Рис. 8.12. Насосный агрегат 4АН-700
Рис. 8.13. Пескосмесительный агрегат 4ПА |
|
|
|
ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЕСКОНАСОСА 4ПС-9 |
|
||
Подача, м3/ч…………………………………………….. 60 |
130 |
200 |
|
Напор, м………………………………………………… |
30 |
28 |
22 |
Относительная удельная плотность пульпы…………. |
2 |
1,5 |
1,2 |
В настоящее время применяются пескосмесительные агрегаты 4ПА (рис. 8.13). Агрегат 4ПА смонтирован на шасси автомобиля КрАЗ-257 и состоит из пульта
управления 1, аккумулятора 2, смесительного горшка 3, регулятора выдачи сыпучего материала 4, рабочего шнека 5, бункера 6, загрузочного шнека 7, пневмовибратора 8, масляного и пескового насосов, монтажной рамы 9.
Привод отдельных агрегатов песконосителя осуществляется ходовым двигателем. Манифольд предназначен для соединения в одну систему всех агрегатов
комплекса, управления процессом гидроразрыва, контроля и защиты.
Блок манифольда состоит из двух групп коммуникаций – низкого и высокого давлений и оснащен обратными клапанами, исключающими обратный переток жидкости в линию низкого давления при аварийной остановке одного из насосов.
Для контроля плотности, расхода, давления на центральной трубе размещены соответствующие датчики. Оба манифольда имеют предохранительные клапаны. Блок
139
оснащен комплектом запасных НКТ общей длиной 80–100 м, обычно диаметром 48 мм
сбыстромонтируемыми стыками и подъемным краном.
Внастоящее время применяется блок манифольда, который включает в себя напорный и приемный коллекторы, подъемную стрелу и комплект труб с шарнирными соединениями.
Напорный коллектор представляет собой кованую коробку с шестью отводами для соединения с насосными и цементировочными агрегатами, центральной трубы с датчиками контрольно-измерительных приборов: манометра, расходомера, измерителя плотности, двух отводов для соединения с арматурой на устье скважины, кранов и предохранительных клапанов.
Помимо этого на коробке установлены шесть обратных клапанов, автоматически отсоединяющих подключенные насосные агрегаты при прекращении ими подачи жидкости.
Блок манифольда позволяет проводить весь комплекс работ при давлении до 70 МПа, напорный коллектор соединяется двумя трубопроводами с арматурой устья. Раздаточный коллектор служит для распределения рабочих жидкостей – продавочного раствора, воды, песчано-жидкостной смеси и т.п. к цементировочным и насосным агрегатам.
Максимальное давление в раздающем коллекторе – 2,5 МПа.
Оборудование устья предназначено для соединения напорной линии, идущей от манифольда к скважине, с устьем скважины и колонной НКТ, а также соединения НКТ
сразными трубопроводами. Для этого применяются специализированные устьевые арматуры высокого давления.
Арматура состоит из крестовины с патрубком, устьевой головки с сальником и пробковых кранов. Крестовина имеет три горизонтальных отвода, к двум из которых через пробковые краны присоединяются напорные линии от манифольда. На крестовике устанавливается манометр с масляными разделителями. Устьевая головка имеет четыре отвода, три из которых соединены с пробковыми кранами, а на четвертом установлены манометр и предохранительный клапан. Нижняя часть головки с помощью резьбы соединяется с эксплуатационной колонной. Максимальное рабочее давление, на которое рассчитана арматура, – 70 МПа.
Рис. 8.14. Схема расположения оборудования при проведении гидроразрыва пласта: 1 – насосный агрегат 4АН-700; 2 – пескосмесительный агрегат; 3 – автоцистерна; 4 – песковоз; 5 – блок манифольда; 6 – арматура устья; 7 – станция контроля
и управления процессом
140
При гидроразрыве пласта весь комплекс оборудования для его осуществления располагается в соответствии со схемой рис. 8.14.
Внутрискважинное оборудование предназначено для направления потока жидкости в пласт при обеспечении сохранности ствола скважины. Для этого скважина оснащается комплектом НКТ с пакером над фильтровой зоной ствола, предохраняющим ствол от воздействия высокого давления жидкости. Для исключения возможности смещения пакера при больших осевых усилиях и разгрузке колонны труб устанавливается якорь.
Якорь состоит из корпуса, головки, плашки, шпонки, патрубка, трубки, хвостовика, винта, гайки, предохранительной заглушки. В верхнюю часть корпуса ввинчена головка, заканчивающаяся муфтой, для присоединения его к насоснокомпрессорным трубам. К нижней части корпуса привинчен хвостовик с левой резьбой бурильных труб для соединения якоря с пакером. Внутри якоря расположен патрубок, предохраняющий резиновую трубку от выпучивания внутрь. В корпусе якоря расположены восемь плашек. Их выпадение предотвращается шпонками, которые крепятся к корпусу винтами.
При перепаде давления внутри и вне якоря резиновая трубка выдвигает плашки до упора во внутренние стенки обсадной колонны. Врезаясь острыми концами зубьев плашек в колонну, якорь воспринимает усилие, действующее от пакера. При снижении давления резиновая трубка принимает первоначальную форму, и плашки свободно входят в корпус якоря [1, 5].
8.7. Оборудование для кислотной обработки скважин
Обработка нефтесодержащего коллектора, в составе которого имеются карбонатные породы, кислотой улучшает проницаемость пласта в зоне скважины, а соответственно, обусловливает и интенсификацию притока жидкости к скважине либо увеличивает ее приемистость, если скважина нагнетательная.
Для обработки пласта кислотой применяется комплекс оборудования, в состав которого входят арматура для устья скважины, насосный агрегат для нагнетания кислоты в скважину, автоцистерна для перевозки кислоты и химреагентов, манифольд для соединения автоцистерны с приемом насосного агрегата и с устьевой арматурой. Кроме того, в районах с большими объемами работ по кислотным обработкам имеются базы с запасом кислоты.
При солянокислотной обработке концентрация кислоты в растворе составляет 8– 20 % в зависимости от пород нефтесодержащего коллектора. Если концентрация раствора соляной кислоты выше рекомендуемой, трубы устьевого и скважинного оборудования разрушаются, а если ниже – снижается эффективность обработки призабойной зоны.
Для предохранения труб, емкостей, насосов, трубопроводов, устьевого и скважинного оборудования от коррозионного воздействия кислоты в раствор добавляют специальные ингибиторы. В качестве ингибитора применяется формалин (40%-ный раствор формальдегида в воде). Несмотря на применение защитных мер, в процессе обработки скважины в соляной кислоте образуется значительное количество примесей в виде окислов железа, которые выпадают из раствора их и закупоривают поры пласта. Для предотвращения выпадения применяются стабилизаторы, в качестве которых используется уксусная кислота, добавляемая в раствор в количестве 0,8–1,6 % объема разведенной соляной кислоты.
Раствор соляной кислоты приготовляют следующим образом. После определения его объема в емкость заливается вода. К ней добавляются ингибитор, затем стабилизатор и замедлитель реакции – препарат ДС в количестве 1–1,5 % от объема закачиваемого в скважину раствора кислоты. После тщательного перемешивания
141
раствора в последнюю очередь добавляют рассчитанный объем концентрированной соляной кислоты при постоянном перемешивании.
На промыслах применяются кислотные обработки нескольких видов: закачка кислоты в пласт под давлением, кислотные ванны, при которых кислота закачивается в скважину только в объеме забоя без задавки ее в пласт для очистки внутренней поверхности забоя от загрязняющих отложений (цемент, глинистый раствор, смолы, парафин, продукты коррозии), а также закачка горячего кислотного раствора, который нагревается за счет экзотермической реакции между соляной кислотой и реагентом – магниевым материалом.
Для транспортирования раствора ингибированной соляной кислоты и нагнетания его в пласты применяются специальные агрегаты Азинмаш-30А, АКПП-500, КП-6,5.
Оборудование для транспортирования кислоты. Для транспортирования ингибированной соляной кислоты и подачи ее на насосный агрегат при кислотной обработке призабойной зоны скважины применяются специальные кислотовозы КП-6,5 и прицеп-цистерна ПЦ-6К.
Кислотовоз КП-6,5, смонтированный на автомобиле КрАЗ-255Б, состоит из гуммированной цистерны, центробежного одноступенчатого насоса, трубопроводов и запорной арматуры.
Прицеп-цистерна ПЦ-6К предназначена для транспортирования раствора ингибированной соляной кислоты с содержанием НСl 21 %.
Допускается добавлять в транспортируемую жидкость плавиковую кислоту в количестве до 5 % и уксусную кислоту до 2 % от объема соляной кислоты. Цистерна смонтирована на шасси автомобильного прицепа.
При отсутствии описанных специальных кислотных агрегатов скважину обрабатывают при помощи обычных передвижных насосных или промывочных агрегатов с последующей промывкой водой гидравлической части насосов.
Оборудование для кислотных обработок пласта в общем случае состоит из оборудования базы хранения кислот, приготовления их растворов, агрегатов для транспортировки и закачки растворов кислот в скважину и оборудования скважин (устьевого и внутрискважинного).
Базы для хранения кислот и средства для их транспортировки. На базе для хранения кислот проводится их прием, приготовление их растворов и хранение кислот и растворов. Кислота хранится в резервуарах, внутренняя поверхность которых защищена футеровкой плитами или покрытиями. Для футеровки применяют диабазовые плитки с кислотоустойчивой замазкой стыков. Кислотоустойчивая замазка изготовляется из 20 % порошка базальта и 80 % диабазовой муки. Вместо футеровки можно применять покрытия резинами специальных марок или эбонитами. При температуре до 20 °С рекомендуется резина 4476, при температуре от 20 до 70 °С – резина ЧРП105. Иногда применяют трехслойное покрытие эмалями и двухслойное покрытие лаком. Как временную защиту металла от кислоты можно применять расплавленную смесь каменноугольного пека, древесной смолы и канифоли или смеси асфальта, озокерита и канифоли.
Наружная поверхность резервуаров должна быть покрыта кислотоустойчивыми эмалями. Кислотная база должна иметь лабораторию для анализа кислот и их растворов, склад для хранения реагентов. Емкости должны быть оборудованы перекачивающими средствами для аварийного слива кислот. Сальники перекачивающих насосов должны быть закрыты щитками. Емкости с кислотой должны быть предохранены от попадания в них воды. К работе с кислотами и их растворами допускается лишь специально обученный персонал.
Для транспортировки кислот и их растворов применяют специальные агрегаты и кислотовозы. Кислотовоз КП-6,5 имеет цистерну, центробежный насос и трубопроводы с запорной арматурой. Цистерна внутри гуммирована. Ее вместимость 6 м3. Насос
142
кислотоустойчивый ЗХ-9В-3-51 имеет подачу 29–60 м3/ч при напоре 35–26 м. Привод насоса осуществляется от ходового двигателя. Кислотовоз КП-6,5 смонтирован на автомашине КрАЗ-255Б.
Насосные агрегаты для кислотных обработок скважин. Для транспортировки и закачки кислот в скважину применяют агрегаты (рис. 8.15), смонтированные на автомашине КрАЗ-257 и имеющие колесный прицеп. На автомашине смонтирована цистерна 3, имеющая два отсека (у модернизированного агрегата один объемом 2,7 м3, а другой 8 м3). Цистерна внутри гуммирована. Каждый отсек имеет зачистной люк. Трубы в агрегате также гуммированы. На автомашине имеется отдельный баллон 1 для химреагентов. Вместимость баллона 0,2 м3.
Рис. 8.15. Схема кислотного агрегата
Насос 2 агрегата 5НК-500 трехплунжерный, горизонтальный, одинарного действия. Приводится от ходового двигателя через коробку отбора мощности, кардан и редуктор. Насос имеет сменные плунжеры диаметром 100 и 120 мм [1, 4].
8.8. Оборудование для теплового воздействия на пласт
Для повышения коэффициента нефтеотдачи и увеличения темпов отбора нефти из пласта применяется термическое воздействие на пласт. Оно оказывает эффективное воздействие на высоковязкую нефть неоднородных пластов, где применение заводнения не дает значительного эффекта. Нередко термические методы используются в тех случаях, когда никаким другим способом извлечь нефть из пласта не удается.
Важным преимуществом методов теплового воздействия на пласт является достижение высокого коэффициента нефтеотдачи.
Методы термического воздействия на пласт характеризуются меньшими по сравнению с прочими методами капитальными вложениями и эксплуатационными затратами. При применении этих методов отсутствует необходимость в использовании дорогих химических реагентов.
Классификация термических методов воздействия на пласт. Термические методы воздействия на пласт основаны на резком снижении вязкости нефти при нагреве, в результате чего ее подвижность в пластовых условиях увеличивается и улучшается приток к эксплуатационным скважинам.
143
В настоящее время разработано много способов термического воздействия. Существуют три области воздействия термических методов: призабойная зона пласта, пласт в целом и ствол скважины.
Воздействие на призабойную зону осуществляется: нагревательными устройствами – устьевыми и глубинными; тепловой обработкой в сочетании с другими средствами интенсификации. В качестве теплоносителя могут быть использованы: вода, пар, нефть, газ.
Различают источники тепла двух видов: топливо, энергия которого используется в наземных теплообменных аппаратах, и топливо, находящееся в пласте или сжигаемое там же.
При термическом воздействии на ствол скважины обычно осуществляют депарафинизацию, борьбу с гидратными пробками, повышение приемистости скважин.
При термическом воздействии на пласт основная цель – повышение коэффициента нефтеотдачи и сокращение времени разработки месторождения.
Устьевое и внутрискважинное оборудование для нагнетания пара в нефтяные пласты. При воздействии на пласт применяется комплекс оборудования, состоящий из специальной арматуры устья скважин; головки колонной сальниковой; лубрикатора для спуска приборов; термостойких пакеров; внутрискважинных компенсаторов удлинения колонны НКТ.
Арматура устья для герметизации устья нагнетательных скважин в период тепловой обработки пласта обеспечивает подвеску колонны НКТ, компенсирует ее удлинение и позволяет проводить исследовательские работы по стволу скважины и на забое. Она состоит из запорных устройств – задвижек и вентилей, фитинговкрестовиков, тройников, катушек и специальных устройств для компенсации тепловых удлинений колонны и подводящего паропровода.
Арматура устья устанавливается на скважине перед началом паротеплового процесса и после его окончания демонтируется.
В качестве примера рассмотрим арматуру АП-65-150 (рис. 8.16). В зависимости от внутрискважинного оборудования различают два исполнения:
–при установке на забое скважины термостойкого пакера и при отсутствии телескопического устройства для компенсации термических удлинений колонны НКТ;
–при отсутствии пакера на забое или при использовании его совместно с компенсатором теплового удлинения НКТ.
Арматура включает в себя крестовину, которая вместе с затрубным вентилем 5 устанавливается на фланце колонны обсадных труб. Колонна НКТ либо соединяется с телескопической трубой сальника, установленного на корпусе, либо крепится к катушке.
Зазор между корпусом 4 и трубой 2 уплотняется набором прорезиненных асбестовых манжет 3. На фланце телескопической трубы (или на катушке) монтируется узел 1, состоящий из задвижки, шарнира и тройника. Устьевое шарнирное устройство состоит из трех шарниров и обеспечивает компенсацию теплового расширения НКТ и подводящей линии паропровода. Стволовой шарнир обеспечивает компенсацию угловых деформаций колонны.
На тройнике установлены датчики термометра и манометра, а сами приборы смонтированы на приборном щитке. Эта группа приборов замеряет температуры и давления в центральном канале, приборы, присоединенные к крестовине, – в затрубном пространстве.
Управление запорными устройствами, обслуживание арматуры осуществляется со специальных площадок, конструкция которых предусматривает вертикальное перемещение элементов арматуры.
144