Гидравлический разрыв пласта. Условия применения. Технология процесса. Проектирование ГРП. Технические средства. Пути повышения эффективности ГРП.

Для восстановления и улучшения отдачи эксплуатационных скважин применяют различные методы воздействия. Одним из эффективных методов интенсификации разработки нефтяных площадей является гидравлический разрыв пластов.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны путем расчленения породы пласта или расширения естественных трещин. Сущность этого процесса заключается в нагнетании в призабойную зону жидкости под высоким давлением, превышающем местное горное давление и прочностные свойства породы пласта.

В практике РП давления, при которых происходит разрыв пласта, как правило, ниже полного горного давления для глубоких скважин и равны или несколько выше, чем полное горное давление для скважин небольшой глубины. В большинстве случаев давление разрыва на забое превышает в 1.5-2 раза гидростатические давление. Однако, определение теоретическим путем давления разрыва пласта является чрезвычайно трудным делом и в настоящее время надежных методов, устанавливающих зависимость давления разрыва пласта от прочности породы, не имеется. Васильев Ю.В. и Кривоносов И.З. на основании обработки большого фактического материала нашли, что давление разрыва в пластах, залегающих на глубине до 1100м, превышает горное давление, а при глубинах от 1100 до 4500 м давление разрыва значительно меньше полного горного давления. Гидроразрыв при давлении ниже геостатического объясняют разгрузкой горного давления вследствие деформации пластических пород в разрезе, вскрытом скважиной, наличием естественной трещиноватости в продуктивных пластах и образованием вертикальных трещин. Зайцев Ю.В. и Плющ А.М. в результате обработки фактических промысловых материалов пришли к заключению, что давление, необходимое для производства разрыва пластов, укладывается в пределах 1.34¸2.12 от полного горного давления, т.е. p_раз = (1.34¸2.12)mH, где H – глубина залегания пласта; m – средний градиент давления от вышележащих пород. Давление жидкости на забой скважины р_заб при проведении ГРП определяется по формуле: р_заб = р_уст+р_ст-р_тр-Dр, где р_уст – давление у устья скважины или на нагнетательной стороне насоса, установленного на агрегате, р_ст – суммарное гидростатическое давление на забой от нескольких жидкостей, присутствующих в скважине; р_тр – суммарные потери давления на преодоление гидравлического сопротивления труб течению жидкостей; Dр – потери давления при прохождении жидкости разрыва через перфорационные отверстия. Давление, необходимое для осуществления ГРП, может быть найдено из условия: р_заб³р_раз. Для упрощения задачи совершим переход от этого условия к давлению, развиваемому агрегатом, при котором произойдет ГРП. Из приведенных выше формул следует, что р_уст³(1.34¸2.12)mH-р_ст+р_тр+Dр. Если отсутствуют данные о давлениях гидроразрыва, то в исключительных случаях его можно определить по формуле p_раз = 0.0083H+0.66р_пл (здесь р_пл- пластовое давление на глубине определения гидроразрыва, МПа).

Сохранение трещин в открытом состоянии при снижении давления в скважине обеспечивается закачкой в них вместе с жидкостью отсортированного кварцевого песка.

После ГРП, закачанная рабочая жидкость, частично профильтровываясь в пласт, извлекается из трещин, песок или иной расклинивающий трещину материал остается в ней, удерживая поверхности трещин от смыкания под действием горного давления. Таким образом, вблизи скважины создают трещину - высоко проводящий канал, в который поступают нефть и газ из зон пласта, связанных с этим каналом. Производительность скважин после ГРП обычно возрастает в несколько раз.

Гидравлический разрыв пласта применяется: для увеличения продуктивности нефтяных скважин, для увеличения приемистости нагнетательных скважин, для регулирования притоков или приемистости по продуктивной мощности скважины, для создания водоизоляционных экранов в обводненных скважинах.

Для гидроразрыва пласта рекомендуются скважины следующих категорий: скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти, скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора, скважины, имеющие заниженный дебит против окружающих, скважины с загрязненной призабойной зоной, скважины с высоким газовым фактором, нагнетательные скважины с низкой приемистостью, нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу.Разрыв пласта не рекомендуется проводить: в нефтяных скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности, в скважинах, технически неисправных.

Эффективность процесса ГРП в основном зависит от параметров образовавшихся трещин и продуктивности зон, ими вскрытых. Максимальный эффект от ГРП обеспечивается: наибольшей шириной, создаваемых в пласте трещин, распространением трещин по пласту на максимальное расстояние от забоя скважины, создание трещин в наиболее продуктивной зоне пласта.

По направлению трещин различают горизонтальный и вертикальный гидравлические разрывы пластов. В зависимости от технологической схемы осуществления процесса ГРП, можно подразделить на: однократный, многократный.

Кроме того, различают гидравлический разрыв пластов с магнием, гидравлический разрыв в сочетании с пескоструйной перфорацией, многоэтапный разрыв кислотой и др.

Очень часто проницаемость нефтяного пласта по мощности оказывается в 5-6 раз меньше, чем проницаемость его по простиранию. В таких случаях для увеличения притока к забою эксплуатационных скважин и повышения приемистости нагнетательных скважин создают вертикальные трещины продуктивного пласта и одновременно углубляют по его простиранию (горизонтально). Теория показывает, что вертикальные трещины по мощности образуются при нагнетании абсолютно нефильтрующейся жидкости разрыва в малопроницаемые пласты. Для создания вертикальных трещин требуются меньшие давления, чем для образования горизонтальных.

Многократный или поинтервальный разрыв пласта заключается в поочередном создании нескольких трещин в мощных, расчлененных продуктивных пластах, находящихся в фильтровой зоне скважине. Для получения многократного разрыва (несколько трещин по всей мощности пласта, вскрытого перфорацией) используются различные закупоривающие вещества: нефтенат кальция, полуэбонитовые упругие шарики и др. В процессе проведения гидроразрыва эти вещества производят последовательную закупорку трещин или перфорационных отверстий, а после образования и крепления трещин растворяются или удаляются продукцией скважины.

Образованные в пласте трещины или открывающиеся и расширившиеся, соединяясь с другими, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров. Образовавшиеся в породе трещины шириной 1-2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают значительной проницаемостью. Дебиты скважин после гидроразрыва пласта часто увеличиваются в несколько раз.

Операция ГРП состоит из следующих последовательно проводимых этапов: 1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин; 2) закачка жидкости-песконосителя; 3) закачка жидкости для продавливания песка в трещины.

Технология гидроразрыва пласта состоит в следующем. Вначале забой скважины очищают от песка и глины и отмывают стенки от загрязняющих отложений. Иногда перед ГРП целесообразно проводить соляно-кислотную обработку или дополнительную перфорацию. В таких случаях снижается давление разрыва и повышается его эффективность.

В промытую и очищенную скважину спускают трубы диаметром не менее 89 мм (89 - 114 мм), по которым жидкость разрыва направляется к забою. Трубы меньшего диаметра при ГРП применять нецелесообразно, так как при прокачке жидкости в них возникают большие потери давления. Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над разрываемым пластом устанавливается пакер. Он полностью разобщает фильтровую зону скважины от ее вышележащей части, при этом давление, создаваемое насосами, действует только на фильтровую зону и на нижнюю поверхность пакера.

Процесс разрыва начинается с установления зависимости приемистости скважины от давления нагнетания жидкости. На практике такая зависимость определяется следующим образом. Включается в работу на первой или второй скорости один из насосных агрегатов, и закачивается в скважину жидкость разрыва до тех пор, пока не установится давление на устье. Обычно для этого требуется 10-15 мин. Измеряются давление и расход жидкости. Затем темп нагнетания увеличивается, измеряется новый расход жидкости и также фиксируется давление.Таким образом, путем увеличения темпов нагнетания жидкости снимается зависимость расхода жидкости от давления, по которой определяются момент расслоения пласта и ожидаемое давление нагнетания песчаножидкостной смеси. Типовой график такой зависимости приведен на рисунке. Если коэффициент приемистости, т. е. отношение расхода жидкости к давлению нагнетания, при максимальном расходе жидкости возрастет не менее чем в 3-4 раза по сравнению с коэффициентом приемистости при работе одного насосного агрегата на низшей скорости, то в пласте образованы трещины и можно приступать к закачке жидкости-песконосителя с песком. В случае, когда разрыв пласта, несмотря на максимально возможные темпы нагнетания жидкости разрыва, не зафиксирован, процесс повторяют с применением жидкости повышенной вязкости, обладающей минимальной фильтруемостью. Операции по определению зависимости приемистости от давления нагнетания для новой жидкости разрыва осуществляются в вышеуказанной последовательности. После установления факта разрыва пласта с целью дальнейшего развития трещин и облегчения ввода песка в них рекомендуется перед жидкостью-песконосителем в скважину закачивать 3-4 м³ слабофильтрующейся жидкости повышенной вязкости. Закачка жидкости с песком в образовавшиеся трещины производится при максимально возможных темпах нагнетания. Объемная скорость закачки жидкости-песконосителя должна быть не ниже объемной скорости, при которой зафиксирован разрыв пласта.

Продавочная жидкость нагнетается непосредственно за песчаножидкостной смесью без снижения темпов закачки. Объем продавочной жидкости должен быть равным или больше объема колонны труб, по которой происходило нагнетание смеси песка с жидкостью.

В качестве рабочего агента при гидравлическом разрыве пласта используются различные жидкости, обладающие разнообразными физическими параметрами.

Эти жидкости по назначению делят на три категории: жидкость разрыва, жидкость - песконоситель и продавочную жидкость. Название каждой из жидкостей соответствует ее целевому назначению - выполняемой операции. Рабочие жидкости всех трех категорий должны удовлетворять следующим общим требованиям.

1. При фильтрации жидкостей с углеводородной основой (нефть, керосин, соляровое масло, эмульсии типа вода в масле и т.д.) через водонасыщенные породы фазовая проницаемость последних для воды существенно снижается. Точно также снижается фазовая проницаемость нефтенасыщенных пород для углеводородных жидкостей после фильтрации через них жидкостей с водной основой. Поэтому, при ГРП в нефтяных скважинах применяют жидкости с углеводородной основой, а в нагнетательных - с водной.

Исключением из этого правила являются: а) нефтяные скважины с пластами, представленные карбонатными породами, где в качестве рабочих жидкостей при гидроразрыве могут быть использованы водные растворы соляной кислоты или другие жидкости на ее основе; б) нефтяные скважины, предназначенные для перевода в нагнетательные, где при гидравлическом разрыве пласта могут быть использованы жидкости на водной основе.

2. Содержание большого количества механических примесей в рабочих жидкостях может привести к снижению эффекта от применения гидроразрыва, поэтому, рабочие жидкости для ГРП не должны содержать механических примесей и при соприкосновении с пластовыми жидкостями и породами не должны образовывать нерастворимых осадков.

3. Рабочие жидкости для гидравлического разрыва пласта должны обладать свойствами, обеспечивающими наиболее полное их удаление из созданных трещин и порового пространства пород. При этом предпочтение должно быть отдано рабочим жидкостям, полностью растворимым в пластовых жидкостях.

4. Вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильна в условиях обрабатываемого пласта в пределах времени проведения процесса гидроразрыва.

Назначение каждой из вышеперечисленных категорий рабочих жидкостей и требования к ним следующие.

Жидкость разрыва является тем рабочим агентом, нагнетание которого в обрабатываемом пласте создается давление разрыва, т.е. давление, обеспечивающее нарушение целостности пород пласта с образованием новых трещин или вскрытие (расслоение) уже существовавших естественных трещин. К жидкостям разрыва предъявляются следующие дополнительные требования: а) для образования трещин в пласте представленном породами различной проницаемости, при различной степени трещиноватости необходимо располагать жидкостями разрыва вязкостью 300 мПа*с и выше; б) при разрыве ненарушенных пластов, лишенных естественной трещиноватости, жидкость разрыва должна обладать хорошей фильтруемостью через пористую среду.

Жидкость-песконоситель - это жидкость, используемая для подачи песка с поверхности в полученные трещины. В качестве жидкости разрыва и жидкостей-носителей расклинивающего материала (песка и др.) для ГРП в нефтяных скважинах применяют собственную дегазированную нефть, нефте-мазутные и другие смеси, гидрофобные водо-нефтяные эмульсии, загущенную соляную кислоту и др. В нагнетательных же скважинах, в качестве жидкости разрыва используют нагнетаемую воду, водные растворы соляной кислоты, гидрофильные нефте-водные эмульсии и др.

К жидкости-песконосителю предъявляются следующие требования: а) должна быть нефильтрующейся или обладать минимальной быстро снижающейся фильтруемостью; б) должна иметь высокую пескоудерживающую способность. Как первое, так и второе требования необходимы для обеспечения условий надежного закрепления и развития созданных трещин.

Свойства жидкостей разрыва и жидкостей песконосителей определяют как в стационарных лабораторных условиях, так и в передвижной лаборатории в процессе ГРП.

Размер песчинок расклинивающего материала составляет 0.4 - 1.2 мм. Такой песок испытывают в лабораторных условиях на прочность и вдавливаемость в поверхность горных пород, в которых образуется трещина, а также на остаточную проницаемость (проницаемость после сдавливания песка под прессом, имитирующим действие горного давления). Песок для заполнения трещин при ГРП должен удовлетворять следующим требованиям: а) иметь высокую механическую прочность, чтобы образовывать надежные песчаные подушки в трещинах, и не разрушаться под действием веса пород; б) сохранять высокую проницаемость. Таким является крупнозернистый, хорошо скатанный и однородный по гранулометрическому составу кварцевый песок. В случаях высокого горного давления или непрочной поверхности горных пород, в которых образуется трещина, применяют искусственный керамический или иной расклинивающий материал.

Продавочная жидкость - это жидкость, применяемая для продавки в обрабатываемый пласт жидкости разрыва и в созданные трещины - смеси жидкости-песконосителя с песком. Продавочная жидкость при всех условиях должна обладать минимальной вязкостью.

Практически повсеместно, в качестве продавочной жидкости при ГРП в нагнетательных скважинах применяют нагнетаемую воду, а в нефтяных - собственную дегазированную нефть.

Кроме указанных выше, при ГРП используют также антикоррозийные жидкости, вещества, предотвращающие размножение бактерий в пласте, поверхностно-активные вещества, кислоты и др.

Современное проектирование ГРП состоит из двух принципиально различающихся частей.

В первой части проектирования устанавливают цель ГРП, определяют скважины, пласты и пропластки для ГРП, а также рассчитывают размеры (длину, ширину) трещин, которые нужно образовать. Обычно эту часть проектирования ГРП выполняет предприятие или его отдел (геологический, разработки, повышения нефтеотдачи) , ведущие разработку месторождений или какого-то объекта. По заказу предприятие проектирование может быть, также, поручено научно-исследовательской организации.

Вторая часть проектирования связана непосредственно с выбором параметров ГРП обеспечивающих в выбранных скважинах такие темпы закачки и объемы закачанных в трещины жидкостей и песка, которые позволяют создать в пласте трещины с размерами и пропускной способностью, запроектированной в первой части. Эта часть проектирования состоит в расчетах процесса образования трещины заполнения и закрепления ее песком. Во второй части проектирования ГРП выбирают также эффективные жидкости разрыва с соответствующими свойствами и песок (расклинивающий материал). Вторую часть проектирования ГРП выполняет обслуживающая ("сервисная") фирма, которая обычно и осуществляет операцию ГРП.

В полный комплект оборудования для гидравлического разрыва пластов входят насосный и пескосмесительный агрегаты, автомотоцистерна, блок манифольд и арматура устья.

Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключаются агрегаты для нагнетания в скважину жидкостей разрыва. Для осуществления гидроразрыва могут применяться: насосные агрегаты 4АН-700, модернизированные 5АН-700 или рамные АНР-700. Максимальное давление этих агрегатов 70 МПа при подаче 6 л/с, при давлении 20 МПа подача составляет 22 л/с. Насосные агрегаты с помощью быстросъемных гибких соединений из труб подключаются к блоку манифольда, который, в свою очередь, соединяется с арматурой устья.

Система автоматизации, защиты и управления стационарными установками. Диспетчерский пульт нефтепромысла. Контролируемые параметры по объектам (скважина, ГЗУ, ДНС, УПН, КСУ и т.д.).

Технологическая схема сбора и подготовки нефти, газа и воды имеет следующий вид. Добытая нефть со скважины направляется на групповую замерную установку (ГЗУ). С ГЗУ нефть направляется на дожимную насосную станцию (ДНС) для откачки нефти на установку подготовки нефти (УПН). На УПН нефть направляется через сепаратор (отделение газа от нефти), в горизонтальный отстойный аппарат предварительного обезвоживания, откуда нефть насосами подается в печи (подогрев 48-52 °С) и отстойные аппараты глубокого обезвоживания. После них нефть поступает через смеситель в отстойники для обессоливания и в резервуар товарной нефти. Из него нефть насосами узел учета нефти направляется в магистральный нефтепровод (МН). Вода из отстойников обезвоживания и обессоливания поступает в резервуары сточных вод и далее насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) системы поддержания пластового давления (ППД). Газ, выделившийся в процессе подготовки нефти, в Удмуртии сжигается на факелах.

В процессе промысловой подготовки нефти и воды используются средства контроля и измерений общетехнологических параметров.

Измерение давления Для измерения давления используют манометры, вакуумметры, мановакуумметры. Для сигнализации применяют электроконтактные манометры ЭКМ или ВЭ-16рб, выполненные во взрывобезопасном исполнении. Для дистанционного, непрерывного преобразования абсолютного и избыточного давления, разряжения, разности даления жидких и газообразных сред в пропорциональное значение выходного сигнала постоянного тока используют тензорезисторные измерительные преобразователи «Сапфир-22», «Мид», «Корунд», «КРП» в комплекте с унифицированными блоками, преобразующими изменения сопротивления тензопреобразователя в токовый сигнал.

Измерение температуры Для измерения температуры применяют термоэлектрические термометры (термопары – хромель-копелевые или хромель-алюмелевые), термопреобразователи (термометры) сопротивления (платиновые ТСП или медные ТСМ), жидкостные стеклянные термометры и манометрические термометры. В качестве вторичной аппаратуры индикации и защиты по температуре в настоящее время хорошо зарекомендовали себя «УМС-4», «УКТ-38».

Измерение уровня, уровня раздела Приборами для контроля уровня раздела жидкостей оборудуют, как правило, каждый отстойный аппарат или электрогидратор. В настоящее время в Удмуртии используют приборы, которые автоматически дистанционно непрерывно измеряют уровни жидкости, отображают результат измерения на цифровом дисплее, а также осуществляют контроль верхнего и нижнего предельных уровней с выдачей токовых сигналов в систему управления:

Двухканальный регулятор уровня раздела фаз нефть-вода. В комплект регулятора входят: датчик уровня жидкости ДУЖ-1М, блок автоматики БА-1 и электрическое исполнительное взрывозащищенное устройство УЭРВ. В качестве чувствительного элемента в уровнемере ДУЖ-1М используют поплавки, перемещающиеся по немагнитной трубе, внутри которой размещены герметизированные магнитоуправляемые контакты-герконы.

Двуххканальный регулятор уровня раздела фаз нефть-вода «ВК-1200», «У-1500». Конструктивно уровнемер состоит из двух частей – первичного и вторичного преобразователей, выполненные во взрывобезопасном исполнении. Первичний преобразователь состоит из датчика и иэлектронного блока. Датчик содержит вертикально установленную гибкую трубу с размещенным в ней ферромагнитным звуководом, электроакустический излучатель и поплавки с постоянными магнитами, перемещающихся свободно вдоль трубы. Сигналы с первичного преобразователя обрабатываются во вторичном преобразователе. Принцип действия уровнемера заключается в измерении времени прохождения ультрозвуковой волной расстояния от излучателя до верхнего поплавка (уровень нефти) и измерении времени прохождения ультрозвуковой волной пути от конца стержня и обратно до второго поплавка (уровень воды).

Измерение расхода Применяемые в отрасли расходомеры устанавливаются на всем протяжении технологического процесса сбора и подготовки нефти. Различают следующие виды расходомеров, которые применяют на данный момент:

Расходомеры переменного давления в сужающем устройстве. В качестве сужающего устройства используется диафрагма, установленная в трубе. Принцип действия приборов основан на преобразовании измеряемой величины перепада давления в электрический сигнал или сразу в величину расхода, передаваемых на вторичный прибор (первичные преобразователи - дифманометры ДМ, Сапфир-22; вторичные преобразователи – ДСС, КСД).

Турбинные расходомеры различают следующих типов: Норд, Миг, Турбо-Квант, которые включают в себя первичный преобразователь расхода (ТПР) – турбинка, размещенная в трубе вдоль оси трубопровода; электромагнитный датчик, преобразующий частоту вращения турбинки в электрический импульсы; вторичный электронный блок индикации расхода и объема, прошедшего через турбинку.

Турбинный объемный счетчик типа ТОР1-50 предназначен для измерения объема жидкости, который устанавливается в трубу. Принцип действия заключается в преобразовании числа оборотов турбинки в объем протекающей жидкости.

Ультрозвуковые расходомеры стационарные и переносные типа «Взлет», «РТ-868», основанные на измерении скорости распространения ультрозвука с помощью первичных ультрозвуковых датчикв, устанавливаемых на (в) трубу и преобразования вторичными электронными блоками в расход.

Диспетчерский пульт нефтепромысла. На сегодняшний день для автоматического дистанционного контроля и управления за работой нефтяного оборудования в нефтедобыче используется телемеханический комплекс под условным названием «Атлас», включающий в себя оборудование пункта управления (ПУ) и контролируемого пункта (КП). В составе ПУ имеется компьютер IBM PC, с соответствующим программным обеспечением через интерфейс связи, а на КП устанавливаются микропроцессорные контроллеры. Контролируемыми пунктами нефтепромысла являются ДНС, ГЗУ(«Спутник»), скважина. Интерфейс пункта управления (ПУ) поддерживает обмен данными по 10 направлениям. Каждое направление может работать по одной физической паре кабельной линии связи (КЛС) или по радиоканалу. К каждой паре КЛС или радиомодему на контролируемом объекте может быть подключено до 27 контроллеров «Атлас». Информация с датчиков, установленных на контролируемых объектах собирается по кабельным линиям на микропроцессорном контроллере и далее через интерфейс связи поступает на компьютер пункта управления – диспетчерского пульта управления. Внедрение системы «Атлас» позволяет: повысить качество и достоверность замеров дебита по гибкой, индивидуальной для каждой скважины программе; собирать и обрабатывать данные о текущих значениях различных параметров, измеряемых приборами; обеспечить надежный дистанционный контроль за соответствием технологических параметров заданным значениям; успешно решать вопросы дистанционного управления оборудованием; подключить ПУ к компьютерной сети для дальнейшей передачи собранной информации и использования ее при принятии управленческих решений.

Контролируемые параметры по объектам:

Скважина: давление в выкидной линии (ВЭ-16рб); динамограммы (динамограф); обрыв штанг, обрыв ремня, перегрузка насоса (станция управления).

ГЗУ: дебит по жидкости, (СКЖ, ТОР1-50, регулятор расхода); давление в выкидном коллекторе (ВЭ-16рб, Мид, Корунд, КРП); управление переключением скважины, № скважины, находящейся на замере (блок управления гидропривода ГП-1, Атлас).

ДНС: дебит по жидкости (Норд, Миг, Турбо-Квант); давление в выкидном коллекторе (ВЭ-16рб, Мид, Корунд, КРП); информация – вработе или нет (Атлас); предельный верхний, нижний уровень в накопительной емкости (датчик уровня ДУЖ-1М с блоком автоматики БА-1).

БАС: верхний предельный уровень (датчик уровня ДУЖ-1М с блоком автоматики БА-1); регулирование уровня жидкости (РУПШ).

КСУ: уровень (ВК-1200, У-1500, датчик уровня ДУЖ-1М с блоком автоматики БА-1).

РВС: уровень раздела фаз, верхний предельный уровень (ВК-1200, У1500, датчик уровня ДУЖ-1М с блоком автоматики БА-1).

Отстойники: верхний предельный уровень (датчик уровня ДУЖ-1М с блоком автоматики БА-1).

Печь ПТБ-10: температура нефти (ТСП, ТСМ - датчики, УКТ-38, А100, ИПШ-703 – вторичные блоки); температура дымовых газов (ТХК, ТХА - термопары, УКТ-38, А100, ИПШ-705 – вторичные блоки); расход нефти (Норд, Турбо-Квант, РП-160); давление нефти в выкидном коллекторе (ВЭ-16рб).

ЭДГ-электродегидратор: предельный верхний уровень среды (СУС).

Насосные агрегаты: давление на приеме и выкиде насоса (ВЭ-16рб, Мид, Корунд, КРП); температура подшипников (ТСМ – датчики, УКТ-38 – вторичный блок).

Узлы учета нефти: расход (Норд, Миг, Турбо-Квант); накопительная проба на % воды (автоматический пробоотборник – Проба 1М); расход через пробозаборное устройство (ТОР1-50).

3 История развития технологии бурения в России.

Хотя добыча нефти в нашей стране велась с очень давних пор, но рождение отечественной нефтяной промышленности свя­зано с началом механического бурения скважин, стенки которых крепились металлическими обсадными трубами. В 1864 году в долине реки Кудако на Кубани было начато бурение ударным способом первых в России нефтяных скважин, и 16 февраля 1866 года здесь с глубины 55 метров был получен первый управляе­мый фонтан нефти с суточным дебитом около 200 тонн в сутки. В России годом рождения нефтяной промышленности считается 1864 год. Совершенствование механизированного ударного способа бурения (ударно-штангового и ударно-каиатного) позволило на­ращивать объемы бурения скважин и, соответственно, увеличи­вать количество эксплуатационных скважин, а также увеличивать глубины нефтяных скважин. Так, в 1872 году в районе Баку эксплуатировались две нефтяные скважины, в 1873 г. - 17, в 1874 г. - 50, в 1877 году уже 296 скважин. В 1873 году в Бакин­ском районе средняя глубина нефтяных скважин составляла 22 м, в 1883 г. - 59 м, в 1893 г. - 114 м, а к 1900 году в этом районе бу­рили скважины с глубиной до 300 м, а затем - до 400-500 м.

В 1924 году был испытан первый турбобур системы Капелюшникова, явившийся прообразом современных многоступенчатых турбобуров. В результате принятых мер на Бакинских промыслах уже в 1924 году работало 70 станков ро­торного бурения, при этом около 65% буровых станков работало на электроэнергии. Производительность труда в бурении к 1924 году выросла в четыре раза по сравнению с 1921 годом.

Билет № 9

Поиск по сайту: