Здравствуйте, мои уважаемые читатели.

Кто следит за моими постами, тот знает, что большинство из этих записей (на полноценные статьи они, конечно, не тянут), посвящены нефтегазовой тематике. При том как чисто теоретической, так и практической стороне добычи углеводородов. Прошлый цикл статей про сланцевую нефть был теоретическим, сегодня будет посвящен практике, темой будет бесподходная солянокислотная обработка.

Про солянокислотные обработки (СКО) я уже писал, но там было больше теории. Кому интересно (и кто не знает, что это вообще такое: Что такое солянокислотная обработка призабойной зоны и для чего она проводится. Часть 1).

Как там было упомянуто, большинство СКО проводятся во время ремонта скважины. Но нередко бывает, что у нас скважина недавно запущена в работу, глубинный насос исправен, но дебет (производительность) насоса падает, при том, зачастую, резко. Причин тут может быть несколько – негерметичность трубы, асфальтосмолистые и парафинистые отложения в трубах и, наконец, кольматация призабойной зоны скважины (ПЗС). Не буду подробно разъяснять, все это было в темах про кислоту, вкратце, ПЗС – зона питания скважины представляет собой пористую породу. Загрязняющие частицы (кольматанты) забивают поры и ее проницаемость резко падает, дебет снижается. СКО промывает поры пласта, растворяет кольматанты и дебет увеличивается.
Обычно СКО делают при бригаде. Но в данном случае это нецелесообразно, т. к. ремонт скважины дорог и занимает довольно много времени. Судите сами, взять простейшую смену насоса с ОПЗ (обработка призабойной зоны). Для этого надо сделать переезд бригады, заглушить скважину, поднять насос, спустить опрессовочный пакер, опрессовать ПВО и колонну, поднять, сменить трубу с фондовой на технологическую, спустить воронку (если делать обработку под давлением со спуском пакера – времени уйдет еще больше), сделать СКО, промывку, поднять трубу, обратно сменить на фондовую, сделать монтаж насоса, спустить, опрессовать лифт НКТ и кабельный ввод. Все это займет суток трое. А если дебит скважины по нефти тонн сорок, потери составят 2880 тонн!!. Это, знаете ли, весьма дорогое удовольствие, особенно если учесть, что насос работает, надо только промыть ПЗС и получай себе нефть. В таких случаях делают безподходную СКО, т. е. без бригады.

С чего начинается любая солянокислотная обработка? А она начинается с плана. В зависимости от пород пласта, его проницаемости, требуемого охвата пласта, объёма скважины, составляют план работ. Я не буду впадать в подробности расчетов, но, если кому это интересно, могу вкратце расписать, но только в другой теме. Ну а пока полистаем план

Титульный лист. Тут все понятно, кто делает ОПЗ, утверждение заказчиком и подрядчиком, месторождение, куст, скважина

На второй странице написаны основные геолого-технические характеристики скважины, а также технологические жидкости, которые будут использованы для СКО.

Как видим, в данном случае будет проводится глинокислотная обработка (глинокислота – смесь фтороводородной (плавиковой) и соляной ксилоты) 12-% процентной концентрации. Продавка будет проводится техводой, обычно объем довольно большой, гораздо больше, чем требуется при проведении СКО при бригаде. Почему так? Во- первых, при бригаде кислоту и продавку делают через спущенные трубы НКТ. Их объем относительно небольшой. Безподходную же делают по затрубному пространству гораздо большего объема. Во-вторых, после проведения кислотной обработки образуется много продуктов реакции, в том числе и нерастворимых. Поэтому после обработки при бригаде обязательно делают промывку скважины. Тут же ее провести невозможно, поэтому проводят продавку продуктов реакции за пределы призабойной зоны.

На следующих страницах имеется схема конструкции скважины и описание порядка работ.

После того, как план написан и утвержден, он попадает в руки непосредственного исполнителя. Это звено ОПЗ, которое имеет, как правило, одного технолога (мастера) ХОС (химических обработок скважин), одного-двух операторов и несколько единиц техники – флот. Обычно в него входят кислотный насосный агрегат типа СИН-32, кислотовоз и несколько автоцистерн для перевозки продавочной жидкости (обычно это техвода или нефть).

Мастер и операторы готовят рабочие растворы, заполняют кислотовозы, агрегаты и цистерны и выдвигаются к месту работ. Как готовят – я уже писал, можете пройти по ссылке выше и почитать. Может быть сделаю фотоотчет. Когда-нибудь.

Перед работой делают пропарки задвижек фонтанной арматуры. Делают это с помощью ППУ – передвижной паровой установки. Зима, мороз, задвижки заморожены, сломать из просто. Подогревать огоньком нельзя, сами понимаете – пожаровзрывоопасный объект. Вот и греют паром.

Про устройство фонтанной арматуры я уже писал, поэтому скажу, что греют три задвижки – две линейные и одну полевую. Откуда такие названия? Да все очень просто. Линейные задвижки стоят в линии подачи нефтепродуктов (шлейфе). Он представляет собой трубу, которая под землей идет от скважины к АГЗУ (автоматической групповой замерной установке). Что это такое я напишу в других постах, по сбору и подготовке нефти и газа, вкратце – там происходит замер дебита скважины и дегазация скважинной жидкости.

Верхняя справа - трубная, нижняя справа - затрубная

Полевая - слева

"Потроха" АГЗУ, крайняя задвижка - выход в дренажную емкость

Линейных задвижек две, верхняя соединена с трубным пространством, нижняя - с затрубным. После пропарки шлейф продувают. Для этого открывают затрубную задвижку, в затрубе всегда есть газ. А в АГЗУ открывают задвижку на дренажную емкость. Она всегда имеется на кусту и предназначена для продувки технологических трубопроводов, сбора технологических жидкостей и тд. Она закопана в землю, над землёй имеется только газоотводная труба.

Теперь приступаем к самой кислотной обработке. Для этого подбивают линию к полевой задвижке. Она выходит со стороны, обратной линейной. В линии имеется обратный клапан, шаровый кран высокого давления и стравливающий клапан. Проверяем плотность раствора с помощью ареометра АОН. Она должная быть 1,057 г/см3 для 12% процентного раствора.

Чтобы убедиться, что это именно раствор кислоты, а не соленая водичка, используем Ph-метр. Можно, конечно, по старинке пользоваться лакмусовой бумагой, но прогресс не стоит на месте.

0,2 – среда сильнокислая. Прекрасно. Начинаем закачку. Сначала опрессуем нагнетательную линию на полуторократное ожидаемое давление.

В нашем случае это будет 90 атмосфер, потому что максимально допустимое – 60. Это обусловлено тем, что на затрубе скважины, в которую спущен ЭЦН, имеется кабельный ввод, через который проходит силовой кабель.

В нем есть сальниковый уплотнитель, который рассчитан выдерживать 60 атмосфер.

После спуска ЭЦН его опрессовывают именно на такое давление. Или, по крайней мере, должны опрессовывать, акт на опрессовку составляется и подшивается к сдаваемой документации при закрытии ремонта. Если превысить это давление, он может вылететь, и тогда будет все грустно, нужно проводить ремонт.

После опрессовки закачивают рабочий кислотный состав. После этого делают его продавку в пласт, а заодно и продавливают в пласт продукты реакции. Ждут некоторое время (2-3 часа, в зависимость от объема кислотного состава, температуры и состава пород пласта), а затем запускают насос. И если все прошло нормально – получаем потерянный дебит.

Спасибо всем, кто прочитал этот пост до конца. Питаю надежду, что он был читабелен, информативен и интересен, насколько может быть интересна такая специфическая информация.

Часть 1: Легко ли добыть нефть. Сланец, великий и ужасный - 1
Часть 2: Легко ли добыть нефть. Сланец, великий и ужасный - 2
В комментариях к первым двум темам мне не раз задавали много вопросов, чаще всего возникал вопрос, какая себестоимость сланцевой нефти (и газа), и даже обвинили в работе на Газпромнефть))). Хотя отчасти это правде соответствует, сейчас наша организация на подряде как раз у них. Но маркетинг Газпромнефти и заказной пост - это перебор. Хотя я бы и не отказался, только кто за мои статьи деньги даст.

Про себестоимость я ничего не могу сказать, во-первых, у меня не такая специальность, во-вторых, никогда не интересовался этим вопросом. Пусть себестоимость рассчитывает те, кто это должен – финансисты, экономисты и аналитики на диване, последние больше всего знают, а у меня нет такой высокой квалификации.

Единственное, что я могу сказать, так только то, что стоимость сланцевой нефти и газа никогда не сравнится со стоимостью аналогичного месторождения традиционной нефти и газа. Т. е. теоретически, если взять два месторождения, которые находятся рядом, имеют одинаковые запасы, инфраструктуру, транспорт и тд и тп., но будут отличаться фильтрационно-емкостными свойствами пласта, то добыча на месторождении традиционной нефти и газа будет однозначно дешевле. Почему так происходит?

Во-первых, можно обмануть людей, но невозможно обмануть физические законы. Как я написал во второй теме, традиционную нефть, как минимум на начальных стадиях разработки, добыть довольно просто. Пробурили вертикальную скважину и качай нефть. А вот со сланцевой нефтью такое невозможно. Необходимо делать горизонтальный ствол, делать МГРП, а это стоит очень немалых денег. Иначе нефти не добиться. Больше скважиноопераций = больше вложено денег = дороже нефть.

Во-вторых, в скважинах, которые находятся в сланцевых пластах, очень быстро падает дебит (продуктивность скважин). В принципе, дебит падает на всех скважинах и происходит обводнение. Но на месторождениях сланцевой нефти это происходит гораздо стремительнее.

Вот диаграмма, которая показывает средний дебит скважины, которая расположена в крупнейшей американской формации Баккен http://theoildrum.com/node/9954, http://www.postcarbon.org/wp-content/uploads/2014/10/Drillin...)

Наряду с месторождением Игл-Форд она обеспечивает 2/3 добываемой сланцевой нефти. Как видим начальный дебит скважины порядка 900 баррелей (158,9 литра). Это, если перевести в привычные нам единицы, 143 кубических метра. Не самый большой объем, но нормальный. Но на второй год дебит составляет уже 427 баррелей, а на пятый – 66 баррелей. А это уже всего 10,5 кубометров. Это уже мало, а дальше еще становится ниже. Можно, конечно, скважину «оживить», седлать дополнительные ГРП (если есть возможность), пробурить дополнительный ствол, но расходы будут вполне сравнимы с бурением новой скважины.

Третья причина – это дефицит воды. Давайте посмотрим две карты.

На этой карте отображён водный стресс в США - нехватка воды, приемлемой для питьевых и хозяйственных нужд, качества

А на этой изображены основные сланцевые месторождения нефти и газа. Теперь становится понятно, что основные успехи американских сланцевиков связаны с формациями Марсуллус/Ютика и Баккеном (Виллисон). Там просто много воды, которая требуется в огромных объемах, на один ГРП могут понадобится сотни, а то и тысячи кубометров. Успехи Пермиана бассейна, который расположен в знойном Техасе скромнее, там просто не хватает воды.

Для того, чтобы покрыть дефицит, компания "Layne Christensen Company", специализация которой водоснабжение жилого сектора, в сотрудничестве с руководством штата Техас заключили соглашение о бурении более 100 скважин в Западном Техасе, чтобы в последующем продать ее нефтяным компаниям. (https://www.graniteconstruction.com/company/our-brands/Layne)

Но в США хватает денег и воды, но все гораздо более грустно в Китае. Смотрим карту водного стресса Китая с наложением границ сланцевых месторождений (сиреневые контуры)

В Китае хватает денег, но им не повезло с водой. Страна, имеющая население в 20% от мирового, владеет всего лишь 6% водных ресурсов пресной воды. Кроме того, качество данной воды ниже каких-либо стандартов даже сейчас — 20% китайского речного стока и 35% подземных резервуаров воды и поверхностных озёр непригодны для промышленного и сельскохозяйственного использования уже сейчас. Правда китайцы пытаются разработать свои технологии, а не использовать ГРП, посмотрим, что у них получится

Недалеко ушла и сухая Австралия. Там полно сланцевых бассейнов, но воды еще меньше, чем в Китае

Ну и, наконец, четвертая причина. Себестоимость можно нарисовать какую угодно, главное, кто и как будет измерять. И в этом вопросе замешано много политики и спекуляций. Я никогда не забуду, в то время, когда нефть была по сто баксов и выше за баррель, наш Президент заявлял, что себестоимость нефти составляет каких-то значительных величин, то ли 50, то ли 70 долларов за баррель. А потом нефть рухнула, и оказалось, что ее выгодно добывать и за куда более низкую цену. Примерно такое происходит и со сланцевой нефтью. Мне кажется, что себестоимость считают верно, но, главное, считают там, где нужно. Например на Баккене, с которым американцам явно повезло. В нем имеется три статиграфических слоя: верхний и нижний сланцевый, а середина состоят из песчаников и доломитов, которые обладают хорошей проницаемостью. Оттуда и добывают преимущественно нефть, вполне вероятно, там себестоимость ниже, чем в других сланцевых бассейнах. Поэтому там и бурят. А еще и нет воды. Воды нет — и не будет. Нет воды — нет ГРП. Нет ГРП — нет газа или нефти. А на Барнетте и Грин Ривер после экспериментов бурение пока развивается шатко-валко. Как и при добыче любого ресурса снимают сливки, но когда они сняты, то цена работ и себестоимость продукции увеличивается.

Да и то, что американские компании закредитованы по самое не хочу, косвенно свидетельствует об этом. По данным Федерального агентства энергетической информации США, только на обслуживание долгов компаний, занятых в индустрии, ежедневно уходит стоимость 1,5 миллиона баррелей, а это четверть всей добываемой сланцевой нефти. Помимо высоких затрат на обслуживание долгов, выйти в прибыль мешают постоянно растущие затраты на модернизацию. И это притом, что по сравнению с российской американская сланцевая нефть не такая и «трудная». Поэтому рассказы про «30 долларов за баррель» могут дуть в уши финансистам и государству сами сланцевики, чтобы получить еще больше выгодных кредитов, субсидий и прочих денежных вкусняшек.

Американцы сделали сланцевую революцию. Они молодцы, это бесспорно. Но фишка заключается в том, что она была сделана вынуждена. Если бы у них остались мощные месторождения обычной нефти и газа, то революция вряд ли состоялась. Нам повезло, что у нас больше обычной нефти и газа. Но проблема истощения традиционных запасов есть и у нас. Если нефть и газ останутся востребованным сырьем, в чем я уверен, то сланцевая революция будет и у нас. Другое дело, что нефть и газ будут дороже, чем сейчас. Чудес не бывает,как я написал выше, никакие технологии не обманут законы природы и не сделают дешевле продукцию ниже определенного порога. Слишком много затрат, слишком быстрое падение дебитов, слишком низкий EROEI (отношение полученной энергии к вложенной).

Уважаемые читатели, я вас обманул. Писал в прошлый раз, что будет три статьи, но писать лень, поэтому выйдет четвертая статья о разработке сланцевых месторождений в нашей стране

В прошлой части я рассмотрел понятие сланцевой нефти и отличия сланцевых месторождений (и пластов-коллекторов) от традиционных: Легко ли добыть нефть. Сланец, великий и ужасный - 1
Теперь пришло время рассмотреть особенности добычи сланцевой нефти.

Основной сложностью при добыче сланцевой нефти является чрезвычайно низкая проницаемость сланцевых пород. Для измерения проницаемости горных пород используют специальную внесистемную единицу – дарси. Она названа в честь Анри Дарси, который изучал фильтрацию жидкостей в пористой среде и автор одного из самой известной формулы гидродинамики – формулы Дарси.

Анри, наш Дарси

Одно дарси соответствует проницаемости горной породы, через поперечное сечение которой, равное 1 см2, при ламинарном режиме фильтрации, при перепаде давления в 1 атм на протяжении 1 см в 1 сек проходит 1 см3 жидкости, вязкость которой 1 сантипуаз (динамическая вязкость воды). Величина дарси составляет примерно 1 мкм2 (в квадрате). Чаще всего применяют дробную единицу миллидарси (1/1000 дарси), т. к. редко, когда проницаемость пород бывает выше 1 дарси.

По проницаемости коллекторы делятся на пять классов:
очень хорошо проницаемые (>1 дарси);
хорошо проницаемые (0,1 - 1);
средне проницаемые (0,01 - 0,1);
слабопроницаемые (0,001 - 0,01);
плохопроницаемые (<0,001)

Сланцевые коллекторы относятся к последним двум классам, как видим, проницаемость их ниже обычных в десятки, а то и сотни раз

Проницаемость породы зависит от нескольких факторов, основными их которых будет пористость пород и их размеры. Любая нефтесодержащая порода пористая (коллектор - пористая порода пласта), в них находятся нефть, газ и вода. Чем выше пористость породы и чем крупнее поры – тем выше и проницаемость, а также объем удерживаемого флюида (содержимого пласта). Обычные месторождения имеют крупные поры (а также трещины, каверны) и высокую пористость. А нефтьсодержащая порода сланцевых месторождений низкопориста и поры маленького размера. Кроме того, она имеет более структурированное строение. (Подробнее про это можно прочитать тут: Легко ли добыть нефть. Запасы, ресурсы, КИН, методы разработки месторождения и хищническая эксплуатация. Часть 2)

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, глины с массивной пакетной упаковкой, алевролиты.

Плохо проницаемыми породами являются: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией, мергели.

Чтобы добыть простую нефть, достаточно пробурить скважину, которая заходит в пласт, спустить туда насос, он начнет поднимать нефть на поверхность, в результате чего создаётся депрессия на пласт (понижение давления). По порам к скважине будет притекать новые объемы скважинного флюида, ввиду высокой проницаемости площадь зоны фильтрации будет некритична, нужный объем скважиной жидкости исправно будет притекать к насосу. А для того, чтобы в пластах оставалось высокое давление достаточно в них через нагнетательные скважины закачивать воду (вторичные методы увеличения нефтеотдачи, система поддержания пластового давления)

Совершенно другая картина со сланцевой нефтью. Традиционная вертикальная скважина тут просто не годится. После спуска насоса также, как и в случае с традиционными пластами будет создаваться депрессия на пласт. Но вот нефть и другая скважинная жидкость просто не будет успевать притекать к скважине, насос будет работать вхолостую и быстро сгорит. Обеспечить достаточный приток жидкости к насосу согласно определению единицы дарси (и его формулы) можно двумя способами: увеличить депрессию на пласт или увеличить площадь фильтрации жидкости. Уменьшить депрессию на пласт практически невозможно, это должны быть совсем уж чудовищные насосы, и далеко не факт, что давление будет снижено на большую глубину прискважинной зоны. Увеличить пластовое давление нагнетанием жидкости извне тоже проблематично, оно в сланцевых пластах итак очень высокое, да и давление надо создавать просто невообразимое, чтобы продавить жидкость через низкопроницаемый пласт.
А вот увеличить зону фильтрации вполне возможно. Для этого используются две технологии. Которые развивались давно и самостоятельно, но впервые их объединил отец сланцевой революции Джордж Митчелл. Это технология горизонтального бурения и гидравлического разрыва пласта.

Джордж Фидиас Митчелл

Горизонтальное бурение, как это понятно уже из названия, заключается в том, что скважина не является вертикальной. Точнее часть ее ствола вертикальна до захода в продуктивный пласт. А затем она меняет направление по условной горизонтали и идет несколько сотен (а то и тысяч) метров по продуктивному пласту.

И тут я сделаю небольшое отступление, потому что уверен, что начнут задавать вопросы – а как бурят такие скважины. Я вам отвечаю честно: сам имею смутное представление. Точнее теорию знаю, а вот как это практически происходит – не знаю. Так уж получилось, что в бурении мне не пришлось работать, хоть я ни капли не жалею об этом. Есть на Пикабу такой пользователь @Akumba, он как раз работает в горизонтальном бурении и у него есть статья, как это происходит: Как добывают нефть.Наклонно направленное бурение

Но и горизонтального ствола мало, поэтому для увеличения площади питания скважин проделывают так называемый гидроразрыв пласта (ГРП) или еще его называют фрекингом. Когда-нибудь я соберусь с мыслями и напишу статье (а может и несколько) и нем, ну а сейчас вкратце поясню, что же это такое. Суть ее заключается в том, что в скважину под огромным давлением подается технологическая жидкость, под ее напором породы пласта буквально лопаются и дают трещины. Чтобы они не сомкнулись, в них закачивают твердый расклинивающий агент. Раньше для этого использовали крупнозернистый кварцевый песок, сейчас же применяют керамический гранулят – пропант.

После прекращения давления он не дает смыкаться трещинам, зона фильтрации увеличивается, и скважина получает достаточный приток жидкости. Но ГРП применялся давно еще на вертикальных скважинах, на горизонтальных же скважинах делают несколько гидроразрывов вдоль горизонтального ствола скважины, эта технология называется многостадийным ГРП (МГРП)

Схема скважины с МГРП

ГРП на отечественных просторах, рвут простой пласт

А это ГРП в далекой Америке, фрекинг сланцевого пласта. Оцените разницу в количестве техники

Существует множество разновидностей данной технологии, позволяющих получать трещины различной конфигурации. Российские нефтяные компании работают над методами, которые позволили бы применять ГРП в максимально эффективном режиме. К примеру, «Газпром нефть» проводит моделирование геометрии трещин с помощью специально созданного программного обеспечения и цифровых моделей — это позволяет заранее определить, в какую сторону и как сильно треснет скважина. Состояние уже готовых трещин держат под постоянным наблюдением с помощью инструментальных сейсмических методов.

Думаю, что на сегодня хватит. Рассчитывал уложиться в две статьи, но материала хватит на три. В заключительной части рассмотрю, что тормозит развитие добычи сланцевой нефти и перспективы ее добычи в нашей стране. А после этого напишу статью про доманик и ее нефть, если не поменяются планы.

Всем, кто осилил эту статью и не заснули ее читая– спасибо, надеюсь, что вам он понравился и был понятен

Часть 1: Легко ли добыть нефть. КРС: шарик и превентор - победители фонтанов-1

Часть 2: Легко ли добыть нефть. КРС: шарик и превентор - победители фонтанов-2

Последняя статья закончилась на описании плашечных превенторов, которые являются основными в КРС. Но превентор может герметизировать скважину, когда в ней нет трубы, когда на нем закрывают шибер или глухие плашки. Когда спущена труба, с его помощью можно герметизировать затрубное пространство, закрыв трубные плашки. Они обжимают трубу и истечение скважинной жидкости и газа прекращается. Но вот сама труба остается открытой, и флюид фонтанирует через нее. Чтобы перекрыть трубное пространство, используют запорную компоновку

Запорная компоновка на трубах

Основа запорной компоновки – это шаровый кран высокого давления. Но просто схватить его и накрутить на трубу невозможно, поэтому над ним имеется подъемный (подрывной) патрубок, который цепляется за т. н. элеватор, с помощью которого подвешивают компоновку, трубы НКТ, инструмент. А ниже накручен подвесной(дистанционный) патрубок, который накручивается на муфту верхней НКТ. Подвесной патрубок всегда должен соответствовать топоразмеру применяемых в перевенторе плашек

Элеватор КМ

. Открытие и закрытие шарового крана осуществляется специальным шестигранным ключом Аллена (имбусовый, инбусовый ключ)

Компоновка должна быть рядом с местом работ, шаровый кран должен быть окрашен в красный цвет (потому что мазутных труб всегда полно), кран должен быть в открытом положении. Я не буду расписывать порядок действия бригады при выбросе, кто работает – тот знает, кто не знает – придется тем много объяснять. Вкратце, когда начался выброс сначала надо накрутить запорную компоновку. А это самый трудный момент. Жидкость и газ выбрасываются с огромной силой, компоновку удержать и накрутить очень тяжело, ее постоянно сбрасывает. Это не буровая, в КРС нет мощного ключа АКБ, нет силового привода, а руки помбуров, хоть и сильные, не всегда с этом справляются. А уж после того, как накрутили запорную компоновку, тогда закрывают и шаровый кран, и превентор.

Запорная компоновка еще называется на профессиональном жаргоне шариком, думаю теперь становится понятным, откуда такое название у этого цикла статей

Запорная компоновка прикручена к трубе

Шаровый кран в открытом положении

Кроме превентора с запорной компоновкой часто используют КГОМ (комплект герметизирующего оборудования), при некоторых видах работ он незаменим, например, при бурении, промывках, фрезеровании и тд. Я не буду расписывать все в подробности, кому интересно, могут почитать руководство по эксплуатации: https://static2c.neobroker.ru/tovar-td/14500.pdf

Основа КГОМ - катушка с конической посадочной поверхностью стволового прохода и выдвижными ползунами для фиксации герметизирующих вставок Ее полное название – КГОМ.100.

Вставки бывают нескольких типов.

Вставка №1 КГОМ.200 трубная: она  предназначена для герметизации трубных компоновок без кабеля и перекрытия внутреннего канала НКТ при помощи шарового затвора. В базовой версии присоединительная резьба вставки НКТ73, но изготавливается также с любыми типоразмерами резьбы НКТ. Шар изготовлен из нержавеющей стали. По сути она аналогична запорной компоновке, но в ней имеется герметизационная муфта, нижняя часть которой имеет комическую поверхность. Ее можно сажать прямо на катушку, верхняя часть которой имеет коническую выточку. Т. е. можно работать без превентора

Вставка №2 КГОМ.300 трубно-кабельная предназначена для герметизации трубных компоновок с кабелем и без кабеля и перекрытия внутреннего канала НКТ при помощи шарового затвора. Вставка снабжена манжетой с пазом под плоский кабель КПБП или круглый КРБК. Она нужна для спуска ЭЦН, при выбросах скважину можно герметизировать без рубки кабеля

Вставка №3 КГОМ.400 (КГОМ.400М) вращающийся герметизатор предназначена для герметизации ведущей трубы квадратного сечения с размерами сторон 80х80 или 65х65 мм при фрезеровании с применением механического ротора типа Р-200.

Вставка №4 КГОМ.500 промывочная предназначена для герметизации НКТ при спускоподъемных операциях с одновременной промывкой под давлением. Выпускаются трех основных типоразмеров для НКТ 60, 73, 89.

Вставка №5 КГОМ.600 обтиратор НКТ предназначена для очистки НКТ от парафино-смолистых и других отложений при извлечении их из скважины. Выпускаются трех основных типоразмеров для НКТ 60, 73, 89. Кроме того, он мешает падению мелкиз предметов в скважину, что может приводить к аварии

Обтиратор

Вставка №6 КГОМ.900 герметизатор геофизического кабеля предназначена для герметизации геофизического кабеля в процессе перфорации, исследования и других видов работ.

Вставка №7 КГОМ.1200 геофизическая предназначена для проведения ряда работ, связанных с созданием воздействия на пласт и отводом жидкости через боковой отвод с шаровым краном.

Для того, чтобы было больше понятно, можно посмотреть ролик

Если было интересно и познавательно - можно поставить и плюсик (хотя не самая интресная тема). В скором будущем написано продолжение статьи про добычи сланцевой нефти, а также статья про доманики и доманиковую нефть, статья-расследование про эту малоизвестную даже среди нефтяников тему

1 часть: Легко ли добыть нефть. КРС: шарик и превентор - победители фонтанов-1

Хочу сразу сказать, что мои статьи носят характер научпопа и дают обобщённое и краткое представление о теории и практике работы нефтяной промышленности, поэтому многие останется за рамками статьи, думаю коллеги отнесутся с пониманием, а тем, кто не связан с нефтяной промышленностью эти статьи будут понятны и интересны. При том я стараюсь упрощать материал и использовать терминологию по минимуму.

В первой части я остановился на причинах возникновения ГНВП и написал, что с любым проявлением легко справиться при появлении первых признаков, но если упустить этот момент, то потом зачастую бывает поздно и дело может закончится нерегулируемым выбросом пластового флюида – открытым фонтаном, который кроме экологического загрязнения наносит многомиллионный ущерб и крайне опасен, т. к. может загореться и это неизбежно приведет к человеческим жертвам.

Поэтому самое главное правило контроля скважины во время ГНВП – обратить внимание на появление первичных признаков и при их появлении немедленно загерметизировать устье, а уже потом проводить работы по борьбе с ними.

Давайте разберем, какие признаки ГНВП бывают. Они бывают прямые и косвенные. Начнем с прямых:

1. Выделение на устье газа, перелив жидкости из скважины

2. Повышение скорости выходящего потока жидкости и увеличение объема. Это хорошо видно при промывке скважины, бурении и пр. Если мы закачиваем в скважину, предположим, один кубический метр, а на выходе получаем полтора, то скважина начала работать

3. Повышение газосодержания промывочной жидкости

Косвенные признаки:

1. Увеличение механической проходки (бурения) скважины

2. Изменение параметров технологической жидкости. Т. е. если мы бурим (промываем, райбируем, фрезеруем и тд.) и это сопровождается циркуляцией жидкости, то нужно измерять плотность и вязкость жидкости. Если ее плотность и вязкость снижается, то это практически сто процентов, что в нее поступает скважинный флюид

3. Изменение давления на насосах

После появления прямых признаков ГНВП необходимо сразу герметизировать устье, а при косвенных надо усилить контроль. Но это в теории. А на практике может быть бригада дуболомов, которых набрали по объявлению, они просто не могут до последнего обращать внимания, пока скважина не начнет плеваться. Или все видят прекрасно, что начались проявления, но по команде сверху (стране нужна нефть, нужны скважинооперации, потому что за это дает денюжки заказчик), да и сами рабочие торопятся и работают до последнего( да как-нибудь спустим, осталось ерунда, а потом отдыхать), пока не начнется выброс.

Для герметизации устья при ГНВП используется противовыбросовое оборудование (ПВО). Оно эффективно при появлении первых признаков ГНВП, выбросе, но если начался открытый фонтан, то использовать его бесполезно. Более того, нередко его расстреливают из пушки или танка, чтобы можно было его снять и сбить пламя.

Комплект противовыбросового оборудования сам по себе невелик, по крайней мере в КРС. В его входят превентор и специальная запорная компоновка, комплект герметизирующего оборудования (КГОМ), состоящий из основания (катушки) и нескольких типов вставок, манифольдных линий и блока дросселирования. При этом основа основ ПВО – это превентор и запорная компоновка, часто используют и КГОМ, а вот манифольд (система трубопроводов высокого давления) и блок дросселирования используют далеко не всегда.

Практически любому ремонту скважины предшествует ее глушение, потом монтируют подъемник, с помощью которого и производят ремонт, а потом монтируют ПВО и только после этого приступают к ремонту.

При этом ПВО ставят не наобум, а по строго определенной схеме монтажа (обвязки устья) ПВО, которые были еще разработаны в советские времена: http://www.gosthelp.ru/text/GOST1386290Oborudovaniepr.html

Эти схемы утверждаются противофонтанной службой региона. Единственно, что непонятно для меня, почему для скважин одной категории в разных регионах схемы обвязки разные. Например, в Оренбуржье у нас монтаж ПВО превращался в мучение, мы тянули по схеме №1 выкидную трубу длинной сто метров, ставили блок дросселирования, отбойные щиты, делали дистанционные тяги к превентору, а на северных месторождениях нет ни выкидных линий, ни дистанционных тяг, ни отбойных щитов (только при ПВР). Думаю, что все упирается в банальную экономию времени и средств

Превентор – это специальное устройство, предназначенное для герметизации устья во время ремонта скважин, а также других скважинных работ. Превенторы бывают двух типов – плашечные и универсальные (гидравлические, кольцевые) В КРС используют плашечные, а в бурении - оба варианта

Превенторы под буровой установкой. Сверху - гидравлический (кольцевой), снизу - плашечный

В бурении ставят сразу два превентора, на самом верху всегда находится универсальный или кольцевой превентор, он имеет округлую форму и состоит из стального корпуса, в полости которого находится мощное кольцевое упругое резиновое уплотнение. Под уплотнением находится гидравлический поршень, который гидравлическим давлением поднимается наверх, сжимая уплотнитель, который, в свою очередь, обхватывает буровую трубу, создавая изоляцию. Отличительная черта этого типа превентора заключается в том, что благодаря эластичности уплотнителя превентор может быть закрыт на трубах различного диаметра или замках.

Еще одной отличительной чертой кольцевого превентора является то, что он позволяет протаскивание трубы через закрытый превентор (до износа уплотнителя можно протащить до 2500 метров труб), что немаловажно при попадании в пласты с высоким давлением, а также он позволяет проворачивать буровую колонну.

Превентор универсальный в разрезе, виден бронзовый уплотнительный поршень

Принцип работы гидравлического превентора, видео дурацкое, но другого не нашел

В КРС чаще всего используются превентор ППШР-2фТ (Превентор плашечно-шиберный двухфланцевый) и ПП-2-ФТ (превентор плашечный сдвоенный)

Превентор ППШР-2фТ

Превентор ПП-2-ФТ

А так он выглядит в реальности. Ну никакой романтики

Принцип работы превентора достаточно прост. Превентор имеет осевой канал для прохода НКТ. Внутри корпуса располагается плашечный затвор, состоящий из двух плашек. Трубные плашки герметизируют трубы НКТ по наружному диаметру, а шиберная пластина или глухие плашки перекрывает стволовой проход превентора при отсутствии в скважине труб НКТ.

Винты приводов имеют снаружи квадратные торцы для установки штурвалов или дистанционного управления и две проточки для визуального контроля положения плашек и шиберной пластины. Плашки превентора передвигаются по полозьям в корпусе независимо друг от друга, при вращении соответствующего штурвала механизма привода.

Максимальное смещение при герметизации трубы, от центра допускается 3 – 5 мм. При вращении штурвала по часовой стрелке винт привода плашки выкручивает толкатель, который придает плашке поступательное движение к центру. Вторая плашка приводится в движение вращением второго штурвала, расположенного с другой стороны превентора на том же уровне.

Существует еще третий тип плашек - труборезные. Название говорит само за себя. Но они применяются только в бурении

Общий принцип работы превентора

Глухие плашки монтируются в превенторе ПП-2-ФТ, а в превенторе ППШР-2фТ вместо глухих плашек шибер

Плашки трубные

Плашки глухие

Плашки срезающие

На сегодня все, осталась третья, заключительная часть