦН - это высокодебитные обводненные, глубокие и
наклонные скважины с дебитом 10 - 1300 м3/сут и высотой подъема 500 - 2000 м.
Межремонтный период УЭЦН составляет до 320 суток и более.

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении типов
УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки продукции нефтяных скважин,
содержащих нефть, воду, газ и механические примеси. Установки типа УЭЦНМ
имеют обычное исполнение, а типа УЭЦНМК — коррозионностойкое.

В зависимости от максимального поперечного габарита погружного агрегата
установки разделяют на три условные группы — 5; 5А и 6:

-	установки группы 5 поперечным габаритом 112 мм применяют в скважинах с
колонной обсадных труб внутренним диаметром не менее 121.7 мм;

-	установки группы 5А поперечным габаритом 124 мм — в скважинах
внутренним диаметром не менее 130 мм;

-	установки группы 6 поперечным габаритом 140.5 мм — в скважинах
внутренним диаметром не менее 148.3 мм.

Условия применимости УЭЦН по перекачиваемым средам: жидкость с
содержанием механических примесей не более 0.5 г/л, свободного газа на приеме
насоса не более 25 %; сероводорода не более 1.25 г/л; воды не более 99 %;
водородный показатель (pH) пластовой воды в пределах 6 8.5. Температура в зоне
размещения электродвигателя не более + 90 'С (специального теплостойкого
исполнения до + 140 ’С).

Пример шифра установок— УЭЦНМК5-125-1300 означает:

УЭЦНМК — установка электроцентробежного насоса модульного и коррозионно-
стойкого исполнения;

5 — группа насоса;

125 — подача, м3/сут;

1300 — развиваемый напор, м вод. ст.

Выпускаемые серийно УЭЦН имеют длину от 15.5 до 39.2 м и массу от 626 до
2541 кг в зависимости от числа модулей (секций) и их параметров.
В установку ЭЦН (рис. 7.29) входят погружной электронасосный агрегат,
который объединяет электродвигатель с гидрозащитой 1 и насос 2; кабельная линия
3, спускаемая в скважину на подъемных НКТ 4; оборудование устья 6 типа ОУЭН
140-65 или фонтанная арматура АФК1Э-65х14; станция управления 7 и
трансформатор 8, которые устанавливаются на расстоянии 20-30 м от устья
скважины. По кабельной линии подводят электроэнергию к двигателю. К насосу и
насосно-компрессорным трубам кабель крепят металлическими поясами 5. Над
насосом устанавливают обратный и сливной клапаны. Откачиваемая жидкость из
скважины поступает на поверхность по колонне НКТ.

Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой
фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеет на концах
шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

В современных установках может быть включено от 2 до 4 модулей-секций. В
корпус секции вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные на
валу рабочие колеса и направляющие аппараты. Число ступеней колеблется в
пределах 152 - 393. Входной модуль представляет основание насоса с приемными
отверстиями и фильтром-сеткой, через которые жидкость из скважины поступает в
насос. В верхней части насоса ловильная головка с обратным клапаном, к которой
крепятся НКТ.

Насос (ЭЦНМ) - погружной центробежный модульный многоступенчатый
вертикального исполнения.

Насосы также подразделяют на три условные группы - 5; 5А и 6. Диаметры
корпусов группы 5 и- 92 мм, группы 5А - 103 мм, группы 6 - 114 мм.

Достоинства:

1.	Автономная эксплуатация

2.	Использование при высоких дебитах скважин

3.	Простота регулирования параметров

4.	Надежность в эксплуатации

Недостатки:

1.	Невозможность применения в скважинах с узким забоем

2.	Наличие кабельной линии

3.	Ограниченность применения в скважинах с высоким содержанием
механических примесей и газов в пластовых жидкостях

Наименовани е установок	Min (вн.) 0 эксплуа- тационной колонны, мм	Попереч н. габарит установи и, ММ	Подача м3/сут	Напор, м	Мощность двигателя, кВт	Тип газосепа -ратора
УЭЦНМ5-50	121.7	112	50	990 + 1980	32 + 45	
УЭЦНМ5-80			80	900 + 1950	32+63	
УЭЦНМК5-80						
УЭЦНМ5-125			125	745 + 1770		1МНГ5
УЭЦНМК5- 125						
УЭЦНМ5-200			200	640 + 1395	45 + 90	1МНГК5
УЭЦНМ5А- 160	130.0	124	160	790- 1705	32 + 90	МНГА5
УЭЦНМ5А- 250			250	795- 1800	45 + 90	
УЭЦНМК5- 250						МНГК5А
УЭЦНМ5А- 400			400	555 + 1255	63 + 125	
УЭЦНМК5А- 400						
УЭЦНМ6-250	144.3	137	250	920 + 1840	63 + 125	
УЭЦНМ6-320			320	755 + 1545		
УЭЦНМ6-500	144.3 или  148.3	137 или  140.5	500	800 + 1425	90 + 180	
УЭЦНМ6-800	148.3	140.5	800	725 + 1100	125 + 250	
УЭЦНМ6- 1000			1000	615 + 1030	180 + 250	

Установки погружных винтовых электронасосов

Установки погружных винтовых сдвоенных электронасосов типа УЭВН5
предназначены для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости повышенной
вязкости (до 1.103 м2/с) температурой 70 С, с содержанием механических примесей
не более 0.4 г/л, свободного газа на приеме насоса — не более 50 % по объему.

Установка погружного винтового сдвоенного электронасоса (рис.7.30) состоит из
насоса, электродвигателя с гидрозащитой, комплектного устройства,
токоподводящего кабеля с муфтой кабельного ввода. В состав установок с подачами
63, 100 и 200 м3/сут входит еще и трансформатор, так как двигатели этих установок
выполнены соответственно на напряжение 700 и 1000 В.

Установки выпускаются для скважин с условным диаметром колонны обсадных
труб 146 мм.

С учетом температуры в скважине установки изготавливают в трех
модификациях:

для температуры 30 'С (А);

для температуры 30 - 50 *С (Б);

для температуры 50 - 70 'С (В, Г).

В обозначении установок в зависимости от температуры добываемой жидкости
введены буквы А, Б и В (Г). Например, УЭВН516-1200А или УЭВН5200-900В.

Все установки комплектуют погружными двигателями типа ПЭД с гидрозащитой
1Г51.

Приводом винтовых насосов служит электродвигатель трехфазный,
асинхронный, короткозамкнутый, четырехполюсный, погружной, маслонаполненный.
Исполнение двигателя вертикальное, со свободным концом вала, направленным
вверх.

Гидрозащита предохраняет его внутреннюю полость от попадания пластовой
жидкости, а также компенсирует температурные изменения объема и расхода масл.
при работе двигателя. С помощью гидрозащиты осуществляется выравнивание
двигателя с давлением в скважине на уровне его подвески

Внутренняя^ полость двигателей заполнена специальным маслом
диэлектрической прочности.

Установки обеспечивают подачу от 16 до 200 м3/сут, давление 9-12 МПа; КПД
погружного агрегата составляет 38 - 50 %; мощность электродвигателя 5.5, 22 и 32
кВт; масса погружного агрегата 341 - 713 кг; частота вращения - 1500 мин '.

Рис. 7.30 Установки погружного
винтового сдвоенного электронасоса
1 -трансформатор;

2 - комплектное устройство;

3 - пояс крепления кабелей;

4 -НКТ;

5 - винтовой насос;

6 - кабельный ввод;

7 - электродвигатель с гидрозащитой

Арматура устьевая

Для герметизации устья нефтяных скважин, эксплуатируемых погружными
центробежными, винтовыми и диафрагменными электронасосами, применяют
устьевую арматуру типа АУЭ-65/50-14 или устьевое оборудование типа ОУЭ65/5014.
Арматура типа АУЭ-65/ 50-14 состоит из корпуса, трубной подвески, отборника
давления с пробоотборником, угловых вентилей, перепускного клапана и
быстросборного соединения (рис. 7.31).
Рис. 7.31. Устьевая арматура типа
АУЭ

1	- перепускной клапан;

2	- манжета;

3	-уплотнение кабеля;

4	- пробковый кран;

5	-патрубок;

6	-зажимная гайка)

7	- трубная подвеска;

8	- корпус;

9	, 12, 13 - угловые вентили;

10	- отборник проб,

11	- быстросъемное соединение.

Техническая характеристика	
Рабочее давление, МПа	14
Тип запорного устройства:	
ствола	Кран пробковый
боковых отводов	Вентиль угловой
Габариты, мм	3452x770x1220
Масса, кг	200

Эксплуатация газовых скважин

Существенное отличие физических свойств газа от физических свойств нефти,
выражается, главным образом, в его незначительной плотности, высокой упругости,
значительно меньшей вязкости, определяет специфику разработки газовых и
газоконденсатных месторождений, заключающуюся в том, что газ добывают, в
основном, фонтанным способом. При этом сложная и протяженная система
газоснабжения от залежи до потребления полностью герметична и представляет
собой единое целое.

Газовые месторождения разделяют на чисто газовые месторождения и
газоконденсатные. На газовых месторождениях из скважин поступает чистый газ
(природный газ) вместе с небольшим количеством влаги и твердыми частицами
механических примесей. Природный газ состоит в основном из легкого углеводорода
- метана (94-98 %), не конденсирующегося при изменении пластового давление
Чисто газовые месторождения встречаются редко. Примеры газовых месторождении
Заполярное, Уренгойское, Медвежье (в сеноманских отложениях).

В состав газоконденсантных месторождений входит не только легкий
углеводород парафинового ряда - метан, но и более тяжелые, углеводороды при
изменении пластового давления переходящие в жидкое состояние, образуя так
называемый конденсат. Вместе с газом и конденсатом с забоя скважин поступав i
вода и твердые частицы механических примесей.

Основной метод добычи газа и газового конденсата - фонтанный, так как газ и
продуктивном пласте обладает достаточно большой энергией, обеспечивающей ею
перемещение по капиллярным каналам пласта к забоям газовых скважин. Как и при
фонтанном способе добычи нефти, газ поступает к устью скважины по колонне
фонтанных труб.

Добычу газа ведут из одного пласта (однопластовые месторождения) и из двух и
более пластов (многопластовые месторождения).

Оборудование для систем сбора нефти, газа и воды

Сбор и транспорт нефти и газа на промысле

В настоящее время обустройство нефтяных месторождений осуществляется с
применением напорных герметизированных систем сбора и подготовки скважин,
основными элементами которых являются добывающие скважины,
автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), дожимные насосные
станции (ДНС) или сепарационные установки с насосной откачкой, а также
центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦППН). Элементы
системы связаны между собой с помощью трубопроводов: от добывающих скважин к
АГЗУ газожидкостная смесь подается по выкидным линиям диаметром 73-114 мм.
дальнейшая транспортировка продукции осуществляется по коллекторам большого
диаметра.

Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения, дебитов скважин,
физико-химических свойств перекачиваемой жидкости, рельефа местности и
природных условий. Так, в одних случаях продукция разделяется на АГЗУ на обвод-
ненную и безводную, а в других она транспортируется после АГЗУ по единому
коллектору. На некоторых месторождениях к ДНС подходят коллекторы от
нескольких АГЗУ, на других на каждой АГЗУ установлен сепаратор первой ступенни,
и жидкость транспортируется на ЦППН либо дожимными насосами, либо за счет
давления в линии. На небольших по площади месторождениях АГЗУ и ЦППН могут
быть расположены на одной площадке.

Принцип работы элементов системы на всех месторождениях одинаковый: на
АГЗУ фазы не разделяются.

Первая ступень сепарации осуществляется на ДНС, в результате газ отводится
по отдельному коллектору. Кроме того, может проводиться предварительный сброс
воды с закачкой ее в нагнетательные или поглощающие скважины, а вторая - на
ЦППН.

Технологические процессы подготовки нефти для всех систем сбора аналогичны:
сепарация или разделение фаз, деэмульсация продукции, обессоливание,
стабилизация нефти.

Последний процесс обычно осуществляется параллельно с деэмульсацией и
обессоливанием.

Исходя из физических процессов, протекающих при подготовке нефти,
оборудование для систем изготовляют в блочном исполнении; вместо
деэмульсационных и обессоливающих установок, в которых процессы нагрева и
отстоя совмещены, сейчас выпускают нагреватели и отстойники. Комбинируя на-
греватели и отстойники разной пропускной способности и различного исполнения,
находят рациональный процесс подготовки нефти для условий данного
месторождения.

Основным оборудованием системы сбора являются: выкидные линии и
коллекторы, автоматизированные групповые замерные установки, путевые
подогреватели, дожимные насосные станции.

Блочные автоматизированные групповые замерные установки предназначены:
для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора
нефти и газа; для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости; для
автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважин или
остановки в целом при возникновении аварийных ситуаций. На нефтяных
месторождениях широко применяются блочные АГЗУ типа ''Спутник".

С понижением температуры нефти растворенный в ней парафин начинает
кристаллизоваться. При этом резко возрастает вязкость нефти, особенно после
кратковременного прекращения перекачки. Поэтому возникает необходимость при
перекачке таких нефтей увеличивать мощность насосных станций, строить
специальные установки для подогрева нефти, увеличивать диаметр трубопроводов,
добавлять к нефти различные присадки, разбавлять ее нефтепродуктами и т.д.

При транспорте неразгазированной нефти уменьшаются возможности
образования и отложения парафина.

Практика эксплуатации показывает, что при совместном сборе нефти и газа
одним из основных направлений борьбы с парафином являются снижение до
минимума потерь тепла и поддержание оптимальной температуры при добыче и
транспорте продукции скважин. На это влияют глубина заложения трубопровода, его
теплоизоляция, режим перекачки и подогрев продукции.

Рассмотрим элементы путевого подогрева продукции скважин. В выкидных
линиях продукция подогревается устьевыми (типа ПП) и трубопроводными типа ПТ
подогревателями.

Блочная газовая печь УН-0,2 и подогреватель нефти ПТТ-0,2 работают на газе.
Пропускная способность подогревателя по жидкости при ее нагреве до 70 °C
составляет 100 т/сут, рабочее давление - до 1,6 МПа, расход газа - 25 м3/ч.

Пропускная способность путевых подогревателей ПП-0,4, ПП-0,63 и ПП-1,6 по
жидкости при ее нагреве на 25 °C составляет соответственно 750, 1150 и 2350 т/сут
при расходе газа соответственно 45, 75 и 180 м3/ч.

Пропускная способность трубопроводного подогревателя ПТ-160/100 по
жидкости при ее нагреве до 70 °C составляет 500 м3/сут, расход газа - 300 м3/ч.

Дожимные насосные станции предназначены для осуществления первой ступени
сепарации нефти из газа в целях дальнейшего раздельного транспорта нефти
центробежными насосами, а газа под давлением сепарации.

Дожимные насосные станции выпускаются в блочном исполнении двух типов.

К первому типу относятся ДНС на базе сепарационных установок с насосной
откачкой блочной насосной (БН). Разработано 12 типоразмеров блоков: от БН-500-9
до БН-2000-26. Шифр блока: БН - блочная насосная; первое число - подача насоса
по жидкости в м3/сут; второе - давление нагнетания в МПа. Из блоков компонуются
дожимные насосные станции различных подач и напора. Станция состоит из
технологического, щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса
газа. Технологический блок включает технологическую емкость и гидроциклоны,
один из которых резервный.

Ко второму типу относятся ДНС-7000, ДНС-14000, ДНС-20000, где число
указывает на подачу насосных агрегатов в м3/сут. Давление нагнетания насосов 1,9-
2,8 МПа. Технологическая единица состоит из блока буферной емкости (где
осуществляется сепарация газа) и блока насоса 8НД-9хЗ. В указанных ДНС имеются
соответственно две, три, четыре технологические единицы, причем в каждой
станции одна технологическая единица резервная. Помимо этого, ДНС включает
блоки сбора и откачки утечек нефти, низковольтной аппаратуры и КИПиА, а такжп
распределительное устройство и свечу аварийного сброса газа.

Системы сбора скважинной продукции

В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора:
самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная.

При самотечной двухтрубной системе сбора (рис. 7.32) продукция скважин
сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющийся при этом газ под
собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на
газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза
направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется
на собственные нужды. Нефть с водой самотеком (за счет разности нивелирных
высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается
насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).

За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты электроэнергии
на ее транспортировку. Однако данная система сбора имеет ряд существенных
недостатков:

1)	при увеличении дебита скважин или вязкости жидкости (за счет увеличения
обводненности, например) система требует реконструкции;

2)	для предотвращения образования газовых скоплений в трубопроводах
требуется глубокая дегазация нефти;

3)	из-за низких скоростей движения возможно запарафинивание трубопроводов,
приводящее к снижению их пропускной способности;

4)	из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использованием газов
2-й ступени сепарации потери углеводородов при данной системе сбора достигают
2...3 % от общей добычи нефти.

По этим причинам самотечная двухтрубная система сбора и настоящее время
существует только на старых промыслах.

Рис. 7.32. Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора:

1 - скважины; 2 - сепаратор 1 - и ступени; 3 - регулятор давления типа "до себя";

4 - газопровод; 5 - сепаратор 2-й ступени; 6 - резервуары; 7 - насос;

8 - нефтепровод; УСП - участковый сборный пункт; ЦСП - центральный сборный
пункт
5

наГПЗ

Рис. 7.33. Принципиальная схема высоконапорной однотрубной системы сбора:
1 - скважины; 2 - нефтегазопровод; 3 - сепаратор 1-й ступени; 4 - сепаратор
2-й ступени; 5 - регулятор давления; 6 - резервуары

Рис. 7.34. Принципиальная схема напорной системы сбора:

1	- скважины; 2 - сепаратор 1-й ступени; 3 - регулятор давления типа "до себя”; 4 -
газопровод; 5 - насосы; 6 - нефтепровод, 7 - сепаратор 2-й ступени; 8 - резервуар;

ДНС - дожимная насосная станция

Высоконапорная однотрубная система сбора (рис. 7.33) предложена в
Грозненском нефтяном институте. Ее отличительной особенностью является
совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков
километров за счет высоких (до 6...7 МПа) устьевых давлений.

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от
сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти
на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная
концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных
пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается
необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории
промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с
самого начала разработки месторождений.

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси
(до 90 % по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные
пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает
устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов
нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и
контрольно-измерительной аппаратуры.

Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на
месторождениях с высокими пластовыми давлениями.

Напорная система сбора (рис.7.34), разработанная институтом
Гипровостокнефть, предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на
участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от
скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на
расстояние 100 км и более.

Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной насосной станции
(ДНО), где при давлении 0,6...0,8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходит
отделение части газа, транспортируемого затем на ГПЗ бескомпрессорным
способом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом центробежными
насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в
сепараторах 2-й ступени происходит окончательное отделение газа. Выделившийся
здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная
нефть самотеком (высота установки сепараторов 2-й ступени 10 ..12 м) в сырьевые
резервуары.

Применение напорной системы сбора позволяет:

-	сконцентрировать на ЦСП оборудование по подготовке нефти, газа и воды для
группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км;

-	применять для этих целей более высокопроизводительное оборудование,
уменьшив металлозатраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы;

-	снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора, благодаря отказу
от строительства на территории промысла компрессорных станций и газопроводов
для транспортировки нефтяного газа низкого давления;

-	увеличить пропускную способность нефтепроводов и уменьшить затраты
мощности на перекачку вследствие уменьшения вязкости нефти, содержащей
растворенный газ.

а)

б)

Рис. 7.35. Принципиальные схемы современных систем сбора:
а) - с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦСП,
6) - с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на КСП; (обозначения см.
на рис. 7.32.)

Недостатком напорной системы сбора являются большие эксплуатационные
расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦСП
и, соответственно, большой расход энергии и труб на сооружение системы
обратного транспортирования очищенной пластовой воды до месторождений для
использования ее в системе поддержания пластового давления.

В настоящее время в развитых нефтедобывающих регионах применяют
системы сбора, лишенные указанных недостатков.

Система, изображенная на рис. 7.35, а. отличается от традиционной напорной
тем, что еще перед сепаратором первой ступени в поток вводят реагент
деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить
основное количество воды от продукции скважин на ДНС. На центральном же
сборном пункте установка комплексной подготовки нефти расположена перед
сепаратором второй ступени. Это связано с тем, что нефть, содержащая
растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное
отделение воды от нее.

Особенностью схемы, изображенной на рис. 7.35,6, является то\ что установка
комплексной подготовки нефти перенесена ближе к скважинам. ДНС, на которой
размещается УКПН, называется комплексным сборным пунктом.

Последняя схема применяется при большом числе скважин, подключенных к
КСП.

Индивидуальные и групповые установки замера дебита скважин.

Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо
замерять дебиты нефти, воды и газа. Кроме того, следует знать количество
механических примесей в продукции скважины. Эти данные дают возможность
контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что
позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений. Так, при
увеличении механических примесей в продукции скважины может возникнуть
разрушение призабойной зоны. Следовательно, необходимо или изменить режим
работы, или закрепить призабойную зону.

Для измерения дебита применяют сепарационно-замерные установки. Для
измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует
отделить их друг от друга, т.е. необходим процесс сепарации. На практике использу-
ют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.

Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслуживает только одну
скважину. Она состоит из одного газосепаратора (трапа), мерника и трубопроводной
обвязки. Продукция скважины по выкидной линии поступает в газосепаратор, где газ
отделяется от нефти, а затем нефть направляется в сборный коллектор или мерник
для замера. Газ поступает в газосборную сеть, В мернике после отстоя вода и
механические примеси осаждаются на дне и периодически удаляются через отвод.
Количество (объем) продукции скважины замеряют в мернике деревянной или
алюминиевой рейкой либо стальной рулеткой с поплавком на конце. Поплавок
опускают до уровня и замеряют высоту пустого пространства от уровня до крыши.
Замер заключается в определении высоты наполнения мерника за какой-то
промежуток времени. На рейке и рулетке нанесены деления в сантиметрах. Для
каждого мерника имеется калибровочная таблица объемов жидкости в зависимости
от уровня взлива. После замера нефть направляется в сборный коллектор насосом
(при напорной системе сбора).

Количество газа измеряют специальными устройствами и приборами на выкиде
газовой линии после газосепаратора.

Групповая сепарационно-замерная установка самотечной системы (ГСЗУ)
обслуживает несколько скважин. Она состоит из газосепараторов первой и второй
ступеней, замерного газосепаратора, мерника, распределительной батареи
(гребенки) и трубопроводов.
Продукция из скважин (фонтанных, газлифтных, насосных) направляется в
распределительную батарею. При включении одной скважины на замер, продукция
всех других скважин смешивается и поступает в сборный коллектор без замера.

Замер осуществляется аналогично замеру в индивидуальной сепарационно-
замерной установке. Поступившая в сборный коллектор продукция остальных
скважин направляется последовательно в газосепаратор первой и второй ступеней,
при этом возможен отбор газа из каждой ступени сепарации. Нефть из сепаратора
второй ступени поступает в самотечный сборный коллектор.

Для измерения небольшого дебита скважин используют замерный трап, который
оборудован замерными стеклами и рейкой. По уровню нефти в стеклянной трубке
судят о дебите скважины.

Групповая сепарационно-замерная установка системы Бароняна - Везирова
состоит из замерного трапа, распределительной батареи, манифольда и
аппаратуры. Продукция скважины направляется в газосепаратор для отделения
газа от нефти. При выходе из газосепаратора газ смешивается с нефтью и по
единому трубопроводу поступает на сепарацию. Количество нефти замеряют при
помощи замерных стекол, монтируемых на газосепараторе, а количество газа
приборами на газовой линии после сепаратора. Продукция остальных скважин при
этом, минуя ГСЗУ, направляется на сепарацию.

В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта
продукции скважины используют автоматизированные сепарационно-замерные
установки АСЗГУ (типов ЗУГ, "Спутник", АГЗУ и т.п.).

Автоматизированная сепарационно-замерная установка "Спутник-A" (рис. 7.36)
предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их
работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состоянии
технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет
1,6 и 4 МПа (16 и 40 кг/см2).

Установка состоит из следующих узлов:

1)	многоходового переключателя скважин,

2)	установки измерения дебита,

3)	гидропривода,

4)	отсекателей,

5)	блока местной автоматизации (БМА).

Процесс работы установок заключается в следующем.

Продукция скважин по выкидным линиям подается в многоходовой
переключатель, который действует как вручную, так и автоматически. Каждому
положению этого переключателя соответствует подача на замер продукции одной
скважины. Продукция данной скважины направляется в газосепаратор, состоящий из
верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор.
направляется в сборный коллектор.

Нефть из верхней емкости газосепаратора перетекает в нижнюю, здесь ел
уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается
заслонка на газовой линии газосепаратора. Давление в газосепараторе повышается
и нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сборный коллектор. После
этого уровень жидкости и нижней емкости снижается, поплавок опускается с
открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется. Продолжи
тельность этого цикла зависит от дебита скважины.

В блоке местной автоматизации регистрируются накапливаемые обьемы
жидкости, прошедшей через счетчик-расходомер (СР).
Рис. 7.36. Схема установки "Спутник-А”:

1 - выкидные линии; 2 - специальные обратные клапаны; 3 - многоходовой
переключатель скважин ПСМ; 4 - каретка роторного переключателя скважин;
5 - замерный патрубок; 6 - гидроциклонный сепаратор; 7 - заслонка, 8 - турбинный
счетчик; 9 - поплавковый регулятор уровня; 10 - гидропривод;

11- электродвигатель; 12 - отсекатели; 13 - сборный коллектор;

14 - силовой цилиндр; 15 - БМА

Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью
гидропривода. Параметры установок типа "Спутник" приведены в таблице.

Установка "Спутник-А" работает по определенной (заданной) программе, при
этом каждая скважина поочередно включается на замер на определенное время.
Счетчик-расходомер является одновременно сигнализатором подачи скважин. В
установке предусмотрена возможность измерения количества газа с помощью
диафрагмы, установленной в газосепараторе.

Кроме установки "Спутник-А", применяются установки "Спутник-Б" и "Спутник-В".
В некоторых из этих установок используются автоматические влагомеры
непрерывного действия для определения содержания воды в продукции скважины, а
также для автоматического измерения количества газа. При отсутствии влагомера
измерения проводятся с помощью прибора Дина - Старка Пробу нефти отбирают из
выкидной линии через краники или вентили.

При помощи «Спутника Б-40» можно измерить раздельно дебиты обводненных
и необводненных скважин. Для этого поступают следующим образом. Если,
например, скважины обводнились, а остальные двенадцать скважин, подключенных
к «Спутнику», подают чистую нефть, то вручную перекрывают специальные
обратные клапаны, и продукция обводненных скважин по байпасной линии через
задвижки направляется в сборный коллектор. Продукция скважин, подающих чистую
нефть, направляется в емкость многоходового переключателя скважин ПСМ, из
которого она поступает в сборный коллектор, а далее в коллектор безводной нефти.
Количество газа по каждой скважине на АГСЗУ измеряется дифференциальным.,
манометрами и диафрагмами.

После автоматического измерения продукции по каждой скважине смс. .
жидкости и газа направляется на установки сепарации, откуда - на устанопнл
подготовки нефти. Здесь расход газа измеряют самопишущими расходомерами Д11
430 и ДП-632. Механические примеси в нефти определяют по простой методин.
пробу нефти разбавляют бензином, фильтруют, высушивают и твердый остатои
взвешивают. Количество солей в нефти устанавливается лабораторным анализом

Параметры установок тппя "Спутник”

Параметра:	А-36-14- 4СО	АМ-25   101500	АМ-40- 14-400	Б-40-14-  500	BPM 40-400
Число подключенных сэжзжик	14	10	ьь	14	2.4
Рабочее даа.тение. МПа	1.6	2,5	4	4	4
Пределы измерения s-о жидкости, ч" -’сут	10--НЮ	10-3500	10-400-	5~400	25-400
Пропускная -способ яссть., м5. сут	4000	Ю ОСО	4503	4000	4000
Погрешности ламере кия по жидкости, Ч	±2		=2,5	±2,5	=2.5

Установки типа БИУС-40 (рис. 7.37) разработаны в четырех модификациях
БИУС-40-50, БИУС-40-2-100, БИУС-40-3-100 и БИУС-40-4-100 для подключения
собственно одной, двух, трех и четырех скважин.

Установка БИУС-40 состоит из технологического блока и блока управления.

Газожидкостная смесь по выкидному коллектору скважин и трубопроводу 11
поступает в сепарационную ёмкость 1, где происходит отделение газа от жидкости
Газ отводится в выходной трубопровод 9 и смешивается с жидкостью. Расход газа
для замера газового фактора, определяется переносным дифманометром по
диафрагме 4. При определенном уровне накопленной в сепараторе жидкости
поплавок через систему рычагов перекрывает заслонку 3 на газовой линии и
давление в сепараторе повышается. При достижении перепада давления между
сепаратором и выходным трубопроводом, установленного регулятором расхода 15,
клапан последнего открывается и жидкость под избыточным давлением
продавливается через счетчик ТОР-1-150 16 в выходной трубопровод.

Регулятор расхода, независимо от дебита подключенной скважины,
обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик с расходами,
указанными в документации счетчика. При определенном нижнем уровне поплавок
через систему рычагов открывает заслонку, давление в сепараторе снижается,
клапан регулятора расхода перекрывает нефтяную линию и цикл повторяется.
Счетчик ТОР-1-50 интегратором суммирует замеренные сливаемые порции жидкости
и преобразовывает их объёмы в электрический сигнал, регистрируемый в счетчике
блока управления. При повышении или понижении допустимого давления на
установке электроконтактный манометр 14 с блоком управления формирует
аварийный сигнал, загорается лампочка в блоке управления, и при наличии КП
телемеханики сигнал может передаваться в диспетчерский пульт.
Предохранительный клапан 2 не допускает превышение рабочего давления внутри
емкости. Обогреватель 8 и вентилятор 10 обеспечивают в зимнее время
нормальную работу установки. Перегородка 5 и сетка 17 защищает турбинку
счетчика от инородных тел. Инородные тела и парафин, накопленные в грязевом
отсеке, периодически сбрасываются через задвижку 6 в выходной трубопровод.
Решетка 18 служит для очистки газа от капельной жидкости. При необходимости
отключения установки продукция скважины направляется по байпасу закрытием
задвижек 13 и 7 и открытием задвижки 12.

Рис.7.37. Принципиальная схема установки БИУС-40

Предварительное разделение продукции скважин

Предварительное разделение продукции скважин включает следующие
процессы:

1.	Сепарация нефти от газа (первая ступень);

2.	Сброс пластовой воды (предварительное обезвоживание).

Дегазация

Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в
котором это происходит называется сепаратором, а сам процесс разделения -
сепарацией.

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше
ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же
количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличиваются капиталовложения
в сепараторы. В связи с вышесказанным число ступеней сепарации ограничивают
двумя-тремя.

Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.

Вертикальный сепаратор представляет собой вертикально установленный
цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженный патрубками для
ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и газовой фаз, предохранительной и
регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими
разделение жидкости и газа.

Вертикальный сепаратор работает следующим образом (рис. 7.38).

Газонефтяная смесь под давлением поступает в сепаратор по патрубку 1 в
раздаточный коллектор 2 со щелевым выходом. Регулятором давления 3 в
сепараторе поддерживается определенное давление, которое меньше начального
давления газожидкостной смеси. За счет уменьшения давления из смеси и
сепараторе выделяется растворенный газ. Поскольку этот процесс не являетш
мгновенным, время пребывания смеси в сепараторе стремятся увеличить за cmi-i
установки наклонных полок 6, по которым она стекает в нижнюю часть аппарат.।
Выделяющийся газ поднимается вверх. Здесь он проходит через жалюзийный
каплеуловитель 4, служащий для отделения капель нефти, и далее направляется ь
газопровод. Уловленная нефть по дренажной трубе 12 стекает вниз.

Контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляется <
помощью регулятора уровня 8 и уровнемерного стекла 11. Шлам (песок, окалина и
т.п.) из аппарата удаляется по трубопроводу 9.

! 5

Рис. 7.38. Вертикальный сепаратор:

А - основная сепарационная секция; Б - осадительная секция; В - секция сбора
нефти; Г'- секция каплеудаления; 1 - патрубок ввода газожидкостной смеси;

2 - раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 - регулятор давления «до
себя» на линии отвода газа; 4 - жалюзийный каплеуловитель;

5 - предохранительный клапан; 6 -наклонные полки; 7 - поплавок; 8 -регулятор
уровня на линии отвода нефти; 9 - линия сброса шлама; 10 -перегородки;

11 - уровнемерное стекло; 12 - дренажная труба

Достоинствами вертикальных сепараторов являются относительная простота
регулирования уровня жидкости, а также очистки от отложений парафина и
механических примесей. Они занимают относительно небольшую площадь, что
особенно важно в условиях морских промыслов, где промысловое оборудование
монтируется на платформах или эстакадах. Однако вертикальные сепараторы
имеют и существенные недостатки: меньшую производительность по сравнению с
горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата; меньшую эффективность
сепарации.

Рис. 7.39. Горизонтальный газонефтяной сепаратор:

1 - технологическая емкость; 2 - наклонные желоба; 3 - пеногаситель; 4 - выход
газа, 5 - влагоотделитель; 6 - выход нефти; 7 - устройство для предотвращения
образования воронки; 8 - люк-лаз; 9 - распределительное устройство; 10 - ввод
продукции

Горизонтальный газонефтяной сепаратор (рис. 7.39) состоит из
технологической емкости 1, внутри которой расположены две наклонные полки 2,
пеногаситель 3, влагоотделитель 5 и устройство 7 для предотвращения образования
воронки при дренаже нефти. Технологическая емкость снабжена патрубком 10 для
ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа 4 и нефти 6 и люком-лазом 8.
Наклонные полки выполнены в виде желобов с отбортовкой не менее 150 мм. В
месте ввода газонефтяной смеси в сепаратор смонтировано распределительное
устройство 9.

Сепаратор работает следующим образом. Газонефтяная смесь через патрубок
10 и распределительное устройство 9 поступает на полки 2 и по ним стекает в
нижнюю часть технологической емкости. Стекая по наклонным полкам, нефть
освобождается от пузырьков газа. Выделившийся из нефти газ проходит
пеногаситель 3, где разрушается пена, и влагоотделитель 5, где очищается от
капель нефти, и через штуцер выхода газа 4 отводится из аппарата. Дегазированная
нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из
аппарата через штуцер 6.

Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонтальных
сепараторах используют гидроциклонные устройства.

Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа состоит из
технологической емкости и нескольких одноточных гидроциклонов. Конструктивно
однотонный циклон представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с
тангенциальным вводом газонефтяной смеси, внутри которого расположены
направляющий патрубок и секция перетока. В одноточном гидроциклоне смесь
совершает одновременно вращательное движение вокруг направляющего патрубка
и нисходящее движение, образуя нисходящий вихрь. Нефть под действием
центробежной силы прижимается к стенке циклона, а выделившийся и очищенный от
капель жидкости газ движется в центре его. В секции перетока нефть и газ меняют
направление движения с вертикального на горизонтальное и поступают раздельно в
технологическую емкость. Далее газовый поток проходит каплеотбойник,
распределительные решетки и выходит из сепаратора. Нефть по наклонным полкам
стекает в нижнюю часть емкости. Ее уровень поддерживается с помощью
регулятора.

Предварительный сброс пластовой воды

Цпя уменьшения коррозии трубопроводов и повышения производительности
установок подготовки нефти применяется предварительный сброс пластовой воды,
т.к. действующие типовые установки неспособны справиться с возрастающим
объемом поступающей жидкости, в частности, из-за использования малообъемной
отстойной аппаратуры).

Байков считает целесообразным применение предварительного сброса воды
при обводненности начиная с 30%.

В связи с неустойчивостью газоводонефтяных смесей, способностью их к
повторному диспергированию и стабилизации (за счет эффекта "старения"), отбор
воды необходимо осуществлять дифференцированно во всех точках
технологической схемы, где она выделяется в виде свободной фазы.

Этот принцип является универсальным, т.к. позволяет снизить нагрузки на
сепараторы последующих ступеней, отстойники, печи, насосное оборудование,
повысить их эксплуатационную надежность, а иногда и исключить из
технологической схемы часть перечисленного оборудования.

В зависимости от места осуществления предварительного сброса воды в
технологической цепи сбора и подготовки нефти можно выделить:

1.	Путевой сброс;

2.	Централизованный сброс: на ДНС и непосредственно перед установками
подготовки нефти.

При сбросе воды в любом случае должна иметься возможность ее утилизации.

Если сброс воды на ДНС осуществляется под избыточным давлением, то
обеспечивается транспорт газонасыщенной нефти до узлов подготовки и второй
ступени сепарации.

Предварительный сброс воды является частью общего процесса подготовки
нефти и очистки воды.

Аппараты для предварительного сброса воды

В настоящее время имеются два типа аппаратов, применяемых для
предварительного сброса воды: вертикальные стальные резервуары (РВС) емкостью
от 1000 до 5000 м3 и горизонтальные цилиндрические емкости объемом 100 и 200 м3
(булиты).

Вертикальные резервуары специально оборудуются распределительными
гребенками ввода жидкости, размещаемыми на высоте 1.5 м от днища резервуара.
Вывод воды осуществляется через гидрозатвор, позволяющий автоматически, без
специальных средств регулирования, поддерживать в резервуаре постоянный
уровень жидкости, необходимый для ведения процесса (рис. 7.40).

По нижней образующей маточника имеются отверстия. Нефть (эмульсия) через
отверстия направляется вниз, затем всплывает в слое воды, высота которого
поддерживается в пределах 3 - 4 м. Уровень воды поддерживается с помощью
гидрозатвора, высота которого обычно принимается равной 0.9 высоты резервуара.
Технологические резервуары работают «транзитом». Сброс отделившейся воды
и отбор обезвоженной нефти осуществляется непрерывно, т.е. уровень жидкости
при этом не изменяется, нет потерь от больших дыханий резервуара.

На промыслах, где строительство резервуара не предусмотрено проектами,
сброс воды может осуществляться из горизонтальных отстойников, работающих под
давлением.

Рис.7.40. Резервуар УПСВ

1 - подводящая труба; 2 - маточник; 3 - отводящая труба; 4 - гидрозатвор

Горизонтальные цилиндрические емкости также оборудуются
распределительной гребенкой ввода жидкости. Кроме того, они снабжены
специальными дорогостоящими средствами регулирования для поддержания
постоянных уровней дренажной воды и нефти.

Наиболее широко известны две конструкции установок предварительного сброса
воды на базе булитов:

1) Блочная автоматизированная сепарационная установка с предварительным
сбросом воды БАС-1; 2) Блочные автоматизированные установки для оперативного
учета, сепарации и предварительного обезвоживания нефти УПС-2000/6, УПС-
3000/6,ЮГ-200П, АСП-6300/6, СПОН.
Для этих же целей может быть использованы концевые сепарационные
установки: КССУ (концевая совмещенная сепарационная установка - производит
обезвоживание и обессоливание).

Конструкция аппаратов должна исключать турбулизацию потока и
перемешивание фаз.

ОГ-200П устанавливается после сепаратора нефти. Предназначен для
расслоения водонефтяных эмульсий, обработанных деэмульгатором. Представляет
собой горизонтальную цилиндрическую емкость (рис. 7.41).

4 3

Рис. 7.41. Технологическая схема аппарата ОГ-200П для предварительного
разделения нефти и пластовой воды

1 - патрубок ввода эмульсии; 2 - распределитель эмульсии: труба 0 700мм,
64 ряда отверстий, в ряду - 285 отверстий, продольный вырез: ширина - 6мм,
длина - 60мм; 3 - трубы для вывода обезвоженной нефти; 4 - вывод газа

Эффективность разделения достигается благодаря использованию: тепла,
ПАВ, промывки эмульсии через слой воды и промежуточному слою, играющему роль
своеобразного фильтра. Промежуточный слой образуется из-за того, что крупные
капли нефти несут мельчайшие капельки воды (множественная эмульсия). Капля
нефти на границе раздела фаз вода-нефть коалесцирует со слоем нефти, а капли
воды остаются на поверхности раздела.

Из-за малого диаметра скорость оседания таких капель чрезвычайно мала
(закон Стокса). Они могут накапливаться на границе раздела и иногда, если высота
этого слоя больше допустимых пределов, даже нарушать работу отстойника. Но
роль этого слоя в замедлении скорости движения капель нефти, что способствует
коалесценции капель воды.

Предварительный сброс воды в вертикальном резервуаре получил широкое
распространение. производительность по жидкости одного аппарата
предварительного сброса:

РВС-5000	10000 т/сут;

РВС-2000	5000 т/сут,

что соответствует времени пребывания жидкости в аппарате 6-7 часов.

Повышение загрузки аппарата выше этих пределов ведет к увеличению содержания
нефти в сбрасываемой (дренажной) воде;

-	температура водонефтяной смеси должна быть не ниже 20 - 25°С.
Снижение температуры вызывает ухудшение процесса отстоя как по качеству нефти,
так и по качеству сбрасываемой воды;

-	заблаговременный (за 0.6-1 км до резервуаров) ввод дренажной воды в
нефтепровод резко улучшает качественные и количественные показатели процесса
за счет путевых эффектов разрушения эмульсии в нефтепроводе и взаимной очистки
нефти и воды в процессе движения по трубопроводу.
Техническая характеристика отстойников

Тип установки	Пр-ть по жидкост и, т/сут	Обводненность продукции, %		Макс, рабочее давление, кгс/см2	Объем емкости, м3	Пр-ть/ объем, т/(сут-м3)
		поступающе й	уходящей			
БАС-1	2500	230	220	6	100	25
УПС- 2000/6	2000	до 90	до 30	5	100	20
УПС- 3000/6	3000	до 90	до 30	6	20b	15
ОГ-200П	10000	>30	<10	6	200	50
Рабочая температура - 15 - 50 °C						

Качество получаемой нефти и воды влияет на технологию последующих
процессов подготовки нефти и очистки воды.

Предварительный сброс воды является промежуточной операцией в
технологическом процессе подготовки нефти до товарных кондиций и очистки
дренажных вод до норм, позволяющих осуществлять их закачку в пласт. С этой
точки зрения, одним из важнейших показателей эффективности работы установок
предварительного сброса является качество получаемой на выходе из них нефти и
воды. Причем, если качество нефти на выходе из УПСВ влияет на технологию
последующей подготовки нефти лишь косвенно, то качество дренажной воды прямо
определяет как технологию последующей очистки сточных вод, так и состав
очистных сооружений.

Как следует из теории и было подтверждено практикой, качество получаемой
нефти и дренажной воды из аппаратов предварительного сброса при прочих равных
условиях зависит от высоты столба воды в аппарате и времени пребывания в нем
жидкости. Если РВС позволяет поддерживать столб воды высотой 6-7 м при времени
пребывания в них жидкости 6-7 часов, то высота столба воды в булите
поддерживается не более 2 м при теоретическом времени пребывания в нем
жидкости не более 0.8-1.3 часа. Следовательно, сточки зрения качества получаемой
нефти и воды резервуары имеют преимущества перед булитами. Этот вывод имеет
весьма важные последствия: проблема очистки сточных вод должна быть
заменена задачей получения чистых дренажных вод, пригодных для закачки в
пласты без дополнительной очистки, непосредственно из технологического цикла
подготовки нефти. Это предполагает целесообразность возврата дренажных вод в
трубопровод перед установками предварительного сброса, а затем в смеси с
нефтью в сами аппараты, т.к. в этом случае достигается более глубокая очистка
дренажной воды.

Аппараты ОГ-200П дают возможность вести процесс под избыточным
давлением. Резервуары работают практически при атмосферном давлении.
Рассмотрим технологические и технические преимущества осуществления процесса
предварительного сброса пластовых вод под давлением (5-6 атм).

Если до аппаратов УПСВ эффективно провести процесс трубной
деэмульсации (разрушение эмульсии в трубопроводе), то аппарат УПСВ выполняет
функции водоотделителя, разделяет на нефть и воду предварительно
разрушенную в трубопроводе эмульсию. Тронов считает, что давление при этом не
играет практически никакой роли.

Но, как отмечено ранее, если сброс воды осуществляется на ДНС, то здесь
применение аппаратов, работающих под избыточным давлением, позволяет
осуществить дальний транспорт газонасыщенной нефти после I ступени
сепарации до УПН. Также применение этих аппаратов для сброса воды на ДНС
позволяет осуществить полную герметизацию перекачки.

При необходимости осуществления сброса большого количества воды на
крупных герметизированных узлах в качестве аппарата предварительного сброса
следует использовать булиты и трубчатые каплеобразователи.

Пропускная способность отстойника зависит от следующих факторов:
вязкости поступающей эмульсии;

-	плотности поступающей эмульсии;

-	радиуса отстойника;

-	высоты водяной подушки - слой воды в отстойнике;

-	дисперсности капель воды

Продолжительность отстоя нефти в резервуаре (или булите) после разрушения
эмульсии зависит от вязкости нефти: продолжительность отстоя увеличивается
прямолинейно (а пропускная способность падает) в зависимости от вязкости нефти.

Для достижения достаточной скорости оседания частиц воды вязкость нефти в
отстойниках не должна превышать VlCrV/c (10 сст).

На практике вязкость нефти можно снизить за счет дополнительного ее
подогрева, т.е. дополнительного расхода тепла, а иногда и дополнительного расхода
деэмульгатора.

Вследствие разрушения эмульсии и выделения свободной воды, вязкость
системы падает.

Темп снижения вязкости будет зависеть от типа и свойств деэмульгатора.

С увеличением обводненности нефти относительное снижение вязкости
уменьшается.

Подогрев нефти в резервуаре может привести к потерям углеводородов за счет
испарения.

Поэтому в каждом отдельном случае нужно просчитывать, что выгоднее:
подогреть нефть и бороться с потерями углеводородов или увеличить емкость
отстойной аппаратуры или другие варианты.

В зависимости от степени обводненности нефти и некоторых других факторов,
различают следующие варианты предварительного сброса:

-	Без дозировки реагента-деэмульгатора;

Без подогрева и использования дренажных вод (применяется при большой
обводненности нефти на поздней стадии разработки месторождения);

-	С использованием реагентов и эффектов разрушения эмульсии в
трубопроводе;

-	С применением дренажных вод,

—	Комбинированное воздействие перечисленных выше факторов.

Подготовка нефти на промыслах

Процессы подготовки нефти - это разгазирование, обезвоживание,
обессоливание, а также стабилизация.
Установки для подготовки нефти, воды и газа

На разных стадиях разработки нефтяных месторождений содержание воды в
нефти колеблется от практически безводной до 98-99 %. При движении нефти и
воды по стволу скважины и трубопроводам происходит их взаимное перемешивание,
в результате чего образуются эмульсии ввиду наличия в нефти особых веществ -
природных эмульгаторов (асфальтенов, смол и т.д.). Кроме
высокоминерализованной воды в нефти во взвешенном состоянии могут
содержаться кристаллики солей. Вода, соли и механические примеси загрязняют
нефть и вызывают непроизводительную загрузку трубопроводного транспорта. При
транспорте загрязненной нефти засоряются транспортные коммуникации,
оборудование, аппаратура, резервуары и, кроме того, уменьшается полезный объем
трубопроводов и резервуаров. При содержании в нефти воды и солей снижается
производительность технологических установок нефтепереработки, нарушается
технологический режим работы отдельных установок и аппаратов, ухудшается
качество нефтепродуктов Особенно опасно содержание солей в сернистых нефтях -
сероводород с хлористым водородом особо коррозионны. Поэтому добываемую
нефть необходимо освободить от воды, солей и механических примесей как можно
раньше, с момента образования эмульсии, не допуская ее старения.

Для обезвоживания и обессоливания нефтей используют установки подготовки
нефти (УПН). Кроме того, на этих установках проводятся мероприятия по снижению
способности нефти к испарению (с целью уменьшения потерь легких угле-
водородов), т е. осуществляется стабилизация нефти.

Наиболее целесообразно устанавливать УПН в пунктах максимальной
концентрации нефти на промысле, например в товарных парках. С учетом принятой
схемы сбора и транспорта нефти и газа следует предусмотреть возможность
подготовки нефти на другом месторождении, если на данном месторождении
произойдет авария.

Добываемая с нефтью пластовая вода с растворенными в ней солями подлежит
удалению на промыслах. При этом основными процессами являются
обезвоживание и обессоливание. Основная масса солей удаляется вместе с
водой в процессе обезвоживания. Однако для предотвращения коррозии обо-
рудования, образования солевых отложений и других нарушений в процессах
переработки нефти необходимо ее глубокое обессоливание. Перед обессоливанием
в нефть подается пресная вода, в результате чего образуется искусственная эмуль-
сия, которая затем подвергается разрушению.

Процесс разрушения нефтяных эмульсий заключается в слиянии капель
диспергированной в нефти воды в присутствии деэмульгатора и осаждении
укрупнившихся капель.

Деэмульгаторы - это поверхностно-активные вещества, которые адсорбируются
на поверхности глобул воды и образуют адсорбционный слой со значительно
меньшей механической прочностью, что облегчает слияние капель и способствует
разрушению нефтяных эмульсий.

Применяются следующие типы деэмульгаторов: дипрокса-мин, проксамин,
дисолван, сепарол, полиакриламид, оксиэти-лированный препарат ОП и др.

Деэмульгатор должен выполнять следующие требования:

-	быть высокоактивным при малых удельных его расходах;

-	хорошо растворяться в воде или нефти;

-	быть дешевым и транспортабельным;

-	не ухудшать качества нефти;

-	не менять своих свойств при изменении температуры. Эффект
деэмульсации зависит от интенсивности перемешивания деэмульгатора с
эмульсией и температуры смеси. Подача деэмульгаторов проводится
дозировочным насосами.

Основные способы обезвоживания и обессоливания: 1) холодный отстой, 2)
термохимические, 3) электрические.

Холодный отстой заключается в том, что в нефть вводят деэмульгатор и в
результате отстоя в сырьевых резервуар ах из нефти выпадает свободная вода

Характерная особенность процесса - отсутствие расхода тепла на указанный
процесс.

Термохимическое обезвоживание и обессоливание основано на нагреве
эмульсии и химическом воздействии на нее деэмульгаторов. При нагреве эмульсии
ее вязкость снижается, что облегчает отделение воды. Принципиальная схема
термохимического обезвоживания и обессоливания представлена на рис. 7.42.

Обводненная нефть (сырая) поступает в сырьевой резервуар 1, откуда насосом
3 перекачивается в теплообменники 4. Здесь она подогревается до 40-60 °C и
далее поступает в паровой подогреватель 5, где подогревается паром до 70-100 °C.
Дозировочный насос 7 непрерывно из бачка 6 подкачивает деэмульгатор через
смеситель 2 в эмульсию. Обработанная деэмульгатором и подогретая эмульсия
направляется в отстойник 9, где вода отделяется от нефти и отводится в виде
сточных вод. Из отстойника 9 обезвоженная и нагретая нефть через
теплообменники 4 и холодильники 8 поступает в товарные резервуары 1 0, азатем
направляется на переработку по нефтепроводу. В теплообменниках 4 нагретая
нефть отдает тепло холодной нефти, после чего дополнительно охлаждается в хо-
лодильниках 8.

Термохимические установки эксплуатируются под атмосферным и
избыточным давлением, а также с промывкой горячей водой. В некоторых случаях
вода из отстойников направляется в смеситель, или после теплообменников
эмульсия направляется в колонну-контактор, куда подаются горячая вода и
деэмульгатор.

Рис. 7.42. Схема термохимического обезвоживания и обессоливания

Также применяются комбинированные аппараты, в которых совмещены
процессы подогрева, регенерации тепла нефти и отстоя при обезвоживании и
обессоливании нефти. К ним относятся: подогреватель-деэмульгатор СП-2000
(Башнипинефть), КБ НГП (г. Саратов), УДО-2М и НОГ (Гипро-востокнефть). Они
размещаются на участках крупных месторождений, а также на центральных
установках подготовки нефти. Работа таких аппаратов полностью автоматизирована.
Электрическое обезвоживание и обессоливание основано на появлении
разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капельки
воды, а также на взаимном притяжении этих капелек и разрушении пленок нефти
между этими капельками в результате действия электрического поля.

Между двумя электродами, при токе высокого напряжения, пропускают
нефтяную эмульсию, и при этом укрупняемые капли воды оседают на дно сосуда.

На практике применяв также установки, объединяющие термохимическое
обезвоживание с электрическим. Принципиальная схема такой установки приводится
на рис. 7.43. Сырьевая нефть вместе с деэмульгатором поступает на прием насоса
1 и через теплообменник 2 и подогреватель 3 направляется в отстойники 4
(термохимической части установки), откуда под остаточным давлением поступает в
электродегидратор 5. Перед попаданием в электродегидратор 5 в нефть вводятся
деэмульгатор и пресная вода.

В электродегидраторе 5 происходят разрушение эмульсий и выпадение
освобожденной воды в процессе отстоя. Затем обессоленная нефть направляется в
промежуточную емкость 6, а отсюда насосом 7 через теплообменники - в товарные
резервуары.

Вода из отстойников 4 и электродегидраторов 5 сбрасывается в виде сточных
вод.

Для более глубокого обезвоживания и обессоливания можно устанавливать
несколько электродегидраторов, которые по форме могут быть горизонтальными,
вертикальными, сферическими и др.

Таким образом, основными технологическими аппаратами и оборудованием
установок обезвоживания и обессоливания являются теплообменники,
подогреватели, отстойники, электродегидраторы, резервуары, насосы, сепараторы-
деэмульгаторы.

При эксплуатации нефтяных месторождений применяется также трубная
деэмульсация, которая заключается в том, что в трубопроводные сети,
транспортирующие нефть на месторождении, вводят деэмульгатор. Отделение воды
от нефти осуществляется в специальных резервуарах-отстойниках. Этот процесс
обычно проводят в случаях совместного движения эмульсии и деэмульгатора в
течение не менее 4 ч.
При транспорте нефти в результате ее испарения возможны потери легких
фракций, для предупреждения которых необходима стабилизация нефти, те
отделение из нефти наиболее легких углеводородов (этан, пропан, бутан).

Процесс стабилизации заключается в том, что нефть подогревают до
температуры 80-120°С в специальной стабилизационной колонне и отделяют легкие
фракции. После этого они охлаждаются и конденсируются. Продукты стабилизации
направляют на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а нефть -на
нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

Обычно стабилизационные установки размещают в районе товарных
резервуарных парков или на нефтесборном пункте данного месторождения после
установок обезвоживания и обессоливания.

Принципиальная схема стабилизационной установки приводится на рис. 7.44.

Насос 1 забирает нефть из сырьевых резервуаров и через теплообменник 2
подает ее на установку обезвоживания и обессоливания 3. Из установки
обезвоживания и обессоливания нефть через подогреватель 5, где нагревается до
температуры 80-120 °C, поступает в стабилизационную колонну 6. Здесь из верхней
части колонны отбираются газообразные углеводороды, а из нижней -
отбензиненная нефть, которая через теплообменник 2 насосом 7 направляется в
товарные резервуары 4. Газообразные углеводороды поступают в конденсатор-
холодильник 8, где охлаждаются и частично конденсируются, а затем в двухфазном
состоянии (жидкость + газ) - в сепаратор 9, где отделяются тяжелые фракции,
которые собираются в специальной емкости 1 0. Насос 11 из емкости 7 0 забирает
тяжелые фракции и подает их в стабильную нефть после теплообменников. Газ из
сепаратора 9 направляется через маслоотделитель 7 2 и конденсатор-
холодильник 13 в сепаратор, где отделяются нестабильный бензин и газ, которые
затем направляются на ГПЗ.

Рис. 7.44. Схема стабилизационной установки

Группы качества нефти, сдаваемой нефтедобывающим предприятиям,
приведены в таблице.
Показатель	Группа нефти		
	I	II	III
Максимальное содержание воды, %  Максимальное содержание хлористых солей, мг/л  Максимальное содержание механических примесей, %  Максимальное давление насыщенных паров при температуре 20 °C в пункте сдачи, Па	0,5 100 0,05 6665	1 300 0,05 6665	1 1800 0,05 6665

Процессы подготовки нефтяного газа. Технологические схемы

Очистка газа от механических примесей

Для очистки природного газа от мехпримесей используются аппараты 2-х типов:
-	работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли (масляные

пылеуловители);

-	работающие по принципу «сухого» отделения пыли (циклонные

пылеуловители);

На рис. 7.45 представлена конструкция вертикального масляного
пылеуловителя. Это вертикальный цилиндрический сосуд со сферическими
днищами. Пылеуловитель состоит из трех секций: промывочной А (от нижнего днища
до перегородки 5), в которой все время поддерживается постоянный уровень масла;
осадительной Б ( от перегородки 5 до перегородки 6), где газ освобождается от
крупных частиц масла, и отбойной (скрубберной) секции В (от перегородки 6 до
верхнего днища), где происходит окончательная очистка газа от захваченных частиц
масла.

Пылеуловитель работает следующим образом. Очищаемый газ входит в
аппарат через патрубок 10. Натекая на козырек 9, он меняет направление своего
движения. Крупные же частицы мехпримесей, пыли и жидкости по инерции
продолжают двигаться горизонтально. При ударе о козырек их скорость гасится и
под действием силы тяжести они выпадают в масло. Далее газ направляется в
контактные трубки 4, нижний конец которых расположен в 20...50 мм над
поверхностью масла. При этом газ увлекает за собой масло в контактные трубки, где
оно обволакивает взвешенные частицы пыли.

В осадительной секции скорость газа резко снижается Выпадающие при этом
крупные частицы пыли и жидкости по дренажным трубкам 11 стекают вниз.
Наиболее легкие частицы из осадительной секции увлекаются газовым потоком в
верхнюю скрубберную секцию В. Ее основной элемент - скруббер, состоящий из
нескольких рядов перегородок 8, расположенных в шахматном порядке. Проходя
через лабиринт перегородок, газ многократно меняет направление движения, а
частицы масла по инерции ударяются о перегородки и стекают сначала на дно
скрубберной секции, а затем по дренажным трубкам 11 в нижнюю часть
пылеуловителя.

Очищенный газ выходит из аппарата через газоотводящий патрубок 7.

Осевший на дно пылеуловителя шлам периодически (раз в 2. .3 месяца)
удаляют через люк 12. Загрязненное масло через трубку 1 сливают в отстойник.
Взамен загрязненного в пылеуловитель по трубе 2 доливается очищенное масло
Контроль за его уровнем ведется по шкале указателя уровня 3.

I
Рис. 7.45. Вертикальный масляный пылеуловитель;

1 - трубка для слива загрязненного масла; 2 - трубка для долива свежего масла;

3 - указатель уровня; 4 - контактные трубки; 5,6- перегородки; 7 - патрубок для
вывода газа; 8-скруббер; 9 - козырек; 10 - патрубок для ввода газа; 11 - дренажные
трубки; 12 - люк для удаления шлама

Рис. 7.46. Циклонный пылеуловитель:

1 - корпус; 2 - патрубок для ввода газа; 3 - циклон 4, 5 - перегородки; 6 - патрубок
для удаления шлама; 7 - патрубок для вывода газа; 8 - винтовые лопасти

Наряду с «мокрым» для очистки газов от твердой и жидкой взвеси применяют и
«сухое» пылеулавливание. Наибольшее распространение получили циклонные
пылеуловители.
Схема, поясняющая работу циклонного пылеуловителя, приведена на рис. 7.46.
Газ входит в аппарат через патрубок 2 и попадает в батарею циклонов 3. Под
действием центробежной силы твердые и жидкие частицы отбрасываются к
периферии, затормаживаются о стенку циклона и выпадают в нижнюю часть
аппарата, откуда выводятся через патрубок 6. А очищенный газ, изменяя
направление движения, попадает в верхнюю часть аппарата, откуда выводится
через патрубок 7.

В товарном газе содержание механических примесей не должно превышать 0,05
мг/м3.

Методы осушки газа

Радикальное средство предупреждения образования гидратных и ледяных
пробок в газопроводах - осушка газа. Применяют несколько способов осушки газа:

•	охлаждение с использованием естественного и искусственного холода;

•	абсорбция - осушка жидкими поглотителями;

•	адсорбция - осушка твердыми поглотителями;

•	комбинированные способы, например, сочетание абсорбции с
охлаждением

Метод осушки газа охлаждением основан на изменении влажности газа в
зависимости от температуры. Если теплый газ охладить, то часть влаги,
находящейся в нем в паровой фазе, сконденсируется. Выпавший конденсат можно
удалить и газ с пониженной влажностью будет иметь более низкую точку росы.
Необходимая степень осушки газа охлаждением достигается в том случае, если газ
охлаждается ниже минимальной температуры, наблюдающейся при его дальнейшем
движении по газопроводу.

В зимний период, когда температура окружающего воздуха ниже температуры
грунта, возможно вымораживание влаги из газа за счет естественного холода (при
подземной прокладке газопровода). Например, в объединении
Сахалинморнефтегазпром применяют следующую технологию: газ, пройдя
сепаратор, направляется в один из параллельно включенных вымораживателей,
представляющих собой батарею труб с необходимой поверхностью теплообмена.
При движении газа по трубам он охлаждается, влага выпадает и кристаллизуется на
внутренних стенках труб. Вымораживатели включаются в работу поочередно. Когда
один из них находится в работе, другой продувают и очищают от льда.

При наличии на одном месторождении нефтяного газа и природного газа
высокого давления возможно охлаждение нефтяного газа в теплообменниках
холодом, получаемым при дросселировании природного газа.

Охлаждение можно осуществлять также дросселированием самого нефтяного
газа.

При большом газовом факторе (1000 м3 на 1 т нефти и более) и высоких
устьевых давлениях на нефтяных скважинах целесообразно разделять нефть и газ
установках низкотемпературной сепарации, как это делается при подготовке
природного газа на газоконденсатных месторождениях. При этом одновременно с
сепарацией происходит и осушка газа.

Искусственное охлаждение газа испарением аммиака или пропана обычно
применяется на газоперерабатывающих заводах.

Во всех случаях при осушке газа охлаждением одновременно из газа частично
извлекаются тяжелые углеводороды.
Абсорбционный метод осушки газа основан на способности некоторых жидки-
веществ поглощать влагу.

Жидкий абсорбент должен удовлетворять ряду требований, основные и>
которых:

-	высокая влагоемкость;

-	нетоксичность;

-	достаточная стабильность;

-	отсутствие корродирующих свойств;

-	низкая растворяющая способность по отношению к газу и жидким
углеводородам и слабая растворимость в них;

-	простота регенерации.

В наибольшей степени этим требованиям отвечают диэтиленгликоль (ДЭГ) и
триэтиленгликоль (ТЭГ). В отечественной практике для осушки газа методом
абсорбции обычно используется ДЭГ (иногда — раствор хлористого кальция).

Используя ДЭГ, можно уменьшить температуру точки росы газа примерно на 30
К. Если температура осушаемого газа такова, что для его осушки требуется
понижение температуры точки росы более, чем на 30 К, то необходимо применять
ТЭГ, предварительную частичную осушку газа охлаждением либо осушку
адсорбцией.

На нефтяных месторождениях метод осушки газа высококонцентрированными
(98%-ными) сорбентами диэтиленгликолем и триэтиленгликолем можно применять
только в местах сосредоточения больших объемов газа, т.е. на сборных коллекторах
газа или на магистральных газопроводах.

Г	ликоли - двухатомные спирты жирного ряда общей формулы СПН2„(ОН)2
Низшие гликоли это бесцветные, прозрачные, вязкие жидкости без запаха,
сладковатого вкуса, гигроскопичны, не агрессивны.

Характеристика гликолей

Название	Молекулярная масса	Температура замерзания, °C	Температура кипения, °C	<^20
Этиленгликоль  НО сн2 сн2 он	62,07	-12,7	197,6	1,116
Диэтиленгликоль О (СН2 СН2 ОН)2	106,12	-7.8	245.8	1,118
Триэтиленгликоль НО (СН2 СН2 О)3Н	150,18	-4,3	288,0	1,126

Адсорбционный метод — заключается в извлечении водяных паров из газа
твердыми поглотителями (адсорбентами), имеющими большую площадь
поверхности благодаря множеству капиллярных пор. В качестве адсорбентов
применяют активированную окись алюминия, боксит, флорит, силикагель,
молекулярные сита и др.
Характеристика адсорбентов для осушки газа

Показатели	Активирован- ная окись алюминия	Боксит	Флорит	Силикагель
Плотность (насыпная), кг/м3	720	800	720	650
Средняя влагоемкость, % от веса адсорбента	5	5	5	6
Возможная температура точки росы осушенного газа, К	213	213	203	213
Скорость прохождения газа, м/с	0,1—0,25	0,1—0,3	0,1—0,3	0,1—0,35
Температура, К:				
адсорбции	273—303	273—313	273—313	278—313
регенерации	453—473	453—473	453—473	423—453

Содержание в газе высокомолекулярных углеводородов, сероводорода,
твердых и жидких взвешенных частиц снижает поглотительную способность
адсорбентов, поэтому газ до поступления на осушку целесообразно очищать от
указанных примесей.

Регенерация адсорбентов осуществляется сухим горячим газом или воздухом.

Молекулярные сита (синтетические цеолиты) представляют собой сложные
неорганические полимеры кристаллического строения. Они обладают более
высокими поглощающими свойствами по сравнению с другими адсорбентами,
способны поглощать влагу при более высоких температурах и повышенных
скоростях движения газа. Молекулярные сита обладают также способностью
адсорбировать тяжелые углеводороды, сероводород и поэтому могут применяться
для одновременной осушки и очистки газа.

Область применения различных способов осушки газа в зависимости от
необходимой температуры точки росы приблизительно характеризуется
диаграммой, представленной на рис.7.47.

Перед тем как сушить газ от паров воды, его предварительно отбензинивают,
т.е. выделяют из него пропан-бутановые фракции на абсорбционных установках
(заводах). Поэтому сначала рассмотрим работу такой установки, а затем
отбензиненный газ направим на установку осушки.
\ 25
§

S Q
i
£-20
|

I -40
к»
]-№

Лдарёцм

Охлаждение

AScop&fiw

Рис. 7.47. Область применения различных способов осушки газа

7 - цеолиты; 2 - силикагель; 3 - гликоли; 4 - хлористый литий;

5 - хлористый кальций; 6 - понижение давления; 7 - хладагент;

8 - водой, 9 - воздухом, Г - дополнительное применение гликоля

Отбензинивание нефтяного газа

Углеводороды, входящие в состав нефтяного газа, при определенных
давлениях и температурах переходят из газообразного состояния в жидкое.

Максимальная температура, при которой начинается переход углеводородов из
газообразного состояния в жидкое, называется температурой точки росы газа
данного состава по углеводородам при данном давлении.

Сбор и транспорт нефтяного газа осуществляются в диапазоне давлений и
температур, при которых возможен переход в жидкую фазу углеводородов, начиная
от пропана и выше.

Методика определения конкретных условий конденсации углеводорода в
принципе аналогична методике определения условий конденсации паров воды
Отличие заключается в том, что если при расчетах конденсации воды
рассматривается двухкомпонентная система газ-вода, то при расчетах конденсации
углеводородов необходимо рассматривать многокомпонентную систему, так как
каждый из конденсирующихся углеводородов имеет свою точку росы. Это
значительно усложняет расчеты конденсации углеводородов, тем более, что состав
газа изменяется по длине газопровода в зависимости от времени года (температуры
окружающей среды), условий сепарации и других факторов. Поэтому расчет условий
конденсации углеводородов весьма трудоемок и выполняется обычно с
применением электронно-вычислительной техники.

При транспорте таких газов неизбежны конденсация тяжелых углеводородов,
уменьшение в связи с этим пропускной способности газопроводов и полная
закупорка их жидкостными пробками Поэтому транспорт нефтяного газа
большинства районов на значительные расстояния и, следовательно, его
использование невозможны без предварительного извлечения из него
конденсирующихся углеводородов.

Поскольку наибольшие осложнения при транспорте газа связаны с содержанием
в нем бензиновых фракций (С5*), процесс извлечения из газа конденсирующихся
углеводородов принято называть отбензиниванием. Наряду с обеспечением
транспортабельности нефтяного газа извлечение из него тяжелых углеводородов
позволяет наиболее рационально использовать нефтяной газ в народном хозяйстве,
так как извлекаемые углеводороды - ценное сырье для нефтехимии.

Существует несколько способов отбензинивания газа: абсорбционный,
адсорбционный, низкотемпературной конденсации, компрессионный и
комбинированный.

Абсорбционный способ - это извлечение из газа тяжелых углеводородов с
применением жидких поглотителей.

При адсорбционном способе отбензинивания извлечение тяжелых
углеводородов осуществляется твердыми веществами.

Метод низкотемпературной конденсации основан на свойстве углеводородов
конденсироваться при понижении температуры.

При компрессионном способе используется свойство тяжелых углеводородов
переходить из газообразного состояния в жидкое при повышении давления.

Способ отбензинивания газа или сочетание способов в конкретных условиях
выбирают исходя из состава, количества, температуры и давления газа, наличия или
возможности приобретения необходимого оборудования и реагентов, с учетом
обеспечения минимальных капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

В большинстве случаев целесообразно отбензинивать газ на
газоперерабатывающих заводах. Одно из основных условий наиболее полного
использования ресурсов нефтяного газа — ввод этих заводов в действие
одновременно с началом разработки нефтяных месторождений. Однако
строительство газоперерабатывающих заводов нередко задерживается. При вводе в
действие газоперерабатывающих заводов очередями, а также в период
максимальной добычи газа, превышающей мощность завода, избытки газа не
используются. В некоторых случаях, например при ограниченных ресурсах газа,
строительство стационарных заводов экономически невыгодно. В этих условиях для
предотвращения потерь нефтяного газа необходимо отбензинивать его более
простыми средствами. Наиболее приемлемы для этих целей блочные, быстро
монтируемые установки, которые при вводе в действие газоперерабатывающих
заводов или истощении запасов нефти и газа можно использовать на других
месторождениях.

Выделение из нефтяного газа пропан-бутанов на абсорбционных
установках

Как известно, нефтяные газы, в отличие от природных, содержат большое
количество пропан-бутановой фракции (от 30 до 50%). Ее извлекают только на
установках абсорбционного (жидкостного) или, в крайнем случае, компрессорного
типа. Природные газы, содержащие не свыше 10% пропан-бутановой фракции,
обрабатывают, как правило, на адсорбционных установках с твердым поглотителем
(силикагель, алюмогель, синтетические цеолиты — молекулярные сита и т. д.).

На адсорбционных установках для природных газов в связи с малым
содержанием в них пропан-бутановой фракции хорошо удаляются не только пропан-
бутаны, но и пары воды.

В качестве поглотителя тяжелых углеводородов из нефтяного газа применяют
обычно легкие масла, и поэтому часто установки такого типа называются
маслоабсорбционными.
На рис.7.48 приведена упрощенная технологическая схема малогабаритной
маслоабсорбционной установки, которая работает следующим образом.

Нефтяной газ второй и третьей ступени сепарации, а также газы, поступающие с
установок подготовки нефти, по линии 1 через холодильник 2 направляют и
абсорбер 3.

При движении газа в абсорбере вверх тяжелые углеводороды поглощаются
абсорбентом, который с верха колонны стекает по тарелкам вниз. Обезжиренный газ
проходит сначала каплеуловительную секцию 4, в которой улавливается уносимый
газом абсорбент, затем поступает на установку осушки, после чего по линии II
направляется в магистральный газопровод потребителям
Насыщенный парами тяжелых углеводородов «жирный» абсорбент отводят через
регулятор уровня (не показанный на схеме) из низа абсорбера и направляют в
выветриватель 5. Так как в нем давление несколько ниже, чем в абсорбере, то из
«жирного» абсорбента выделяется большая часть метана и этана, растворенных в
абсорбенте.

Рис. 7.48. Малогабаритная маслоабсорбционная установка (ГПЗ):

1 - газовый коллектор от компрессорной станции; 2 - холодильник; 3 - абсорбер;

4 - жалюзийный каплеуловитель; 5 - выветриватель (деэтанизатор);

6, 7 - теплообменники; 8 - десорбер (отпарная колонна); 9, 16 - холодильники;

10 - сепаратор; 11, 14, 17 насосы; 12 - емкость для хранения нестабильного
конденсата; 13 - градирня; 15 - печь

Из выветривателя «жирный» абсорбент сначала направляют в теплообменник
б, где он предварительно нагревается «тощим» абсорбентом, поступающим из
нижней части десорбционной колонны 8, а затем в печь 15. В печи «жирный»
абсорбент нагревается до температуры примерно 250 °C, после чего поступает в
среднюю часть десорбера, где происходит интенсивное выделение углеводородов
из насыщенного абсорбента вследствие высокой температуры и значительного
снижения давления в десорбере. Для интенсификации процесса десорбции в
нижнюю часть десорбера подают из выветривателя газ, предварительно подогретый
в теплообменнике 7 за счет тепла горячего абсорбента, выходящего через низ
десорбера. Пары тяжелых углеводородов с верха десорбера вместе с газами
выветривания направляются в холодильник 9, где происходит их конденсация.
Конденсат вместе с газом выветривания поступает в сепаратор 10, откуда часть
конденсата насосом 11 направляется на орошение в десорбер, а другая часть
попадает в емкость нестабильного конденсата 72. Горячий абсорбент из нижней
части десорбера проходит последовательно теплообменники 6 и 7 и затем попадает
в холодильник 76, где температура его снижается примерно до 20° С. Охлажденный
абсорбент насосом 17 нагнетается на верх абсорбера 3 для орошения, и цикл
движения «тощего» абсорбента повторяется.

На данной установке охлаждение абсорбента в холодильнике и конденсация в
холодильниках паров тяжелых углеводородов, выделившихся из «жирного»
абсорбента в десорбере, идет в результате замкнутой циркуляции воды,
охлаждаемой в градирне 73 и нагнетаемой насосом 14.

Описанная малогабаритная абсорбционная установка имеет
производительность по газу около 150 000 м3/сут, а по нестабильному бензину около
9 т/сут. Объем циркулирующего масла - около 69 л/мин.

В основе процесса абсорбции лежит массообмен, те. переход вещества из
газообразной фазы в жидкую фазу (в абсорбент или поглотитель). Растворение газа
в абсорбенте зависит от давления и температуры в абсорбере, а также
молекулярной массы абсорбента (об этом сказано ниже).

В качестве абсорбента (поглотителя углеводородов из газа) обычно применяют
легкие масла и керосин с молекулярными массами 100—140. Эти абсорбенты под
высоким давлением (около 9,81 МПа) с поглощенными в абсорбере пропан-
бутановыми фракциями и тяжелыми углеводородами и направляют на регенерацию
в отпарную (десорбционную) колонну, где они восстанавливаются, охлаждаются, и
их снова подают в абсорбер. Таким образом, абсорбент совершает замкнутый цикл.
При нагреве в отпарной колонне абсорбент выносится уходящими в холодильник
газами. Потери абсорбента в отпарной колонне будут тем больше, чем выше
температура его нагрева и меньше молекулярная масса. Однако опытным путем
было установлено, что чем легче абсорбент, т. е. меньше его молекулярная масса,
а, следовательно, и плотность, тем эффективнее он поглощает тяжелые
углеводороды из газа. Например, применение абсорбента с молекулярной массой
100 вместо 140 снижает количество необходимого абсорбента («кратность» его)
приблизительно в два раза - от 0,95 до 0,5 л на 1 м3 газа. В среднем расход
абсорбента на каждый кубометр перерабатываемого газа в зависимости от состава
газа, степени извлечения углеводородов, давления и температуры в десорбере
составляет от 0,9 до 2,5 л. Вот почему в последнее время при разделении газов с
высоким конденсатным фактором стали широко применять в качестве абсорбента
охлажденный стабильный конденсат, позволяющий вести процесс без рециркуляции
и значительно упростить схему установки, а, следовательно, и резко уменьшить
энергетические затраты на разделение.

Кроме того, эффективность поглощения абсорбентом тяжелых углеводородов
из газа резко повышается, если температура его существенно снижается, а
давление в абсорбере увеличивается:

Большое распространение получили маслоабсорбционные заводы, работающие
в системе обратной закачки (сайклинг) отбензиненного газа в пласт для
поддержания в нем давления и предотвращения таким образом выпадения
конденсата в самом пласте.

Производительность работавших маслоабсорбционных заводов в СССР была
около 19 млрд, м3 нефтяного газа в год. В настоящее время у нас действуют
маслоабсорбционные заводы большой мощности (до 8 млрд, м3 перерабатываемого
газа в год) в Тюменской области.

В США на долю масляной абсорбции приходится около 95 %, а в Канаде 80%
общего количества перерабатываемого газа.

Компрессионный способ извлечения жидких углеводородов из
нефтяного газа

Компрессионный способ извлечения жидких углеводородов из нефтяного газа
основан на принципе сжатия газа и последующего его охлаждения (рис.7.49, а). Этот
способ применяют обычно для газов, содержащих значительное количество тяжелых
углеводородов.

Рис.7.49. Принципиальные схемы извлечения жидких углеводородов из нефтяного
газа;

а - с помощью поршневых компрессоров, 1,2,3 - ступени компрессора;

4, 5, 6 - маслоотделители; 7, 8, 9 - холодильники; 10, 11, 12 - сепараторы
высокого давления. Линии: I - предварительно отсепарированный жирный газ с
месторождения; II, III, IV - выпавший конденсат соответственно из первой,
второй и третьей ступеней сжатия, направляемый на ГФУ; V - газ на
маслоабсорбционную установку; б - с помощью винтовых детандеров
Эффективность извлечения тяжелых углеводородов при этом способе обычно
не превышает 40% от потенциала, поэтому его применяют в сочетании с другими
способами, и в частности с адсорбцией или низкотемпературной маслоабсорбцией.

В настоящее время для эффективного извлечения углеводородов из
нефтяного газа начинают применять винтовые детандеры (ВД), спаренные с
винтовыми компрессорами (ВК). Схема такой установки показана на рис. 7.49, б.
Работает данная установка следующим образом.

Жирный нефтяной газ по сборному коллектору 1 подается сначала в
теплообменник 2, где предварительно охлаждается холодным газом, поступающим
по линии 10.

После теплообменника охлажденный газ направляется в сепаратор первой
ступени 3, в котором происходит отделение конденсата от газа. Конденсат по линии
9 сбрасывается в емкость 7, а отсепарированный газ поступает в винтовой
детандер, где происходит расширение (редуцирование) газа и за счет этого
совершается работа по его вращению.

Понижение давления газа в детандере на одну атмосферу и совершаемая этим
газом работа снижает температуру его приблизительно в 30 раз интенсивнее, чем
эффект Джоуля-Томсона. Такое резкое изменение температуры газа происходит
согласно первому закону термодинамики

&Q = AE + A, (71)

гласящему, что работа расширения газа А осуществляется за счет некоторого
количества теплоты ДО, выделяемой в результате изменения внутренней энергии
ДЕ, равной

\Е = т-Су^Т, (72)

где т — масса газа; с„ — удельная теплоемкость газа при постоянном
объеме; ДТ — изменение температуры газа.

При постоянном давлении имеет место известное соотношение

AQ = GrCpAT, (73)

где ср — удельная теплоемкость при постоянном давлении.

Из соотношений (7.1) и (7.2) следует:

X = (C,-CjGr-AT. (7 4)

За счет резкого температурного перепада газа в детандере образуется большое
количество углеводородного и водяного конденсатов, направляемых в сепаратор
второй ступени для разделения. Из сепаратора конденсат направляется в емкость, а
холодный газ поступает в теплообменник для предварительного охлаждения
жирного газа. Для предотвращения образования гидратов в винтовой детандер
вводят дозировочным насосом метанол по линии 11.

Для получения наибольшего эффекта в детандер целесообразно подавать газ,
предварительно охлажденный в теплообменнике газом, обработанным в детандере.
При этом поступающий газ можно предварительно охладить на 30-60 °C (в
зависимости от температуры охлаждающего и теплоемкости охлаждаемого газа). В
детандере происходит более интенсивное охлаждение газа при его расширении и
выполнении работы - около 12-20 °C на 0,1 МПа снижения давления.

На одном валу с детандером 4 находится винтовой компрессор 5, который
сжимает газ, прошедший через детандер 4, сепаратор 8 и теплообменник 2. В
винтовом компрессоре 5 газ сжимается до давления, составляющего 30-40% от
первоначального.
Обезжиренный и осушенный газ из компрессора 5 направляется черел
измеритель расхода 6 потребителям или на компрессорную станцию для подачи его
в магистральный газопровод.

Описанная установка со всем оборудованием весит 50 т, а производительность
ее по жирному газу 250 тыс. м3/сут.

Установка может компоноваться в заводских условиях одним блоком и
монтироваться на промыслах в течение 20 дней.

Широкое применение таких установок на наших промыслах позволит более
эффективно использовать ресурсы нефтяного газа, дополнительно получить из него
5-6 млн. т пропан-бутановых фракций ежегодно.

Осушка газа жидкими сорбентами

В качестве жидких поглотителей паров воды из газа наибольшее
распространение получили ДЭГ и ТЭГ. Они хорошо растворяются в воде
неагрессивны, сравнительно недороги. Гликоли легко регенерируются благодаря
большой разнице в температурах кипения с водой и хорошо отделяются от
конденсата в отстойниках из-за значительной разницы в плотностях. •“

Вследствие низкого давления насыщенных паров этих гликолей потери их при
осушке незначительны и колеблются в пределах от 5 до 35 г на 1000 м3 газа.

Степень осушки газа жидкими поглотителями должна быть такой, чтобы точка
росы осушенного газа была на 3-5° С ниже, чем минимально возможная
температура газа в газопроводе.

Необходимую концентрацию раствора ДЭГа или ТЭГа, а также режим работы
регенерационного цикла определяют расчетом в зависимости от температуры
осушаемого газа и требуемой точки росы.

Рис.7.50. Принципиальная схема осушки нефтяного газа жидкими сорбентами
(ДЭГом и ТЭГом):

1 - сепаратор; 2 - дренажная линия для сброса ДЭГа; 3 - каплеуловитель;

4 - абсорбер; 5 - уровнемер; 6, 7, 12 - теплообменники (холодильники);

8 - выветриватель; 9 - фильтр; 10 - эжектор; 11 - сепаратор; 13 - десорбер; 14 -
кольца Рашига; 15 - печь; 16 - насос для подачи регенерированного ДЭГа;
линии: I - газовая; II - сухой газ; III - газ в топку печи; IV -холодная вода;

V - продукты сгорания газа
Принципиальная технологическая схема установки осушки жидкими
концентрированными поглотителями (сорбентами) приведена на рис.7.50.

Установка осушки газа диэтиленгликолем и триэтиленгликолем работает
следующим образом. Поступающий с маслоабсорбционной установки нефтяной газ
вначале проходит сепаратор 1, в котором осаждается капельная влага, затем газ
направляется под нижнюю тарелку абсорбера 4. Поднимаясь через тарелки, он
контактирует с раствором гликоля, подаваемым на верхнюю тарелку абсорбера.

Концентрированный раствор гликоля постепенно насыщается парами воды и
опускается в нижнюю часть абсорбера, откуда под собственным давлением через
теплообменник б, выветриватель 8 и фильтр 9 направляется в выпарную колонну
(десорбер) 13 для восстановления первоначальных свойств (регенерируется).
Выпарная колонна состоит из двух частей: собственно колонны с насыпкой колец
Рашига 14, служащих для увеличения поверхности контакта, и печи 15, в которой
происходят нагревание раствора гликоля и испарение воды при сжигании газа. В
кипятильнике может поддерживаться температура раствора гликоля от 150 до 180
°C, а в верхней части выпарной колонны - от 105 до 107 °C.

Регенерированный (концентрированный) раствор гликоля забирается насосом
16 и через теплообменник 6 и холодильник 7 снова поступает на верхнюю тарелку
абсорбера.

Осушенный в абсорбере газ, поднимаясь в верхнюю часть колонны, проходит в
жалюзийный каплеуловитель 3, в котором удерживаются капли гликоля, и
направляется в магистральный газопровод. Раствор гликоля, отделяемый в
каплеуловителе, поступает по линии 2 на регенерацию в выпарную колонну.

Для снижения потерь гликоля при регенерации в верхней части выпарной
колонны установлены холодильник 12, в котором поддерживается температура
около 80 °C, и сепаратор 11 с каплеотбойной насадкой. Раствор гликоля,
скопившийся в сепараторе 11, по линии 2 направляется в печь 15 или выводится в
специальную емкость.

Если необходимо получить высокую концентрацию гликолей (98-99%) для
достижения низких точек росы нефтяного газа (-50° С), регенерацию этих гликолей
проводят под вакуумом. Тогда к сепаратору 11 подсоединяется эжектор 10 или
вакуум-компрессор.

Экономичность работы установок рассмотренного типа во многом зависит от
потерь гликолей, которые в основном происходят в результате неправильно
выбранного температурного режиме регенерации и отсутствия каплеулавливающих
приспособлений как в абсорбере, так и на сепараторе. Больше всего гликоли
теряются в результате образования пены при контакте газа с абсорбентом.
Интенсивность пенообразования зависит от чистоты раствора и наличия в
осушаемом газе углеводородного конденсата, а также пластовой воды. Против
вспенивания гликолей можно применять триоктилфосфат и силиконовые
соединения.

Практикой установлено, что для успешной осушки газа в системе должно
циркулировать не менее 25 л гликоля на 1 кг абсорбируемой воды и следует
применять возможно большее число (десять-двенадцать) тарелок в абсорбере.

Очистка газа от сероводорода и углекислоты

Аминовая очистка газа

Для извлечения H2S и СО2 из нефтяного газа обычно применяют
моноэтаноламин, что объясняется в основном его низкой стоимостью, высокой
реакционной способностью, стабильностью, легкостью регенерации от загрязненных
растворов.

Основным недостатком этого сорбента является относительно высокое
давление паров (при температуре +38“ С 1,55 мм рт. ст.).

Основные свойства моноэтаноламина: плотность 1,02 г/см3; температура
кипения 171 °C; молекулярная масса 61,1; растворимость в воде полная, в
углеводородах нерастворим; применяют при концентрации не выше 15%.

На рис.7.51 приведена принципиальная схема очистки газов от сероводорода и
углекислого газа. Процесс очистки по этой схеме осуществляется следующим
образом. Газ, содержащий H2S и СО2, под давлением 1,39 МПа (14 кгс/см2) поступает
в нижнюю часть коллектора (абсорбера), где происходит предварительная
сепарация его от жидкости. Отсепарированный газ проходит затем 16 тарелок
абсорбера, на которые сверху подают регенерированный моноэтаноламин.
Поглощая H2S и СО2, он перетекает в низ абсорбера, а очищенный газ через
верхний патрубок поступает в магистральный газопровод. Насыщенный
сероводородом и углекислым газом моноэтаноламин из нижней части абсорбера
поступает в теплообменник 4, где предварительно нагревается» горячим
регенерированным моноэтаноламином. Затем насыщенный моноэтаноламин
поступает в пароподогреватель (ребойлер) 6, из которого с температурой 125 °C
разливается на тарелки десорбера, где поддерживается нормальное давление.

Рис. 7.51. Принципиальная схема очистки газа от сероводорода и углекислого газа
моноэтаноламином:

1 - абсорбер; 2 - тарелки; 3,4,8 - теплообменники (холодильники); 5 - насос для
подачи регенерированного моноэтаноламина; 6 - рибойлер (пароподогреватель);

7-регенерационная колонна; 9 - насос для подачи конденсата; 10 - сепаратор

Избыток воды и растворенные в моноэтаноламине сероводород и углекислый
газ при этой температуре на тарелках в десорбере быстро испаряются и выходят
через верх десорбера в холодильник 8. Здесь происходит конденсация паров
моноэтаноламина, а газы H2S и СО2 сбрасываются на факел или поступают на
специальные установки для получения из сероводорода элементарной серы.

Концентрированный моноэтаноламин из сепаратора 10 забирается насосом 9 и
вновь нагнетается в десорбер, что предотвращает потери моноэтаноламина.
Регенерированный моноэтаноламин забирается насосом 5 с низа десорбера и через
теплообменник 4 и холодильник 3 вновь подается на тарелки абсорбера
(контактора).

Очистка гидроокисью железа

При очистке газа с небольшим содержанием H2S (до 0,5%) и при высоком
содержании СО2 использование аминовой очистки связано со значительными
энергозатратами. При этом в большинстве случаев невозможно получать серу как
товарный продукт. В этом случае экономически целесообразно использовать схемы
(рис.7.52), позволяющие селективно извлекать сероводород с помощью водного
раствора гидроокиси железа. Газ, содержащий H2S, поступает в сепаратор 1, где от
него отделяется жидкая фаза (углеводородный конденсат, конденсационная и
пластовая вода). После сепаратора 1 в газовый поток вводят водный раствор
гидроокиси железа.

Рис.7.52. Технологическая схема очистки газа от сероводорода растворами на
основе гидроокиси железа:

1, 3 - сепараторы; 2 прямоточный абсорбер; 4 - дегазатор; 5 -регенератор; 6 -
сборник серной пены; 7 - емкость отстоя серного шлама; 8 - компрессор; 9 -
насос-турбина; 10 - емкость регенерированного раствора;

I - неочищенный газ; II - очищенный газ; III - газ дегазации;

IV - раствор сульфида железа; V серный шлам; VI - воздух; VII - раствор
гидроокиси железа; VIII -конденсационная жидкость

Так как в основе процесса извлечения H2S лежит химическая реакция, то это
позволяет с успехом применять прямоточные абсорбционные аппараты, что
упрощает обслуживание всей установки.

Далее газожидкостный поток поступает в контактор 2, заполненный насадкой
(например, кольцами Рашига), или в змеевиковый абсорбер. При контакте
гидроокиси железа с сероводородом, находящимся в газе, происходит извлечение
H2S с образованием твердого осадка сульфида железа. В контакторе 2
поддерживают большую скорость газового потока (более 0,5 м/с), вследствие чего
происходит вынос жидкой фазы в сепаратор 3, где происходит разделение потоков.
Чистый газ, пройдя каплеуловитель, направляется в газопровод, а отработанный
раствор через насос-турбину 9 поступает в дегазатор 4, где вследствие снижения
давления (до 0,5-0,7 МПа) выделяются растворенные в поглотителе
углеводородные газы. После дегазатора 4 раствор сульфида железа подается в
регенератор 5, где он контактирует с кислородом воздуха, подаваемым
компрессором 8. В процессе регенерации при давлении 0,5-0,7 МПа сульфид
железа окисляется до гидроокиси железа, при этом выделяется сера, которую в виде
пены выводят из верхней части регенератора 5 и собирают в пеносборнике 6
Регенерированный поглотительный раствор собирают в емкость 10, из которой
насосом-турбиной он подается в газовый поток на стадию очистки. Из пеносборника
серный концентрат отфильтровывают на фильтре 7 и направляют на дальнейшую
переработку (получение чистой серы, серной кислоты и пр ).

Требования к качеству газа по ОСТ 51.40-93

Параметр	Норма для климата			
	умеренного		холодного	
	с 01.05 по 30.09	с 01.10 по 30.04	с 01.05 по зо.рэ	с 01.10 по - 30.04
1. Точка росы по влаге, не выше °C	-3	-5	-10	-20
2. Точка росы по углеводородам, не выше, °C	0	0	-5	-10
3. Масса сероводорода (г/м3) не более	0,007	0,007	0,007	0,007
4. Масса меркаптановой серы (г/м3) не более	0,016	0,016	0,016	0,016
5. Объемная доля кислорода (%) не более	0,5	0,5	1,0	1,0
6. Теплота сгорания низшая МДж/м3 при 20 “С и 101,25 кПа, не менее	32,5	32,5	32,5	32,5
7. Температура газа, °C	Температура газа в самом газопроводе устанавливается проектом			
8. Масса механических примесей и труднолетучих жидкостей	Условия оговариваются в соглашениях на поставку газа с ПХГ, ГПЗ и промыслов			

Промысловые трубопроводы

Трубопроводы системы сбора и подготовки нефти и газа предназначены для
транспортировки продукции скважин от их устья до нефтеперекачивающих станций
товарно-транспортных организаций; для подачи сточных вод от УПВ до
нагнетательных скважин.

Общая протяженность промысловых трубопроводов достигает сотен
километров только по одному промыслу.

Классификация трубопроводов

По назначению:

выкидные линии - транспортируют продукцию скважин от устья до ГЗУ;
нефтегазосборные коллекторы - расположены от ГЗУ до ДНС;

-	нефтесборные коллекторы - расположены от ДНС до центрального пункта
сбора (ЦПС);

газосборные коллекторы - транспортируют газ от пункта сепарации до
компрессорной станции.

По величине напора:

-	высоконапорные - выше 2,5 МПа;

-	средненапорные - 1,6-2,5 МПа;

-	низконапорные - до 1,6 МПа;

-	безнапорные (самотечные).
Самотечным называется трубопровод, перемещение жидкости в котором
происходит только за счет сил тяжести. Если при этом нефть и газ движутся
раздельно, то такой нефтепровод называют свободно- самотечным, а при отсутствии
газовой фазы - напорно-самотечным.

По типу укладки:

—	подземные;

наземные;

-	надземные;

-	подвесные;

-	подводные.

По гидравлической схеме:

простые, то есть не имеющие ответвлений;

-	сложные, то есть имеющие ответвления или переменный по длине расход,
или вставку другого диаметра, или параллельный участок, а также кольцевые.

По характеру заполнения сечения:

-	трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью;
трубопроводы с неполным заполнением сечения.

Полное заполнение сечения трубы жидкостью обычно бывает в напорных
трубопроводах, а неполное может быть как в напорных, так и в безнапорных
трубопроводах. С полным заполнением сечения жидкостью чаще бывают
нефтепроводы, транспортирующие товарную нефть, то есть без газа, и реже -
выкидные линии. Нефтесборные коллекторы обычно работают с неполным
заполнением сечения трубы нефтью, так как верхняя часть сечения коллектора
занята газом, выделившимся в процессе движения нефти.

Основные принципы проектирования трубопроводов

Проектирование трубопроводов на площади месторождения сводится к
решению следующих основных задач:

в	ыбор трассы трубопроводов, исходя из расположения скважин на
месторождении, их дебита и рельефа поверхности;

в	ыбор рациональных длин и диаметров трубопроводов, отвечающих
минимальному расходу металла, минимуму затрат на строительство и эксплуатацию;

- гидравлический, тепловой и механический расчет трубопроводов.
Различают четыре категории сложных трубопроводов.

I.	Коллектор постоянного диаметра с распределенным по длине отбором
продукции (раздаточный коллектор в резервуарах, отстойниках, сепараторах).

II.	Сборный коллектор переменного диаметра с распределенным по длине
поступлением продукции (система сбора скважинной продукции).

III.	Коллектор с параллельным участком трубопровода (байпас на водоводах).

IV.	Замкнутый коллектор (кольцевой водовод).

Для промысловых коммуникаций используют трубопроводы из бесшовных
горячекатаных труб.

При монтаже некоторых узлов применяют фланцевые соединения.

Выбор трубопровода должен быть обоснован технико-экономическими
расчетами.

Трубопроводная арматура разделяется на три группы: запорная, регулирующая,
предохранительная.

Назначение запорной арматуры - разобщение участков трубопроводов и
отключение от трубопроводов разных технологических установок. Она
устанавливается в начале и конце каждого трубопровода, а также в местах
соединения со сборными коллекторами.

К запорной арматуре относятся задвижки, краны, вентили, обратные клапаны.
Кран - запорное устройство, проходное сечение которого открывается и
закрывается при повороте пробки вокруг своей оси.

Вентиль - запорное устройство, в котором при повороте шпинделя клапан,
насаженный на нем, перемещается вдоль оси седла.

В конце трубопроводов, подключенных к групповым установкам или сборным
коллекторам, устанавливают обратные клапаны, которые предназначены для
отключения трубопровода в случае изменения направления движения жидкости.

Назначение регулирующей арматуры трубопроводов (регуляторов давления)
- поддержание пластового давления в трубопроводе до регулятора или после него.
Она устанавливается, как правило, на газопроводах для обеспечения постоянного
давления на приеме компрессоров или в конечных точках газопроводов.

Назначение предохранительной арматуры - предохранение трубопроводов
или аппаратов от разрыва при повышении давления. К предохранительной арматуре
относятся предохранительные клапаны различных конструкций (рычажные, пру-
жинные и др.).

Газопроводы для сбора нефтяного газа

Для сбора нефтяного газа и передачи его потребителям на площадях нефтяных
месторождений сооружают систему газопроводов и компрессорные станции.

При самотечной системе сбора нефти с индивидуальным замерно-
сепарационным оборудованием газовые линии берут свое начало у сепараторов,
т е. у устьев скважин. При герметизированной напорной системе нефтегазосбора
начало газовых линий перемещается к групповым замерным установкам, или к ДНС,
или к установкам подготовки нефти и протяженность газовых линий на
месторождениях резко сокращается.

Существующие системы сбора природного газа классифицируются:

—	по степени централизации технологических объектов подготовки газа;

-	по конфигурации трубопроводных коммуникаций;

-	по рабочему давлению.

По рабочему давлению системы сбора газа делятся на вакуумные (Р < 0,1
МПа), низкого давления (0,1 < Р < 0,6 МПа), среднего давления (0,6 < Р < 1,6 МПа) и
высокого давления (Р > 1,6 МПа).

По степени централизации технологических объектов подготовки газа
различают индивидуальные, групповые и централизованные системы сбора
(рис.7.53).

Рис.7.53. Системы сбора газа на промыслах
а) индивидуальная; б) групповая; в) централизованная

При индивидуальной системе сбора (рис.7.53, а) каждая скважина имеет свой
комплекс сооружений для подготовки газа (УПГ), после которого газ поступает в
сборный коллектор и далее на центральный сборный пункт (ЦСП). Данная система
применяется в начальный период разработки месторождения, а также на промыслах
с большим удалением скважин друг от друга. Недостатками индивидуальной
системы являются: 1) рассредоточенность оборудования и аппаратов по всему
промыслу, а, следовательно, сложности организации постоянного и
высококвалифицированного обслуживания, автоматизации и контроля за работой
этих объектов; 2) увеличение суммарных потерь газа по промыслу за счет наличия
большого числа технологических объектов и т.д.

При групповой системе сбора (рис. 7.53, б) весь комплекс по подготовке газа
сосредоточен на групповом сборном пункте (ГСП), обслуживающем несколько
близко расположенных скважин (до 16 и более). Групповые сборные пункты
подключаются к промысловому сборному коллектору, по которому газ поступает на
центральный сборный пункт и далее потребителю.

Групповые системы сбора получили широкое распространение, так как их
внедрение позволяет увеличить мощность и коэффициент загрузки технологических
аппаратов, уменьшить число объектов контроля, обслуживания и автоматизации, а в
итоге - снизить затраты на обустройство месторождения.

При централизованной системе сбора (рис 7.53, в) газ от всех скважин по
индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому
центральному сборному пункту, где осуществляется весь комплекс технологических
процессов подготовки газа и откуда он направляется потребителям.

Применение централизованных систем сбора позволяет осуществить еще
большую концентрацию технологического оборудования, за счет применения более
высокопроизводительных аппаратов уменьшить металлозатраты и капитальные
вложения в подготовку газа.

В каждом конкретном случае выбор системы сбора газа обосновывается
технико-экономическим расчетом.

По конфигурации трубопроводных коммуникаций различают бесколлекторные
и коллекторные газосборные системы. При бесколлекторной системе сбора газ
(подготовленный или нет) поступает на ЦПС со скважин по индивидуальным линиям.
В коллекторных газосборных системах отдельные скважины подключаются к
коллекторам, а уже по ним газ поступает на ЦСП.

Форма газосборного коллектора зависит от конфигурации площади
месторождения, его размера и размещения групповых замерных установок или ДНС.
Название газосборной системы обычно определяется формой газосборного
коллектора. Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные
газосборные системы.

Линейная газосборная сеть состоит из одного коллектора и применяется при
разработке вытянутых в плане месторождений с небольшим числом (2 - 3) рядов
скважин. Лучевая газосборная сеть состоит из нескольких коллекторов, сходящихся
в одной точке в виде лучей. Кольцевая газосборная сеть представляет собой
замкнутый коллектор, огибающий большую часть месторождения и имеющий
перемычки. Кольцевая форма сети позволяет обеспечить бесперебойную подачу
газа потребителям в случае выхода из строя одного из участков коллектора. По
назначению газопроводы подразделяются на: подводящие газопроводы, сборные
коллекторы и нагнетательные газопроводы

Нагнетательные газопроводы берут свое начало у компрессорных станций и
служат для:

1)	подачи газа в газовую шапку продуктивных пластов с целью поддержания
давления и продления фонтанирования скважин;

2)	подачи газа через газораспределительные будки к устьям компрессорных
скважин;
3)	подачи газа дальним потребителям;

4)	подачи газа на ГПЗ или газофракционирующую установку (ГФУ).

При выборе системы сбора газа руководствуются следующими соображениями

-	обеспечение бесперебойности подачи газа;

-	маневренность системы, удобство обслуживания газосборных сетей при
минимизации расходов на их сооружение и эксплуатацию.

Транспорт попутного газа на площадях нефтяных месторождений
осуществляется по газопроводам.

Газопроводы, по которым газ поступает на прием компрессорной станции,
называются подводящими, а по которым подводится к компрессорам
нагнетательными.

Газопроводы, в которые поступает газ по нескольким трубопроводам, называ-
ются газосборными коллекторами. Конфигурация газосборного коллектора зависит
от числа сепарационных установок, их размещения на месторождении и системы
сбора и транспорта нефти и газа. Коллектор должен быть экономически целесооб-
разным, обеспечивать бесперебойную подачу газа, а также быть маневренным и
удобным в обслуживании.

Расход жидкости или газа по трубопроводу определяют при помощи
дифференциальных манометров.

Способы защиты внутренней и наружной поверхностей трубопроводов от
коррозии.

Внутренняя коррозия трубопроводов

Ежегодно на нефтепромысловых трубопроводах происходит около 50-70 тыс.
отказов. 90% отказов являются следствием коррозионных повреждений. Из общего
числа аварий 50-55% приходится на долю систем нефтесбора и 30-35% - на делю
коммуникаций поддержания пластового давления.

42% труб не выдерживают пятилетней эксплуатации, а 17% - даже двух лет. На
ежегодную замену нефтепромысловых сетей расходуется 7-8 тыс. км труб или 400-
500 тыс. тонн стали.

Коррозия - это разрушение металлов в результате химического или
электрохимического воздействия окружающей среды, это окислительно-
восстановительный гетерогенный процесс, происходящий на поверхности раздела
фаз

По виду разрушения поверхности металла различают:

1.	Равномерную или общую коррозию, т.е. равномерно распределенную по
поверхности металла. Пример: ржавление железа, потускнение серебра.

2.	Местную или локальную коррозию, т.е. сосредоточенную на отдельных
участках поверхности. Местная коррозия бывает различных видов:

•	в виде пятен - поражение распространяется сравнительно неглубоко и
занимает относительно большие участки поверхности;

•	в виде язв - глубокие поражения локализуются на небольших учасках
поверхности;

•	в виде точек (питтинговая) - размеры еще меньше язвенных разъеданий.

3.	Межкристаллитную коррозию - характеризующуюся разрушением металла
по границам кристаллитов (зерен металла). Процесс протекает быстро, глубоко и
вызывает катастрофическое разрушение.

4.	Избирательную коррозию - избирательно растворяется один или несколько
компонентов сплава, после чего остается пористый остаток, который сохраняет
первоначальную форму и кажется неповрежденным.
5.	Коррозионное растрескивание происходит, если металл подвергается
постоянному растягивающему напряжению в коррозионной среде. КР может быть
вызвано абсорбцией водорода, образовавшегося в процессе коррозии.

По механизму протекания различают химическую и электрохимическую
коррозию.

Химическая коррозия характерна для сред не проводящих электрический ток.

Коррозия стали в водной среде происходит вследствие протекания
электрохимических реакций, т.е. реакций сопровождающихся протеканием
электрического тока. Скорость коррозии при этом возрастает.

Электрохимическая коррозия возникает в результате работы множества макро-
или микрогальванопар в металле, соприкасающемся с электролитом.

Причины возникновения гальванических пар в металлах:

•	соприкосновение двух разнородных металлов;

•	наличие в металле примесей;

•	наличие участков с различным кристаллическим строением;

•	образование пор в окисной пленке;

•	наличие участков с различной механической нагрузкой;

•	наличие участков с неравномерным доступом активных компонентов
внешней среды, например, воздуха.

Факторы коррозионного разрушения трубопроводов

1.	Температура и pH воды

Можно выделить 3 зоны:

1)	pH < 4,3 . Скорость коррозии чрезвычайно быстро возрастает с понижением
pH. (Сильнокислая среда).

2)	4,3 < pH < 9-10. Скорость коррозии мало зависит от pH.

3)	9-10 < pH < 13. Скорость коррозии убывает с ростом pH и коррозия
практически прекращается при pH = 13. (Сильнощелочная среда).

2.	Содержание кислорода в воде

Если в воде есть растворенный кислород, то коррозия железа будет идти и в
кислой, и в щелочной среде.

3.	Парциальное давления СО2

Огромное влияние на разрушение металла труб коррозией оказывает
свободная углекислота (СО2), содержащаяся в пластовых водах.

4.	Минерализация воды

Растворенные в воде соли являются электролитами, поэтому увеличение их
концентрации до определенного предела повысит электропроводность среды и,
следовательно, ускорит процесс коррозии.

5.	Давление

Повышение давления увеличивает процесс гидролиза солей и увеличивает
растворимость СО2.

б.	Структурная форма потока

Способы защиты трубопроводов от внутренней коррозии
Механические способы защиты

Кардинальным средством борьбы с коррозионным повреждением стальных труб
является замена их на пластмассовые.

Пластмассовые трубы могут быть двух видов:

на малые давления до 1,0 МПа - из полиэтилена низкого давления (ПНД), а
также из полипропилена, поливинилхлорида, полибутена, акрилонитрилбутадиона;
на давление 4,0-6,0 МПа и выше - из композитных материалов
стеклопластиковые.

Полиэтиленовые трубы имеют в 7 раз меньшую массу, чем стальные. Для их
монтажа не требуется тяжелого подъемно-транспортного оборудования. Они
обладают большой эластичностью, высокой гладкостью, вследствие чего их
пропускная способность увеличивается на 2-3%.

Полиэтиленовые трубы могут использоваться для транспорта
минерализованных вод любой агрессивности (ГОСТ 18599-83).

Что касается транспорта нефти, нефтяной эмульсии, газового конденсата по
напорным трубопроводам из полиэтиленовых труб, то здесь следует учитывать
эффект набухаеморти полиэтилена.

С увеличением концентрации сорбированной нефти снижается прочность
полиэтилена. Например, при увеличении концентрации нефти в полиэтилене до 5%
его прочность снижается на 10%.

Таким образом, основной недостаток полиэтиленовых труб - малая прочность.

Решением этой проблемы являются трубы из композитных материалов
стеклопластиков, из армированных термопластов.

Теплопроводность стеклопластика в 250 раз меньше, чем у металла, то есть он
обладает повышенными теплоизоляционными характеристиками.

Технологическая защита трубопроводов

На нефтяных месторождениях преимущественное развитие получили
однотрубные системы сбора продукции скважин. Возрастание объемов попутно
добываемой воды приводит к перегрузке сборных трубопроводов и снижению их
коррозионной надежности, сроков эксплуатации.

Технико-экономические показатели и надежность систем сбора нефти тесно
связаны с техникой и технологией разделения продукции скважин.

Как показано выше, в качестве принципа технологии первичного
(предварительного) разделения продукции скважин на современном этапе
выделяется дифференцированный или путевой сброс свободной воды, то есть
отбор воды во всех точках технологической схемы, где она выделяется в виде
свободной фазы.

Это позволяет снизить нагрузки на сепараторы последующий ступеней,
отстойники, печи, насосное оборудование, повысить их эксплуатационную
надежность, а иногда и исключить из технологической схемы часть перечисленного
оборудования.

Путевой сброс воды из продукции скважин может осуществляться по отдельным
коллекторам, вблизи наиболее обводненных кустов скважин, на пониженных
участках трассы, где скапливается свободная вода, вблизи существующих кустовых
насосных станций системы ППД.

Основным требованием к технологии путевого сброса воды является его
осуществление без применения сложного технологического оборудования,
требующего присутствия обслуживающего персонала, и при естественной
температуре продукции скважин. При необходимости для разрушения эмульсии
продукция может обрабатываться реагентом-деэмульгатором Степень
предварительного обезвоживания нефти при путевом сбросе должна
соответствовать агрегативной устойчивости эмульсии (на входе в установку),
чтобы при дальнейшем транспорте не происходило выделение свободной воды из
эмульсии или оно было минимальным.

Химическая защита трубопроводов

Ингибиторы - это вещества органического или неорганического
происхождения, которые обладают способностью снижать скорость коррозионного
процесса.

Ингибиторы - это поверхностно-активные вещества.

Механизм действия: полярные молекулы ингибитора адсорбируются на
внутренней поверхности трубы, образуя пленку, защищающую внутреннюю
поверхность трубы от контакта с водой. Таким образом устраняется одно из
необходимых условий для протекания электрохимической реакции: из-за наличия
защитной пленки не может происходить разряд водородных ионов и процесс
растворения металла затормаживается. Ингибитор такого типа будет называться
катодным ингибитором, т.к. он влияет на скорость реакции на катоде. Существуют
анодные ингибиторы, которые влияют на скорость реакции на аноде.

Способы защиты трубопроводов от внешней коррозии

Способы защиты трубопроводов от наружной коррозии подразделяются на
пассивные и активные.

Пассивные способы защиты предусматривают изоляцию наружной
поверхности трубы от контакта с грунтовыми водами и от блуждающих
электрических токов, которая осуществляется с помощью противокоррозионных
диэлектрических покрытий, обладающих водонепроницаемостью, прочным
сцеплением с металлом, механической прочностью. Для изоляции промысловых
трубопроводов применяют покрытие на битумной основе и на основе полимеров.

Битумная мастика для покрытий содержит минеральный наполнитель или
резиновую крошку для повышения ее вязкости в горячем состоянии и увеличения
механической прочности покрытия. Для повышения прочности и долговечности
битумных покрытий используют бризол и стекловолокнистые материалы.

Покрытия на основе полимеров представляют собой полиэтиленовые или
полихлорвиниловые пленки с применением клея. Ленту пленки наматывают на
очищенный и загрунтованный трубопровод.

При длительной эксплуатации трубопроводов, защищенных только
изоляционным покрытием, возникают сквозные коррозионные повреждения уже
через 5—8 лет после укладки трубопроводов в грунт вследствие почвенной
коррозии, так как изоляция со временем теряет прочностные свойства и в ее
трещинах начинаются интенсивные процессы наружной коррозии.

Активные способы защиты трубопроводов от наружной коррозии
предусматривают создание такого электрического тока, в котором весь металл
трубопровода, несмотря на неоднородность его включений, становится катодом,
а анодом является дополнительно размещенный в грунте металл. Существуют два
вида активной защиты трубопроводов от наружной коррозии — протекторная и
катодная. При протекторной защите рядом с трубопроводом размещают более
активный металл (протектор), который соединяют с трубопроводом изолированным
проводником. Протекторы изготовляют из цинка, алюминия или магниевых
сплавов. При катодной защите с помощью источника постоянного тока (катодной
станции), создают разность потенциалов между трубопроводом и размещенными
рядом с трубопроводом кусками металла (обычно обрезки старых труб, металлолом)
так, что на трубопровод подается отрицательный заряд, а на куски металла -
положительный. Таким образом, дополнительно размещаемый в грунте металл как
в протекторной, так и в катодной защите, является анодом и подвергается
разрушению, а наружная коррозия трубопровода не происходит.
Резервуары

Нефтяные резервуары (емкости) предназначены для накопления,
кратковременного хранения и учета «сырой» и поворотной нефти. Группу
резервуаров, сосредоточенных в одном месте, называют резервуарным парком

Объем сырьевых резервуаров должен быть не менее пятикратного суточного
объема добычи нефти, а товарных резервуаров - двухкратного. На промыслах
используют в основном стальные цилиндрические резервуары вместимостью 100 !
20000 м3 и реже железобетонные подземные резервуары вместимостью до 100000
м3.

Нефтяные, резервуары строят из несгораемых материалов в наземном,
лолуподземном и подземном исполнении.

Стальные резервуары сооружают с постоянной или переменной толщиной
стенок корпуса. В зависимости от объема и высоты резервуара их изготовляют из
листовой стали толщиной от 4 до 10 мм По технологическим условиям (сварка)
листовая сталь толщиной менее 4 мм не может применяться, если даже расчетная
толщина стенки получается меньше.

При сооружении корпуса резервуара стальные пояса могут располагаться тремя
способами: ступенчатым, телескопическим и встык.

Толщину листовой стали днищ резервуаров не рассчитывают и принимают
обычно не более 5 мм, так как гидростатическое давление воспринимается
фундаментом

Крышки резервуаров изготовляют из листовой стали толщиной не более 2.5мм и
бывают: конические, сферические, плоские.

На нефтяных месторождениях применяют чаще всего резервуары с плоскими
крышками.

Крыши резервуаров располагаются на строительных перекрытиях (фермах),
которые могут опираться как на промежуточные колонны внутри резервуара, так и
непосредственно на его стенки

Оборудование стальных резервуаров и их конструктивные схемы должны
обеспечивать их правильную и безопасную эксплуатацию, в частности:

1)	накопление и опорожнение резервуаров;

2)	замер уровня нефти;

3)	отбор проб нефти;

4)	зачистку и ремонт резервуаров;

5)	отстой нефти и удаление подтоварной воды;

6)	поддержание давления в резервуаре в безопасных пределах.

Резервуары должны быть оснащены техническими устройствами:

-	приемо-раздаточными патрубками с запорной арматурой;

-	дыхательной и предохранительной арматурой;

устройствами для отбора пробы и подтоварной воды;

-	приборами контроля, сигнализации и защиты;

-	устройствами подогрева;

-	противопожарным оборудованием;

-	вентиляционными патрубками с огнепреградителями.
Диаметры приёмо-раздаточных патрубков определяются заданной
производительностью перекачиваемой нефти и колеблются в пределах 150 □ 700
мм. Скорость движения жидкости в них, в пределах 0.5 О 2.5 м/с в зависимости от
вязкости нефти.

Хлопушка устанавливается для предотвращения утечек нефти из резервуаров
при неисправности задвижек.

Внутри резервуара монтируется подъёмная труба, предназначенная для отбора
нефти с требуемой высоты.

Люк замерный служит для замера в резервуаре уровня нефти и подтоварной
воды, а также для отбора проб пробоотборником.

Люк замерный устанавливается на патрубке, вваренном вертикально в крышу
резервуара. Крышка замерного люка герметично закрывается посредством
прокладки и нажимного, откидного болта. Внутри замерного люка расположена
направляющая колодка, по которой спускают в резервуар замерную ленту с лотом.

Колодка изготовляется из меди или алюминия, чтобы предотвратить
искрообразование.

Световой люк — для проникновения света и проветривания перед зачисткой,
ремонтом. Люк-лаз для проникновения людей, при ремонте, очистке, а также
освещения и проветривания. Водоспускное приспособление сифонного типа
предназначается для отбора пластовой воды.

Дыхательный клапан автоматически сообщает газовое пространство резервуара
с атмосферой в тот момент, когда в резервуаре создается предельно допустимое
давление или вакуум в результате изменения температуры, а также при наполнении
и опорожнении резервуара. Дыхательные клапаны рассчитаны на избыточное
давление и вакуум в газовом пространстве резервуара Риз6=20 мм вод. ст При таком
избыточном давлении масса кровли резервуара, изготовленной из листовой стали
толщиной 2.5 мм, уравновешивается силой избыточного давления на неё. Масса 1
м2 крыши составляет 20 кг и, следовательно, крыша не будет испытывать
напряжения, если давление изнутри не будет превышать давления, создаваемого
массой крыши.

При повышении давления изнутри резервуара один клапан поднимается и
сбрасывает в атмосферу излишний газ, а при понижении давления внутри
резервуара открывается второй клапан и в резервуар поступает воздух

Во избежание коррозии корпус клапана и седло изготовляют из алюминиевого
сплава. Размер дыхательных клапанов выбирают в зависимости от их допустимой
пропускной способности.

Дыхательный клапан является ответственным элементом оборудования
резервуара, в связи, с чем исправному состоянию клапанов и правильной
эксплуатации их должно уделяться особое внимание. В зимнее время дыхательные
клапаны часто выходят из строя, так как при прохождении влажных паров нефти
через клапан влага, конденсируясь на тарелках и седлах, приводит к их взаимному
примерзанию. Этот недостаток устраняется путем изоляции смерзающихся
поверхностей клапана фторопластом, имеющим большую механическую прочность
при низких температурах и высокую химическую стойкость.

Гидравлический предохранительный клапан предназначается для ограничения
избыточного давления или вакуума в газовом пространстве резервуара при отказе в
работе дыхательного клапана, а также при недостаточном сечении дыхательного
клапана для быстрого пропуска газа или воздуха. Предохранительные клапаны
рассчитаны на несколько большее давление и вакуум, чем дыхательный клапан: на
избыточное давление 60 мм вод. ст. и разряжения 40 мм вод. ст.

Предохранительный клапан заливают незамерзающими, неиспаряющимися и
маловязкими жидкостями - раствором глицерина, этиленгликолем и др
образующими гидравлический затвор, через который происходит барботаж из
резервуара излишней смеси газа с воздухом или «вдох» в резервуар.

В случаях резкого повышения давления в резервуаре может произойти выброс
жидкости из клапана в кольцевой канал, обратно из него жидкость стекает через
отверстия в стенке кармана.

Огневые предохранители устанавливаются на резервуарах в комплекте с
дыхательными и предохранительными клапанами и предназначаются для
предохранения газового пространства резервуара от проникновения в него пламени
через дыхательный клапан.

Принцип действия огневых предохранителей заключается в том, что пламя,
попадая в огневой предохранитель, проходит через систему клапанов малого
сечения, в результате чего дробится на отдельные мелкие потоки; поверхность
соприкосновения пламени с предохранителем увеличивается, возрастает отдача
тепла стенкам каналов, и пламя затухает.

Основной деталью огневых предохранителей является спиральная ленточная
кассета цилиндрической формы, изготовленная из цветных металлов и помещенная
в корпус предохранителя.

В настоящее время широкое распространение получили клапаны дыхательные
совмещенные КДС. КДС могут быть использованы как в качестве дыхательных, так и
в качестве предохранительных клапанов. На резервуарах они должны
устанавливаться комплектно - один в качестве дыхательного клапана, другой в
качестве предохранительного.

Клапан дыхательный КДС-3000 (рис. 7.54) предназначен для герметизации
газового пространства резервуаров с нефтью и нефтепродуктами и регулирования
давления в этом пространстве в заданных пределах. В состав клапана входит
кассета огневого предохранителя.

Клапаны КДС-3000 устанавливаются на монтажный патрубок крыши резервуара
через присоединительный фланец переходника (4). Для защиты от прямого
воздействия атмосферных осадков и ветра клапан имеет крышку (6) и четыре
козырька (7) для вакуумных затворов.

По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды
клапаны изготавливаются в исполнении У и УХЛ, категория размещения 1 по ГОСТ
15150-69.

Штампосварной корпус (1) клапана КДС 3000 выполнен в виде
четырехугольного бункера, на боковых поверхностях которого выкатаны седла для
вакуумных затворов. Затвор вакуума состоит из тарелки вакуума (2), прикрывающей
седло вакуума в корпусе, и кронштейна с фторопластовым хлястиком, которые
крепятся к корпусу и ограничивают смещение тарелки относительно седла.

Герметичное соединение «затвор — седло» предотвращает поступление
воздуха в резервуар. Горловина клапана КДС-3000 заканчивается седлом, на
котором устанавливается тарелка давления (3), а на верхней части корпуса КДС-
3000 раскатаны два седла давления (3), предназначенные для выхода
паровоздушной смеси из резервуара. Контактирующие поверхности тарелок и седел
покрыты фторопластовой пленкой, препятствующей примерзанию сопрягающихся
поверхностей. Клапаны КДС-3000 устанавливаются на резервуар крепежным
фланцем (4) или переходником На крепежный фланец (переходник)
устанавливается кассета огневого предохранителя (5).

Рис. 7.54. Клапан
дыхательный

КДС-3000

1. Корпус

2. Тарелка вакуума

3. Тарелка давления

4. Переходник

5. Огневой
предохранитель

6. Крышка

7. Козырек

Для защиты от прямого воздействия атмосферных осадков и ветра клапан КДС-
3000 имеет крышку (6) и четыре воздуховода (7) для вакуумных затворов. При
«вдохе» резервуара в полости создается вакуум, равный вакууму в газовом
пространстве резервуара. При достижении расчетного значения вакуума (вакуума
срабатывания) в полости клапана КДС-3000 тарелки вакуумных затворов
открываются, сообщая газовое пространство резервуара с атмосферой,
обеспечивая пропуск воздуха в резервуар.
При снижении вакуума ниже расчетного значения затвор закрывается и
резервуар герметизируется. При «выдохе» резервуара в полости корпуса клапана
КДС-3000 возникает избыточное давление, равное давлению в газовом
пространстве резервуара. Это давление прижимает тарелки вакуумных затворов к
седлам и действует на тарелку затвора давления, стремясь поднять ее. При
превышении избыточного давления в корпусе клапана КДС-3000 величины давления
срабатывания тарелка давления открывается, и происходит выпуск газа из
резервуара в атмосферу. После снижения избыточного давления ниже расчетного
значения тарелка возвращается в исходное положение (затвор закрывается).

Маршевые лестницы резервуаров должны иметь уклон не более 50°, ширина
лестниц должна быть не менее 65 см. Расстояние между ступенями по высоте
должно быть не более 25 см. Ступени должны иметь уклон вовнутрь 2-5°.

С обеих сторон ступени должны иметь боковые планки или бортовую обшивку
высотой не менее 15 см, исключающую возможность проскальзывания ног человека
Лестницы должны быть с двух сторон оборудованы перилами высотой 1 м. Верхняя
площадка лестницы должна находиться на одном уровне с верхним уголком или
швеллером резервуара.

На резервуарах, не имеющих перильных ограждений по всей окружности крыши,
по краю последней до мест расположения оборудования резервуара должны
устраиваться перила высотой не менее 1 м, примыкающие к перилам лестницы.

Резервуары, находящиеся в эксплуатации, должны быть обеспечены:

а)	техническим паспортом резервуара;

б)	техническим паспортом на понтон;

в)	градуировочной таблицей резервуара;

г)	технологической картой резервуара;

д)	журналом текущего обслуживания;

е)	журналом контроля состояния устройств молниезащиты, защиты от
проявления статического электричества;

ж)	схемой нивелирования основания;

з)	схемой молниезащиты и защиты резервуара от проявлений статического
электричества;

и)	распоряжениями, актами на замену оборудования резервуаров,
к) технологическими картами на замену оборудования резервуаров;
л) исполнительной документацией на строительство резервуара.

Обслуживание и текущий ремонт нефтепромыслового оборудования, установок и
трубопроводов

Обслуживание фонтанных скважин

Режим эксплуатации скважины устанавливают на основе обеспечения
рационального расхода энергии пласта. Нормальная эксплуатация скважины
заключается в получении максимального дебита при небольшом газовом факторе,
наименьших количествах воды и песка, бесперебойном фонтанировании.

При наблюдении за работой фонтанной скважины и ее обслуживании замеряют
буферное и затрубное давления, рабочие давления на замерных установках,
определяют дебит нефти, газа, содержание воды и песка в продукции скважины и
т.п. Кроме того, проверяют исправность устьевого оборудования; выкидных линий;
скребков, применяемых для борьбы с образованием отложений парафина.
Желательно все ремонтные работы с образованием отложений парафина проводить
без остановки скважины.
Результаты наблюдении записывают в специальный журнал. Эти данные служат
исходным материалом для установления оптимального режима эксплуатации других
скважин, работающих в аналогичных условиях.

При эксплуатации фонтанных скважин могут возникать всякого рода неполадки:
запарафинивание НКТ, образование песчаных пробок, разъедание штуцера,
обводнение скважины, засорение штуцера и выкидной линии и др Признаком таких
неполадок могут быть изменения буферного и затрубного давлений, дебита нефти,
количества воды и песка.

Если засорились НКТ, то буферное давление понижается, а затрубное
повышается (если в скважину спущен один ряд насосно-компрессорных труб). В
случае образования песчаной пробки в работающей скважине увеличивают диаметр
штуцера или в затрубное пространство подкачивают нефть. Это повысит скорость
движения продукции по НКТ, что может привести к выносу песка

Если песчаная пробка образовалась на забое, то затрубное давление падает
Для удаления этой пробки также увеличивают диаметр штуцера или в затрубное
пространство подкачивают нефть.

При появлении воды в скважине необходимо уменьшить дебит. При увеличении
дебита и уменьшении буферного давления следует увеличить проходное отверстие
штуцера. В этом случае переключают линию выкида на другую и заменяют штуцер.

Если засорились штуцер или выходная линия, то дебит снижается, а буферное и
затрубное давления увеличиваются. В этом случае также переключают линию
выкида нефти на другую и проверяют штуцер и выкидную линию.

Для борьбы с отложениями парафина проводят следующие мероприятия:

-	уменьшение пульсации фонтанирования при максимальном снижении
газового фактора;

применение механической очистки НКТ различными скребками;

-	покрытие внутренней поверхности НКТ стеклом, эпоксидными смолами,
эмалями, бакелитовым лаком и др. (футерование);

-	расплавление парафина;

-	растворение парафина различными растворителями.

При использовании скребков на устьевой арматуре монтируют лубрикатор с
сальником. Для спуска скребков на проволоке и их подъема применяют
депарафинизационные установки типа АДУ, которые состоят из лебедки с
электродвигателем и станции управления.

Для расплавления парафина применяют прогрев НКТ закачкой пара, горячей
нефти или нефтепродуктов.

Подачу теплоносителей в виде пара от паровой передвижной установки (ППУ) в
затрубное пространство и выход его через насосно-компрессорные трубы
обеспечивают расплавление и вынос его струей нефти.

Для обработки скважин паром применяют передвижные парогенераторные
установки ППУ-ЗМ, ЛПУА-1200/100 и ППУ-1600/100.

Эффективным способом борьбы с отложениями парафина в НКТ является их
футеровка, те. покрытие их внутренних поверхностей специальными лаками,
эмалями или стеклом.

В систему обслуживания фонтанных скважин входит оборудование их устья
(фонтанной арматуры) Основными элементами ее являются запорные устройства.

Пробковый кран и прямоточная задвижка, уплотняемые смазкой ЛЗ-162, не
требуют больших усилий при управлении ими. В прямоточных задвижках для
увеличения герметичности категорически воспрещается применять рычаг, так как
герметичность от увеличения усилия не возрастает, поскольку плашки плоские. В
процессе эксплуатации арматуры с прямоточными задвижками требуется через два-
три месяца смазывать подшипники шпинделя солидолами УС. Необходимо также че-
рез штуцер в днище корпуса задвижки в соответствии с инструкцией набивать смазку
ЛЗ-162. Герметичность затвора прямоточной задвижки повышается за счет
уплотнительной смазки, которая автоматически подается к поверхности затвора
давлением среды в корпусе задвижки.

После установки фонтанной арматуры с крановыми запорными устройствами на
скважине необходимо дополнительно набить уплотнительную смазку во все краны и
проверить их на плавность работы затвора. Смазка подается масленкой, которая
ввинчивается в резьбовое отверстие шпинделя в месте нажимного болта. Кран в
момент набивки смазки должен быть или полностью открыт, или полностью закрыт.

После заполнения крана смазкой нажимной болт необходимо поставить в
исходное положение. Рекомендуется ввинтить его на половину длины, чтобы в
процессе эксплуатации продавливать смазку на уплотнительные поверхности
вращением нажимного болта на пять-шесть оборотов. Регулярная подача смазки на
уплотнительные поверхности крана обеспечит постоянную герметичность затвора.
Обязательна поднабивка смазки после депарафинизации скважин паром и других
технологических операций, проводимых при давлениях, близких к рабочему.

Для надежной работы затвора следует регулярно проверять наличие смазки в
системе крана и по мере необходимости, но не реже 1 раза в 3 мес. проводить
набивку смазки масленкой. Смазку подают масленкой в кран до тех пор, пока ее
подача не станет затруднительной.

Фонтанную арматуру, эксплуатирующуюся перед установкой на другой скважине,
как правило, проверяют и, если требуется, ремонтируют с обязательным
последующим гидравлическим испытанием.

Ремонт задвижки или пробкового крана включает: разборку и промывку деталей
в керосиновой ванне, их промер и отбраковку, ремонт изношенных деталей и
изготовление новых, сборку задвижки и гидравлическое испытание.

Простые по конструкции и не требующие специальной термической обработки
детали изготовляют в ремонтно-механической мастерской.

В арматуре с прямоточными задвижками во фланцевых соединениях, за
исключением соединений крестовика с тройником, тройника с переводной катушкой,
применены стальные уплотнительные кольца одностороннего касания. В связи с
этим на затяжку шпилек требуются значительно меньшие усилия, чем при
использовании уплотнительных колец с двухсторонним касанием. После ремонта
задвижки подвергают гидравлическому испытанию.

Техника безопасности при эксплуатации фонтанных скважин

При эксплуатации фонтанных скважин производятся работы: по оборудованию
скважин, по ремонту арматуры и чистке песчаных пробок; во время открытых
фонтанов по установке задвижек и арматуры. Все эти работы имеют свою
специфику.

При производстве работ при спуске НКТ необходимо принять все меры для
предупреждения и открытого выброса (фонтанирования).

Основными мероприятиями являются:

-	заполнение скважины жидкостью заданной плотности до ее устья;

-	наличие работоспособного превентора;

-	тщательный технический и технологический надзор за состоянием скважины.

Так как спуск НКТ может проходить в газовой атмосфере (до определенных
пределов), то необходимо принять противопожарные меры Основные мероприятия
сводятся к следующему:

-	недопущение открытого огня вблизи производства работ;

-	выключение электроэнергии вблизи скважины;
-	освещение зоны работ (в темное время суток) прожекторами,
установленными не менее чем за 30 м от скважины;

-	применение инструмента, не дающего искры;

-	установка медной воронки (для предупреждения ударов муфт);

-	осмотр смазки трущихся частей подземных механизмов.

Кроме опасности в пожарном отношении, работа в газовой атмосфере вредна,
поэтому обеспечение работников противогазами, уменьшение времени пребывания
в газовой атмосфере и организация медицинской помощи на месте работы являются
обязательными мерами безопасности.

Обслуживание газлифтных скважин

Обслуживание газлифтных скважин включает исследование газлифтных
скважин, анализ их работы и устранение неисправностей газлифтной установки.

Целью исследования является определение параметров пластов, пластовых
жидкостей и призабойной зоны для оценки рационального расхода рабочего агента
(газа) по критерию максимума добычи нефти или минимума удельного расхода газа.

Основной метод исследования газлифтных скважин - метод пробных откачек.
Забойное давление при этом определяется глубинным манометром или расчетом по
давлению нагнетаемого газа.

Режим работы скважины можно изменить противодавлением на выкиде и
расходом нагнетаемого газа. При этом необходимо добиваться устойчивого режима
работы скважины - без пульсации буферного и затрубного давления.

По упрощенной методике исследований обходятся без применения глубинных
манометров.

Для скважин с высоким коэффициентом продуктивности используют метод
пробных откачек - при постоянном расходе нагнетаемого газа и переменном
противодавлении на выкиде. Для скважин других групп - при переменном расходе
газа и постоянном противодавлении на выкиде скважины.

В первом случае при установившемся режиме работы скважины замеряют
расход и давление нагнетаемого газа, а также дебит скважины. При неизменном
расходе газа сменой штуцера или перекрытием задвижки на выкиде изменяют
режим работы скважины. После установления режима снимают показания рабочих
параметров работы скважины (дебит и рабочее давление). По этим данным
(минимум на двух-трех режимах) строят индикаторную диаграмму - кривую
зависимости дебита от забойного давления. При этом считается, что изменение
давления нагнетаемого газа на устье скважины примерно соответствует изменению
давления на забое скважины. По забойным давлениям и соответствующим им
дебитам жидкости при различных режимах строится кривая и экстраполяцией нахо-
дится пластовое давление с определением вида уравнения притока.

Во втором случае устанавливают минимальный расход газа (без пульсации
давления) с замером дебита, давления и расхода нагнетаемого газа. Затем на 20-30
% увеличивают подачу газа и проводят замеры до уменьшения дебита по сравнению
с предыдущим замером. После каждого режима определяют забойные давления и
по ним - уравнения притока. На практике часто пользуются исследованиями для
построения регулировочных кривых - зависимостей дебита скважины и удельного
расхода нагнетаемого газа (не менее чем на шести режимах).

Осложняющие условия эксплуатации газлифтных скважин требуют проведения
необходимых оргтехмероприятий.

Для борьбы с пескопроявлением используют:

-	фильтры для закрепления призабойной зоны;

-	ограничение депрессии для предотвращения разрушения скелета
нефтесодержащих пород;
-	конструкции подъемных лифтов и режимы их работы, при которых
обеспечивается полный вынос песка.

Для борьбы с парафином, гидратами, солеотложением, образованием эмульсии,
несмотря на повышенную металлоемкость установки, иногда используют второй ряд
НКТ, что позволяет закачивать в кольцевое пространство между ними растворители
и химреагенты без остановки скважины.

Образование ледяных и гидратных пробок в скважинах и негерметичностях
лифта устраняют следующими методами:

-	устранением негерметичности лифта и уменьшением перепада давления на
клапане;

-	вводом ингибитора в нагнетаемый газ;

-	подогревом газа;

-	снижением давления при прекращении подачи газа на скважину.

Техника безопасности при эксплуатации газлифтных скважин

Устье газлифтной скважины оборудуют стандартной фонтанной арматурой на
рабочее давление, равное максимальному, ожидаемому на устье скважины.
Арматуру до установки на скважину опрессовывают в собранном виде на паспортное
пробное давление. После установки на устье скважины ее опрессовывают на
давление для опрессовки эксплуатационной колонны; при этом, независимо от
ожидаемого рабочего давления, арматуру монтируют с полным комплектом шпилек
и уплотнений. Ее выкидные и нагнетательные линии, расположенные на высоте,
должны иметь надежные опоры, предотвращающие падение труб при ремонте, а
также их вибрацию при работе скважин.

Обвязка скважины, аппаратуры и газопроводов под давлением в зимнее время
должна отогреваться только паром или горячей водой.

В газораспределительных будках следует не допускать скопления газа, который
при определенном соотношении с воздухом образует взрывоопасную смесь. Газ
обычно скапливается вследствие пропуска его через фланцевые соединения или
сальники вентилей Во избежание поступления газа из скважины по трубопроводу в
БГРА должен быть установлен обратный клапан.

Скопление взрывоопасной смеси особенно недопустимо в зимнее время, когда
окна и двери газораспределительных будок закрыты. В зимнее время также могут
образовываться гидратные пробки вследствие замерзания конденсата в батареях и
газопроводах. Это приводит к повышению давления в трубопроводах и возможному
их разрыву.

Попадание газа в воздух может быть причиной взрыва. Основная мера,
предотвращающая взрыв, - вентиляция помещения. Для устранения утечки газа на
линии следует постоянно следить за исправностью сальниковых набивок вентилей,
сосудов для конденсата (на газопроводных магистральных линиях в низких точках).

Обслуживание глубинно-насосных установок

Надежная работа глубинно-насосных установок возможна при правильном
подборе оборудования, соответствии технологического режима эксплуатации
скважины, качественном выполнением монтажных работ и точном уравновешивании,
а также при своевременных профилактических ремонтах и смазках

В начале эксплуатации станка-качалки необходим контроль за состоянием
сборки, крепления подшипников, затяжки кривошипных и верхних пальцев на
шатуне, а также за уравновешиванием ремней и отсутствием течи масла в редукторе
и т.п. Кроме того, следует проверять соответствие мощности и скорости вращения
вала электродвигателя установленному режиму работы станка. При подключении
электродвигателя необходимо, чтобы кривошипы вращались по стрелке указанной
на редукторе.

В процессе эксплуатации следует регулярно проверять и смазывать узлы станка-
качалки и редуктора в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

После пуска в эксплуатацию нового редуктора через 10-15 суток необходимо
вылить из него масло и промыть керосином или соляровым маслом для удаления
частиц металла. При повторном использовании слитого масла его необходимо
профильтровать. Наличие масла в редукторе проверяют через контрольные клапаны
или щупом: Уровень масла в редукторе должен быть между нижним и верхним
контрольными клапанами.

Для механизированной смены смазки в редукторах и подшипниковых узлах
станка - качалки следует применять агрегаты АРОК, АзИНМАШ-48 и M3-131CK.

Для повышения срока службы механизмов станка-качалки и улучшения
энергетических показателей установки особое внимание необходимо уделять
уравновешиванию. При работе неуравновешенного балансирного СК в течение
каждого двойного хода электродвигатель нагружается неравномерно. Колебания
нагрузок отрицательно влияют на прочность станка и приводят к преждевременному
выходу из строя электродвигателя.

В редукторных станках-качалках для уравновешивания используются
противовесы, установленные на кривошипе и балансире. Их поставляют со станком-
качалкой. Число противовесов, необходимых для уравновешивания, определяют по
графикам, прикладываемым к инструкции по монтажу и эксплуатации станка -
качалки. Для установки противовесов на требуемом расстоянии на кривошипе
имеются шкалы, нулевые отметкам которых находятся против центра вала.

При кривошипном уравновешивании устанавливают от одного до четырех грузов
на каждом кривошипе. Для определения числа грузов, а также нахождении
положения этих грузов необходимо пользоваться графиками при кривошипном и
комбинированном уравновешивании.

Правильность уравновешивания проверяется замером тока электродвигателя на
всех режимах откачки с помощью ампер-клещей.

В процессе эксплуатации станков-качалок возможны внеплановые ремонты,
вызванные отказами и авариями.

Ремонты станков-качалок подразделяются на два вида: текущий и капитальный.

Текущий ремонт должен обеспечивать работоспособность станков-качалок до их
капитального ремонта. При текущем ремонте проверяют состояние станка-качалки и
при необходимости заменяют канатные подвески, головки балансира, серьги,
шатуны, тормозной шкив и ленты, подшипники, втулки и пальцы, оси; крепежные и
стопорные детали, смазку, исправляют погнутости; ликвидируют трещины и отколы;
ремонтируют рамы, лестницы и ограждения; проверяют фиксаторы головки;
регулируют СК и при необходимости его красят. Ремонт завершается
уравновешиванием станка-качалки.

При текущем ремонте редуктора станка-качалки его частично разбирают;
проверяют состояние валов, вала-шестерни, шкива, крышек подшипников и при
необходимости заменяют изношенные подшипники; регулируют осевой зазор
подшипников качения; заменяют изношенные манжеты, уплотнительные кольца,
прокладки; исправляют шпоночные пазы валов и зачищают зубья шестерен;
заменяют изношенные крепления и стопорные детали; после сборки и смазки
регулируют легкость вращения редуктора.

Капитальный ремонт станков-качалок выполняется специализированными
ремонтно-монтажными бригадами по узловому методу. При этом узел, имеющий
негодные детали, заменяют новым или отремонтированным. Замененный узел
передают в ремонтную базу для восстановления. Посадочные и присоединительные
размеры станков-качалок существующих типов выполняются в пределах допусков, а
детали и иглы взаимозаменяемы.

Ремонтно-механические мастерские или базы для этой цели должны иметь
запасные узлы всех типоразмеров, находящихся в эксплуатации.

Период работы оборудования между любыми очередными плановыми работами,
называется межремонтным периодом (МРП). Для станков-качалок его
продолжительность по текущему ремонту равна 2750 часов.

Техника безопасности при штанговой эксплуатации скважин

Основные положения по технике безопасности при штанговой насосной
эксплуатации скважин - ограждение движущихся частей станков-качалок,
обслуживание электрооборудования и выполнении требований при ремонте.
Серьезные требования предъявляются к оборудованию устья скважины, принятому к
серийному производству, к числу которого относятся устьевые сальники типа СУС.

При монтаже и эксплуатации станков-качалок основными требованиями по
технике безопасности является следующие.

1.	СК необходимо монтировать под руководством опытного бригадира или
мастера при помощи монтажных приспособлений или крана.

2.	Все движущиеся части станка должны быть ограждены.

3.	При нижнем положении головки балансра расстояние между траверсой
подвески сальникового штока и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.

4.	Запрещается проворачивать шкив редуктора вручную и тормозить его
подкладыванием трубы, лома и других предметов.

5.	Запрещается снимать клиновой ремень при помощи рычагов, устанавливать
и снимать ремень необходимо путем передвижения электродвигателя.

6	При замене пальцев кривошипа шатун требуется надежно крепить к стойке
станка.

7.	Осмотр или замену отдельных частей станка следует выполнять при
остановке и затормаживании СК.

8.	Перед пуском станка-качалки необходимо убедиться в том, что тормоз
освобожден, ограждения установлены (закреплены) и нет посторонних людей в
опасной зоне.

9.	До начала ремонтных работ на установке привод должен быть отключен, а на
пусковом устройстве укреплен плакат: «Не включать - работают люди» На
скважинах с автоматическим и дистанционным управлением пускового устройства
должен быть укреплен щит с надписью: «Внимание! Пуск автоматический».

10.	Устье скважины рекомендуется оборудовать клапаном для предотвращения
разлива нефти через сальник при обрыве полированного штока.

Управление электродвигателем станка-качалки обычно проводится упрощенной
системой блокировки и защиты Разработан блок управления БУС-ЗМ, с помощью
которого можно осуществлять управление в ручном, автоматическом,
дистанционном и программном режимах работы. Он также проводит самозапуск
установки после случайного отключения электроэнергии. Блок управления позволяет
отключать установку при обрыве клиновых ремней и полированного штока, при
заклинивании плунжера насоса и редуктора, а также при заклинивании плунжера
насоса и редуктора, а также при резком изменении нагрузки электродвигателя.
Отключение установки регулируется по времени срабатывания аппаратуры и
отклонению контролируемых параметров.

При обслуживании электропривода персонал должен работать в
диэлектрических перчатках. Скважинная насосная установка перед пуском в
эксплуатацию должна быть заземлена. В качестве заземлителя
электрооборудования следует использовать кондуктор скважины. При этом
кондуктор связывают с рамой станка двумя заземляющими проводниками (сечение
каждого 50 мм2), приваренными в разных точках кондуктора и рамы, доступных для
осмотра Для заземления, кроме каната, используют стальной проводник различного
профиля: круглого, полосового, углового и др. Для защиты от поражения
электрическим током при обслуживании станка-качалки применяют изолирующие
подставки.

Эксплуатация скважин погружными электронасосами

В нее входят монтаж, обслуживание и ремонт установок погружных
центробежных электронасосов.

Перед монтажом УЭЦН необходимо подготовить скважину для ее эксплуатации
Для этого ее промывают, т.е. очищают забой от песчаной пробки и возможных
посторонних предметов. Затем в обсадную колонну от устья до глубины,
превышающей глубину спуска агрегата на 100-150 м, спускают и поднимают
специальный шаблон, диаметр которого несколько больше максимального диаметра
погружного агрегата. При этом тщательно центрируют вышку или мачту
относительно устья скважины

Перед монтажом установки подводят линию электропередач напряжением 380 В
от силового трансформатора до скважины.

На базе предприятия предварительно осматривают и проверяют все
оборудование УЭЦН в соответствии с инструкцией по эксплуатации. В насосе -
свободное вращение вала от руки при помощи шлицевого ключа: при крутящем
моменте не более 6 Нм вал должен вращаться без заеданий. В электродвигателе -
сопротивление изоляции обмотки статора при температуре 20+5°С мегомметром на
500 или 1000 В: сопротивление должно превышать 100 Мом. Проверяют пробивное
напряжение трансформаторного масла, которым заполняется двигатель: оно должно
быть >20 кВ, а также герметичность двигателя и вращение вала. Вал должен
вращаться свободно без заеданий при приложении крутящего момента <0,1 Нм.

В кабеле сопротивление изоляции между жилами и каждой из жил и броней при
температуре 20 °C должно превышать 100 Мом/км. Герметичность кабельной муфты
проверяют опрессовкой трансформаторным маслом при температуре 90 - 100 °C и
давлении 1.0 МПа в течение 30 мин. Утечка масла не допускается.

По окончании подготовительных работ все секции насоса, гидроэащиту,
двигатель и муфту кабельного ввода закрывают защитными крышками с
уплотнительными кольцами.

Станцию управления испытывают на холостом ходу с проверкой электрического
соединения аппаратов и их работоспособности.

Сопротивление изоляции обмоток трансформатора и автотрансформатора, а
также изоляции между обмотками трансформатора должно быть не менее 10 Мом.

Для спускоподъемных работ применяется механизированный кабельный
барабан, который устанавливается не ближе 15-17 м от устья скважины в поле
зрения машиниста. Ось барабана должна быть перпендикулярна к линии,
соединяющей центры барабана и устья скважины Кабель, идущий в скважину,
должен спускаться с верхней части барабана.

Погружное оборудование монтируют на устье скважины непосредственно перед
его спуском. Сборка агрегата проводится при соблюдении максимальной чистоты
При атмосферных осадках проводить монтаж агрегата запрещается. Порядок
монтажа определяется инструкцией завода-изготовителя.

Кабель крепят к трубам стальными поясами на расстоянии 200-250 мм от
верхнего и нижнего торцов муфты. После спуска двух-трех труб устанавливают
обратный клапан.

При свинчивании НКТ необходимо следить, чтобы подвешенная к скважине
колонна не проворачивалась. Кабель, закрученный вокруг труб, увеличит общий
диаметральный размер погружной части установки и при спуске может получить
механическое повреждение.

Скорость спуска (подъема) агрегата не должна превышать 0,25 м/с. А в процессе
его спуска необходимо периодически (через каждые 300 м) замерять сопротивление
изоляции и следить за его изменением. При резком снижении сопротивления
изоляции всей установки после спуска агрегата необходимо прекратить.
Минимальное допустимое сопротивление изоляции всей установки после спуска
агрегата в скважину 100 Мом.

Монтаж заканчивают установкой оборудования устья скважины, которое
обеспечивает подключение трубопровода для отбора газа из затрубного
пространства; установкой на выходном трубопроводе манометра, задвижки и крана
для отбора проб жидкости; уплотнением кабеля в проходном отверстии устьевой
головки (при газовых проявлениях); замером динамического уровня.

В процессе эксплуатации погружные электронасосы требуют постоянного ухода
за ними. Устройство станции управления позволяет контролировать его работу на
заданном режиме.

Наблюдение за работой погружного агрегата состоит в следующем:

1.	Замер подачи насоса не реже 1 раза в неделю.

2.	Замер напряжения и силы тока электродвигателя при спуске установки, а также
еженедельно.

3.	Подбор ответвлений трансформатора (автотрансформатора) для установки
минимального тока, потребляемого двигателем.

4.	Подъем агрегата при снижении сопротивления изоляции до 0,05 Мом и ниже.

5.	Подъем агрегата при отключении устройства контроля за изоляцией (УКИ)
после предварительного замера мегомметром сопротивления изоляции
системы кабель - двигатель.

6.	Повторный спуск при отключении установки только после измерения
сопротивления изоляции системы кабель - двигатель.

7.	Периодическая очистка аппаратуры станции управления от пыли и грязи,
подтягивание ослабевших и зачистка подгоревших контактов, проверка затяжки
болтов на вводе, выводе и перемычках трансформатора или
автотрансформатора (обесточенных).

8.	Устранение всех других неисправностей аппаратуры согласно инструкции по
эксплуатации.

В процессе эксплуатации при включении установки в работу после двух пусков
необходима проверка сопротивления изоляции системы кабель-двигатель.

При невозможности ликвидировать неполадки установки в процессе
эксплуатации необходимо поднять погружной агрегат в соответствии с инструкцией
по ее демонтажу.

При подъеме труб кабель освобождают от поясов, не допуская их падения в
скважину, с одновременным наматыванием его на барабан. При этом кабель должен
наматываться равномерно и не касаться земли. Запрещается сматывать кабель на
землю. Не допускаются резкие перегибы кабеля и удары по броне. Кабель из
скважины должен поступать на верхнюю часть барабана.

После подъема агрегата снимают защитные кожухи плоского кабеля. Под
головкой нижней секции насоса устанавливают хомут, агрегат спускают до посадки
хомута на фланец обсадной колонны. При этом верхняя секция насоса
отсоединяется от нижней.

Агрегат разбирают и одновременно проверяют герметичность двигателя и
гидрозащиты, а также работоспособность сальника насоса.

Конструкция погружного агрегата позволяет проводить его ремонт по узлам, т.е.
отдельно электродвигатель, насос и гидрозащиту.

Ремонтные мастерские с учетом технологии ремонта погружного электронасоса
должны иметь следующие цеха: по ремонту насоса с участками разборки, мойки,
дефектовки деталей, сборки и испытания; по ремонту гидрозащиты с участками
разборки, мойки, сборки, заправки маслом и испытания; по ремонту
электродвигателей с участками разборки, сборки, обмотки, сушки и испытания
электродвигателей; по ремонту кабеля; литейный с участками чугунного литья,
термической обработки; изготовления пластмассовых деталей (при ремонте насосов
ЭЦНИ); механический и склад.

Технология ремонта должна предусматривать полное восстановление
первоначального значения параметров погружного агрегата.

Технология ремонта должна предусматривать следующие работы.

По насосу очистку наружной поверхности от грязи, нефти, парафина и т.д.;
разборку насоса на специальном стеллаже с применением механического ключа для
развинчивания корпуса и лебедки с целью извлечения пакета и отдельных узлов;
мойку разобранных деталей; дефектовку разобранных деталей и подшипников;
замену комплекта деталей, подшипников; замену комплекта деталей, подшипников и
узлов насоса вместо забракованных; сборку, смазку и регулировку насоса;
испытание насоса в соответствии с техническими условиями (ТУ); проверку
крепления насоса и его герметичность; установку упаковочных крышек.

По электродвигателю: очистку наружной поверхности электродвигателя от
грязи, нефти, парафина и т.д., разборку электродвигателя на специальном
стеллаже; мойку и дефектовку деталей; разборку ротора и отдельных узлов
электродвигателя; ремонт ротора; разборку статора; ремонт статора; пропиточно-
сушительный процесс, сборку электродвигателя; испытание электродвигателя.

По гидрозащите очистку наружной поверхности протектора и конденсатора от
грязи, нефти, парафина и т.д.; разборку протектора и компенсатора на стенде; мойку
и дефектовку деталей; сборку и испытание протектора и компенсатора.

Капитальный ремонт установок должен производиться в соответствии с
техническими условиями

Ремонт насоса, двигателя и гидрозащиты должен завершаться испытанием их в
сборке на стенде.

Техника безопасности при монтаже и эксплуатации скважин, оборудованных
погружными насосами.

Все работы по монтажу, демонтажу и эксплуатации установок погружных
центробежных и винтовых насосов необходимо выполнять в соответствии с
Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности, Правилами
техники безопасности при эксплуатации электроустановок и требованиями
инструкций

Специальные требования по безопасному ведению работ предусматривают
выполнение следующих правил.

1.	Проверку надежности крепления аппаратов, контактов наземного
электрооборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к
токоведущим частям, осуществлять только при выключенной установке,
выключенном рубильнике и со снятыми предохранителями.

2.	Корпуса трансформатора (автотрансформатора) и станции управления, а
также броня кабеля должны быть заземлены.

3.	Обсадная колонна скважины должна быть соединена с заземляющим
контуром или нулевым проводом сети 380 В.

4.	Установка включается нажатием на кнопки «Пуск» и «Стоп» или поворотом
пакетного переключателя, расположенных на наружной стороне двери станции
управления, персоналом, имеющим квалификации группы I и прошедшим
специальный инструктаж.

5.	Работы по монтажу, проверке, регулировке, снятию на ремонт и установке
измерительных приборов и релейных аппаратов на станциях управления, а также
переключение ответвлений в трансформаторах (автотрансформаторах) необходимо
проводить только при выключенной установке, выключенном блоке рубильник -
предохранитель, со снятыми предохранителями, двумя лицами с квалификацией
одного из них не ниже группы III.

6.	Кабель со станций управления до устья скважины прокладывается на
специальных опорах на расстоянии не менее 400 мм от поверхности земли.

7.	Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при
пробных пусках.

8.	Сопротивление изоляции установки измеряется мегомметром напряжением
до 1000 В.

9.	Менять блок рубильник - предохранитель и ремонтировать его
непосредственно на станции управления только при отключенном напряжении сети
380 В от станции управления (отключение осуществляется персоналом с
квалификацией не ниже группы III на трансформаторной 6/0,4 кВ).

10.	При соединении узлов погружного агрегата запрещается держать руками
шлицевую муфту.

Нефтепромысловая техника для обслуживания и ремонта оборудования

НЕФТЕОБЪЕКТОВ.

Установка передвижная АНР-1М предназначена для ремонта и
профилактического обслуживания устьевого и наземного нефтегазопромыслового
оборудования в условиях умеренного и холодного климатических районов.

Монтажной базой установки является шасси автомобиля КрАЗ-2556 или КрАЗ-
260 повышенной проходимости. Установка представляет собой самоходную полевую
мастерскую (СПМ), укомплектованную грузоподъемным краном и отапливаемым
кузовом с естественной и принудительной вентиляцией (для перевозки ремонтной
бригады из 7 - 8 чел.).

Агрегаты АРОК предназначены для ремонта и обслуживания станков-качалок
в нефтяной промышленности в условиях умеренного макроклиматического района.

Агрегат 2АРОК предназначен для технического обслуживания текущего и
среднего ремонта станков-качалок на нефтяных промыслах.

Для монтажа оборудования агрегата 2АРОК (рис. 7.55) используется шасси
автомобиля Урал-4320.

Устройство и работа автомобиля Урал-4320, гидрокрана 4030П, генератора ЕСС
5-62-4-4М101, нагнетателя смазочного 03-1153А, трансформатора ТД-306У2,
электровентилятора типа ЛН-1,25/220-1,6, машины сверлильной ручной ИЭ 1022В,
гайковерта электрического ИЗ 3112, окрасочного агрегата СО-74, шестеренного
насоса 1112-25-1,4/166 приведены в инструкциях по эксплуатации и паспортах
перечисленных изделий.

Обладая автономностью, агрегат оснащен необходимым оборудованием для
проведения комплекса ремонтных и профилактических работ на станках-качалках. С
помощью агрегата производится механизированная смазка жидкими и
консистентными смазками всех узлов станков-качалок, механизированная промывка
редукторов и смена масла в них. Эти операции осуществляются системой
масловыдачи.

С помощью агрегата можно производить замену узлов и отдельных деталей,
погрузку их на грузовую платформу и транспортировку на базы ремонта
нефтепромыслового оборудования.
Кроме того, можно производить электросварочные, газосварочные, слесарно-
ремонтные и монтажно-демонтажные работы и покраску на высоте до 7 м от
поверхности земли.

Управление гидрокраном, люлечным подъемником и съемником шкивов
производится с пульта управления, установленного в задней части кузова агрегата,
посредством рукояток гидрораспределителей

Для работы в ночное время у пульта управления гидрокраном и
гидроподъемником установлена поворотная фара. Агрегат оборудован сигнальными
фонарями, установленными на задней части кузова.

На шасси автомобиля Урал-4320 установлен специальный кузов с утепленной
кабиной и грузовой платформой.

Специальный кузов предназначен для размещения технологического
оборудования, проведения слесарных работ, размещения и перевозки инструмента,
приспособлений, запасных частей

Кузов закреплен к раме шасси автомобиля при помощи восьми стремянок и
четырех кронштейнов.

Цельнометаллическая кабина кузова предназначена для размещения
технологического оборудования и проведения слесарных работ при
профилактических мероприятиях и мелких ремонтных работах.

В качестве теплоизолятора кабины использован пенопласт, а внутренняя ее
обшивка выполнена из прессованного картона с эмалевым покрытием. Пол кабины -
из дощатого настила, покрытого релином.

В панелях кабины и дверях встроены четыре окна, которые обеспечивают ее
вентиляцию и освещение. В темное время — освещение электрическое от двух
плафонов, установленных на потолке.

По левому борту кабины размещены верстак с откидным столом и тисками, а
также тумба с электрощитом управления и инструментальными ящиками. Под
верстаком, на его раме, закреплен сварочный трансформатор. В панели борта
встроены два люка с закрывающимися дверками, из которых один для выхода
шлангов механизированной смазки жидким маслом, второй с панелью для
подсоединения к промысловой электросети, внешнего заземления и подключения
Электрой нстру мента.

В передней части кабины размещены оборудование для механизированной
смазки жидким маслом, шкафы для одежды и хозяйственных нужд, полка.

С правой стороны по направлению движения кабина имеет дверь и выдвижной
трап, обеспечивающие вход и выход, а на панели борта установлен щиток с
тумблером включения освещения кабины, кнопка звукового сигнала и розетка
подключения переносной лампы.

Отопление кабины в холодное время осуществляется на стоянке от
электротепловентилятора.

Кабина оборудована мягкими сиденьями на три человека.

Сиденья размещены в задней части кабины, а его рама закреплена болтовыми
соединениями к основанию кузова и задней панели каркаса кабины. Подушки
сиденья шарнирно закреплены к раме Над сиденьем на стенке закреплена вешалка
для верхней одежды.

Грузовая платформа предназначена для размещения технологического
оборудования и перевозки узлов и деталей станков-качалок.

По левому борту платформы размещен ящик, имеющий три изолированные
секции с верхними откидывающимися крышками, в которых укладываются: в
передней - рукава для пропана и кислорода, в средней — сварочный кабель, в
задней установлен пневматический солидолонагнетатель с раздаточным пистолетом
и шлангом.
Рис. 7.55. Агрегат 2АРОК:

1 - шасси автомобиля Урал-4320; 2 - кабина; 3 - грузовая платформа;
4 - система масловыдачи;5 - генератор; 6 - гидравлический кран;

7 - пропановый баллон; 8 - пульт управления^ -люлечный подъемник

По правому борту платформы размещены два ящика для укладки инструмента и
приспособлений, имеющие открывающиеся крышки снаружи борта, и ящик с верхней
откидывающейся крышкой для укладки гидравлического съемника.

В задней части размещены гидрокран, гидравлический люлечный подъемник, их
пульт управления, а между лонжеронами кузова имеется инструментальный ящик.

На основании кузова под настилом грузовой платформы установлены
электрогенератор и бак гидравлической системы. Для их технического обслуживания
предусмотрены люки, закрывающиеся крышками.

На грузовой платформе размещены гидрокран, гидравлический люлечный
подъемник, их пульт управления, запасное колесо, кислородный и пропановый
баллоны в контейнерах, генератор, маслобак гидросистемы, солидолонагнетатель,
инструмент и приспособления

Гидравлический кран предназначен для погрузочно-разгрузочных работ и для
монтажа и демонтажа узлов ремонтируемых станков-качалок.

В транспортном положении стрела гидрокрана крепится к опорной стойке
винтовым зажимом.

Гидравлический подъемник люлечного типа предназначен для подъема
слесарей-ремонтников при монтажно-демонтажных работах и при проведении
смазочных операций, проводимых на высоте до 7 метров.

Подъемник изготовлен на базе крана 4030П.

Раскладная люлька соединена с кронштейном, который закреплен на конце
стрелы. Системой кронштейнов и регулируемых по длине тяг обеспечивается
горизонтальность люльки во время подъема в любом ее положении. Для подачи
звукового сигнала на люльке установлена электрокнопка.

Для подъема рабочего в люльку предусмотрена откидная лестница. Ограждение
люльки — раскладное, имеет два фиксированных положения — рабочее и
транспортное.	»

На цилиндрах гидроподъемника установлены гидрозамки, исключающие падение
люльки в случае обрыва гидропроводов.

Гидравлический кран и люлечный подъемник установлены на общей раме в
задней части кузова агрегата и при необходимости могут работать совместно в
общей зоне обслуживания. Рама с помощью стремянок и болтовых соединений
крепится к основанию кузова и шасси автомобиля.

В транспортном положении стрела люлечного подъемника крепится к опорной
стойке винтовым зажимом, а люлька располагается над кабиной кузова

Пульт управления подъемными механизмами размещен у заднего борта
грузовой платформы между их колоннами. На пульт управления выведены рычаги
гидрораспределителей, ручка дублирующего управления акселератором, кнопки
сигнализации и включатель фары, манометр.

Конструктивно пульт выполнен в виде П-образного каркаса и имеет наружную
обшивку из стальных листов. В каркасе пульта размещены гидрораспределители,
подводящие и отводящие гидропровода. Пульт управления крепится к основанию
кузова и раме гидрокранов с помощью болтовых соединений.

В качестве источника электроэнергии на агрегате используется генератор
трехфазного переменного тока марки ЕСС 5-62-4-И101. Генератор через пульт
управления питает энергией сварочный трансформатор, электродвигатели насосов
маслосистемы, переносные электроприемники малой мощности (гайковерт, машина
сверлильная и др ).

Для подачи масла в цилиндры гидрокрана, гидроподъемника, выносных опор и
съемника шкивов на агрегат установлен шестеренный насос марки НШ-32 УЛ.

Привод генератора и насоса осуществляется от двигателя автомобиля. Схема
привода следующая: вал коробки дополнительного отбора мощности автомобиля
соединен с валом редуктора с помощью карданного вала. На корпусе редуктора
установлены две коробки отбора мощности Вал одной коробки отбора мощности
соединен с валом генератора вторым коротким карданным валом. На второй коробке
отбора мощности установлен масляный насос НШ-32 УЛ. Включение коробок отбора
мощности производится рычагами из кабины кузова.

Конструкцией агрегата предусмотрена работа установки как от внутреннего
источника тока — генератора, так и от внешней сети.

Оборудование для механизированной смазки предназначено для пополнения и
замены масла в редукторах, подачи консистентных смазок к трущимся поверхностям
деталей станков-качалок и для промывки редукторов в процессе замены масла.

Оборудование для механизированной смазки жидким маслом состоит из баков
промывочной жидкости, чистого и отработанного масел, установленных на
специальной раме, в которой размещены два электронасосных агрегата, системой
трубопроводов и запорной арматуры связанных с баками и выносными шлангами.
Вся запорная арматура, а также манометры, установленные на выходных линиях
электронасосных агрегатов, размещены на передней панели рамы, имеющей
информационную таблицу с указанием порядка включения оборудования.
Переключатели для управления электронасосными агрегатами, нагревателями
масел размещены на щите управления.

Маслобак для чистого масла 3 представляет собой емкость прямоугольной
формы, выполненную из листовой стали. Маслобак имеет следующее
оборудование: электронагреватель, указатель уровня, заливную горловину,
выходной штуцер, патрубок для подсоединения к насосу.

Электронагреватель предназначен для нагревания смазочного масла в баке. Он
вставляется в маслобак и закрепляется на фланце, обеспечивая герметичность
сосуда.

Указатели уровня крепятся на передней стенке маслобака.

Заливная горловина предназначена для заполнения емкости свежим маслом с
помощью средств пунктов ГСМ.

Выходной штуцер служит для подсоединения трубопровода со шлангами в
период раздачи масел и заправки маслобака свежими маслами.

Агрегат маслозаправочный АМЗ-6,6-4310 (M3-431ОСК) предназначен для
транспортирования жидких масел и проведения операций по опорожнению и
заправке редукторов станков-качалок.

Маслозаправщик АМЗ-6,6-4310 (M3-4310CK) (рис.7.56) представляет собой
специальную подвижную установку, смонтированную на шасси автомобиля КамАЗ-
4310.

Условное обозначение - АМЗ-6,6-4310, где:

АМЗ - агрегат маслозаправочный;

6,6 - вместимость заправочных емкостей, м3;

4310 - базовое шасси автомобиля КамАЗ-4310.

Маслозаправщик эксплуатируется по всем категориям дорог и обслуживается
рабочим звеном в составе:

-	водителя автомобиля, он же механик-оператор механизмов
маслозаправщика;

-	рабочего, производящего операции по смене масла в редукторе станка-
качалки и операции по добавке смазки в узлы трения.

Маслозаправщик должен производить плановые работы в соответствии с
графиком обслуживания действующего фонда станков-качалок.

Маслозаправщик представляет собой совокупность технологического
оборудования, смонтированного на шасси автомобиля КамАЗ-4310, и состоит из
следующих основных систем, механизмов и узлов:

-	шасси автомобиля;

-	цистерны для чистого, отработанного масла и промывочной жидкости;

системы выдачи масла и промывочной жидкости;

системы сбора отработанного масла;

-	системы для подогрева чистого масла;

-	системы для выдачи и подогрева солидола;

кабины управления спецоборудованием;

-	электрооборудования и контрольно-измерительных приборов;

-	комплекта инструментов и принадлежностей.

-	Оборудование маслозаправщика позволяет выполнять следующие
операции:

-	заправлять свои емкости маслом, дизельным топливом из посторонних
емкостей;

-	транспортировать масло, дизельное топливо к объектам заправки;

-	заправлять редукторы станков-качалок маслом;

добавлять в зимнее время в редукторы дизельное топливо;

-	забирать отработанное масло из редукторов в свою емкость;
-	промывать картеры редукторов дизельным топливом;

перекачивать масло, дизельное топливо из одной емкости в другую, минуя
свои емкости;

-	нагревать масло в цистерне выхлопными газами двигателя автомобиля;

-	перемешивать масло в цистерне для его равномерного нагрева:

сохранять длительное время температуру нагретого масла при минусовых
температурах окружающей среды;

-	сливать чистое масло, дизельное топливо из цистерны с помощью своего
насоса

Рис.7.56. Маслозаправщик M3-4310CK:

1 - шасси автомобиля; 2 - цистерна; 3 - поворотный трубопровод; 4 - кабина
управления спецоборудованием

Агрегат УНРКТ-2М для механизированной погрузки и перевозки оборудования
установок ЭЦН путем скатывания предназначен для:

намотки и укладки кабеля на барабан;

-	размотки кабеля с барабана при спускоподъемных операциях на
эксплуатационной скважине, оборудованной электропогружным насосом.

Установка предназначена для работ в условиях умеренного климата,
исполнения У.

Агрегаты АПШ, 2-АПШ, АГГШ-50, АГШ1-65, - для перевозки штанг.

Агрегат АПШ предназначен для перевозки глубинно-насосных штанг с
механизированной погрузкой-разгрузкой и укладкой их в штабеля. Допускается
использование агрегата для перевозки насосно-компрессорных труб и глубинных
насосов.

Навесное оборудование

Штанговоз (рис.7.57) состоит из седельного тягача 1 - ЗИЛ-131 В, специального
полуприцепа 4 и гидравлического крана 5 - 4030П, установленного на полуприцепе.

Тягач ЗИЛ-131В трехосный, высокой проходимости с колесной формулой 6x6. На
тягаче установлено следующее дополнительное оборудование:

коробка отбора мощности с насосом гидросистемы крана и рычагом
включения ее из кабины;

дублирующее управление акселератором;

-	подножка и ручка для подъема к пульту управления краном;
-	поворотная фара на крыше кабины.

Полуприцеп безбортовой на базе полуприцепа ОдАЗ-9357 состоит из основных
узлов платформы, оси, колес, опорного устройства, стояночного тормоза, пневмо- и
электрооборудования. Ось колеса, подвеска, стояночный тормоз, пневмо- и
электрооборудование заимствовано с серийно выпускаемого Одесским
автосборочным заводом полуприцепа ОдАЗ-9357.

Платформа полуприцепа сварная, состоит из рамы, предохранительного щита,
пола, стоек.

В задней части к лонжеронам рамы приварен подрамник с кронштейнами рессор.
Для крепления стоек к раме используются хомуты.

Стойки круглого сечения разделяют плоскость платформы на три продольные
зоны. Боковые зоны являются грузовыми, а в средней зоне установлен
гидравлический кран.

Поперек платформы равномерно установлены пять "мягких" брусьев-подкладок,
которые в значительной степени облегчают строповку груза и предохраняют его от
повреждения.

Рис. 7.57 Агрегат для перевозки штанг АПШ:

1 - тягач; 2 - пульт управления; 3 - съемная стойка; 4 - полуприцеп;

5 - гидравлический кран; 6 - ручная лебедка

Предохранительный щит приварен к передней поперечине рамы платформы и
дополнительно подкрепляется косынками.

Опорное устройство служит передней опорой полуприцепа, когда он отсоединен
от тягача.

Опоры представляют собой два винтовых домкрата, закрепленных на раме
полуприцепа.

Тормозная система полуприцепа работает от пневмосистемы тягача. Кроме того,
полуприцеп имеет стояночный тормоз, который служит для затормаживания его при
сцепке-расцепке с тягачом и при стоянке.

Валик привода стояночного тормоза расположен с левой стороны. Приведение в
действие стояночного тормоза осуществляется рукояткой, которая в транспортном
положении крепится на лонжероне.

Колеса полуприцепа оборудованы щитками, выполненными из гофрированного
листа.

Задние щитки имеют резиновые брызговики.

Электрооборудование полуприцепа выполнено по однопроводной системе
распределения электроэнергии постоянного тока напряжением 12 В.

На штанговозе установлен гидрокран модели 4030П Львовского завода
автопогрузчиков, который имеет гидравлические выносные опоры.

Гидравлический кран установлен в средней части полуприцепа. Рама крана с
помощью косынок крепится к раме полуприцепа.

Маслобак устанавливается в инструментальном ящике тягача. В транспортном
положении стрела крана устанавливается вдоль продольной оси с наклоном в
сторону колес полуприцепа и фиксируется хомутом. От транспортного положения
стрела может поворачиваться в сторону левого и правого бортов на 100°.
Гидропроводы маслосистемы крана на участке от предохранительного щита до
колонны крана выполнены повышенным сечением и проложены под полом между
лонжеронами полуприцепа Каждый гидропровод имеет монтажный разъем и
крепится с помощью хомута к поперечине рамы.

Гидроприводы у пульта управления закрыты предохранительным щитом.

Маслонасос, установленный на тягаче, связан с гидросистемой полуприцепа
двумя резинотканевыми рукавами, образующими всасывающую и нагнетательную
линию.

На всасывающей линии в разъеме установлено запорное устройство.

Место крановщика у пульта управления находится вне зоны действия стрелы
крана. С пульта управления хорошо обеспечивается визуальная связь со
стропальщиком, просматривается платформа полуприцепа и площадка около
полуприцепа.

Для подъема на платформу к левому борту крепится лестница, которая в
транспортном положении складывается и фиксируется.

Для исключения перемещений при транспортировке груз увязывается канатом,
который затягивается ручной рычажной лебедкой, установленной вдоль правого
борта полуприцепа.
ЛИТЕРАТУРА

1.	Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03

2.	Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых
фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой
промышленности. РД 08-254-98

3.	Правила безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых
месторождений на континентальном шельфе. ПБ 08-623-03

4.	Правила ведения ремонтных работ в скважинах. РД 153-39-023-97

5.	Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их
устьев и стволов. РД 08-492-02

6.	Справочник по добыче нефти /В.В. Андреев, К.Р. Уразаков, В.У. Далимов и др.;
под редакцией К.Р. Уразакова. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000

7.	Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. «Технология бурения нефтяных
и газовых скважин»,- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002 г.

8.	Сулейманов А. Б., Карапетов К. А., Яшин А. С. «Техника и технология
капитального ремонта скважин»: Учебное пособие для учащихся
профтехобразования и рабочих на производстве. - М:, Недра, 1987

9.	Молчанов А.Г. «Подземный ремонт скважин» Учебное пособие для
учащихся профтехобразования и рабочих на производстве. - М:, Недра,
1986

10.	Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А. «Техника и технология бурения
нефтяных и газовых скважин»,- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003 г.

11.	Буровое оборудование: Справочник: В 2-х т. - М:, Недра, 2000

12,	Крец В.Г., Шмурыгин В.А, и др. Оборудование и инструменты для ремонта
нефтяных скважин,- Томск: Изд. ТПУ, 1996

13.	Крец В Г., Кольцов В.А., Лукьянов В Т, Саруев Л.А. и др. Нефтепромысловое
оборудование. Комплект Каталогов,- Томск: Изд. ТПУ, 1997
Подписано в печать 09.10.08. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16.
Гарнитура «Arial». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 12,5.

Тираж 1000. Заказ 226.

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета
Адрес типо! рафии:

450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1