M1.Exploatarea Sondelor de Gaze [PDF]

Zitiervorschau

EXPLOATAREA SONDELOR DE GAZE

Suport de curs pentru modul Școală profesională Prof. dr. Vasile Liviu Botezatu

1

CAP. 1. Noţiuni de geologia petrolului 1.1. Formarea zăcămintelor de petrol şi gaze Formarea zăcămintelor de petrol și gaze este legată de transformarea materiei organice din formațiunile de roci mamă (roci sursă de hidrocarburi). Formațiunile de roci mamă sunt formațiuni sedimentare bogate în materie organică transformată în hidrocarburi prin procese de diageneza, catageneza și metageneza. Roca mamă pentru petrol este un sediment care include o anumită cantitate de materie organică și care se transformă în cantități apreciabile de petrol și/sau gaze. Roca mamă se caracterizează prin: • Prezența materiei organice 0,5% - 1% sau 5-6% dupa natura ei; • Prezența unor produse extractibile, marturii ale posibilităților de generare a hidrocarburilor; • raportul materie organică extractibilă (m.o.e.) / carbon organic total (c.o.t) - este de 5-10 pentru rocile carbonatice si mai mic pentru argile; m.o.e. este cuprins intre 50 si 2000 ppm. Exemplu de roci mamă: 1. seria argilitică - șistoasă cu graptoliți (ordovician-siluriana) din Platforma Moesică; 2. Formațiunea dolomitică-evaporitică devoniană, din Platforma Moesică; 3. Seriile carbonatice ale triasicului mediu, din Platforma Moesică și domeniul transilvan; 4. Seria șisturilor negre, cretacic inferioare din Moldavidele Carpaților Orientali; 5. Calcarele de Pasioezna și stratele de Bisericani din Eocenul Moldavidelor; 6. Șisturile disodilice, menilitele, marnele bituminoase din Oligocenul Moldavidelor. Oleogeneza: este procesul de transformare a substanței organice vii in kerogen și petrol prin diageneză și catageneză. Kerogenul: este un constituent organic al rocilor sedimentare, insolubil în solvenți organici alcalini. El este un produs al diagenezei. Din punct de vedere chimic, kerogenul este o macromoleculă tridimensională alcatuită din nuclee ciclice condensate, legate încrucișat prin intermediul unor heteroatomi (N2, S, O2) sau cu ajutorul unor structuri alifatice. Heteroatomii se pierd în procesul de transformare a kerogenului în hidrocarburi. Prin creșterea temperaturii, kerogenul va genera toată gama de hidrocarburi. Catageneza (adâncime 1500-5000 m): • proces lent (milioane sau zeci de milioane de ani); • se formează cele mai mari cantități de petrol; • se mai numește “fereastră de petrol”; • kerogenul eliberează succesiv atomi de H2 (în hidrocarburi lichide și gazoase); • până la 12000C se formează petrol foarte ușor (condensat) și “gaze umede”; Metageneza (peste 5000 m adâncime) • condiții termo-dinamice mari; • au loc fenomene de cracare termică; kerogenul eliberează ultimii atomi de H2 sub formă de metan ramanand un reziduu natural (grafit); Migrarea petrolului și a gazelor Petrolul și gazele naturale formate prin transformarea materiei organice din rocile mamă în hidrocarburi se acumulează în rezervoare naturale formând zăcăminte. Dacă deplasarea (migrarea) petrolului și a gazelor de la rocile sursă (mamă) are loc prin roci permeabile și poroase și nu sunt oprite de ecrane numite capcane, ele ajung la suprafață degradându-se. Prin urmare, procesul de deplasare a hidrocarburilor în scoarța se numește migrație. Migrația începe încă din timpul sedimentării și diagenezei rocii mamă. Prin procese de tasare asupra acesteia, bitumenele sunt expulzate în rocile permeabile, poroase înconjurătoare. Migrația primară este migrarea petrolului și a gazelor din roca generatoare în “roca magazin”. Petrolul rămas, acumulat în această rocă magazin, formează un zăcământ primar. Migrația secundară este deplasarea petrolului din rocile magazin. Aceste hidrocarburi ajung în așa zisele capcane si formează zăcăminte secundare. Degradarea zăcămintelor de petrol și gaze se produce prin ajungerea acestora la suprafață. Aceste procese pot fi: 2

•

procese de natură hidrodinamică (mişcarea apelor de zăcământ din rocile magazin în rocile poroase și permeabile); • procese tectonice (deformaţii rupturale și plicative); • procese biochimice (bacterii anaerobe, desulfurante); Procesele de degradare se manifestă prin: 1. izvoare de petrol; 2. gaze, ape de zăcământ, noroi (vulcani noroioşi); 3. emanaţii de gaze; 4. prezența asfaltului, ozocheritei etc.. Rocile magazin sunt roci acumulatoare, roci rezervor sau roci colector. Ele sunt poroase, permeabile și pot acumula și ceda cu uşurinţă bitumene fluide. 60% din rocile magazin sunt detritice de tip granular (gresii, nisipuri) sș 40% sunt roci carbonatice. Rocile protectoare sunt aşa zisele “roci ecran”. Ele formează acoperişul zăcămintelor de petrol si/sau gaze si sunt impermeabile, cu grosime relativ mare (pentru a echilibra presiunea zăcământului). Cele mai bune roci ecran sunt argilele (in special cele montmorilonitice), evaporitele (în special anhidritul) și calcarele compacte. Capcanele sunt rocile magazin cantonate în zonele favorabile acumulării hidrocarburilor, ecranate tectonic, stratigrafic sau litologic si care fac posibilă reţinerea petrolului și/sau gazelor naturale într-un echilibru stabil de zăcământ. Capcanele pot fi: • capcane structurale – cele mai frecvente (anticlinale, falii, structuri diapire); • capcanele litologice pot avea două aspecte: in colectoare granulare (adică prezența unor lentile intre roci impermeabile – paleovăi, pleocoridoare litorale) și în colectoare deja formate de recife; • capcane stratigrafice – acestea sunt asociate transgresiunilor (zonele litorale); • capcane mixte – combinaţii a celor trei prezentate mai sus. 1.2.Tipuri de zăcăminte de petrol şi gaze Există mai multe criterii pentru aceasta clasificare. Fără a intra în foarte multe detalii și fără a avea pretenţia ca am spus tot, iată cea mai simpla clasificare: 1. După modul de formare: primare – în formaţiuni de roci mamă; secundare – migrate lateral sau pe verticală. 2. După contextul structural major (global): asociate zonelor mobile (orogene); asociate zonelor stabile (platforme continentale). 3. Dupa forma structurii de detaliu a zăcământului: - domuri si anticlinale - anticlinale simetrice si asimetrice - anticlinale dizarmonice - anticlinale diapire - anticlinale faliate - anticlinale încălecate etc.. 4. După forma rezervorului si tipul capcanei: - stratiforme - stratiforme boltite - stratiforme ecranate (tectonic, litologic) - masive - recifale etc. 5. După raportul petrol si gaze: - gazeifere; - petrol cu cap de gaze; - petrol bogat in gaze dizolvate ; 3

- petrol sarac in gaze dizolvate. 6. După caracterul apelor de zăcământ: - cu apă de zăcământ activă ; - cu apă de zăcământ inactivă; - fără apă de zăcământ liberă; Bazinul petrolifer si gazeifer este acel bazin de sedimentare care în evoluţia geologică a avut condiţii de formare, acumulare și conservare a hidrocarburilor. Aceste bazine pot fi: 1. după gradul de cunoaştere a resurselor : - productive; - de perspectivă; - fără perspectivă; 2. după natura depresiunilor: - de platforma (sineclize, anteclize, depresiuni periferice, shelf, grabene etc.). - avanfosă; - regiuni cutate; - depresiuni intermontane; - depresiuni intramontane; 3. după relaţiile cu plăcile tectonice si stilul tectonic (Perrodon, 1985): provincii ale platformelor: - platforme stabile (platforma Michigam); - platforme instabile sau complexe (Platforma vest siberiana); provincii de prăbuşire: - de rift (provincia Golfului Suez); - de margini pasive (provincia Gabon); - deltaice (provincia deltei Mahakam). provincii ale domeniului orogenic: • intramuntoase (provincia Vienei); • de decroşare (provincia Los Angeles); • de convergență: 1. tip avanfosă (provincia pericarpatică); 2. tip chinezesc (provincia Tarim); 3. tip cordilier (provincia costieră peruană). 1.3. Prospectarea şi exploatarea zăcămintelor de petrol si gaze Descoperirea, evaluarea și exploatarea unui zăcământ, indiferent de natura sa, nu este un lucru uşor. Deşi, la ora actuală producţia, de petrol și gaze se confruntă cu o “criza” lentă, dar destul de “eficace” nu se pune încă problema unui adevărat colaps. Petrol se va extrage mult timp de-acum încolo, dar cu alte investiţii și, prin urmare, alte prețuri. Ca la orice tip de substanţă utilă, există faze distincte în ceea ce priveşte descoperirea si exploatarea acesteia. Prospecţiunea Ea este prima fază a unei munci imense și cu investiţii importante. Din acest punct de vedere, descoperirea zăcămintelor de petrol și gaze naturale foloseste mai multe tipuri de prospecţiuni. 1. Prospecţiunea geologică poate fi locală – adică cartare în deschideri naturale și deschideri artificiale și regionala – adică o prospecţiune aerofotogeologică (depistarea caracterelor morfostructurale si morfolitologice). În final, vor rezulta hărţi geologice regionale și de detaliu (locale) care cuprind date stratigrafice, litologice și structurale. Prospectiunea geofizică Din acest punct de vedere, există foarte multe detalii asupra cărora nu vom insista aşa de mult. Prospecţiunea geofizică este o adevărata “maşinărie” care va duce in final la rezultate spectaculoase și se bazează pe măsurarea proprietăților fizice ale rocilor. Ea este de mai multe tipuri: 4

•

gravimetria: măsoară câmpul gravitaţional și, prin urmare, contrastul de densitate a rocilor. Prin această metodă se obţin date importante referitoare la fundament, grosimea cuverturii sedimentare etc.; • magnetometria măsoară câmpul magnetic terestru si prin urmare diferenţa de susceptibilitate • electrometria măsoară potenţialul provocat, potenţialul natural, rezistivitatea si alte caracteristici electrice ale rocilor. Prin aceasta metoda se obţin date referitoare la rocile din zonele superficiale (argilele sunt rocile cu potenţial electrometric mare – ele polarizează și au rezistivitate mica in contrast cu rocile carbonatice, gipsul, anhidritul – care sunt foarte rezistive); • seismometria poate fi de refracţie și de reflexie. Aceasta metodă foloseşte vibraţiile de la explozii provocate. Înregistrările se făceau pe bande magnetice (actualmente se fac digital sau pe disc cu ajutorul unor softuri personalizate) si se prelucrează cu programe speciale pe computer. Se obţin astfel secţiuni seismice verticale (SEV-uri), dar și prelucrări tridimensionale. Aceasta metoda se foloseşte in general pentru determinarea exacta a reliefului fundamentului (de refracţie), pentru structura, litologie, prezenta faliilor, a recifelor, cordoanelor marine îngropate, paleofluvii îngropate si uneori natura fluidelor din rocile poroase. Pe lângă aceste metode se mai folosesc metode magnetotelurice si microgravimetrice de detaliu. 3. Prospectiunea geochimică se bazează pe faptul ca hidrocarburile din subsol migrează (în cantități foarte mici) și, prin urmare, pot fi detectate în sol, deasupra zăcămintelor de petrol și gaze. În final, se pot realiza hărţi geochimice care redau forma si tipul acumulării. La zăcămintele cu ecranări tectonice (falii), anomaliile geochimice sunt deplasate față de verticala zăcământului (migrarea gazelor fiind mult mai mare pe aceste accidente tectonice). Prospecţiunea hidrogeologică are scopul de a stabili caracterul apelor din stratele poroase și permeabile. Şansele de găsire a unor acumulări de hidrocarburi este legată de existența apelor de zăcământ (ape care au în componența lor Ca, Na, Mg, Cl, I, Br, SO4, NH4, fenoli, acizi naftenici etc.). Aceasta prospecţiune se poate realiza si pe apele din sondele de cercetare. 5. Prospecţiunea prin foraje este metoda prin care se completează cunoaşterea formaţiunilor geologice din adâncime. Ea se aplică ultima, este foarte bine fundamentată și cea mai costisitoare. Poziţia rocilor mamă, a rezervoarelor și a caracteristicilor acestora, tipurile de capcane, discordantele, efilările sunt elemente care pot fi foarte mult clarificate in urma acestor foraje. De asemenea, sunt verificate si cercetate poziţiile reperelor de pe secţiunile seismice si celelalte date geofizice. Forajele de prospecţiune pot fi: Forajele structurale se executa pentru clarificarea problemelor referitoare la structura, dimensiunile si formele structurale (înclinări, închideri etc.), succesiunile stratigrafice, faciesurile formaţiunilor, identificarea reperelor, faliilor, discordantelor, porozitatea, permeabilitatea si alte date despre rocile colectoare si studiul fluidelor din rezervoare. Forajele structurale se execută pe profile transversale și au adâncimi variabile. Distanta intre aceste foraje este calculata aşa încât să rezolve problemele structurale ale zăcământului. În aceste foraje, se pot face investigaţii geofizice (carotaj) și se pot preleva probe de roci. Forajul de referință se execută pentru cercetarea întregii cuverturi sedimentare (până la fundamentul cristalin). El are prevăzute investigaţii complete si complexe, privind întreaga succesiune de roci și testări ale fluidelor din rocile selectoare. Construcţia unei sonde de foraj este extrem de complexă și, mai ales, costisitoare. Aşa cum am amintit la aceasta metoda, deşi obligatorie se recurge numai după o îndelungată chibzuință și cu argumente extrem de pertinente. Deşi simplificată, schema unei sonde de foraj arata ca în figura următoare:

5

Schema simplificată a unei sonde de foraj

Explorarea Până a se ajunge la această etapă, pot să treacă ani, zeci de ani și investiţii extrem de costisitoare. De aceea, explorarea are doua etape: preliminară și de detaliu (prima o condiţionează pe cea de-a doua, fiind vorba tot de bani). Datele cercetărilor în faza de prospecţiune, inclusiv forajele de prospecţiune și de referință, conduc la stabilirea existentei perspectivelor de petrol și gaze prin: • punerea în evidență a unor formaţiuni de roci sursă de hidrocarburi (roci mamă); • condiţiile de formare și acumulare a hidrocarburilor; • cunoaşterea succesiunilor litostratigrafice; • existența capcanelor; • stilul structural regional; • conturarea unor structuri posibile acumulatoare de hidrocarburi; • prezența indicilor direcţi sau indirecţi de hidrocarburi (din cercetările geologice, geofizice, geochimice, hidrogeologice si hidrochimice); • date comparative cu structurile geologice regionale și locale din zone asemănătoare, învecinate sau mai depărtate. Explorarea zăcăminteler de petrol si gaze naturale se face pentru: • descoperirea acumulărilor de hidrocarburi în structurile evidenţiate de prospecţiuni; • aflarea și descifrarea tipului de acumulări de hidrocarburi (forma, gaze + condens, gaze + petrol, petrol); • cunoaşterea structurii de detaliu (forma, grosimea colectorului, tipul de capcana, falii prezente, sectoarele cu regimuri hidrodinamice unitare etc.); • limitele gaze/titei, țiței/apă (adâncime, înclinare); • debite, raţia gaze/țiței (RGT), procentul de apă în ţiţeiul extras în probe; • număr de colectoare suprapuse și regimul acestora; • eficiența exploatării viitoare. Exploatarea Faza de explorare poate dura zeci de ani. În urma unui raport foarte bine justificat și dacă se găseşte eficientă exploatarea se elaborează un proiect. În acest sens, se fac și unele cercetări de flux tehnologic: • starea apei de zăcământ (daca este activa sau inactivă); 6

• •

comportarea zăcământului la injecţia cu apă; stabilirea fluxului tehnologic pentru conservarea energiei zăcământului (RGT – regimul gaze/țiței maxim, gabaritul reţelei de sonde etc.). Probarea sondelor Probarea geologică se realizează pentru cunoaşterea succesiunii litostratigrafice în timpul săpării sondei. Probele constau în probe de detritus – probe de sita, carote, gaz-carotaj. La sfârşitul forajului se face carotajul geofizic. De asemenea, în timpul forării se fac testări de țiței și/sau gaze. Probe de producţie – Geologul este acela care stabileşte programul de investigare a colectoarelor interceptate de foraj. Sonda este astfel pregătită cu o coloană de exploatare sub nivelul colectorului cel mai adânc. Proba primului colector se face prin: • perforare; • înlocuirea noroiului de foraj cu apă și spălare; • pompare; • diferite metode de degajare și mărire a fluxului spre gaura de sondă (fisurare hidraulică, acidizare etc.). În caz de reușită, sonda va produce țiței și/sau gaze. Se iau astfel o serie de măsuri: • probare pentru a determina tipul de hidrocarburi; • măsurarea presiunii statice si dinamice; • urmărirea comportării în timp (debite pe diferite dispozitive la sondele eruptive, nivelul ţiţeiului, debitul de țiței și apă la diferite ritmuri de extracţie la sondele în pompaj); • la terminarea programului de “probe”, un anumit nivel se închide (se cimentează stratul probat) și se începe probarea la stratul imediat superior; • in caz de nereușită (adică stratul a produs apa sărată, apă dulce și/sau foarte puţine hidrocarburi fără presiune), se cimentează un dop deasupra zonei perforate și se continuă probarea deasupra (în sus), la stratele colectoare superioare. CAP. 2. Parametrii fizici ai fluidelor şi factorii de zăcământ care intervin în extracţia ţiţeiului şi gazelor asociate. 2.1. Proprietăţile gazelor. Proprietățile chimice și fizice ale gazelor Comoziția chimică În funcție de proveniența gazelor extrase din zăcăminte, gazele se clasifică în • gaze asociate (își au originea în zăcămintele de țiței unde sunt fie dizolvate în țiței fie formează capul de gaze al acestora) • gaze libere (conțin numai hidrocarburi gazoase numite zăcăminte de gaze) Hidrocarburile ce intră în componența gazelor asociate sunt hidrocarburi parafinice cu formula chimică generalizată CnH2n+2. ponderea cea mai mare o are metanul (CH4), urmat de etan (C2H6), propan (C3H8), butan (C4H10) cu pondere foarte mică și pentanul (C5H12) care are ponderea așa de mică încât celelalte hidrocarburi sunt trecute generic împreună sub denumire C 5+. Gazele libere au în componența lor, în majoritate metan, celelalte hidocarburi sunt în cantități nesemnificative, drept urmare se mai numesc și gaz-metan. Gazele asociate cu țițeiul sunt acele gaze care conțin hidrocarburi mai grele: propan, butan pentan etc unde sunt trimise la stațiile de degazolinare în vederea extragerii componentelor de la propan în sus în formă lichidă, un compus numit gazolină brută. Ecuația de stare a gazelor reale Ecuația de stare a gazelor ideale este dată de ecuația: pV = nRT unde: p - presiunea în sistem V - volumul sistemului n - numărul de moli (cantitatea de substanță) din sistem R - constanta universală a gazelor (R = 8314,472 m3 Pa K-1 kmol-1) T - temperatura absolută a sistemului 7

Gazele de sondă se abat de la legea gazelor ideale, adică nu mai e satisfăcută relația de continuitate: pV  p1V1  ...  pnVn . Abaterea de la legea gazelor ideale se datorează acțiunii forțelor intermoleculare și volumului propriu al moleculelor. Pentru calcule, se introduce factorul Z numit factor de abatere de la legea gazelor ideale sau perfecte. Dacă Z>1 înseamnă că gazul este mai puțin compresibil, dacă Z=1 gazul este ideal și dacă Z 15 m3 H2 condiţii standard. Pentru a nu reacţiona imediat cu apa până la adâncimea sondei, sticksuri este confecţionat dintr-o teacă etanşă de polietilenglicol, în care se introduce sub formă de pulbere 500 ... 400 g substanţă activă de CaH2. Reacţia cu apa este exotermă şi imediată. Ca modalitate de folosire la sondele inundate ce trebuie repornite: - înaintea introducerii sticksurilor se deschide sonda pe liber la batal; - se introduc sticksurile pe rând, lansarea următorului stik se face după ce primul a atins nivelul apei. - se lasă sonda deschisă la batal 1...3 ore. Pentru mărirea eficienţei liftării gas-sticksurile de CaH2 se introduc împreună cu sticksurile din materiale spumante. 2. Slick sticksurile conţin surfactanţi anionici şi cationici şi sunt singurele produse care îmbină proprietăţile de spumare cu cele de reducere a pierderilor prin frecare. Sunt utilizate atât la evacuarea apei din sondele de gaze cât şi pentru tratarea apei de injecţie în vederea reducerii pierderilor prin frecări cu efect atât pentru apele dulci cât şi pentru cele sărate. Timpul de dizolvare este de 4...6 ore. Temperatura de topire de 55 °C şi solubilitatea 100% în apă, şi insolubile în produse petroliere. Datorită proprietăţilor de reducere a frecărilor se folosesc la pistonare, prelungind durata de funcţionare a garniturii pistonului. Timpul de închidere a sondei după introducerea acestora este de 3.. .6 ore. Materialele spumante lichide - se introduc în sondă cu ajutorul lubricatorului sau a pompelor dozatoare acţionate de presiunea gazelor proprii ale sondei. Agenţii de spumare lichizi utilizaţi: 1) Ionici: a) anionici (D4; D5); b) cationici SINTAM. 2) Neionici: IOF9; IOF15; STN2; STN3. În şantier, uzual, se foloseşte amestecul dintre emulgatorul E96 şi agentul aditiv spumant AAS15 în concentraţie de 10 %. Pentru evacuarea din sonda a 1 m3 de apă, se foloseşte, de regulă, 13,5 1 de astfel de agent spumant lichid de concentraţie 10 %. Schema de montaj a instalaţiei de evacuare a apei cu pompe dozatoare acţionate de presiunea proprie a sondei de gaze este prezentata în figura cu schema de montaj a instalației de injecție a agentului spumant lichid cu ajutorul pompei dozatoare:

48

4.5.1. Dispozitive pentru stabilirea procentului raţional de extracţie Sondele de gaze produc prin erupţie naturală. Aşadar, pentru extracţia gazelor este necesară numai obţinerea unei scăderi de presiune. Pentru realizarea unei extracţii raţionale a gazelor, trebuie îndeplinite deci condiţiile obţinerii unei scăderi raţionale de presiune. Prin menţinerea unei presiuni la ieşirea gazelor din sondă asupra stratului productiv, se creează o contrapresiune, care face ca diferenţa de presiune, Δp = pc — pf, să aibă o valoare determinată de necesitatea obţinerii unui debit stabilit sau de realizarea condiţiilor tehnico-geologice ale exploatării zăcământului. Pe de altă parte, în unele cazuri, pentru ca instalaţiile de la suprafaţă să nu fie supuse unor presiuni prea mari (separatoare de gaze, armături etc.), se impune o scădere a presiunii gazelor, la ieşirea din capul de erupţie. În scopul menţionat în capitolul precedent, la începerea exploatării unui zăcământ, se recomandă ca pentru presiuni de strat ridicate, presiunea de fund să nu fie mai mare decât 90% din presiunea de strat (ε — 0,9). În practică, scăderea de presiune dorită se obține prin stabilirea unui anumit procent de extracție, adică a unui anumit debit zilnic de gaze Qg, cu ajutorul unor dispozitive montate brațele capului de erupţie sau pe conductele de evacuare a gazelor. Mentenanța minără a echipamentelor de exploatare/captare la gura sondei Montarea echipamentelor Montarea echipamentelor de exploatare/captare la gura sondei se face parțial\total din elementele componente. Flanșa cu mufă, a capului de coloană, se montează pe prima coloană tubată a sondei, fie prin înșurubare, fie prin sudare. Toate elementele trebuie aduse cât mai aproape de gura sondei. Nu se admit trântirea sau târârea. Elementele instalației se montează prin strângerea cu șuruburi a flanșelor suprapuse, asigurându-se etanșeitatea cu inele metalice. La montare se folosesc doar inele metalice noi. Înainte de montare trebuie controlată, cu atenție, starea suprafeței canalului în care se așază inelul metalic și starea inelului. Canalele flanșelor și inelele trebuie spălate și șterse până la uscare. Se controlează și se ung cu unsoare anticorozivă. Suprafețele lor nu trebuie să prezinte urme de lovituri, imprimări sau alte defecte ce ar împiedica realizarea unei bune etanșări. Șuruburile nu trebuie să aibă defecte care le-ar slăbi rezistența. Toate piesele trebuie să fie executate din materialele și cu dimensiunile prevăzute în documentația de execuție. Strângerea șuruburilor la 49

îmbinarea a două flanșe, trebuie făcută progresiv, două câte două, diametral opuse, pentru a se evita înclinarea flanșelor. Operația de strângere se repetă de două-trei ori, în aceeași ordine, până la strângerea lor definitivă. Muncitorii care strâng șuruburile trebuie să stea comod și sigur pe podete amenajate special în acest scop. (Nu se admite să stea pe elementele instalației, pe ventile, brațe etc). Beciul sondei trebuie acoperit cu un pod de scânduri, pentru a se evita alunecarea muncitorilor. Pentru strângerea corectă (cu momentul de strângere prescris) și pentru strângerea uniformă a șuruburilor este indicat să se folosească chei dinamometrice. Dupa introducerea garniturii de țevi de extracție în sondă și sprijinirea ei prin intermediul mufei tronconice în dispozitivul pentru suspendarea țevilor, se asigură etanșeitatea și blocarea mufei tronconice în flanșa dublă, strângând bine piulița de blocare, respectiv bolțurile speciale. Aceste bolțuri se strâng ca și șuruburile, două câte două, diametral opuse. Penele în care se suspendă coloana de burlane trebuie să aibă dintâi curati si in perfecta stare. Garniturile de cauciuc nu trebuie sa prezinte defecte (crapaturi, stirbituri, bavuri etc.). Muchiile capului burlanului trebuie să fie rotunjite și curățate prin pilire. Introducerea garniturilor pe capul burlanului trebuie să se facă cu grijă pentru a nu le deteriora. Pentru asigurarea unei etanșări perfecte a garniturilor, după montarea lor în lăcașul corespunzător și după strângerea șuruburilor flanșelor, trebuie presată pasta de etanșare prin orificiile din talerele flanșelor. La montarea instalației de captare trebuie acordată o deosebită atenție la toate lucrările-transport, control, ungere, așezare corectă a garniturilor, strângerea îmbinărilor cu flanșe etc, deoarece cea mai mică scăpare de țiței sau gaze poate produce avarii foarte grave. În timpul demontării turlei sau a altor lucrări la sonde, capul de erupție/pompare trebuie protejat montând deasupra lui un pod (metalic sau din bușteni). Întreținerea instalației de captare Constă în verificări periodice, strângerea șuruburilor, controlul etanșeității garniturilor principale și secundare, strângerea piuliței la presgarniturile bolțurilor cu scăpări (sau se înlocuiește garnitura), presarea pastei de etanșare prin orificiile din talerul flanșelor etc. O operație frecventă este controlul și înlocuirea duzei. La capetele de erupție cu un braț, operația se face prin oprirea sondei și scurgerea presiunii de pe braț. La capetele de erupție cu două brațe, producția e dirijată pe brațul de rezervă și controlul duzei se face fără oprirea sondei. Se închid robinetele dinainte și după duză, se scurge presiunea din corpul portduzei și se desface capacul. În timpul controlului duzei, personalul operator nu trebuie să stea în fața duzei (ca să nu-l poată lovi o eventuală scurgere de presiune). Duza fixă se introduce în locașul sau cu ajutorul unui dorn special și se fixează cu ajutorul piuliței de siguranță. Aceasta trebuie înșurubată complet cu ajutorul unor chei speciale. Închiderea\Deschiderea robinetelor trebuie făcută lin, de către un singur om, cu ajutorul unor pârghii cu gheare. Rotile de manevra trebuie asigurate cu piulite; nu se admite folosirea rotilor de manevră pe pătrate de tije cu dimensiuni diferite. Se va respecta regula ca robinetul să fie închis sau deschis; nu este permisă reglarea debitelor cu ajutorul robinetelor. Robinetul principal al capului de erupție trebuie prevăzut cu tija de 8…10 m cu articulație cardanică, pentru a putea fi acționat de la distanță. Reparațiile la elementele instalației de captare Constau în înlocuiri de piese uzate și, rareori, mici rectificări ale unor suprafețe de etanșare (canalul inelului metalic, locașul garniturilor principale și secundare, robinete etc). Partea cea mai expusă este capul de erupție care se uzează datorită nisipului și agenților corozivi aflati în fluidul produs de sondă. Reviziile cuprind lucrări ce se pot executa, la fața locului, fără a fi necesară omorârea sondei. Se pot face: înlocuiri de șuruburi uzate (unul câte unul, înlocuirea roților de manevră, a manometrelor defecte, duzelor, garniturilor de la presgarniturile robinetelor care pot fi scoase de sub presiune etc. Reparațiile mijlocii și capitale se efectuează la atelierele mecanice, prin demontarea și controlul tuturor pieselor, în special al robinetelor cu sertar. Cele mai frecvente uzuri se constată la suprafețele de etanșare ale locașurilor corpului și sertarului robinetului. Dacă uzura 50

este mică, suprafețele de etanșare se refac prin răzuire și rodaj cu pastă. Dacă locașul sau sertarul prezintă rizuri sau coroziuni puternice, locurile uzate se încarcă cu sudură și piesele se prelucrează mecanic (strunjire, pilire, răzuire, rodaj). Elementele reparate se supun probelor hidraulice de rezistenta. Instalația de captare are un rol foarte important la sondele în erupție sau în pompaj. Personalul de întreținere și reparație a acestui echipament trebuie să cunoască foarte bine construcția, caracteristicile tehnice, destinația, modul de utilizare, reparația etc. De nivelul lor de pregătire profesională, precum și de constiinciozitatea lor în muncă depinde, în cea mai mare masură, asigurarea unui regim tehnologic corect de exploatare, care să elimine eventualele accidente tehnice cu consecințe foarte grave (omorârea sondei, erupții libere etc). CAP. 5. Regimul exploatării sondelor de gaze 5.1. Stabilirea debitului maxim admisibil al sondelor de gaze De obicei, sondele de gaze nu pot produce cu debitul liber ci cu debite mult mai mici, pentru a nu provoca viituri de nisip din strat. Drept debit maxim admisibil se consideră debitul maxim cu care poate produce o sondă jără viituri de nisip. Debitul maxim admisibil al unei sonde se stabileşte cu ajutorul unei ecuaţii care se bazează pe condiţia că viteza reală maximă a gazelor în strat, în jurul găurii de sondă nu trebuie să atingă valoarea la care sînt antrenate granulele de rocă în gaura de sondă şi anume: qgm este debitul maxim, la care încep să vină granule de rocă în gaura sondei, în Nm3/24 h ; rs — raza găurii de sondă, în m; h — grosimea stratului, în m; vm — viteza reală maximă a gazelor la intrarea în gaura de sondă la pf — presiunea dinamică de fund a sondei, în kgf/cm2; pfg — presiunea dinamică la gura sondei, în kgf/cm2; H — adîncimea stratului, în m; yr — greutatea specifică relativă a gazelor; Cm — factorul de viteză, în Nm3/24 h-kgf/cm2. În practică, factorul de viteză, care conţine şi viteza reală maximă, se determină în felul următor: se montează pe capul de erupţie al sondei dispozitivul reprezentat în figura următoare. Dispozitivul cuprinde o flanşă de racord 7 pentru capul de erupţie, în care este înşurubat racordul masiv 2, prevăzut cu robinetul de scurgere 3. într-un şanţ al capătului superior al racordului se află o garnitură de plumb 5 şi discul calibrat 6. Aceste două piese sînt presate pe racord cu ajutorul piuliţei 8, sudată la placa 7, prevăzută cu două mînere 9. Pe placa 7 sînt fixate trei suporturi 70 care susţin o placă din lemn tare 7 7 avînd un orificiu cu diametrul de 50 mm, o placă de placaj 72 şi o placă din oţel 13, presate laolaltă cu ajutorul piuliţelor 14. De obicei, racordul masiv 2 este prevăzut şi cu o teacă pentru termometru pentru a măsura temperatura curentului de gaze în interiorul racordului. în cadrul probei de producţie se măreşte debitul sondei în etape pînă ce pe placa 72 apar primele granule de rocă. în acest moment se determină debitul de gaze al sondei cu ajutorul discului calibrat 6 şi se măsoară presiunea dinamică la gura sondei. Cu ajutorul ecuaţiilor, se poate calcula factorul de viteză.

51

Dispozitive pentru stabilirea debitului maxim admisibil la sondele de gaze

Debitul maxim admisibil al sondei reprezintă circa 90% din debitul la care apar primele granule de nisip, deci : în care: Factorul de viteză C are o valoare constantă pe toată durata de exploatare, iar debitul maxim admisibil scade proporţional cu presiunea dinamică. Aceasta, la rîndul ei, scade paralel cu presiunea de zăcămînt p, pe măsura extracţiei gazelor din zăcămînt, conform ecuaţiei :

în care: p este presiunea de zăcămînt, în kgf/cm2; V — volumul porilor zonei de gaze a zăcămîntului, în m3 ; t — temperatura de zăcămînt, în °C; G0 — rezerva iniţială de gaze a zăcămîntului, în Nm3; G' — cantitatea de gaze extrase, în Nm3; Z — factorul de abatere al gazelor zăcămîntului faţă de gazele perfecte. 5.2. Stabilirea debitului de regim al sondelor de gaze În general, se recomandă ca sondele de gaze să producă cu debitul maxim admisibil, deoarece în acest caz numărul necesar de sonde şi deci investiţiile pentru foraj şi instalaţii de producţie sînt minime. Dar, deoarece consumul de gaze variază în cursul anului, apar vârfuri de consum care trebuie acoperite. Pentru a acoperi vîrfurile de consum, în ţara noastră se aplică aproape exclusiv metoda opririi în perioadele cu consum redus a unui număr corespunzător de sonde, sonde-tampon, care se pornesc în perioadele de consum mare. Mai rar se aplică metoda ca în perioadele de consum scăzut 52

sondele să producă cu debite reduse, iar în perioadele de vîrf, debitele să se mărească pînă la valorile maxime admisibile. Metoda cea mai raţională a acoperirii vîrfurilor de consum constă în înmagazinarea gazelor în perioadele de consum scăzut într-un strat poros (zăcămînt epuizat de gaze sau de ţiţei, alt strat poros) sau într-o cavernă subterană, din care gazele înmagazinate se extrag în perioadele vîrfurilor de consum. Aceste depozite subterane de gaze se amplasează în apropierea consumatorilor mari. În cazul aplicării înmagazinării subterane a gazelor toate sondele de gaze pot produce permanent cu debitul maxim admisibil; în perioadele de consum redus o parte din aceste sonde alimentează consumatorii, restul alimentează depozitele subterane, iar în perioadele de vîrf toate sondele, precum şi depozite subterane alimentează consumatorii. Pe lîngă avantajul că astfel numărul necesar de sonde este redus la un minim, înmagazinarea subterană a gazelor mai prezintă avantajul că nu este necesar să se dimensioneze conductele de transport pentru debitele de transport maxime din vîrfurile de consum, ci pentru debitele medii. Metoda înmagazinării subterane a gazelor a început să se aplice şi în ţara noastră. 5.3. Controlul mersului sondelor de gaze Controlul mersului sondelor de gaze se realizează analog cu cel al sondelor în erupţie naturală, executîndu-se următoarele operaţii, însă ţinînd seama de specificul sondelor de gaze: • determinarea debitului de gaze fie cu debitmetrul, fie cu probatorul, cu care se poate constata şi apariţia nisipului; • determinarea debitului lichidelor extrase (al apei, respectiv al condensatului, care se scurg) ; • măsurarea presiunii la suprafaţă, în coloană şi în ţevile de extracţie, înainte şi după duză (în conductă); • determinarea presiunilor de fund, fie cu manometrul de fund, fie prin calcul; • controlul tălpii şi al ţevilor de extracţie. în cadrul controlului tălpii, sondele se răsuflă la anumite intervale, pentru a extrage apa care, eventual, s-a adunat la talpă. 5.4. Repartizarea sondelor de gaze pe categorii de presiune Conductele magistrale pentru transportul gazelor din schele la consumatori se construiesc pentru trei categorii de presiune : • presiune înaltă, depăşind circa 35 kgf/cm2, pentru consumatori îndepărtaţi şi debite mari; • presiune medie, depăşind circa 15 kgf/cm2; • presiune mică, sub 14 kgf/cm2, pentru consumatorii apropiaţi şi debite mici. În consecinţă, gazele în schele se colectează în trei reţele de conducte: de mare, medie sau mică presiune. Pentru a conserva cît mai bine presiunea de zăcămînt, sondele de înaltă presiune se leagă la colectorul de mare presiune, sondele de medie presiune se leagă la colectorul de medie presiune, iar sondele de joasă presiune se leagă la colectorul de mică presiune al schelei. În perioadele de consum redus, cînd presiunea de transport în conducte este scăzută, o parte din sondele de medie presiune se leagă temporar la colectorul de mare presiune, iar o parte din sondele de înaltă presiune se opresc. Dacă presiunea unei sonde scade sub presiunea conductei la care este legată, sonda se schimbă la colectorul cu presiune mai mică. Dacă, însă, scăderea presiunii sondelor este generală şi nu rămîn sonde suficiente pentru a alimenta conductele de mare presiune se instalează compresoare care aspiră gazele din sonde şi le comprimă, refulându-le în conducte. Dacă diferenţa de presiune între o sondă şi conducta de transport este mică, se foloseşti ejectorul (compresorul cu jet de gaze). Cînd diferenţa de presiune între sonde şi conducte devine mare se folosesc compresoare cu piston sau centrifuge Compresoarele sînt utilaje costisitoare, atît din punct de vedere al investiţie: cît şi al 53

exploatării. Instalarea lor împarte exploatarea zăcămintelor de gaze în două etape importante : exploatarea fără compresoare şi exploatarea cu compresoare. 5.5. Măsurarea debitului sondelor de gaze Pentru măsurarea debitului de gaze al sondelor se montează pe conductă un ajutaj sau un disc prevăzut cu un orificiu central; trecerea gazelor prin orificiu produce o pierdere de presiune, în consecinţă, presiunea p din conductă, înainte de orificiu, este mai mare decît presiunea p1 după orificiu. Cînd raportul p1/p> 0,55, debitul de gaze se măsoară cu ajutorul debitmetrelor diferenţiale, aşa cum se măsoară debitul gazelor din sondele de ţiţei, însă cu deosebirea că pentru sondele de gaze se folosesc aproape exclusiv ajutaje în loc de discuri (diafragme). Formula de calcul este aceeaşi pentru ajutaje, respectiv diafragme, cu menţiunea că valoarea constantei din formulă, C, diferă : există tabele separate pentru diafragme, respectiv ajutaje. Cînd raportul p1/p < 0,55 curgerea se produce în regim critic, iar debitul de gaze se măsoară cu ajutorul discurilor calibrate, folosindu-se ecuaţia : în care : qg este debitul de gaze, în Nm3/24 h; k — factor care depinde de diametrul discului, greutatea specifică, temperatura gazelor, precum şi de coeficientul de abatere de la gazul perfect la temperatura şi presiunea gazelor, în Nm3/24 h/ /kgf/cm2 ; p — presiunea gazelor înainte de disc, în kgf/cm2. Valoarea factorului k, pentru diferite diametre ale orificiului, este indicată în tabela următoare:

Debitele calculate cu valorile k din tabela de mai sus sînt aproximative, fiind valabile pentru gaze cu greutatea specifică relativă 0,6 şi pentru 15°C. Pentru măsurarea debitului de gaze se pot folosi şi duzele capetelor de erupţie. Şi, în acest caz, debitul se calculează cu ecuaţia de mai jos, însă valorile factorului k sînt altele decît pentru discul calibrat şi se determină prin etalonare.

Se menţionează că la întreprinderile de extracţie a gazului metan din ţara noastră, prin cantitatea de 1 Nm3 se înţelege cantitatea de gaz care ocupă 1 m3 la presiunea atmosferică şi la 15°C (în loc de 0 °C), iar 1 Nm3 gaze raportate la 15 °C este egal cu circa 0,95 Nm3 gaze raportate la 0°C. Cel mai răspândit dintre aparatele utilizate în industria petrolieră pentru măsurat debitele de 54

gaze este debitmetrul (contorul) diferenţial. Principiul de funcţionare al acestui aparat are la bază următoarele : dacă se cunoaşte în orice moment viteza cu care un fluid oarecare trece printr-o secţiune S a conductei, atunci debitul de fluid care trece prin această secţiune este produsul dintre valoarea vitezei şi aria secţiunii. Condiţiile care se impun sunt ca secţiunea să fie perpendiculară pe direcţia curgerii şi fluidul să fie omogen. Contorul diferenţial stabileşte indirect viteza de curgere a fluidului, prin determinarea valorii unei presiuni diferenţiale care se poate crea în felul următor : Se introduce în conducta prin care trece fluidul un disc cu orificiu mai mic decît diametrul interior al conductei. In timpul curgerii fluidului prin orificiu se va crea o diferenţă de presiune între partea din amonte şi cea din aval a discului.

5.6. Exploatarea zăcămintelor de gaze cu condensat Zăcămintele de gaze cu condensat se deosebesc de zăcămintele de ţiţe şi de gaze obişnuite prin aceea că temperatura lor este cuprinsă între temperatura critică şi cricondenterm, iar presiunea — între presiunea critică şi cricondenbar. Când presiunea de zăcământ scade în cursul extracţiei pînă la o anumită valoare, se formează, datorită condensării retrograde, o fază lichidă în strat, condensatul, un lichid gălbui, similar cu gazolina, avînd, însă greutatea specifică mai mare. Când 55

presiunea scade în continuare, o parte din condensat se vaporizează din nou, dar o parte rămîne definitiv în strat. Pentru a preveni formarea condensatului în strat, se procedează la menţinerea presiunii de zăcământ. În acest scop se extrag gazele şi, după separarea condensatului, se reintroduc în strat ; metoda se numeşte recirculare a gazelor. Deoarece recircularca necesită investiţii pentru instalarea compresoareloi de înaltă presiune şi cheltuieli pentru comprimarea gazelor, metoda se aplici numai cînd gazele au conţinut mare de condensat. Exploatarea sondelor de gaze cu condensat este similară cu exploatare; sondelor de gaze, cu deosebirea că se folosesc instalaţii de suprafaţă ma perfecţionate pentru separarea cît mai completă a condensatului care st manipulează similar cu ţiţeiul şi se depozitează în rezervoare. Utilajul pentri separarea condensatului cuprinde separatoare de gazc-condensat şi instalaţi similare cu instalaţiile de degazolinare. În cazul în care gaz-condensatul se exploatează cu recirculare, se ma foloseşte o staţie de compresoare cu toate anexele şi conductele necesare 5.7. Prezența apei în gaze Gazele din cele mai multe zăcăminte gazeifere sînt în contact cu apa de zăcămînt şi, în consecinţă, conţin vapori de apă. Raportul între cantitatea de vapori de apă şi cantitatea de gaze cu care este amestecată se numeşte umiditatea gazelor, exprimîndu-se în kilograme-forţă de vapori de apă pe 1 000 Nm3 gaze. Umiditatea maximă depinde de temperatura şi presiunea gazelor: creşte cu creşterea temperaturii şi scade cu creşterea presiunii. Cînd gazele au, la o anumită temperatură şi presiune, umiditatea maximă se spune că sînt saturate cu vapori de apă, la temperatura şi presiunea respectivă, în graficul următor este reprezentată relaţia între umiditatea maximă a gazelor cu densitatea relativă 0,6 şi între temperatură, pentru diferite presiuni. Astfel, la 70 °C, şi la 60 kgf/cm2, 1 000 Nm3 gaze pot conţine maximum 4,8 kg vapori de apă (punctul A din grafic). Curbele din grafic sînt curbele de umiditate maximă sau curbele de saturaţie ale gazului cu densitatea relativă 0,6 la diferite temperaturi şi presiuni.

56

Dacă temperatura gazelor saturate scade la 20 °C, iar presiunea de 60 kgf/cm2 rămîne constantă, atunci 1 000 Nm3 gaze nu pot conţine decît maximum 0,40 kgf vapori de apă (punctul D din fig. 143), iar restul de 4,8 — 0,4 = = 4,4 kgf condensează. Uneori, gazele din zăcămînt sau din conductă nu sînt saturate cu vapori de apă. Astfel, dacă la 70 °C şi 60 kgf/cm2, 1 000 Nm3 gaze conţin numai 3 kgf vapori de apă, gazele se pot răci pînă aproape de 58 °C (punctul) fără ca vaporii de apă să condenseze. De abia la 58 °C se formează prima picătură de apă, iar punctul D care corespunde temperaturii de 58 °C se numeşte şi punctul de rouă al gazelor care au umiditatea 3 kgf/1 000 Nm3 la 60 kgf/cm2. Saturaţia cu vapori de apă a gazelor scade foarte puţin dacă densitatea lor relativă este mai mare ; în calculele tehnice se folosesc, de obicei, valorile din grafic. În afară de vaporii de apă, gazele conţin uneori şi apă, provenită fie din apa de zăcămînt, fie din stratele acvifere vecine care nu au fost suficient izolate de stratul productiv. Prezenţa apei în gaze poate produce multe neajunsuri, dintre care cele mai importante sînt: • acumularea apei la talpa sondelor, ducînd la micşorarea debitului de gaze ; 57

• •

acumularea apei în conductă, avînd drept consecinţă mărirea simţitoare a presiunii de transport ; apa antrenată pînă la consumator poate produce defecţiuni tehnice şi accidente grave la instalaţiile în care se folosesc gazele ; formarea criohidraţilor, care pot înfunda ţevile de extracţie sau conductele.

5.8. Formarea şi combaterea criohidraţilor Gazele : metan (CH4), etan (C2H6), propan (C3H8) şi butan (C4H10) sau amestecurile acestor gaze formează cu apa cu care sînt în contact corpuri solide, cristale, de o structură similară cu zăpada, care, la un moment dat, pot înfunda complet ţevile de extracţie sau conductele. Criohidraţii se formează cu atît mai uşor, cu cît presiunea este mai mare şi cu cît temperatura este mai mică. Factorii secundari care favorizează formarea criohidraţilor sînt: viteza mare şi turbulenţa curentului, pulsaţiile şi schimbările bruşte de direcţie a acestuia. Pentru criohidraţi este caracteristic că ei se formează, dacă presiunea este destul de mare, la temperaturi care depăşesc 0 °C, fapt care măreşte mult probabilitatea producerii acestui fenomen şi în anotimpul călduros. În graficul următor sunt reprezentate, pentru gaze de diferite greutăţi specifice relative, relaţiile între temperatura şi presiunea la care se formează criohidraţi.

Caracterul curbelor reflectă faptul că, dacă presiunea este mai mare, cu atît este mai ridicatăşi temperatura la care se formează criohidraţii. Tot în grafic, se mai vede că gazele mai grele formează criohidraţi la temperaturi mai înalte decît gazele uşoare. Combaterea criohidraţilor se poate realiza prin: • descompunerea criohidraţilor, micşorîndu-se presiunea conductei, respectiv oprindu-se lucrul pentru un timp sau prin încălzire, pe cît posibil, cu abur sau cu alte fluide calde ; • adaosuri care se introduc în gaze, cum ar fi metanolul şi altele, pentru a preveni formarea criohidraţilor. • eliminarea apei din gaze care se descrie în continuare. Blocarea cauzată de criohidrați apare, adesea, la transportul petrolului și gazelor în conducte de transport în flux multifazic, în special la explorarea hidrocarburilor din ape adânci. În general, inhibitorii termodinamici sau inhibitorii criohidraților de dozare scăzută, cum ar fi inhibitorii cinetici (KIS) și anti-aglomeranții, sunt injectați pentru a inhiba sau controla formarea acestora. Pe de altă parte, problema hidraților de suspensie ar putea deveni o abordare alternativă pentru transportul de petrol și gaze prin stocarea unor cantități mari de gaze naturale care pot fi stocate sub formă de hidrați. Hidrații din gaze sunt solide cristaline în care moleculele de gaz sunt închise în cuști de molecule de apă. Moleculele de gaz, numite oaspeți, stabilizează efectiv structura solidă în acești hidrați. Există o serie de gaze care au dimensiuni moleculare adecvate pentru a fi oaspeți în 58

structurile hidrataților, inclusiv dioxid de carbon, hidrogen sulfurat, și unele hidrocarburi cu un număr redus de carbon.

La nivel molecular, hidrații din gaze constau din molecule de metan (CH4, verde și gri) încorporate în rețele de molecule de apă (H2O, roșu și alb). Acești hidrați au nevoie de temperaturi scăzute și presiuni ridicate pentru a se forma. 5.8.1. Probleme provocate de criohidrați în timpul exploatării Criohidrații din gazele naturale de producție sunt solide gheață care se formează atunci când apa liberă și gaze naturale se combină la presiune ridicată și temperatură scăzută. Acest lucru poate avea loc la sondele de gaze și/sau gaz condensat, precum și în cazul sondelor de ției. Localizarea și intensitatea acumulărilor de criohidrați dintr-o sondă variază și depind de: - regimul de exploatare - proiectarea - gradientul geotermic din sondă - compoziția fluidelor - alți factori. Sondele de gaze închise, în special, sunt expuse la probleme serioase cauzate de hidrați, în cazul în care sonda produce cu apă. Echilibrarea ulterioară a temperaturii din conducte și conținutul său din zonele reci ale rocii poate reduce temperatura în zona de formare a criohidraților. Criohidrații formează nuclee din filmele de apă pe pereții tubulari. Cristalizarea ulterioară poate duce la formarea de dopuri mari pe zeci sau sute de hidrat de metri lungime. De asemenea, formarea criohidraților poate avea loc în timpul unei opriri a sondei, generând o suspensie de solid care este capabil de a acumula și a înfunda conducta. Logica este că petrolul va dizolva unele cantități mici, în general, de apă. În condiții de temperatură ridicată/presiune înaltă, cantitățile pot fi 5 până la 10 mol% (la 300 °F). Țițeiul este produs crește în cantitate, temperatura scade, și apa în stare lichidă iese din soluție, rămânând în suspensie ca micropicături. Într-o stare statică, micropicăturile coaguleză treptat și se precipită. Această apă lichidă este saturată cu gaz astfel încât criohidrații se pot forma la valori corespunzătoare ale presiunii/volumului/temperaturii. 5.8.2. Controlarea formării criohidraților Primul pas în controlarea formării criohidraților este de a înțelege ce condiții de presiune și temperatură, în ce locații în sistemul specific favorizează formarea criohidraților din gaze. Al doilea pas de control este compararea acestor informații cu profilul PT măsurat sau așteptat în cadrul sistemului de producție. 59

O metodă de a împiedica formarea hidratului este producerea hidrocarburilor în condiții care să evite zona formării hidraților la anumite valori în diagrama PT sau utilizând o metodă de inhibare adecvată. Un exemplu de reglare a parametrilor de producție, pentru a evita formarea de criohidrați este acela de producere a gazului umed la diferite debite. Inhibitori O alternativă la controlul formării criohidraților este utilizarea inhibitorilor. Aceștia sunt clasificați ca: - inhibitori de mediu - inhibitori termodinamici - inhibitori cinetici Conceptual, cea mai simplă metodă este cea „inhibare a mediului“ prin care gazul se usucă înainte de a fi răcit prin îndepărtarea apei și a hidraților, astfel încât aceștia să nu se poată forma. Acest lucru implică adsorbția pe, de exemplu, silicagel, sau prin răcire și condensare. Absorbția apei se poate face în alcooli sau adsorbție pe săruri higroscopice. „Inhibarea termodinamică“ a fost cea mai comună metodă pentru controlul criohidraților din gaze. Există o serie de alternative: - încălzirea presiunii gazului - scăderea în sistemul - injectarea de soluții saline - injectarea de alcool sau glicol. O metodă de furnizare a căldurii în zona de formare a criohidraților este utilizarea încălzirii cu o rezistență electrică prin cabluri conectate la un transformator. O alta este plasarea unei duze într-o zonă suficient de fierbinte a echipamentului de producție. Injecția de săruri (în principal CaCl2) reduce formarea criohidraților prin scăderea activității chimice a apei și prin scăderea solubilității gazelor în apă. Ultima alternativă este utilizată mai frecvent acum cu o trecere de la metanol la glicoli de etilenă pentru motive de sănătate, siguranță și mediu (HSE). Efectul general al acestor inhibitori este nu o eliminare totală a problemei, ci o deplasare a curbei de formare a criohidraților la temperaturi mai scăzute, aparent în afara regimului de producție PT. Este posibil să se calculeze această diagramă de fază de gaz/apă/metanol sau glicoli cu o precizie rezonabilă. Dezavantajul major acestei tehnici de inhibare este cantitatea mare necesară de metanol sau glicol. Acest lucru are impact atât costurile și logistice, deosebit de importante pentru puțuri și conducte marine de operare. Astfel de probleme au condus la căutarea inhibitorilor hidratați cinetic cu dozare mică, care previn creșterea nucleelor de hidrați sau de a preveni aglomerarea nucleelor în cristale mari (numite „inhibitori de prag pentru hidrați“). Compușii au fost alcătuiți din săruri, în principal de amoniu cuaternar; polimerice n-vinil-2pirolidona au fost deosebit de eficaci. Aditivul aici a fost o soluție bazată pe metanol din polimer n-vinil, n-metil-caprolactam acetamidă covinyl ( „VIMA-VCAP“). În exemplul dat, rata dozei a fost scăzută (0,5 gal / D în 16 B / D a apei produse). Inhibitorii nepolimerici de criohidrați din gaze au fost testați cu succes câmp pe o platformă offshore, conținând sonde de injecție gaz lift și au fost utilizate în conducte submarine umed gaz lungi. Un inhibitor care controlează formarea hidraților, în timpul pornirii, utilizează un sistem de gel reticulat borat. Acest sistem de gel inhibat prezintă, în aparență, de asemenea, performanța fracturare-fluid, care are eficiența egală cu cea a sistemelor convenționale borat cu gel. Hidrații solizi sunt îndepărtați cu substanțe chimice și tehnologii utilizate pentru a inhiba formarea de hidraților. Cea mai simplă metodă este, dacă este posibil, de a reduce presiunea de deasupra dopului de hidrați, suficient de mult pentru a inversa reacția de echilibru. Adăugarea de solvenți, cum ar fi alcoolii și glicolii, este cea mai comună tehnică (bine completările va oferi adesea pentru o linie de metanol-injecție). Un exemplu este acela de îndepărtare a dopurilor de hidrați cu spiralat-tuburi de spălare sau cu jet cu încălzire chimică. 60

Pentru evitarea formării hidraților este preferabilă îndepărtarea hidraților existenți. Din punct de vedere economic, se referă la aspect și de siguranță. Pentru a realiza acest lucru, procesul de formare a criohidraților poate fi atenuat în mai multe moduri: • deshidratarea a gazului înainte de transport • controlul presiunii și a temperaturii în timpul transportului • utilizarea inhibitorilor hidratate termodinamice • utilizarea inhibitorilor hidratate cinetice • utilizarea anticorpilor anti-Aglomerant Formarea hidraților este similară cu procesul de cristalizare. Există două etape principale: nucleație a hidraților sau timpul de inducție: condițiile de temperatură și presiune sunt în zona de stabilitate a hidraților, dar aici nici un hidrat nu se formează. Este o stare metastabilă, în cazul în care starea de echilibru nu durează o lungă perioadă de timp. Efectul de memorie are impact asupra timpului de inducție. Dacă s-au fost format și disociați hidrații sau dacă apa a fost sub formă de gheață, timpul de inducție este redus. Dezvoltarea hidraților are loc prin formarea rapidă a acestora și prin creșterea cu consumului de gaz prezent. 5.9. Automatizarea sondelor de gaze. Generalităţi Mecanizarea şi automatizarea unor operaţii şi procese în extracţia, tratarea şi transportul ţiţeiului se impune din ce în ce mai mult datorită creşterii numărului de sonde, a producţiei de ţiţei şi gaze, datorită creşterii .adâncimii sondelor care creează probleme tot mai complexe în creşterea eficienţei exploatării instalaţiilor petroliere. Mecanizarea lucrărilor de montaj, intervenţii, reparaţii şi transport în exploatarea sondelor sa realizat prin scule şi dispozitive de manevră, macarale şi automacarale de diferite construcţii, săpătoare de şanţuri, buldozere, excavatoare, stivuitoare şi alte utilaje de construcţii-montaj şi încărcare-descărcare. în acest fel munca omului a fost uşurată şi înlocuită cu maşini, scule, mecanisme. Aceasta impune o calificare tot mai ridicată a celor ce le exploatează.' Automatizarea proceselor de producţie în extracţia, tratarea şi transportul ţiţeiului are următoarele obiective: — urmărirea mersului sondelor, prin transmiterea la un dispecer central a unor parametri (presiuni, sarcini etc.), interpretarea lor ştiinţifică şi efectuarea comenzilor ce se impun; — etalonarea automată a producţiei sondelor, cu efectuarea comenzilor de introducere sau scoatere a sondelor din separatoarele de etalonare sau de total; — semnalizarea la staţiile de dispecerat a avariilor la sonde, oprirea şi repunerea automată în producţie ; — determinarea procentului de impurităţi, reglarea proceselor de tratare şi controlul acestora ; — dirijarea diferitelor calităţi de ţiţei sau gaze la diverşi destinatari cu manevrarea automată a pompelor, robinetelor etc.; — semnalizarea automată a avariilor pe conducte, oprirea şi remedierea lor ; — măsurarea debitelor de fluide injectate şi înregistrarea volumului lor, distribuirea automată a fluidelor de injecţie, semnalizarea avariilor. Automatizarea sondelor de gaze se aplică, în prezent, în sondele din Transilvaina, prin cod de impulsuri la Bazna şi prin cod de frecvenţă la Copşa-Mică. Se realizează măsurarea şi semnalizarea presiunilor diferenţiale la punctul de dispecer, precum şi telecomanda robinetului colţar de la sondă. Măsurile ce trebuie luate pentru asigurarea securităţii muncii la sondei-: de gaze sînt analoage cu măsurile corespunzătoare ce se iau la sondele în erupţie naturală sau erupţie artificială. Se menţionează, în mod special, următoarele: Gazele care intră în amestec cu aerul în proporţie de la 4 pînă la 15% formează un amestec exploziv periculos. în consecinţă, trebuie evitate prevenite scăpările de gaze din conducte, robinete 61

şi alte echipamente in mediul înconjurător. Trebuie deci să se acorde o mare atenţie evitării producerii de scântei. în consecinţă, nu trebuie montate lingă sonde nici aparate telefonice, nici sonerii şi nici claxoane, iar becurile electrice trebuie prevăzute cu globuri de sticlă şi cu grătare de sîrmă. Dacă o sondă de gaze nu este racordată la reţeaua electrică, trebuie folosite numai lămpi electrice cu acumulator de tip minier. Caloriferele sondelor pentru gaze trebuie aşezate la distanţele reglementare prescrise de normele pentru prevenirea şi combaterea incendiilor. La unele tipuri de separatoare se pot folosi drept supape de siguranţă-, plăci de tablă, încastrate între două flanşe şi dimensionate astfel îneît să se spargă la depăşirea presiunii maxime de regim. Utilaje şl aparate folosite în automatizare 1. Staţii de dispecerat Măsurarea parametrilor unui proces tehnologic în punctul în care se desfăşoară procesul, ca : presiune, temperatură, debit se realizează cu ajutorul manometrelor, termometrelor, debitmetrelor etc. Pentru a putea transmite şi urmări indicaţiile acestor aparate la distanţă se folosesc dispozitivele numite traductoare, care transforma mărimile ce trebuie măsurate (presiune, temperatură) în alte mărimi (intensitate, tensiune). a. Traductoare. Există mai multe tipuri de traductoare. Traductorul potenţiometrie, din figura următoare, este un traductor pentru transmiterea presiunii. Acul indicator 3, care îşi schimbă poziţia în funcţie de presiune, glisează pe rezistenţa 2, alimentată de o sursă de curent cu tensiunea TJ. între axul acului indicator şi borna «, există o tensiune U'. Valoarea tensiunii U' depinde de poziţia acului, respectiv de mărimea presiunii şi se transmite la punctul de dispecer unde se măsoară cu voltmetrul 6, când dispecerul închide contactul 5.

Traductorul inductiv constă dintr-o punte de fier care se apropie mult sau mai puţin de un miez de fier, în funcţie de mărimea presiunii sau a altui parametru care se măsoară. Cu cit puntea de fier se apropie mai mult de miezul de fier bobinat, cu atât creşte curentul de inducţie în bobină, care se transmite la punctul de dispecer intr-un aparat de măsură. Traductorul capacitiv se foloseşte pentru a măsura conţinutul în apă al ţiţeiului într-o conductă şi constă, în mare, dintr-un condensator a cărui capacitate variază în funcţie de conţinutul în apă al ţiţeiului. Aparatele de măsură şi traductoarele care sunt montate în punctul unde se desfăşoară procesul tehnologic se numesc aparate primare, iar aparatele corespunzătoare montate la punctul de dispecer care indică valoarea parametrilor, se numesc aparate secundare. Aparatele secundare pot fi 62

voltmetre, ampermetre sau logometre. Un logometru este constituit din două bobine încrucişate, cuplate : curentul care vine de la aparatul primar trece prin bobine, producînd un cuplu care deplasează acul indicator al logometrului. Aparatele secundare pot fi ori aparate indicatoare, care indică în fiecare moment valoarea parametrului măsurat prin poziţia pe un cadran a unui ac indicator, ori aparate înregistratoare, care înscriu o diagramă a valorii şi variaţiei în timp a parametrului măsurat. Un sistem special de măsură se foloseşte la teledinamometrarea sondelor în pompaj. La sonda în pompaj sunt montate două traductoare : un traductor potenţiometric de poziţie, care este montat la centrul balansierului şi care redă mişcarea balansierului, respectiv a tijei polizate şi alt traductor, montat pe tija polizată, care redă efortul din tijă. Traductorul de efort este magnetoelastic; funcţionarea lui se bazează pe fenomenul că fierul îşi schimbă permeabilitatea magnetică în funcţie de tracţiune, respectiv de deformarea elastică la care este supus. Curenţii electrici transmişi de aceste două traductoare la punctul de dispecer se folosesc pentru a produce pe ecranul unui tub catodic o diagramă luminoasă de aceeaşi formă cu diagramele obţinute la dinamometrarea sondelor cu dinamometrele obişnuite. b. Realizarea semnalizărilor. În figura ce urmează, este reprezentată schema unei instalaţii de semnalizare la distanţă, în cazul când valoarea unui parametru măsurat depăşeşte limitele admisibile (maximă şi minimă). Aparatul primar de măsură, de exemplu un manometru, are la capetele scalei câte un contact electric: contactul de maxim 2 şi contactul de minim 3. Când acul indicator 1 al aparatului de măsurare atinge unul din contactele 2, sau 3, se închide un circuit electric care este alimentat de o sursă de curent continuu de 24 V prin conductoarele 4. La punctul de dispecer este montat un semnal luminos (un bec electric cu capişon roşu) 5 şi un semnal acustic o sonerie sau o sirenă) 6 ; ambele semnale fac parte din circuitul electric şi intră în funcţiune când se închide circuitul.

Telesemnalizarea realizată prin. Schema din această figură este nediscriminată, pentru că la punctul de dispecer se aprinde la atingerea limitei de maxim acelaşi bec ca şi la scăderea parametrului la limita de minim. Dacă se duce de la aparatul primar la punctul de dispecer încă un conductor (de la contactul 3) şi se montează încă un bec semnalizator, atunci se poate obţine o telesemnalizare discriminată, adică la atingerea limitei de maxim se aprinde un bec, iar la atingerea celei minime se aprinde celălalt bec. c. Realizarea comenzilor. În extracţia şi transportul ţiţeiului şi a gazelor se foloseşte telecomanda în primul rând pentru închiderea şi deschiderea robinetelor, precum şi pentru oprirea şi pornirea motoarelor electrice. Telecomanda robinetelor montate pe conducte se poate realiza hidraulic, pneumatic, electric, electropneumatic. Telecomanda hidraulică se realizează montând în prelungirea tijei robinetului un cilindru, în care se mişcă un piston, a cărui tijă este cuplată direct eu tija robinetului. Dacă se dirijează în cilindru un lichid comprimat deasupra pistonului, acesta se deplasează în jos, împinge tija şi pana robinetului, închizîndu-1; dacă lichidul comprimat se dirijează sub piston, atunci robinetul se deschide. Telecomanda hidraulică nu se aplică în schelele de petrol decât foarte rar.

63

Telecomanda pneumatică se aplică mai des şi este asemănătoare cu telecomanda hidraulică, numai că în loc de lichid se foloseşte un gaz comprimat. Dirijarea gazelor deasupra pistonului sau sub piston se poate face prin manipularea unui robinet cu trei căi de la punctul de dispecer. Telecomanda electrică se realizează cu ajutorul unui motor electric, care învârteşte, prin intermediul unui angrenaj — reductor de ture, tija robinetului. în schelele de petrol, telecomanda electrică prezintă uneori pericol de incendiu. Întrucât telecomanda electrică are multe avantaje, se aplică în cazul distanţelor mai mari între punctul de dispecer şi punctul de lucru. Telecomanda electropneumatică (reprezentată în figura de mai jos). Conducta de ţiţei 11 se închide sau se deschide cu ajutorul robinetului pneumatic 7, care primeşte gazele comprimate pentru manevră din conducta 6. Dirijarea gazelor comprimate deasupra sau sub pistonul robinetului pneumatic se face prin robinetul cu trei căi 4. Robinetul este acţionat de dispozitivul electric 5 (motor electric, electromagnet), când dispecerul închide, cu întrerupătorul 2, un circuit continuu 3 de 24 V, alimentat de sursa 1. în caz de defectare a robinetului pneumatic 7, se închid manual robinetele izolatoare 8 şi, deschizându-se manual ventilul 9, ţiţeiul trece prin ocolitorul 10.

Telecomanda motoarelor electrice. Pornirea şi oprirea de la distanţă a motoarelor electrice se realizează cu ajutorul unui contactor. Contactorul se compune dintr-un întrerupător, care este acţionat de un electromagnet. În figura următoare, este reprezentată schema simplificată a telecomenzii unui motor electric. Cu ajutorul întreruptorului 2, dispecerul închide un circuit electric (alimentat de sursa I), care alimentează bobina electromagnetului 4 de la contactor : electromagnetul atrage întrerupătorul 5 al contactorului; astfel se închide circuitul curentului de la linia de forţă 6 şi se porneşte motorul electric 3. Dacă dispecerul întrerupe circuitul electric, atunci dispare forţa de atracţie a electromagnetului 4 asupra întrerupătorului 5, iar acesta se poate deschide prin forţa unui arc şi motorul electric 3 se opreşte.

d. Transmiterea parametrilor de la punctele de lucru la punctul de dispecer. Transmiterea parametrilor proceselor tehnologice de la punctele de lucru la punctul de dispecer se poate realiza în două feluri: prin conductoare sau fire electrice şi prin radio. Transmisia prin fire se poate realiza în sistemul cu fire multe şi în sistemul cu fire puţine. În sistemul cu fire multe, fiecare punct de lucru este înzestrat pentru fiecare parametru ce se măsoară sau semnalizează, precum şi pentru fiecare comandă cu câte o pereche de fire. Deci dacă de la un punct de dispecer se controlează mai multe puncte de lucru, se cere un număr mare \e fire sub formă de cabluri multifilare. 64

Numărul de fire se poate reduce dacă pe acelaşi fir se transmit curenţi alternativi de frecvenţe diferite sau curenţi decalaţi în fază. Astfel se ajunge la sistemul de transmisie cu fire puţine. În figura ce urmează, este reprezentată transmisia cu fire prin selecţie ie frecvenţă pentru patru puncte de lucru, de la fiecare punct transmiţându-i-se la punctul de dispecer o presiune, o temperatură şi un debit. De la punctul de lucru 1, se transmit cei trei parametri cu un curent de frecventă n1, de la punctul 2, cu frecvenţa n2, de la punctul 3, cu frecvenţa n3 - și de la punctul 4 cu frecvenţa n4. în această schemă, numărul fibrelor s-a redus de la 12 la trei. Suprapunându-se curenţii de diferite frecvenţe, se pot transmite pe acelaşi circuit mai multe informaţii simultan. La sistemul cu fire puţine, cheltuielile de investiţie pentru conductorii ie curent se micşorează, în schimb sistemul cu fire puţine cere mai multe aparate, ca filtre etc.

La transmisia prin radio, aparatele primare de la punctele de lucru modulează un radioemiţător; semnalele acestuia sunt recepţionate de un aparat de radio care le transmite aparatelor de măsură secundare. Transmisia prin radio se poate numi şi sistem de transmisie cu selecţie de frecvenţă, însă fără fire. Deci transmisia prin radio nu necesită cheltuieli de investiţie pentru conductoarele de curent, în schimb, cheltuieli relativ mari pentru aparatele de radio. e. Alte aparate pentru instalaţiile de automatizare. Pe lingă aparatele primare şi secundare prin care se modelează direct parametrii de măsurat la punctele de lucru şi la punctul de dispecer şi pe lingă dispozitivele de telecomandă propriu-zisă, instalaţiile de automatizare mai cuprind şi un număr de aparate auxiliare ca : relee, distribuitoare, stabilizatoare, redresoare şi generatoare de frecvenţă etc. Releele sunt dispozitive prin care se amorsează la distanţă un anumit proces. în automatizarea extracţiei şi a transportului ţiţeiului şi gazelor, releele se folosesc pentru a închide la distanţă un circuit electric prin care se realizează o telemăsură sau telecomandă. Cele mai folosite relee sunt releele electromagnetice. Releul din schema de mai jos, se compune dintr-un magnet 1, cu un miez de fier 2, prevăzut cu bobina 3. Când se trimite prin bobină un curent electric (legând-o cu conductoarele 0 la o sursă de curent), miezul 2 atrage ancora 4, care, la rândul ei, produce atingerea contactelor 7; astfel se închide circuitul electric la capetele 8 şi se acţionează aparatul din acest circuit (motor electric, aparat de măsură, bec electric etc.). În afară de releele electromagnetice se mai folosesc relee de alte tipuri, ca : termorelee, relee bazate pe rezonanţă etc.

65

Releele se folosesc în cele mai diferite cazuri. Astfel, telecomanda motoarelor electrice de la punctul de dispecer cu curentul din linia de forţă prezintă o serie de dezavantaje şi pericol de incendiu. De aceea, pentru acţionarea întrerupătoarelor motoarelor se folosesc relee care sunt acţionate prin curenţi slabi, de joasă tensiune. Releele se folosesc mult la punctul de dispecer, pentru că permit realizarea celor mai diferite combinaţii a legăturilor la diversele aparate de măsură şi semnalizare. Distribuitoarele sunt dispozitive prin care se închide sau se deschide în mod automat un circuit, Ia anumite intervale de timp; ele se folosesc, de exemplu, la pornirea şi oprirea unităţilor de pompaj ale sondelor care se pompează cu pauze, pentru admiterea şi oprirea gazelor comprimaţi' la sondele în erupţie artificială intermitentă etc. De asemenea, se folosesc distribuitoare pentru a închide şi deschide pe rând mai multe circuite electrice, care cuprind mai multe puncte de lucru, la care se măsoară pe rând parametrii proceselor tehnologice. Stabilizatoarele. De multe ori tensiunea reţelelor electrice din schelele de petrol prezintă variaţii mari, ducând la imprecizia măsurătorilor şi alte dezavantaje. în aceste cazuri se folosesc stabilizatoare, prin care tensiunea curentului folosit la aparatele de automatizare se menţine la o valoare aproape constantă. Redresoarele sunt aparate care transformă curentul alternativ în curent continuu cu pulsaţii de tensiune. Pentru redresarea curentului alternativ se folosesc tuburi electronice (lămpi redresoare) sau elemente cu semiconductoare, seleniu sau germaniu, care nu lasă să treacă curentul electric decât intr-o singură direcţie. Generatoarele de frecvenţă sau oscilatoarele sunt aparate care sunt alimentate cu curent continuu şi produc curenţi alternativi de anumite frecvenţe. Oscilatoarele se folosesc în special pentru transmisia cu selecţie de frecvenţă; se folosesc în acest scop tuburi electronice combinate cu condensatoare şi bobine de inductanţă. Filtrele de frecvenţă sunt dispozitive care lasă să treacă prin ele numai un curent de o anumită frecvenţă. Ele se folosesc la sistemul de transmisie cu fire puţine, montându-se la fiecare punct de lucru câte un filtru de o anumită frecvenţă. La punctul de dispecer este montat un generator de frecvenţe. Dispecerul, transmiţând de la generatorul de frecvenţă prin firul 6, un curent de frecvenţă n2, acest curent trece numai la punctul de lucru 2, la care este montat un filtru ajustat pentru frecvenţa n2 şi realizează măsurarea temperaturii; transmiţând un curent cu frecvenţa n3 dispecerul măsoară temperatura la punctul de lucru 3 etc. în mod similar se măsoară, prin firul 5, presiunea şi prin firul 7 — debitul la punctele de lucru 1, 2, 3 şi 4. Trasformatoarele se folosesc pentru transformarea energiei electrice de o anumită tensiune în energie de tensiune mai joasă sau mai înaltă, după cum este cazul. Amplificatoarele sunt dispozitive care măresc energia curentului transmis. Există amplificatoare cu tuburi electronice şi amplificatoare magnetice. CAP. 6. Operaţii de stimulare a sondelor de gaze 6.1. Fisurarea hidraulică. Echipamente folosite la fisurarea hidraulică În urma lucrărilor de forare, stratele productive nu mai au aceeași permeabilitate din cauza precipitării sărurilor din fluidele de foraj cu care se traversează aceste strate, a migrării particulelor foarte fine în porii rocii colectoare, a hidratării zonei din jurul găurii de sondă de către filtratul din fluidul de foraj etc. Apare fenomenul pelicular sau de skin effect (colorat cu roșu în jurul găurii de sondă), fenomen care dă informații cu privire la stabilirea gradului Fig. Fisuri rezultate în urma operației de fisurare de depreciere a permeabilității formațiunii productive raportată la permeabilitatea inițială a acesteia și cuantificată printr-un factor numit factor pelicular care este adimensional (figura de mai sus), este dat de relația: 66

 k s    kP

 rp   rs

  

unde: k – permeabilitatea inițială a stratului productiv kp – permeabilitatea stratului productiv afectată de efectul pelicular rp – raza afectată de efectul pelicular rs – raza găurii de sondă. Fisurarea stratelor productive este o metodă, larg răspândită, de stimulare a producției zăcămintelor de hidrocarburi. Fisurarea hidraulică este operația ce se efectuează cu scopul creării unor fisuri sau deschiderea și extinderea unor fisuri naturale deja existente în jurul găurii de sondă, prin pomparea în stratul productiv, de la suprafață a unui fluid cu presiune ridicată, a cărei valoare depășește rezistența mecanică a rocilor, care formează matricea acestora, cu scopul măriri secțiunii de curgere a amestecului din strat în gaura de sondă. Stratul supus fisurării hidraulice cedează pe planurile de minimă rezistență, creându-se canale de comunicare, iar scopul este de a realiza o mărire a afluxului de fluide cantonate în stratul productiv din jurul găurii de sondă, pe o anumită rază echivalentă și cu raza fisurilor create (figura alăturată). Prin fisurare hidraulică, se urmărește creșterea productivității sondei prin schimbarea din regimul de curgere radial în unul liniar. În cazul fisurării carbonaților și gresiilor, se folosesc acizi, iar în cazul carbonaților și gresiilor se folosește materialul de susținere a fisurilor. Metoda se aplică, cu bune rezultate, în cazul zăcămintelor cu rezerve relativ mari de hidrocarburi, atunci când presiunea este suficient de mare, permeabilitatea este de până la 10 mD, contactele apățiței și țiței-gaze nu sunt apropiate și stratele au rocile colector relativ bine cimentate, iar criteriile care stau la baza Fig. Tipuri de fisuri alegerii unei sonde pentru operația de fisurare hidraulică sunt: permeabilitatea formațiunii productive, compoziția și gradul de consolidare, grosimea, gradul ei de izolare, performanțele echipamentului de adâncime și de suprafață, istoricul privind producția sondei respective și distribuția fluidelor din zăcământ. Prin mărirea fisurilor existente și formarea a altor noi, au loc schimbări atât în sistemul de curgere prin modificarea distribuțiilor liniilor de curent, cât și în alura curbei de variație a presiunii din jurul găurii de sondă. Schematizată, distrubuția fisurilor arată ca în figura din dreapta. Se observă că în jurul găurii de sondă, se poate forma o fisură simplă, una complexă, una complexă cu microfisuri și o rețea de fisuri complexe cu microfisuri. Datorită stratificărilor multiple, apar pereți de separare, care ajută la formarea de fisuri ca urmare a creșterii la început a presiunii injecției fluidului de fisurare, după Fig. Fisuri și planuri de stratificație care această presiune scade, provocând pătrunderea fluidului în zona fisurată. S-a constatat că fisurile complexe sunt mai scurte și mai răspândite decât fisurile propriu-zise, dar atât lungimea cât și înălțimea lor sunt mai reduse. Ca urmare a gradului complexitate a propagării fisurilor, devine evident faptul că mecanismul de dezvoltare pe înălțime a fisurilor într-un bazin complex sedimentar este afectat de structura rocii și de fisurile naturale, ambele influențate de modul de stratificare cât și de gradul lui de omogenitate. În cazul sondelor orizontale, forma fisurilor rezultate în urma unei operații de fisurare hidraulică, arată ca în figura următoare:

67

Fig. Fisuri rezultate în urma fisurării (fracturării) hidraulice la o sondă orizontală

Aceste tratamente se aplică în următoarele cazuri: la sonde de țiței în stratele alcătuite din roci consolidate (conglomerate, gresii, calcare, dolomite) cu permeabilitate mică • la sondele de injecție, pentru mărirea receptivității stratelor productive • pentru reușita cimentării stratelor acvifere. Există patru metode de fisurare și anume: a) fisurarea hidraulică care folosește următoarele tipuri de fluide de fisurare: • fluide pe bază de apă (apă, fluide liniare (nereticulate), fluide reticulate, fluide viscoelastice pe bază de gel și surfactanți). Aceste fluide au viscozittatea adecvată și nu realizează forțe mari de frecare, în timpul fisurării. În cazul folosirii gelurilor, acestea trebuie să aibă o viscozitate relativ ridicată, capacitate mare de transport a materialului de susținere a fisurilor și nu produc pierderi de presiune datorate forțelor de frecare. • fluide pe bază de spumă (spume pe bază de apă, acizi, sau alcooli, dispersii lichid-gaz pe bază de azot sau CO2) • fluide pe bază de produse petroliere (fluide liniare (nereticulate), fluide reticulate, emulsii de tipul apă în ulei), care sunt compatibile cu fliuidele din zăcământ • fluide pe bază de acizi (fluide liniare (nereticulate), fluide cu structură reticulară, emulsii pe bază de produse petroliere). Acestea au viscozitate redusă și, totuși, instabilitate la temperaturi ridicate • fluide pe bază de alcooli (fluide pe bază de metanol sau pe bază de metanol și apă) • fluide pe bază de emulsii (emulsii de tipul apă în ulei, pe bază de CO 2 și metanol etc). Au o bună viscozitate, pierderi mici de fluid și o bună curățare a zonei de fisurare • fluide criogenice (fluide pe bază de gaze lichefiate CO2, N2 și He) b) fisurarea pneumatică care folosește drept fluid de fisurare un gaz și se aplică în cazul stratelor productive cu grosimi mici c) fisurare cu încărcare dinamică: • fisurare electrică • fisurare folosind materialele explozive d) alte metode de fisurare: • fisurare termică (criogenică) • fisurare în urmă forării mecanice a formațiunilor marnoase • metoda metanogenezei bacteriale • metoda încălzirii rocii stratului productiv Fluidele de fisurare sunt constituite din fluidul de bază, inhibitorii de coroziune, substanțele tensioactive care au rolul de micșorare a viscozității și materialul de susținere a fisurilor. Stabilitatea sistemelor de fluide prezentate mai sus este realizată prin adăugarea unui emulgator, cu rolul de spargere a emulsiei la intrarea în stratul productiv. Dacă faza dispersă este un gaz, atunci aceasta va ocupa 60-80% din volumul de fluid, iar faza dispersată 20-40%. Din punctul de vedere al compoziției, fluidele de fisurare sunt: • neutre (apa și țițeiul se găsesc sub formă de emulsii sau geluri) •

68

•

acide (obținute în urma gelificării sau emulsionării acizilor organici sau anorganici) pentru tratamente de fisurare acidă. Rolul fluidelor de fisurare este de a transmite presiunea necesară asupra stratului productiv care urmează a fi supus fisurării și de a transporta agentul de susținere a fisurilor. Un fluid de fisurare trebuie să îndeplinească următoarele condiții: • să nu formeze emulsii în stratul supus fisurării • să nu reacționeze cu mineralele din rocile colectoare sau cu fluidele cu care sunt saturate aceste roci, din care să rezulte compuși insolubili; • să aibă o viscozitate adecvată pentru a transporta materialul pentru susținerea fisurii în strat • să aibă o rezistență mare la pătrunderea în roca colectoare pentru se realiza presiunea de fisurare necesară, deci o rezistență ridicată la compresiune • să aibă o stabilitate bună la variații de temperatură și presiune • să ofere posibilitatea de îndepărtare din strat fără dificultăți prin transformarea în produși solubili, după terminarea operației • să fie accesibile și ușor de procurat. Proprietățile fluidelor de fisurare mai importante sunt viscozitatea și filtrația, deoarece fluidele cu viscozitate mare au o capacitate bună de transport și de menținere în suspensie a materialului de susținere și nu necesită debite mari de pompare. Totuși, alte caracteristici de care trebuie să se țină cont sunt: compatibilitatea cu fluidele din zăcământ, pierderile mici datorate frecărilor, îndepărtarea cu ușurință a acestuia din formație după terminarea operației de fisurare, comportamentul stabil în condiții de zăcământ, disponibilitatea și siguranța în exploatare. Dezavantajul constă în aplicarea unor presiuni mari de pompare, deoarece pierderile de presiune prin frecare prin țevile de extracție sunt mari, iar fluidele mai viscoase se elimină mai greu din formațiunea productivă, fiind necesare căderi mari de presiune între strat și gaura de sondă. Materialele de susținere a fisurilor sunt introduse în gaura de sondă odată cu fluidul de fisurare pentru a ocupa locul fisurilor lărgite și pe cel al fisurilor nou create cu scopul ca acestea să nu revină la volumul inițial. Alegerea acestor materiale și dimensiunea granulelor acestora constituie un factor de mare importanță în ceea ce privește conductivitatea fisurilor și penetrarea acestora în fisurile stratului productiv, iar ca materiale de susținere se folosesc: nisipurile și nisipurile acoperite cu rășini, materialele de susținere cu rezistență mecanică intermediară, bauxită sinterizată, materialele pe baza de zirconiu etc. Proprietățile acestora sunt: • densitatea efectivă și absolută • distribuția granulometrică • rotunjimea și sfericitatea • solubilitatea în acizi • turbiditatea • rezistența mecanică la strivire • dispunerea materialului de susținere • conductivitatea. La proiectarea unei operații de fisurare hidraulică, sunt necesare următoarele date: permeabilitatea și porozitatea rocii colectoare ce urmează a fi fisurată, presiunea și temperatura de zăcământ, rația lui Poisson, adâncimea și litologia formației, saturația în apă, grosimea stratului productiv, modul de echipare a găurii de sondă, fluidele de fisurare (fluidul propriu-zis, solventul etc) și materialele de susținere a fisurilor. Ca dificutultăți, se întâlnesc: • înțelegerea mecanismelor de fisurare a rocilor colectoare, • dificultatea în prezicere și cuantificare a fisurilor permeabile înainte de începerea forajului • stabilirea cu acuratețe și precizie a geometriei fisurilor (mărime sau extindere, poziție sau grosime) Pentru determinarea numărului de agregate, trebuie parcurse următoarele etape: 1. se calculează presiunea de tratare conform relației lui Crittendon: ptr = k · plit, 69

unde plit = H · ρrmed · g, în care: k – coeficientul lui Crittendon plit – presiunea litostatică H – adâncimea de fisurare ρrmed – densitatea medie a rocilor g – accelerația gravitațională 2. se stabilește densitatea amestecului de fluid de fisurare (fluidul de bază, aditivii și materialul de susținere a fisurilor): ρam = Gam/Vam unde: Gam – greutatea amestecului de fluid de fisurare Vam – volumul amestecului Pentru a stabili cantitatea de nisip ce se adaugă la 1 m3 de fluid de fisurare propriu-zis, se determină volumul fisurii și cantitatea totală de material de susținere a fisurii, astfel: Se ia în considerare o fisură verticală și se determină: - volumul fisurii verticale: Vfis = 2 · L · h · w în care: L – lungimea fisurii h – înălțimea fisurii w – grosimea fisurii - cantitatea de material de susținere necesar umplerii fisurii: Gmsf = (1- mmsf) · Vfis · ρmsf unde: ρmsf – densitatea materialului de susținere ce va umple fisura mmsf – coeficientul de porozitate al matertialului din fisură - cantitatea de material de susținere ce revine unui m3 fluid de fisurare: Gmsf  Gmsf  V flfis Gmsf – cantitatea de material de sustinere necesar umplerii fisurii, în kg/m3 Vflfis – volumul fluidului de fisurare, în m3 - densitatea amestecului pompat prin interiorul țevilor de extracție:   gel  1  Gmsf  am   Gmsf 1

 msf

3. se determină pierderile de presiune prin țevile de extracție în timpul pompării amestecului de fluid de fisurare: v2 H p fr    am 2 di în care: λ – coeficient de frecare di – diametrul interior al țevilor de extracție 4. se calculează presiunea hidrostatică: ph = H · ρam · g 5. se calculează presiunea de pompare la suprafață: pp = ptr + pfr – ph 6. se determină numărul de agregate de fisurare: 70

na 

qinj qagr

2

unde: qinj – debitul de injecție a fluidului de fisurare qagr – debitul de pompare a unui agregat. Pregătirea operației de fisurare hidraulică Ca operația de fisurare hidraulică să dea rezultate foarte bune, trebuie avuți în vedere două categorii de factori și anume: • factori naturali (existența fisurilor, starea de compresiune la care este supusă roca colectoare) • factori externi (calitatea fluidului de fisurare, a materialului de susținere a fisurilor, performanțele echipamentului de adâncime și ale celui de fisurare) Un alt aspect care trebuie avut în vedere este modul în care este pregătită gaura de sondă, care constă în: - desfundarea intervalului perforat, prin circulație - verificarea coloanei de exploatare, prin șablonare - introducerea țevilor de extracție cu sau fără pacher - fixarea acestora cu 5 - 10 m deasupra intervalului ce urmează a fi fisurat - determinarea receptiviății stratului productiv, prin pomparea unui pachet de 10 – 15 m3 de țiței sau apă, cu scopul obținerii de date referitoare la presiunea de fisurare. 6.1.1. Metode de fisurare hiodraulică Fisurarea hidraulică simplă Metoda constă în extinderea unei fisuri deja existente sau crearea uneia noi, prin injecția sub presiune a unui fluid de fisurare. La început, fluidul de fisurare pătrunde în fisura deja existentă extinzând-o, după care, în funcție de presiunea, debitul și ritmul de pompare, se deschide următoarea fisură, mărindu-i-se volumul. Dispunerea agregatelor și echipamentelor folosite la fisurarea hidraulică este redată în figura de mai jos:

Fig. Schema unei operații de fisurare (fracturare) hidraulică

Odată cu creșterea presiunii, se crează fisuri noi. Etapele unei operații de fisurare simplă sunt următoarele: 71

1. verificarea coloanei de explpoatare și a filtrului, curățirea dsechiderii filtrului și a perforaturilor 2. fixarea țevilor de extracție la baza deschiderilor filtrului sau când țevile de extracție sunt echipate cu un pacher, acestea se fixează cu ajutorul pacherului, cu circa 10-15 m deasupra deschiderilor 3. pomparea în strat a unui pachet de țiței sau apă (10-15 m3), în vederea determinării receptivității stratului productiv și cu scopul stabilirii presiunii de fisurare 4. continuarea pompării cu debit maxim a fluidului de fisurare și a celui de transport al materialului de susținere a fisurilor, pentru umplerea acestora. 5. pomparea unui dop tampon de petrol (apă) de circa 10-15 m3, între fluidul cu materialul de susținere a fisurilor și agenții degelificatori 6. pomparea agenților degelificatori, care au rolul de spargere a gelului 7. pomparea în strat a unui pachet de țiței sau apă, egal cu volumul din spațiul dintre coloană și cel al țevilor de extracție, pentru ca agenții degelificatori să poată pătrunde în strat 8. repunerea în producție a sondei, după un interval de timp de 24-36 ore, necesar desfășurării reacției dintre agenții degelificatori și fluidul de fisurare. Pomparea fluidelor de fisurare și a celor cu materialul de susținere a fisurilor se va face fără întreruperi, deoarece poate apărea pericolul de depunere de dopuri de nisip, care ar putea să facă imposibilă continuarea operației de fisurare hidraulică, iar amestecul să fie cât mai omogen. Fisurarea hidraulică multiplă Atunci când formațiunile productive sunt alcătuite din straturi cu grosimi mari, cu intercalații cu zone cu permeabilități diferite, fluidul de fisurare intră, preferențial, în zonele de minimă rezistență, iar cele cu permeabilități mai reduse rămân fisurate inomplet sau nefisurate. Pentru înlăturarea acestui efect nedorit, se procedează la fisurarea în etape succesive și anume: • se pompează, la presiune constantă, o anumită cantitate de fluid de fisurare, care va pătrunde în zonele cele mai permeabile ale stratului • se introduc bilele de cauciuc sau de material plastic, pentru astuparea perforaturilor prin care a trecut fluidul de fisurare • se reia pomparea cu fluid, la o presiune superioară celei precedente, făcând ca fluidul să pătrundă în porțiunile cu permeabilitatea mai scăzută, după care se astupă fisurile nou create prin care a fost injectat fluidul de fisurare. Metoda se repetă până când se consideră că au fost fisurate toate zonele stratului productiv, dar la presiuni mai mari. Această metodă constă în pomparea alternativă a fluidului de fisurare cu materialul de susținere a fisurilor și a materialului de blocare temporară a fisurilor (naftalină, colofoniu, var, bile de cauciuc etc) și dă rezultate bune în cazul stratelor productive cu grosimi mari și în cazul formațiunilor cu intercalații de roci plastice (argile, marne, șisturi argiloase etc). Blocarea temporară a fisurilor se poate realiza în strat (la intrarea în fisuri) sau în perforaturi (filtre), în dreptul fisurilor. În primul caz, ca agent de blocare se poate folosi naftalina (cu diametre cuprinse între 0,5 și 5 mm), formând un pod la intrarea în fisuri, care este solubilă în petrol, dar care este în stare solidă până la 800C. Etapele unei astfel de operații de fisurare, ce trebuie parcurse sunt: • fixarea pacherului, deasupra formațiunii productive și pomparea fluidului de fisurare prin interiorul țevilor de extracție, realizând prima fisură. Operația decurge ca și în cazul fisurării simple, cu deosebirea că nu se mai pompează gelificatorii • continuarea pompării fluidului de fisurare și a materialului de blocare temporară a fisurilor care, mai întâi, astupă prima fisură • mărirea presiunii de pompare a fluidului de fisurare, până la crearea unei noi fisuri în intervlul liber de strat • pomparea fluidului cu materialul de blocare temporară a celei de a doua fisuri • repetarea operațiilor descrise anterior, dar introducând fluidul la presiuni mai mari, pentru a se forma succesiv fisuri simple sau chiar fisuri verticale. 72

•

după operația de formare a fisurilor, se introduce un agent de dizolvare a materialului de blocare temporară a fisurilor (petrol lampant încălzit la 50 0C dacă se folosește naftalina ca material de blocare temporară), având volumul de 10 ori mai mare decât cel al naftalinei • pomparea agentului de degelificare, pentru spargerea gelului • punerea în producție a sondei, după o pauză de 24-36 ore. Atunci când sonda este tubată, cimentată și perforată în dreptul stratului productiv, blocarea temporară poate fi realizată cu bile de cauciuc având diametrul de circa 22 mm. După ce se efectuează prima fisurare, bilele de cauciuc sunt introduse în fluidul pompat, care pătrunde în gaura de sondă, iar acestea sunt oprite în dreptul fisurilor create anterior. Fluidul de fisurare este pompat, în continuare, pentru a deschide fisuri noi, deoarece cele deja formate sunt blocate cu aceste bile, care sunt menținute blocate în dreptul perforaturilor cât timp există o presiune diferențială (între 7 și 35 at), la nivelul perforaturilor, între presiunea din coloană și cea a fluidelor din strat. După îndepărtarea acesteia, bilele cad la talpa sondei. Fisurarea selectivă cu pacher Pentru a limita formarea fisurilor pe un anumit interval al stratului productiv, unde se consideră că poate fi mai bine exploatat, sau în cazul formațiunilor productive cu intercalații impermeabile, se folosește metoda fisurării selective cu pacher. Fisurarea formațiunilor separate, printr-un pacher, se poate face simultan sau succesiv. Porțiunea inferioară se fisurează prin pomparea prin țevile de extracție a fluidului de fisurare, a materialului de siusținere a fisurilor și a agentului de degelificare, iar cea superioară prin pomparea, prin spațiul inelar dintre țevile de extracție și coloana de exploatare, respectând aceiași pași. Etapele executării unei astfel de operații sunt următoarele: • se introduce fluidul de fisurare, prin interiorul țevilor de extracție, pentru realizarea fisurilor din porțiunea inferioară • se pompează fluidul cu materialul de susținere a fisurilor, cu scopul umplerii fisurilor nou create • se pompează agentul de degelificare • se pune în producție porțiunea inferioară a formațiunii, prin țevile de extracție • se pompează fluidul de fisurare, prin spațiul inelar dintre interiorul coloanei de exploatare și exteriorul țevilor de extracție, pentru realizarea fisurilor din porțiunea superioară • se pompează, prin același spațiu, fluidul cu materialul de susținere a fisurilor, cu scopul umplerii fisurilor nou create • se continuă cu pomparea agentului de degelificare • se dezarmează pacherul, se ridică deasupra stratului, se armează și se pune în producție și porțiunea inferioară. Pentru evitarea depunerilor de nisip care pot împiedica extragerea pacherului, se montează deasupra acestuia un dispozitiv de spălare. După pomparea fluidului de fisurare, se lansează bila în interiorul țevilor de extracție, care se așează pe scaun practicat în bucșa dispozitivului. Ca urmare a presiunii exercitate de țiței, se produce forfecarea știfturilor, bucșa se deplasează în jos, eliberând găurile de circulație, princare circulă țițeiul pompat eliminându-se, astfel, nisipul depus. 6.2. Alte metode de intensificare a afluxului de fluide din strat în gaura da sondă Prin metode de mărire a productivității sondelor (de intensificare a afluxului de fluide) se întelege efectuarea unor operații la sondele de extracție, în scopul anulării sau reducerii la minim a rezistențelor, care împiedică curgerea fluidelor din strat în sondă. Metodele de mărire a productivității sondelor numite și metode de stimulare se pot grupa în funcție de: • raza de acțiune asupra mediului poros permeabil • efectul pe care îl produc asupra caracteristicilor fizice ale sistemului rocă–fluide. 1. Metode de intensificare a afluxului de fluide dupa raza de acțiune: 73

a) procedee cu rază mică de acțiune b) procedee cu rază mare de acțiune. a. Procedee de stimulare cu rază mică de acțiune •

Procedeele bazate pe utilizarea unor substanțe explozive sunt: reperforarea cu perforatorul cu gloanțe sau cu perforatorul cu jet exploziv, perforarea cu proiectile explozive sau torpilarea stratelor. • Procedeele bazate pe curățirea găurii de sondă și a zonei perforaturilor • tratamente cu substanțe tensioactive • băi acide. Utilizarea soluțiilor tensioactive se aplică pentru spălarea sondelor sau pentru introducerea în strat pe raze mici, care permite dispersarea și curățirea particulelor solide, depuse pe pereții sondei sau în strat, din fluidele de foraj. De asemenea, permite eliminarea blocajelor cu apa provenită din filtratul fluidului de foraj, sau din zăcământ, precum și a blocajelor create de emulsiile apă – țiței. Utilizarea băilor acide permite eliminarea blocajelor cu fluide de foraj la sondele noi sau ieșite din reparații capitale sau a blocajelor datorate sărurilor depuse din apa de zăcământ, în decursul exploatării sondelor vechi. •

Procedee termice – bazate pe creșterea temperaturii în gaura de sondă și într-o zonă adiacentă din stratul productiv. Încălzirea zonei perforaturilor sondei se realizează prin diferite metode ca: - circulația de fluide fierbinți în sondă - utilizarea unor procese termochimice - utilizarea unor procese termoelectrice. De obicei, aceste procedee termice se efectuează pe durate relativ scurte (câteva ore), obținându-se lichefierea depunerilor solide de hidrocarburi din dreptul perforaturilor sondei (parafine, ceruri, asfaltene), care sunt apoi eliminate prin repunerea sondei în producție. Tratarea termochimică se bazează pe dezvoltarea de caldură la talpa sondei printr-o reacție chimică ce are loc între soluția acidă de 15% HCl și magneziu. Acest reactiv este utilizat sub formă de bare introduse într-un dispozitiv special ce se aduce în dreptul stratului productiv cu țevile de extracție. Tratarea termoelectrică constă în utilizarea unor încălzitoare electrice, ce folosesc un sistem de rezistențe electrice montate într-un tub, care se fixează la șiul țevilor de extracție, alimentate cu energie electrică de la suprafață. b. Procedee de stimulare cu rază mare de acțiune •

Procedee bazate pe acidizarea stratelor productive. Aceste procedee de tratare chimică constau în introducerea în strat a unor acizi cum sunt: acidul clorhidric (HCl), acidul fluorhidric (HF) și diferiți acizi organici (sub forma de soluții) alesi în funcție de compoziția chimico – mineralogică a rocilor colectoare. Pomparea soluțiilor acide în strat se face cu o 74

presiune mai mică decât presiunea de fisurare și se obține curățirea și lărgirea canalelor de curgere din zona de strat din jurul sondei. • Procedeele bazate pe fisurarea hidraulică a stratelor productive se aplică la zăcămintele constituite din roci consolidate, compacte cu permeabilitate scazută. Fisurarea hidraulică constă în pomparea în sondă a unui lichid cu o presiune mare, care să învingă rezistența rocilor din stratul productiv, care permite crearea unor fisuri la nivelul acestui strat ce pot ramâne deschise prin introducerea în lichidul de fisurare a unui material de susținere (nisip de cuarț, coji de nucă, bile de sticlă etc) putându-se îmbunătăți, substanțial, comunicația hidrodinamică în zona necontaminată a stratului–sondă. •

Procedeele termice bazate pe creșterea temperaturii în zona de strat din jurul găurii de sondă se aplică la zăcămintele cu țiței viscos sau cu conținut mare de parafină. Se poate utiliza caldura degajată de reactia acidului clorhidric 15%, cu magneziu sub formă de bare introduse într-un dispozitiv și pomparea, în continuare, în strat a acidului încălzit (acidizare termochimică), fie introducerea, periodică, în strat a unei cantități limitate de abur (injecția ciclică de abur), sau realizarea unui front circular de ardere subterană în jurul sondei productive și întreținerea acestuia un timp determinat (combustia subterană de scurtă durată). 2. Metode de stimulare după efectul produs asupra caracteristicilor fizice ale sistemului rocă – fluide: A. Metode de tratare cu efect asupra rocii colectoare și asupra unor materiale depuse în canalele de curgere. Din această grupă de metode de tratare, se pot enumera: • tratamente chimice (acidizări) • tratamente prin crearea unor canale de pătrundere în strat (perforarea cu jet abraziv) • tratamente prin aplicarea de șocuri asupra formațiunii productive • torpilarea stratelor • fisurarea hidraulică. B. Metode de tratare cu efect asupra sistemului rocă–fluide conținute și asupra depunerilor din rețeaua de canale de curgere din strat. B1. Metodele de tratare fizico–chimică sunt: • tratamente cu substanțe tensioactive • tratamente cu agenți de dizolvare. B2. Metode de tratare termică: • tratamente bazate pe utilizarea unei surse de căldură în dreptul stratului productiv • tratamente bazate pe injecția unui agent termic în strat (apă caldă, abur). 6.2.1. Acidizarea stratelor productive. Prezentare generală Acidizarea matricei rocii colectoare este definită ca operația de injectare a unei soluții acide în stratul degradat (contaminat), la o presiune mai mică decât presiunea de fisurare a 75

rocilor colectoare. Rolul soluției acide este acela de a dizolva produsele solide de invazie sau de precipitare, depuse în sistemul poros al rocii (particule solide din fluidul de foraj sau din pasta de ciment, particule fine de nisip sau de argile sau săruri) și de a lărgi canalele de curgere existente sau de a crea altele noi, prin dizolvarea unor minerale din rocile colectoare. Compatibilitatea fluidului de tratare Fig. Canale de comunicație rezultate în urma acidizării cu roca și fluidele conținute de aceasta este un factor important în realizarea unui tratament de stimulare eficient (figura din dreapt). Sensibilitatea rocii la acțiunea fluidului de tratare este determinată de compoziția chimică și constituția petrografică a acesteia. Acidizarea se aplică în formațiunile cu permeabilitate de la valori medii până la valori mari, alcătuite din calcare, dolomite, gresii cu conținut de carbonați peste 20% sau nisipuri consolidate al căror ciment este constituit din carbonați de calciu sau magneziu. Stimularea stratelor prin acidizare se poate realiza: • anularea efectului pelicular rezultat din depunerea turtei din fluidele de foraj, din depunerea de săruri sau a crustelor de ciment de pe pereții găurii de sondă în dreptul stratului productiv • lărgirea și extinderea canalelor de curgere existente • formarea de noi canale de curgere în stratele productive, care asigură o curgere mai activă a fluidelor din strat în sondă • mărirea diametrului găurii de sondă, când stratul productiv este netubat Pentru tratarea chimică a rocilor colectoare carbonatice, se utilizează, frecvent, soluții de acid clorhidric (în mod obișnuit 12%, 15% sau 28% HCl). Acidizarea se efectuează în mod diferit de la un zăcământ la altul și chiar de la o sondă la alta din cauza: • diversității litologice a zăcămintelor • proprietăților fizice diferite ale zăcămintelor (presiune și temperatură) • compoziției chimico-mineralogice și distribuției variate a mineralelor în rocile colectoare • anizotropiei permeabilității rocii magazin • naturii și compoziției fluidelor acumulate în porii rocilor. Fluidele folosite la operațiile de acidizare Soluțiile acide și neacide Pentru stimularea prin acidizare a rocilor carbonatice se folosesc soluții de acid clorhidric, acid acetic sau amestecuri acide: acid clorhidric și acizi organici, acid clorhidric și alcooli, acid clorhidric și tenside. În funcție de natura blocajului creat la nivelul formațiunilor productive pot fi folosite diferite soluții acide sau solvenți și dezemulsionanți. Pentru tratarea prin acidizare a rocilor carbonatice, în funcție de compoziția mineralogică a acestora, de distribuția mineralelor în rocă, de proporția mineralelor carbonatice, de natura depunerilor din porii rocilor și de temperatură, în afara acidului clorhidric de concentrații diferite, între 8%-15% HCl, sau 28% HCl se pot folosi și alte sisteme acide. Aditivii Soluțiile acide ce urmează a fi injectate în stratul productiv, în afară de acizii necesari (clorhidric, fluorhidric, acetic etc) mai conțin diferiți aditivi cum ar fi: inhibitori de coroziune, stabilizatori pentru controlul metalului, stabilizatori ai argilei, intârzietori de reacție, intensificatori, solvenți, alcooli, agenți termici, gaze energizante care au rolul de a anihila efectele negative ale solutților acide din sondă și strat. Inhibitorii de corosiune Scopul inhibitorilor de corosiune este să prevină sau să reducă reacțiile de coroziune a materialului metalic prin care circulă soluția acidă. 76

Inhibitorii de coroziune românești pentru combaterea coroziunii acide sunt formaldehida CH2O (aldehida formică), ACOR-21, ACOR-22, ACOR-42, CORED-22, CORED-95, COSINTAM-86 etc. Stabilizatorii (sechestranții) Rolul stabilizatorilor este acela de a împiedica depunerea unor compuși ai fierului și aluminiului (hidroxizi) care precipită sub forma unui sediment voluminos și de a menține pH-ul soluției acide consumate între 4-4,5. Tipurile de stabilizatori folosiți sunt: • acid acetic, în proporție de 0,8-3% din volumul soluției de tratare, eficient până la temperatura de 700C; • acid citric în cantitate de 20 kg/m3 soluție 15% HCl, eficient până la temperatura de 900C; • amestec de acid citric (6 kg/m3) și acid acetic (11 kg/m3), foarte eficient până la temperatura de 650C; • acid gluconic în cantitate de 42 kg/m3 soluție 15% HCl, eficient până la temperatura de 650C, cost ridicat; • acid lactic în cantitate de 23 kg/m3 soluție 15% HCl, eficiență moderată la temperatura de 400C; • acid etilendiaminotetraacetic în cantitate de 36 kg/m3, eficient la temperatura de 900C, cost ridicat; • acid nitriloacetic (NTA) în cantitate de 23 kg/m3 soluție 15% HCl, temperatura de 900C, cost ridicat. Stabilizatori pentru argile sunt substanțe tensioactive capabile să fixeze și să protejeze mineralele argiloase sau să crească viteza de curgere a fluidului necesară să antreneze particulele de argilă. Frecvent, sunt utilizate următoarele cloruri: clorura de amoniu NH 4Cl, clorura de potasiu KCl, clorura de calciu CaCl2, clorura da alumuniu AlCl3. NaCl evită hidratarea argilelor numai la concentrație mai mare de 15%. Intensificatorii (dezemulsionanții) Sunt substante tensioactive, care se adaugă în soluția acidă în proporție de 0,5 – 1% (uneori 2 – 3%) din volumul acesteia cu scopul: • de a micșora tensiunea superficială • de a asigura o pătrundere mai ușoară a soluției acide în canalele fine ale stratului productiv. Substanțele tensioactive cu rol de intensificatori pot fi: • de tip anionic (alchilarilsulfonat) D5, RAG-27 • de tip neionic (alchili, fenoli polietixilati, acizi grași etoxilați E-96, S2-350, STN-7 • de tip cationic (amine organice). Întârzietorii de reacție Scopul întârzietorilor de reacție este de încetinire a reacției soluției acide cu roca, astfel ca acidul neconsumat să pătrundă, pe o distanță mai mare, în stratul productiv. Tipurile de întârzietori de reacție sunt: • surfactanții anionici de tip alchilarilsulfonați • surfactanții cationici care au și proprietăți de inhibitori de coroziune • surfactanții neionici. Alcoolii sunt fluide cu tensiune superficială scazută datorită proprietăților de vaporizare rapidă. Rolul alcoolilor este de a recupera, integral, fluidele uzate și de a îmbunătăți permeabilitatea față de gaze prin reducerea saturației în apă. Tipurile de alcooli utilizați în amestecurile acide de tratare sunt: • izopropanol CH3-CHOHCH3, folosit în concentrație de 20% • metanol CH3OH, folosit in concentrație de 30 - 40%. Gazele energizante Gazele energizante sunt azotul și bioxidul de carbon comprimate sau în stare lichidă. Datorită caracterului lor de a fi miscibile cu hidrocarburile, gazele sunt folosite pentru mărirea 77

eficienței operațiilor de acidizare a formațiunilor care conțin țiței remanent bogat în fracții grele. Variantele de injectie a gazelor energizante, în cadrul operației de acidizare, sunt: • înaintea efectuării tratamentului acid de stimulare • simultan cu soluția acidă • după introducerea soluției acide • odată cu soluția acidă complexă sub formă de spumă. Tehnologia de tratare cu acid clorhidric a rocilor carbonatice La programarea operației de stimulare prin acidizare se ține seama de obiectivul urmărit este

Fig. Fazele unei operații de acidizare

formarea băii acide pentru deblocare și/sau acidizare convențională. În funcție de aceste obiective, variază cantitatea și compoziția soluției acide ca și programul hidraulic (figura de mai sus). La sondele echipate cu pacher de coloană de tip permanent nu se pot executa băi acide pentru deblocarea formațiunii, se pot executa numai acidizari și fisurari acide. Pentru a realiza o acidizare cu soluție de acid clorhidric la o sondă fără pacher, trebuie să se execute următoarele operații: a) pregătirea sondei; b) prepararea solutiei acide; c) introducerea soluției acide în strat. a) Pregătirea sondei Această pregătire constă, îndeosebi, în curățarea zonei tălpii sondei și a filtrului sondei de orice depuneri (fluid de foraj, oxizi, parafină) printr-o baie de acid. Operația constă în introducerea în sondă a unei soluții de acid clorhidric de concentrație 8-12%, la care se adaugă un inhibitor de coroziune și, după caz, o soluție de concentrație 2-5% acid fluorhidric. În unele cazuri, se utilizează compoziții mixte de acizi și substanțe tensioactive. Scopul acestei băi este de a preveni neutralizarea soluției acide la trecerea ei prin zona cu depuneri, fapt care ar provoca scăderea eficienței acidizării propriu-zise. b) Prepararea soluției acide Prepararea soluției acide se face prin amestecarea acidului tehnic de concentrație 32-35%

78

HCl cu apă și o serie de aditivi, aceștia din urmă cu rol de a anihila efectele nedorite ale soluției acide în sondă și strat. La alegerea concentrației soluției acide, se ține seama de faptul că o concentrație mai mică presupune injectarea unui volum mai mare de soluție pentru dizolvarea unei cantități date de rocă și necesită apoi extragerea din sondă a unei cantități mai mari de soluție uzată. Utilizarea unei soluții acide de concentrație mare conduce la creșterea cantității de CaCl2 și MgCl2, ceea ce mărește densitatea și viscozitatea soluției uzate, creând dificultăți la eliminarea acesteia din strat și, în plus, cresc costurile pentru protecția echipamentului din sondă. După stabilirea cantității de acid ce revine pe metru perforat și a concentrației soluției acide, se trece la prepararea în habe a soluției acide necesare pentru tratare. O soluție acidă de concentrație dorită se poate prepara din apă și acid tehnic sau dintr-o soluție de o concentrație mai slabă decât cea aleasă pentru tratare și acid tehnic. Valoarea concentrației acidului tehnic este trecută în buletinul de analiză ce însoțește acidul. c) Pomparea soluției acide în strat Soluția acidă se pompează cu ajutorul agregatelor prin interiorul țevilor de extracție în stratul productiv. Dacă distanța între baza perforaturilor și talpa sondei este de câtiva metri, această zona numită sacul sondei se va izola cu o soluție de clorură de calciu, pentru a nu consuma o cantitate mai mare de soluție acidă decât cea necesară introducerii în strat. După realizarea circulației de țiței în sondă, se fixează țevile de extracție cu 1 – 2 m deasupra tălpii. Se pompează, în sacul sondei, un volum corespunzător de soluție de clorură de calciu (figura de mai sus). Se ridică țevile de extracție, puțtin deasupra bazei perforaturilor și se pompează un volum de soluție acidă de tratare, astfel încât nivelul acesteia poate depăși numai cu 2 m capul perforaturilor, unde se lasă sonda închisă pentru reacție câteva ore (nu mai mult de 12 ore) și apoi se procedează la extragerea soluției din strat, respectiv la repunerea sondei în funcțiune. Acidizări selective cu izolare mecanică Pentru dirijarea soluției acide de tratare în zonele dorite prin mijloace mecanice se pot folosi: pachere, dop de coloană tip C, sau bile de etanșare a perforaturilor. Prin intermediul acestora acidizarea este realizată, separat, pentru fiecare strat în parte dintr-un complex productiv. Aceste sisteme mecanice sunt considerate cele mai eficiente forme de dirijare selectivă a soluției acide într-un complex productiv, dar ele necesită o stare tehnică bună a coloanelor de exploatare și o durată de timp apreciabilă pentru fixarea în sondă, la adâncimea necesară. Metodele de izolare mecanică nu pot fi aplicate la sondele la care s-au realizat împachetări cu pietriș și în găurile de sondă netubate. Izolarea cu pachere se realizează prin introducerea unei garnituri de țevi de extracție în sondă cu un pacher, care se fixează deasupra stratului inferior ce urmează să fie acidizat. Soluția acidă se introduce prin interiorul țevilor de extracție și pătrunde numai în stratul inferior (figura din dreapta), întrucât cele superioare sunt izolate cu pacher. După acidizarea stratului inferior se dezarmează pacherul și se introduce, prin circulație, un dop de nisip în coloana de exploatare, în dreptul stratului inferior acidizat. Apoi pacherul se armează deasupra stratului următor care trebuie acidizat. Operația se repetă, în mod asemănător, până când se efectuează acidizarea tuturor stratelor productive din complex, programate pentru tratarea cu soluții acide. Apoi, urmează curățarea nisipului din coloana de exploatare, circulație cu lichide prin sau cu ajutorul lingurii de curățat. În locul nisipului Fig. Acidizarea selectivă a stratului inferior se pot folosi preparate chimice în stare lichidă, care nu reacționează cu roca și prezintă avantajul că 79

se pot extrage ușor din sondă, după terminarea operației de tratare a stratelor din complexul productiv. Ca fluid de izolare se poate utiliza o soluție de clorură de calciu (CaCl2), cu o densitate de 1200 – 1300 kg/m3. Pentru a micșora timpul de realizare a unei operații de acidizare selectivă se poate folosi un dop de coloană, care nu mai necesită introducerea prin circulație a dopurilor de nisip și curățarea lor ulterioară. Dopul de coloană utilizat frecvent este de tip Baker model C și poate fi cuplat la un pacher tip Baker, model G. După acidizarea stratului inferior din cadrul complexului, apoi urmează izolarea acestui strat de celelalte strate ce urmează a fi acidizate cu ajutorul dopului de coloană tip Baker model C. Acest dop se va introduce împreună cu un pacher cu acționare mecanică tip Baker model G, care are la partea inferioară un Fig. Fig. Acidizarea selectivă a stratului dispozitiv baionetă cu ajutorul căruia se cuplează și se decuplează de dopul de coloana tip C. Pacherul este înfiletat la garnitura de țevi de extracție. Ansamblul pacher – dop se introduce în sondă, până ce dopul ajunge sub stratul care trebuie acidizat (figura din stânga). În acest moment printr-o rotire a țevilor de extracție, se realizează decuplarea pacherului model G, care va fi ridicat și apoi armat deasupra stratului ce urmează a fi acidizat. Dopul de coloană C, prin construcția sa, va ramâne în coloana de exploatare la adâncimea dorită după decuplarea pacherelui, prin fixarea bacurilor sale în peretele coloanei de exploatare, iar etanșarea sa se realizează sub acțiunea unei presiuni diferențiale (prin umflarea unor garnituri de cauciuc sub formă de cupe situate la extremitățile corpului). Trebuie menționat că sensul de decuplare a pacherului model G de dopul de coloana tip C este superior invers decât sensul de rotire pentru armarea pacherului G. În caz contrar, nu este posibilă retragerea pacherului pentru efectuarea operației. Dupa acidizarea stratului dorit, se dezarmează pacherul și se coboară prin intermediul garniturii de țevi de extracție pentru a se cupla dopul de coloană tip C în sistemul baionetă al pacherului. Urmează retragerea ansamblului pacher–dop și poziționarea lor în sondă cum s-a mentionat anterior, pentru acidizarea altui strat superior după cum se observă în schema din figura Etanșările cu bile oferă un cost mic, dar eficiența lor depinde de mai mulți parametri, care includ lungimea intervalelor perforate, numărul de perforaturi pe metrul liniar, rotunjimea și netezimea perforaturilor, debitul de injecție, presiunea diferențială de-a lungul perforaturilor și calitatea inelului de ciment. Bilele confecționate din materiale speciale rezistente la atacul acid, sunt transportate în sondă și dirijate în perforaturi de soluția acidă de tratare, care curge, preferențial, spre zonele cu permeabilitate mai mare. Când bilele de etanșare vin în contact cu orificiile realizate în coloană prin perforare, presiunea diferențială creată presează bila în perforatură, împiedicând trecerea soluției acide în strat. Bila etanșează perforatura atâta timp cât presiunea din sondă se menține mai ridicată decât presiunea din formațiune. După terminarea operației de acidizare se scurge presiunea din coloană și între strat și sondă, apare o presiune diferențială care îndepartează bilele din perforaturi. Dacă stratul începe să produca cu un debit mai mare, bilele sunt antrenate de fluid și aduse la suprafață.

80

Dacă sonda nu debitează imediat, bilele cad la talpa sondei. Pentru introducerea bilelor în fluidul acid de stimulare se folosesc dispozitive cu acționare manuală sau dispozitive cu ejector. Dezavantajul principal al tehnologiei de acidizare selectivă cu bile de etanșare constă în faptul că nu există siguranța dirijării bilelor spre toate intervalele deschise. Pentru a obține o etanșare sigură, se estimează că pentru fiecare perforatură sunt necesare două sau trei bile. Acidizări repetate În urma unei operații de acidizare a unui strat productiv, debitul sondei crește inițial, apoi scade după un timp ce diferă de la o sondă la alta. Din această cauză, sondele se supun unor acidizări periodice, mărindu-se cantitatea de soluție acidă cu 25 – 50%, față de acidizarea precedentă. Debitul sondei, după fiecare acidizare, este din ce în ce mai mic. Acest fenomen se datorează faptului că, la o ulterioară acidizare, soluția acidă se canalizează pe vechile canale, lărgindu-le numai, fără a crea altele noi care să penetreze în strat, pentru a pune în legatură sonda cu alte zone ale stratului cu permeabilitate mai bună. Pentru a combate tendința Fig. Plusul de producție rezultat după de canalizare a soluției acide în canalele cu secțiune acidizări repetate mare, se injectează în strat, înaintea soluției acide, un dop de soluție de clorură de calciu sau o altă substanță adecvată, care blochează, temporar, canalele cu secțiune mare (sau zonele cu permeabilitate ridicată), astfel încât soluția acidă injectată ulterior să patrundă și în canalele cu secțiune redusă care nu au fost atacate la tratamentul precedent. Operația de stimulare este repetabilă atâta timp cât plusul de producție obținut după acidizare depășește cheltuielile necesare acestui tratament (figura de mai sus). Acidizări în tranșe La formațiunile productive de grosimi mari sunt necesare și volume mai mari de soluție acidă pentru tratare. Eficiența acidizării la aceste strate poate crește, dacă introducerea soluției acide se face în 2 – 4 tranșe. Acidizările în tranșe sunt de fapt niște acidizări repetate care se fac consecutiv, fără repunerea sondei în producție. La fiecare tranșă se introduce un volum de soluție aciăa cu 30 – 40% mai mare decât cel din tranșa precedentă. După introducerea fiecărei tranșe, se lasă soluția acidă în contact cu roca pentru reacție, după care se recomandă să se execute curațarea stratului productiv de produșii rezultați din reacție. Soluția acidă pompată în tranșa următoare găsește pereții sondei curați și canalele curățate, încât pătrunde, mai ușor, în strat și pe o distanță mai mare. Acidizări prin vibrații La sondele la care s-a produs o colmatare a stratului productiv pe o distanță relativ mică s-au obținut rezultate pozitive prin injecția în strat a unui volum de 6 – 10 m3 soluție de acid clorhidric, care trece printr-un perforator hidraulic sau vibrator. Acest dispozitiv este adus în dreptul stratului productiv cu țevile de extracție. La suprafață, se folosește un echipament identic cu cel folosit la fisurarea hidraulică. Pomparea soluției acide se face prin interiorul garniturii de țevi de extracție, închizând ventilul de la coloana de exploatare, în momentul în care soluția a ajuns în dreptul stratului productiv. Perforatorul hidraulic sau vibratorul intră în funcțiune în timpul pompării soluției. Datorită oscilațiilor care se produc la ieșirea din dispozitiv a soluției acide, în mediul poros permeabil al stratului, saturat cu lichid, se crează o rețea de microfisuri, în care pătrunde soluția acidă, obținându-se astfel o eficiență sporită. Rolul principal în propagarea oscilațiilor generale îl are pulsația lichidului din spațiul inelar, provocată de mișcarea vibratorului. Planul de pompare (fazele unei operații de acidizare cu izolarea sacului sondei) Distanța de pătrundere a soluției acide în strat 81

Se presupune că formațiunea productivă este omogenă și penetrarea în strat a soluției acide este uniformă și radială. Determinarea presiunii de pompare se face: • în condițiile pompării în sondă a soluției acide de tratare; • în condițiile pompării țițeiului prin țevile de extracție pentru împingerea soluției acide in strat. Alegerea agregatelor de pompare În funcție de presiunea de pompare, se aleg agregatele de pompare în funcție de performantele acestora și de valoarea presiunii maxime de lucru, care corespunde unui anumit diametru de plunger. Corespunzător acestui diametru de plunger se alege o valoare a debitului teoretic, care poate fi realizată cu o anumită turație a motorului de antrenare și un numar de curse duble pe minut la pompă. h) Schema de pompare

Fig. Schema de pompare în cazul operației de acidizare

Mai sus, este redată schema de pompare în cazul operației de acidizare, unde este arătat modul de dispunere și conexiunile dintre aggregate, în raport cu gaura de sondă (Fig. 10.7). 6.2.2. Metode fizico – chimice de deblocare a stratelor În funcție de elementul care provoacă frânarea curgerii, metodele de tratare fizico-chimică pentru deblocarea formațiunile productive se pot grupa astfel: - tratarea cu substanțe tensioactive - tratarea cu agenți de dizolvare. Tratarea cu substanțe tensioactive De la deschiderea stratelor productive și până la faza finală a exploatării zăcămintelor, activitatea sondelor de exploatare a petrolului este condiționată de fenomenele fizice care apar la interfața sistemului lichid – mediu solid sau în zona de separare a două fluide de natură diferită. Tratarea cu substanţe tensioactive se aplică în cazul pătrunderii apei în porii stratului (fie din fluidul de foraj, fie apa circulată în sondă în cursul unor operații de intervenții sau reparații) și în cazul formării unei turte de colmataj pe pereții găurii de sondă. Apa pătrunsă în porii stratului are ca efect reducerea permeabilității efective față de țiței și formarea cu țițeiul din strat a unei emulsii de viscozitate mare, care curge greu prin mediul poros din strat. Substanțele tensioactive au efect de detergenți sau de dezemulsionanți înlesnind curgerea țițeiului spre gaura de sondă. Pentru tratamente, pot fi utilizate următoarele categorii de substanțe tensioactive: anionice, cationice și neionice. Surfactanții anionici sunt: săpunurile, fenolii, sulfonații de petrol, alchil aril sulfonații, alchil benzen sulfonații. Sulfonații cationici sunt: aminele, sărurile și bazele cu azot cuaternar. 82

În cazul folosirii surfactanților cationici, în prezenta clorurii de calciu (CaCl2) din apele de zăcământ sau ca rezultat al acțiunii acidului clorhidric asupra rocilor carbonatice, se produce o coagulare a surfactanților sau o reacție chimică între cationul de calciu și surfactant, care are drept consecință o reducere a activității acestuia din urmă. Pentru evitarea acestor inconveniente, pentru operațiile de tratare a sondelor se vor utiliza compușii tensioactivi neionici. Surfactanții neionici cuprind produsele etoxilate, alcooli grași, polietoxilati alchili – fenoli polietoxilați, acizi grași sau derivații lor polietoxilați. Timp îndelungat în industria extractivă de petrol s-au utilizat sulfonații de petrol, obținuți prin tratarea cu acid sulfuric concentrat a unor fracțiuni de petrol. Cel mai utilizat sulfonat de petrol în șantierele din țară noastră este sulfonatul de amoniu și sodiu , pentru dezemulsionarea unor țițeiuri. În sondele cu valori reduse ale procentelor de impurități și cu presiuni de zăcământ relativ mici, este indicata folosirea tensidelor în soluție slab acidă, care favorizează reducerea considerabilă a tensiunilor interfaciale. Un agent tensioactiv pentru a fi efficient, trebuie să îndeplinească următoarele cerințe: • să scada tensiunea interfacială a sistemului apă – țiței • să prezinte pierderi minime în zăcământ • să aibă o mobilitate apropiată de cea a fluidelor cu care vine în contact; • să fie stabil din punct de vedere chimic în apele de zăcământ • să fie solubil sau dispersabil în apă sau țiței. Soluția de tratare se prepară prin dizolvarea substanței tensioactive într-un fluid de diluare corespunzător. Se recomandă aproximativ 0,6 – 0,8 m3 soluție de agent tensioactiv pentru fiecare metru perforat. Tehnologia de executare a operației de tratare cu agenți tensioactivi constă în următoarele: - se fixează țevile de extracție cu șiul, aproape de baza perforaturilor - se prepară soluția de tratare într-o habă, prin turnarea soluției acide peste soluția de agent tensioactiv - se pompează soluția de tratare în sondă în cantitate egală cu volumul interior al țevilor de extracție și al coloanei în dreptul perforaturilor, menținând ventilul de la coloană deschis - se închide ventilul de la coloană și se pompează restul de soluție - se pompează un volum de țiței egal cu volumul țevilor de extracție, tratat cu 3 – 5 % substanță tensioactivă - se închide sonda sub presiune și se menține închisă pentru reacție, timp de 8 – 24 ore - se repune sonda în producție. Substantele tensioactive cu rol de dezemulsionanți utilizate la noi în țară sunt: •

RAG 27, solubil în apă și dispersabil în țiței; folosit ca dispersant al particulelor minerale în concentrație de 1 – 2% și în soluții acide în concentrație de 5 – 7%. • RAG 14, solubil în țiței și dispersabil în apă, folosit în amestec cu țiței în concentrație de 0,5% pentru tratarea sondelor care produc cu procent mare de apă. Substanțele tensioactive ce se pot folosi pentru prevenirea emulsiilor de țiței sunt: • •

E 96 – un alcool D4 sau D5 – dezemulsionanți care constau în sulfonați de petrol obținuți prin sulfonarea unor fracțiuni de petrol. Tratarea cu agenți de dizolvare Tratamentele cu agenți de dizolvare (solvenți) constau în aducerea acestor substanțe în dreptul stratului productiv sau introducerea lor în strat pentru dizolvarea unor depuneri de pe pereții filtrului sondei și din porii rocii colectoare. În cazul depunerilor de parafină în porii rocii colectoare 83

se pot utiliza pentru solubilizarea acestora, agenți de dizolvare. Acești solvenți au proprietatea de a desprinde parafina de pe pereții sondei, din canalele rocii sau de a o dizolva, ca apoi împreună cu fluidele ce vin din strat în sondă, parafina să fie antrenată la suprafață. Pentru aducerea solventului în zona de tratare se folosește ca agent de transport, petrolul lampant sau motorina. Operația de tratare cu agenți de dizolvare se desfășoară astfel: - se deparafinează, mecanic, țevile de extracție - se curăță talpa, prin circulație cu țiței, încât să nu se introducă în porii rocii, odată cu solventul, eventualele impurități aflate în sondă - se introduce, în strat, soluția de solvenți în același mod ca soluția acidă în cadrul operației de acidizare - se face o pauză de 6 – 12 ore pentru menținerea în contact a solventului cu depunerile din pori - se extrage soluția din strat și se repune sonda în funcțiune. Dizolvarea parafinei depusă în porii rocii la sondele de producție de mică adâncime, care urmează a fi trecute în injecție se poate realiza prin introducerea în strat a unui volum de condens sau țiței tip A cu un aditiv și după 4 – 6 ore, se începe drenajul pentru evacuarea particulelor de parafină din formațiune. 6.2.3. Intensificarea afluxului la sondele de gaze, prin torpilarea stratelor Pentru reducerea rezistenţelor create în strat, sau în spaţiul inelar dintre pereţii găurii de sondă şi filtrul sondei, care împiedică curgerea liberă a gazelor din strat spre sondă, se iau aceleaşi măsuri ca şi în cazul sondelor de ţiţei, în cazul sondelor de gaze, cauzele micşorării permeabilităţii rocilor în jurul găurii de sondă, datorită acumulărilor de materiale, sînt mult mai puţin numeroase, deoarece fluidele nu conţin parafină, ceruri, asfalturi etc. Acidizările făcute în strat nu dau totdeauna rezultate satisfăcătoare, datorită permeabilităţii reduse a stratelor cu gaze. în urma experienţelor făcute s-a constatat că unele sonde de gaze îşi măresc producţia după torpilarea stratelor productive. Această creştere a debitului de gaze poate fi datorită următoarelor cauze: 1. Crearea unor fisuri radiale în jurul găurii de sondă, în urma torpilării, mărindu-se astfel suprafaţa de filtrare a gazelor, tocmai în zona unde pierderile de presiune sunt maxime. Zona distrugerii, în care se produc fisuri şi sfărâmări parţiale ale rocii, formată în urma torpilării, are o rază de 10—12 m. 2. Degajarea, din soluţia suprasaturată, a gazelor dizolvate, în urma zguduirii produse de explozie. După cei mai mulţi autori, mărirea debitului de gaze se datorează, în cea mai mare parte, acestui fenomen. într-un strat de gaze, acestea se găsesc deasupra apei. După legea lui Henry, cantitatea de gaze dizolvate în apă este proporţională cu presiunea. La o scădere treptată a presiunii, gazele dizolvate trebuie să iasă din soluţie şi să treacă în zona cu gaze libere. în realitate, la o scădere treptată a presiunii,' bulele de gaze nu se formează, iar apa din strat se transformă într-o soluţie suprasaturată cu gaze. Suprasaturarea soluţiei creşte până la o limită maximă, când apa nu mai poate să reţină gazele în soluţie. în acest moment se elimină din soluţie o parte din gaze; presiunea din strat, datorită degajării gazelor, creşte, iar soluţia devine din nou nesaturată, procesul repetându-se apoi în aceeaşi ordine. La o scădere neîntreruptă a presiunii de strat, eliberarea gazelor din soluţie se produce periodic, pe măsura creşterii până la o anumită limită maximă a suprasaturaţiei apei cu gaze. în momentul separării gazelor dizolvate, presiunea de strat se măreşte, iar debitul sondelor creşte. Degajarea gazelor dizolvate dintr-o soluţie suprasaturată poate fi provocată artificial, cu mult înainte de a fi atinsă limita de suprasaturare, dacă se produce o zguduire puternică a soluţiei saturate. Această zguduire poate fi realizată prin torpilarea stratului productiv. Gazele dizolvate prin zguduire trec din soluţie în fază gazoasă, mărind presiunea şi debitul sondei. Eficacitatea torpilării este maximă la stratele cu o suprafaţă mare de contact între zona de apă şi 84

cea de gaze. Sondele alese pentru torpilare trebuie să fie situate cît mai aproape de limita apă-gaze, sau chiar în zona inundată cu apă. Explozia trebuie provocată simultan la toate sondele alese pentru torpilare, astfel încît să producă o zguduire simultană a întregului strat. Torpilarea sondelor trebuie să se facă periodic, chiar de la începutul exploatării. Intervalul de timp dintre două torpilări periodice se stabileşte în funcţie de ritmul scăderii presiunii de strat. 3. Degajarea gazelor adsorbite din nisipurile argiloase brune, calcare etc. Aceste roci au un număr foarte mare de pori cu diametru mic sau canale, deci o suprafaţă de adsorbţie foarte mare (peste 10 000 m2 suprafaţă de pori la 1 m3 de rocă). Pelicula de gaze care se formează pe suprafaţa unui corp solid are o presiune interioară puţin mai mare decât presiunea mediului înconjurător. Prin atracţia pe care această peliculă iniţială o exercită asupra moleculelor de gaze din mediul înconjurător, îşi măreşte grosimea până când stratul exterior de molecule se găseşte la o depărtare de suprafaţa corpului solid, astfel încât atracţia acestor molecule exterioare, de către corpul solid, este insuficientă ca să învingă energia cinetică a moleculelor. Prin zguduirea produsă de torpilarea stratelor, moleculele exterioare se desprind uşor de pe suprafaţa porilor sau a canalelor rocii, iar gazele, separându-se de suprafeţele respective, pot circula din nou prin porii stratului. Din experienţele făcute s-a ajuns la concluzia că prin torpilare nu se eliberează toate hidrocarburile adsorbite pe suprafaţa rocilor colectoare, ci numai hidrocarburile uşoare, în special metanul. De asemenea, s-a constatat că, în general, nisipurile cuarţoase sau gresiile nu sînt favorabile pentru formarea peliculelor de gaze pe pereţii porilor sau ai canalelor acestor roci. Printre rocile cele mai favorabile formării peliculelor de gaze sunt şisturile argiloase gazei- fere (bogate în materii organice), unele calcare (creta), cărbunii etc. Torpilarea trebuie făcută simultan pe toată grosimea formaţiei gazeifere. În cazul când se urmăreşte obţinerea efectelor de zguduire, torpilarea trebuie făcută la contactul dintre apă şi gaze, iar apa, având un coeficient de compresibilitate mic, va asigura propagarea undelor către zona gazeiferă a stratului. Explozia trebuie amorsată pe cale electrică, simultan în toate sondele alese pentru torpilare, pentru ca eficacitatea torpilării să fie maximă. Durata intervalelor de torpilare se stabileşte în funcţie de scăderea presiunii de strat. La începutul exploatării, când scăderea presiunii de strat este mai lentă, durata se stabileşte între l’/a şi 2 ani. Pe măsură ce scăderea presiunii se produce mai repede, durata intervalului se micşorează treptat la 1 an, apoi la 6 luni. A l e g e r e a e x p l o z i b i l u l u i . Explozivii folosiţi la torpilarea sondelor sunt: 1) nitroglicerina lichidă; 2) gelatina explozibilă, care conţine 90 — 97%, nitroglicerină şi 3 — 10% nitroceluloză; 3) dinamita gelatinoasă, cu un conţinut de minimum 72% nitroglicerină. Alţi explozivi, ca de exemplu, amonalul sau amonitul nu dau o explozie suficientă. Rezultatele cele mai mulţumitoare s-au obţinut prin folosirea nitroglicerinei lichide, în special cînd aceasta a fost întrebuinţată imediat după preparare. Pentru acest motiv se recomandă ca ea să fie preparată chiar în şantierul de exploatare. Nitroglicerina se introduce în sondă în tuburi de metal sau de bachelită. Se recomandă ca pereţii tuburilor să fie dubli şi spaţiul dintre aceştia să fie umplut cu apă, pentru ca temperatura înaltă care se produce în timpul exploziei (peste 3 400°C) să nu producă o topire a unor minerale de pe pereţii stratului şi să astupe porii rocii. 6.3. Măsuri de protecția muncii luate la fisurarea hidraulică Transportul ACF-ului pe locație Înainte de începerea deplasării se verifică asigurarea echipamentelor și autovehiculul 85

conform Standardului Cerinţe HSEQ pentru activitățile de transport EPHSEQRO-06-08-01. Înainte de începerea deplăsarii se va completa “Evaluarea deplasărilor și Formularul de aprobare a călătoriilor WO&WI” în conformitate cu Instrucțiunea de Lucru “Gestionarea Călătoriilor PE-O-HS-WOI-001-01-R. Deplasarea ACF-ului se va face întotdeauna cu rezervorul de măsurare gol și curat. Înainte de începerea deplasării se verifică fixarea accesoriilor (liniilor de presiune, coturilor, balamalelor, furtunurilor etc), în locurile destinate acestui scop, pentru evitarea desprinderii necontrolate a acestora. Nu este permisă prezența, urcarea sau coborârea pe și de pe platforma in timpul manevrarii Agregatului Pregatirea operatiei Instalarea agregatelor de pompare se va face in afara zonelor cu pericol de explozie ( zona II ). Agregatul se va amplasa întotdeauna astfel încât operatorul să aibă o bună vizibilitate asupra liniilor temporare de presiune și echipamentelor de la gura sondei. Agregatul se va poziționa în partea opusă direcției vântului astfel încât gazele de la haba de circulație să nu vină spre acesta. Se verifică dacă aparatele de măsurare pentru parametrii de pompare sunt în stare bună de functionare; Înainte de a începe instalarea pe locație toate componentele rigide sau flexibile ale liniilor de presiune temporare vor fi inspectate vizual și existența și valabilitatea certificărilor. Se verifică manevrabilitatea robinetelor și ventilelor de contrapresiune (supape unisens). Se recomanda montarea unei supape de reținere între gura sondei și linia de refulare pentru a se evită returul fluidului din sondă spre linia de pompare. În cazul liniilor de presiune temporare prin care circula fluide cu temperaturi ridicate sau foarte reci, acolo unde este posibil, acestea trebuie izolate pentru a proteja personalul operator. Pentru a preveni apariția unor accidente, zona periculoasă din imediata apropiere a liniilor de presiune temporare trebuie delimitată și marcată. Atunci când sunt instalate mai multe trasee de linii de presiune temporare, acestea vor fii instalate astfel încât să nu se atingă între ele și să nu obstrucționeze căile de acces. Liniile de presiune temporare rigide se vor securiza utilizând cleme de siguranță montate pe conducte și prevăzute cu urechi prin care se trece un cablu de oțel. Liniile de presiune temporare flexibile (furtunele de presiune) utilizate pentru vehicularea fluidelor trebuie sa aibă conexiunile asigurate cu cleme și cabluri de siguranță/lanțuri sau plase de siguranță. Înainte de testul de presiune pe locație a liniilor de presiune temporare, supervizorul activității de pompare/șeful atelierului servicii de pompare/șeful de formație/sondorulșsef va inspecta pe teren montajul liniilor de presiune temporare conform schiței (acolo unde este cazul). Testarea liniilor temporare de presiune montate pe locatie se execută de către operatorul echipamentului de presiune și asistat de supervizorul activității de pompare. Testul de presiune va începe cu o presiune scazută (de 200 – 300 psi) (14 – 21 bar) și va fi menținută un timp 5 minute după stabilizare. Dacă rezultatul probei este satisfăcător se poate trece la efectuarea probei de presiune la valoarea maximă anticipată majorată cu 50% dar nu mai mult decât presiunea nominală și care va fi menținută timp de 10 minute dupa stabilizare. Nu este permisă utilizarea unui personal necalificat sau fără un riguros instructaj cu privire lab manipularea agregatului. Înainte de punerea în funcțiune a agregatului, se verifică obligatoriu existența și starea cuiului de forfecare din supapele de siguranță ale manifoldului de refulare. Cuiul de siguranță va corespunde presiunii maxime de lucru pentru care a fost construit agregatul În timpul efectuării testului de presiune al liniilor de presiune nu se va desfășura nici o altă activitate. Personalul va fi îndepărtat din zona de potențial pericol. Este interzisă trecerea autovehicolelor peste liniile de presiune temporare. Desfășurarea operației Pe toată durata desfășurării operației, nu este permis accesul la pupitrul de comandă al agregatului decat operatorului. Operatorul ACF-ului trebuie să rămână la comenzi urmărind parametrii de pompare tot timpul când pompa este în funcțiune. 86

Pentru evitarea oricîrui incident nedorit în timpul operatiei, persoana/persoanele nominalizate în timpul întâlnirii de dinaintea începerii operației trebuie să monitorizeze, de la distanță, în permanență liniile de presiune temporare. Se interzice curățirea sau ungerea subansamblurilor agregatului când acesta este pus în funcțiune. Se interzice intrarea sub autoșasiu când functionează, fie agregatul de cimentare, fie motorul autosasiului. În timpul operației, este interzisă staționarea personalului în apropierea liniilor sub presiune. Este interzisă manevrarea canelei cu cep prin apăsarea cu piciorul pe levierul de comanda. Operatorul care execută asemenea manevră se poate dezechilibra și se poate accidenta. Când se lucrează cu fluide deosebite (ușor inflamabile, toxice etc.) se vor lua următoarele măsuri suplimentare: - se va monta la supapele de siguranță un cui de siguranță nou și se vor racorda scurgerile acestor supape spre locul destinat acestui scop; - se va menține, în rezervorul de măsurare, un nivel de fluid, astfel încât să nu existe pericolul deversării lui prin supraplin; - se va racorda scurgerea din rezervorul de măsurare spre locul special destinat acestui scop. În timpul funcționării se va urmări, cu atentie, aparatura de bord a agregatului. Aceste aparate avertizează operatorul ori de câte ori apar nereguli în funcționarea utilajelor care, neoprite la timp, pot provoca avarii sau accidente. Este strict interzisă strângerea îmbinărilor care prezintă neetanșeități, când agregatul se află sub presiune. Strângerea sau înlocuirea garniturilor de la sistemele de etanșare defecte se face numai după ce agregatul a fost oprit și presiunea din sistem a fost scursă. Depistarea de scurgeri sau vibrații semnificative, la liniile temporare de presiune, vor conduce la oprirea temporară pompării/curgerii și remedierea celor constatate. Remedierea problemelor constatate se va face numai după scurgerea presiunii și izolarea liniei. Strângerea conexiunilor, mișcarea liniilor sau alte acțiuni similare nu sunt permise atâta timp cât liniile sunt sub presiune. Demobilizarea Înainte de demontarea oricărei legături trebuie să se verifice dacă linia de presiune temporară a fost depresurizată și izolată. Se va verifica izolarea recipienților (habe, rezervoare etc.) în care sunt depozitate fluidele, pentru a nu se produce scurgerii în urma demontării liniilor de presiune. Fluidele rămase pe liniile temporare de presiune vor fi colectate în vase speciale pentru a preveni scurgerea în careul sondei și, implicit, contaminarea solului sau posibilitatea aprinderi în cazul fluidelor inflamabile. După spălarea interioară și exterioară chiar și după oprirea pompei, agregatul se pregătește pentru transport astfel: - se scurge fluidul de lucru rămas, în partea hidraulică a pompei, prin spălarea supapelor de aspirație; - se scurge manifoldul de aspirație al pompei prin deschiderea ventilelor cu clapetă și a capacelor montate pe aspirație; - se golesc, dacă este cazul, compartimentele rezervorului de măsurare; - se scurge manifoldul de refulare prin deschiderea duzei reglabile și a canalelor de pe acest manifold; - se verifică dacă canalele cu cep și ventilele cu clapetă sunt în poziția „deschis”- poziția de repaus și se montează toate capacele de la manifolduri; - se montează și fixează toate accesoriile utilizate la operație în locurile destinate fiecăruia pentru transport; - se verifică dacă au fost desfăcute racordurile de la alimentarea rezervorului de măsurare. 87

6.4. Mentenanţa echipamentelor folosite la fisurarea hidraulică Mentenanța pe locație constă în inspecții vizuale, lubrifiere, verificări funcționale în conformitate cu documentația producătorului și procedurile existente. Se va avea în vedere ca operațiile de inspecție și revizie să se efectueaze la timp. Nerespectarea acestor operații poate duce la defectarea chipamentului și poate produce răniri grave utilizatorilor. Orice disfuncționalitate observată, în timpul verificărilor, va fi anunțată și se vor lua măsuri de remediere a acesteia sau de înlocuire a echipamentului. Operația de stimulare hidraulică trebuie desfășurată cu mare atenție în ceea ce privește protecția muncii. O atenție specială trebuie acordată ședințelor de protecția muncii înainte de începerea operației. Considerațiile legate de protecția muncii ar trebui discutate în detaliu. Tot personalul ar trebui să știe unde să meargă în eventualitatea unui accident. Tot personalul trebuie să cunoască presiunea maximă de operare. Supervizorul ar trebui să cunoască numărul oamenilor de la locație. Scopul principal al acestei întîlniri este ca fiecare individ să cunoască rolul, responsabilitatea și cum trebuie să acționeze în timpul efectuării tratamentului. Cele mai importante măsuri pentru efectuarea în siguranță a tratamentului de stimulare hidraulică sunt: se iau în considerare toate normele de siguranță în conformitate cu legislația în vigoare și cu documentele si standardele interne ale OMV Petrom. se marchează o zonă de adunare în cazul producerii unui accident. se stabilește presiunea maximă de pompare. fiecărei persoane trebuie să îi fie alocată o responsabilitate specifică. stabilirea factorilor de decizie (o persoană trebuie să fie responsabilă din partea operatorului și una din partea companiei de servicii). reprezentantul companiei de petrol ar trebui să desemneze persoanele responsabile pentru fiecare sarcină. se va asigura că există un sistem de comunicare eficient. se plasează un extinctor pe pământ pentru acces usor. se desemnează două persoane care au responsabilitatea transportării posibilelor persoane rănite la cea mai apropiată clinică/spital. se alege un vehicul care să fie disponibil pentru transportul personalului rănit. se numără angajații de la locație. CAP.7. Combaterea viiturilor de nisip Exploatarea sondelor cu un procent ridicat de suspensii solide (peste 0,2 %) în fluidele extrase la suprafaţă conduce la apariţia unor fenomene nedorite si anume: – scăderea productivităţii sondelor datorită: • formării unor dopuri de nisip in coloana de exploatare sau in garnitura de ţevi de extracţie; • întreruperii temporare a procesului de extracţie pentru eliberarea intervalului perforat sau degajarea dopurilor din garnitura de ţevi de extracţie; – deteriorarea prin eroziune a echipamentului de fund si de suprafata; – întreruperea parțială sau totală a afluxului in gaura de sonda prin darâmarea int er ca laț iilor sau a capacu lui mar nos aferent for maţ ie i pro duct ive – for mar ea unorac a v e r n e s i p r ă b u ș i r e a a c o p e r i ș u l u i s t r a t u l u i p r o d u c t i v p o t c o n d u c e l a b l o c a r e a perforaturilor precum si la ovalizarea sau deplasarea coloanei de explo atare, in asa felincat sonda sa fie scoasa complet din exploatare, de asemenea, prin surparea acoperişului se pot deschide stratele acvifere superioare, apele pătrunzând in stratul productiv – umplerea progresiva cu nisip a sistemului de colectare si de măsură de la suprafață (conducte, rezervoare de etalonare si de depozitare etc.) 88

Factorii care concura la declansarea viiturilor de nisip pot avea, in functie de natura acestora, fie un caracter obiectiv, fie un caracter subiectiv, astfel, dintre factorii cu caracter obiectiv se enumera : – gradul de consolidare a rocii magazin, – înclinarea stratelor, – viscozitatea fluidelor din zăcământ si respectiv, – presiunea de fund Formaţiunile productive neconsolidate analizate din punctul de vedere al momentului declanşării viiturii de nisip si al concentraţiei particulelor solide in fluidele extrase pot fi caracterizate prin: nisipuri curgătoare (quick sands) – producerea nisipului începe încă din timpul probelor de producţie, iar concentraţia acestuia in fluidele extrase rămâne constanta timp îndelungat, din sonde putându-se extrage cantități importante de material solid fără ca in jurul găurii de sonda sa se formeze caverne, în acest caz, obtinerea unor carote mecanice cu grad corespunzator de recuperare este puţin probabila, iar menţinerea intervalului perforat fără depuneri de nisip este de scurta durata nisipuri tasate (packed sands) – viiturile de nisip apar dupa un timp relativ mic de exploatare a sondelor, moment in care sub acţiunea forţelor de frecare generate de circulaţia fluidelor prin mediul poros, liantul slab de cimentare dintre granulele de nisip cedează in zona din imediata vecinătate a găurii de sonda, în acest caz, concentraţia nisipului in fluidele extrase este variabila in timp, materialul solid fiind extras alternativ sub forma de suspensie, respectiv sub forma de dopuri, ca rezultat al acestei comportări, in jurul găurii de sonda se formează caverne si in final se înregistrează prăbuşirea capacului marnos al formaţiei productive cu repercusiuni decisive asupra indicelui de productivitate si stării tehnice a coloanei de exploatare nisipuri friabile (friable sands) – cu toate ca la prima vedere carotele mecanice par fine consolidate, viiturile de nisip apar totuşi după o perioada relativ mare de exploatare, iar concentraţia nisipului in fluidele extrase scade progresiv, in timp la debit constant. Deteriorarea echilibrului mecanic al matricei se datorează, in principal, scăderii presiunii de zăcământ peste care se suprapune creşterea impurităţilor lichide ca urmare fie a avansării apei adiacente, fie ca efect al unor procese de injecţie de apa și in aceasta situaţie apar condiţii favorabile formarii cavernelor la nivelul intervalului perforat, respectiv, prăbuşirii separaţiilor marnoase si deteriorării coloanelor de exploatare. Este de mentionat ca amploarea viiturilor de nisip si a dificultăţilor ce le însoţesc, cresc odată cu creşterea înclinării stratelor productive, iar manifestarea acestora are loc pe toata durata de exploatare a zăcămintelor, fără apariţia cavernelor in jurul găurii de sonda, dar cu înregistrarea unui număr mai mare de sonde scoase din producţie, datorita deteriorării coloanei de exploatare. În aceeaşi ordine de idei, prezența unui țiței cu viscozitate ridicata favorizează iniţierea si întreţinerea viiturilor de nisip. Acest fapt se datorează atât creşterii accentuate a capacitaţii de antrenare a particulelor solide de către fluidele extrase cat si aplicării unor metode termice de intensificare a afluxului. La factorii cu caracter obiectiv menţionaţi anterior, care acţionează în direcţia declanşării si menţinerii viiturilor de nisip, se pot alătura și alţi factori, dar de aceasta data, cu caracter subiectiv, după cum urmează: a lt e r ar e a p e r me a b ilit ă ţ ii zo ne i d in ju r u l g ă ur ii d e so nd a pr in fo lo s ir e a unor fluide de traversare neadecvate (deteriorarea permeabilităţii zonei din jur ul găur i i de so nda in t impul fo ra!u lui dat or it a co nt aminăr ii cu fluidul de foraj sau cu filtratul acestuia); exec ut area necorespu nzăt oare a ciment ăr ii co lo anei de exploat ar e, in special in dreptul stratelor productive; per forar ea nesat is făcăt oare din punct ul de veder e al unifor mit ăţ ii, penetrabilităţii si a suprafeţei de comunicare cu stratul; realizarea unor presiuni diferenţiale mult prea mari in timpul operaţiilor de punere in producţie; exp lo at ar ea fo rţ at ă a so nde lo r ; det er iorar ea liant ulu i mat r ic e i ca ur mare a execut ăr ii unor operaţ ii repetate de stimulare a afluxului; fata de complexitatea fenomenelor care concura la declanşarea si menţinerea 89

viiturilor de nisip, pe de o parte, si de amploarea dificultăţilor generate de acestea, pe dealta parte, este necesar ca la alegerea metodei de control a nisipului ce urmează a fi luata pe fiecare zăcământ in parte, sa se tina seama de întregul complex de factori ce caracterizează fiecare sonda in parte. 7.1. Mecanismul producerii viiturilor de nisip P e nt r u a e xp l i c a m e c a n i s m u l p r o d u c e r i i v i i t u r i lo r d e n i s i p s a u e m i s m a i m u lt e ipoteze dintre care doar trei par a fi mai importante si anume: • deplasarea nisipului din strat in sonda are loc atunci când cimentarea granulelor de nisip este slaba, iar in timpul exploatării sondei se aplica o presiune diferenţială strat-sonda mare; • d epla sar ea nis ip ulu i din st rat in so nda ar e lo c ca ur mare a apar iţ ie i ape i de sinclinal care dizolva materialul de cimentare a granulelor de nisip (fenomen care are loc in prezența apei existente in momentul sedimentarii nisipului, apa a cârei compoziții este diferita de cea a apei de sinclinal); • dep lasar ea nis ipulu i din st rat in so nda ar e lo c dat or it a scăder ii presiunii d e zaca mant , care are ca r ezult at t asar ea st rat elor si dist ruger ea mat er ia lu lui de cimentare. 7.2. Metode de prevenire si combatere a viiturilor de nisip Metodele cunoscute si aplicate atat in tara cat si in străinătate, in scopul controlului nisipului, se pot grupa in: metode mecanice; metode chimice; metode combinate. Îndiferent de metoda, rolul de limitator al migrării particulelor solide din formatia productiv a il îndeplineşte un ecran filtrant artificial, format dintr-un nisip de cuarţ cu o granulaţie controlata, plasat la nivelul formaţiei productive si menţinut la rândul sau, fie printr-un liant de natura chimica (rășină), fie printr-un filtru metalic. Metode mecanice de prevenire si combaterea viiturilor de nisip Dintre metodele aplicate la scara mondiala in scopul controlului nisipului, metodele mecanice înregistrează o frecventa in aplicare, cu mult superioara frecventei aferente tuturor celorlalte metode proprii acestui domeniu. Spre exemplu, in ciuda bogatei diversificări înregistrata in domeniul maselor plastice, cat si a aditivilor necesari, metodele mecanice sunt folosite la 34% din numărul total de sonde operate in scopul controlului nisipului. Principalele avantaje ale metodelor mecanice rezulta, in principal, din: durata mare de influenta in direcţia controlului eficient al nisipului, durata imprimata de rezistenta mecanica a filtrelor in timp superioara rezistentei liantului de masa plastica; lipsa limitărilor de aplicabilitate impuse de valoarea temperaturii de zăcământ sau a proceselor termice de recuperare aplicate pe acestea; evit ar ea det er iorăr ii per meabilit ăţ ii zo nei din jur ul găur ii de so nda; controlul eficient al nisipului inclusiv la sondele cu intervale deschise pe lungimi de zeci de metri; necondiţionarea executării operaţiilor de către ploaie sau temperaturi mult sub zero grade; folosirea unor substanţe chimice inofensive din punctul de vedere al toxicităţii. În cazul metodelor mecanice întâlnim următoarele tehnologii; injecţ ia co nvenţ io nala de nis ip de cuarţ in st rat ul product iv; ut iliz a r e a filt r e lo r me t a lic e ; 90

echiparea sondei cu un filtru metalic împachetat cu pietriş in gaura de sonda lărgită din timpul forajului sau in coloana cu precompactare in spatele perforaturilor (gravel - packing). Injecţia convenţională de nisip de cuarţ in stratul productiv Injectia conventionala de nisip de cuart in stratul productiv este utilizata numai in cazuri cu totul particulare. Nu toate ca aceasta tehnologie este simpla in sine, totuşi nu cunoaşte o răspândire larga, deoarece lipsa unui suport metalic (filtru) plasat in fata nisipului injectat, suport care sa menţină nisipul de cuarţ la nivelul formaţiei productive nu permite exploatarea sondelor la debite potenţiale, fără riscul antrenării materialului solid in gaura de sonda. Din aceasta cauza, aria de aplicabilitate a injecţiei convenţionale de nisip de cuarţ se limitează numai la sondele la care restricţiile de diametru aferente coloanei de exploatare nu permit completarea sondelor cu filtre mecanice. Utilizarea filtrelor metalice. Filtre cu orificii Se construiesc din burlane de tubaj in care sunt practicate orificii cu diametrul cuprins intre -,4 – -0 mm. Filtre cu șlituri Se construiesc din burlane de tubaj sau ţevi de extracţie in car e se pr act ica nist e deschider i drept unghiulare numit e șliț ur i sau fant e, dispuse longitudinal sau transversal pe suprafaţa burlanului Filt r ele cu fant e lo ngit ud ina le r ez ist a ma i bine la t racţ iune, iar cele cu fant e transversale la presiune exterioara.

Filtru cu șlițuri

Ș lit u r ile se e xe c ut ă pr in fr e z a r e cu fr e z e c ir c u la r e , pr in t a ie r e c u fla c ă r ă oxiacetilenicĂ sau eroziune anodomecanică. 7.3. Prezentare generală a tehnologiilor de control a nisipului Controlul nisipului Tehnologiile de control al nisipului sunt utilizate în zăcăminte predispuse la forfecare și / sau rupere prin întindere datorită forțelor de tracțiune și sarcinilor aplicate la matricea rocilor din periaoada de producție și pana la epuizare. Soluțiile de management ale nisipului trebuie să se bazeze pe un echilibru al constrângerilor tehnice (proprietățile stratului productiv și stadiul de declin, echipamente disponibile, complexitatea echipării, executarea corespunzătoare și controlul calității), economice (fluxul de numerar și rata de rentabilitate etc.), precum și constrângerile de risc (reducerea performanței fluxului de curgere în sondă, condițiile echipamentelor de adâncime, migrarea imprevizibilă a particulelor solide, incompatibilitatea fluidelor din zăcământ și fluidul de transport folosit la împachetarea cu nisip etc.) Obiectivele esențiale ale celor mai bune practici privind managementului nisipului sunt de a optimiza producția prin prevenirea sau întârzierea producerii de nisip de‐a lungul vieții unei sonde sau zăcământ. OMV Petrom a decis să utilizeze împachetarea cu nisip și –frac pack ca două din cele mai aplicabile soluții, datorită condițiilor actuale de zăcământ şi așteptările legate de obiectivele de producție. Deşi în trecut s‐a încercat utilizarea de metode chimice (injecție de rășină), OMV Petrom foloseşte în prezent doar împachetarea cu nisip şi –frac pack . 91

Bazele controlului nisipului (Justificare, explicare, strategia de management a controlului nisipului) Producerea de nisip din formaţiune duce la pierderi de producție și blocarea împachetărilor cu nisip, a filtrelor, a perforaturilor, a materialului tubular, a liniilor de amestec de suprafață și a separatoarelor. În plus față de defecţiunea cauzată la echipamentul de suprafață prin blocare, coloana și echipamentele de suprafață pot fi erodate datorită caracterului abraziv al fluidului in amestec cu nisipul care curge din sonda. Cele mai grave probleme în cazul producerii de nisip pot provoca avarierea totală a sondei sau necesitarea de re‐echipare datorită avarierii coloanei, avarierii găurii netubate, sau ambele. 7.4. Cuantificarea riscului producerii de nisip În mod tradițional, riscul de blocare este perceput ca riscul de a ajunge la condițiile operative la care nisipul începe să intre în gaura de sondă. Implicit, se presupune că nisipul va cauza în cele din urmă probleme semnificative si nici o acțiune eficientă nu poate fi efectuată pentru a face față acestora, singura posibilitate fiind evitarea afluxului de nisip. Prin managementul nisipului se poate accepta chiar producerea de nisip in anumite situaţii in funcţie de criterii economice sau de siguranta din punct de vedere economic sau pentru siguranță. Scopul este de a defini condițiile în care fiecare problemă legată de nisip (erodarea oțelului, blocarea perforaturilor, blocarea conductei sub‐marine, umplerea separatorului etc.) poate apărea în fiecare caz în parte. Pentru a realiza acest lucru, analiza trebuie să se bazeze pe diferite modele și criterii care acționează ca instrumente pentru estimarea riscului fiecărei probleme în parte. Integrarea acestor rezultate poate defini intervalele de producție în care riscul total este acceptabil, şi poate ajuta inginerii de zăcământ și echipări sonde să facă alegeri logice pentru a extinde aceste intervale de producție. Sistemul de control a nisipului trebuie selectat nu numai pentru capacitatea sa de a menține nisipul în afara găurii de sondă, ci și pentru capacitatea sa de a creşte producția în condiții de siguranță de‐a lungul vieții sondei. Procedurile care nu sunt executate corespunzător sau sunt neadecvate pot duce la deteriorarea filtrelor sau ineficienta operaţiei de împachetare cu nisip sau a– operaţiei de Fracpack, ceea ce duce la deteriorarea sistemului foarte repede dupa punerea in producţie sau chiar de la inceput. Procesele incompatibile și/sau materialele incompatibile, , precum şi uneori o cunoastere insuficienta a zăcământului poate duce la coroziune, eroziune și alte defecţiuni mecanice. Sistemele se vor defecta în cele din urmă atunci când sunt necesare filtre sau împachetări pentru desfăşurarea activităţii peste durata de viață sau condițiile de funcţionare pentru care au fost proiectate inițial. Cel mai frecvent element care se poate deteriora în sistemele de control a nisipului este filtrul proiectat pentru a reţine nisipul de împachetare sau, în cazul echipărilor doar cu filtre,a nisipului de formaţiune. De obicei, filtrele se deteriorează ca urmare a activităților de producţiei sau de echipare. Cauzele de deteriorare pot fi grupate în următoarele categorii: deteriorarea împachetării cu nisip a spaţiului inelar din cauza vitezei excesive a curgerii prin perforaturi Eroziunea filtrului Coroziunea filtrului Zone fierbinți localizate, cauzate de curgerea in jurul secțiunilor de filtre blocate sau de colapsul nisipului din spaţiul inelar datorita compactării Deformarea filtrului cauzată de blocare. Peste 40% din producția totală de ţiţei și gaze din OMV Petrom necesită controlul nisipului. Această problemă apare în special în nisipurile sarmațiene. Aceste formațiuni sunt slab consolidate cu materiale argiloase de legătură, interacțiunea frecării intergranulare și forţele in situ, forțele capilare, precum și prin viscozitate fluidelor in situ. Acest lucru se datorează materialelor de legatură insuficiente și mediului geopresurizat, reducerea efectelor frecării intergranulare şi rezistenţei suprasolicite. 92

Producția fluidelor din gaura de sondă creează tensiuni în zona din apropierea acesteia care cauzează producerea nisipului. Tensiunile sunt rezultatul reducerilor de presiune localizate, rezultând o sarcină mai mare pe matricea formațiunii, precum și datorită frecării fluidului la curgerea prin matrice. Magnitudinea frecărilor fluidului depinde de factori precum permeabilitatea efectivă, debitul de producție, vâscozitatea fluidului și fazele fluidului. După ce forțele destabilizatoare depășesc rezistenţa zăcământului, va urma producerea de nisip. Restricționarea debitului de producție va preveni producerea de nisip prin reducerea forțelor de destabilizare până la un punct inferior maximelor acestora. Determinarea debitului maxim de curgere liberă a nisipului este complicată de interacțiunea factorilor menționați anterior. Producerea de nisip este frecvent precedată de producerea de apă. Producerea de apă are un impact sever asupra rezistenţei și permeabilităţii nisipului, datorită dispersiei materialelor amorfe de fixare. Eliberarea nisipului este declanșata de diferenţa de presiune excesivă, care provoacă deteriorări locale în jurul perforaturilor, sau prin epuizare, care provoaca ruperi în întregul zăcământ. Diferenţa de presiune maximă și liberă este mai pronunțată într‐un zăcământ de gaze decât într‐un zăcământ de lichide. Această diferenţă de presiune admisibilă scade odată ce se epuizează presiunea din zăcământ. Împachetarea cu nisip a fost cea mai populară metodă pentru a atenua problema producerii de nisip și permite efectuarea unei numar mare de echipări. Aceste împachetări cu nisip s‐au dovedit eficiente, prelungind viata zăcămintelor depletate. Pentru a îmbunătăţi rezultatele împachetării cu nisip și a optimiza eficiența echipării, au fost utilizate și aplicate diverse metode (precum acidizare, creșterea densității perforărilor, reducerea pierderilor de fluide, utilizarea de nisip cu o conductivitate mai mare (material de susţinere), precum și plasarea de cantităţi mai mari de nisip prin perforărturi). În ultimii ani, operaţiile de Frac pack au reprezentat o metodă foarte atractivă și eficientă de a asigura rezultate pe termen lung de înaltă performanță în zăcăminte unde nu sunt aplicabile metode mecanice. Procedurile din teren și echipamentele utilizate pentru efectuarea operatiilor de împachetare cu nisip sunt foarte importante pentru rezultatele obținute. Dimensionarea nisipului, selectarea filtrului, metoda de plasare și echipamente de fund trebuie urmate de procedurile de operare executate în mod corespunzator și de personal calificat. Producerea neașteptată de nisip poate duce la eroziune, pierderea integrității și posibile accidente. În schimb, instalarea inutilă de sisteme pentru controlul nisipului poate fi costisitoare și dăunătoare productivității și gestionării zăcămintelor. Instalarea de sisteme pentru controlul nisipului în sonde este considerat unul dintre cele mai importante componente pentru o funcţionare de durată a unei sonde. Imposibilitatea de a instala un sistem adecvat de control a nisipului poate duce la o performanţă scăzută a sondelor, posibila pierdere a echipării și timp neproductiv. Fluxurile de lucru sunt dezvoltate ca instrumente rapide pentru selectarea și instalarea sistemelor corespunzătoare de control a nisipului cu intenția de a îmbunătăți cele mai bune practici existente și de a crește durata de funcţionare a sistemului de împachetare cu nisip aplicat, în special în cele mai critice Asset‐uri unde durata de viața a împachetărilor cu nisip este mai mică de 200 zile . 7.5. Tehnologia de împachetare cu nisip în sondele tubate şi netubate Împachetarea cu nisip este metoda cea mai utilizată la scară largă pentru a controla producția de nisip în OMV Petrom (95%). Atunci când este corect proiectată şi executată, această metodă este, de asemenea, cea mai eficienta pentru controlul nisipului, în special la echipările inițiale. Împachetarea cu nisip este o tehnică ce implică plasarea unui strat de nisip dimensionat special între zona expusă a stratului sau a perforaturilor si filtre. Împachetarea cu nisip este dimensionată pentru a preveni mișcarea nisipului din formaţiune. Este utilizat un filtru pentru a menţine nisipul fixat, după cum este prezentat în

93

Schema tehnologiei de împachetare cu nisip

Tendința de podire și cantitatea de particule solide, care va trece printr‐o împachetare cu nisip și filtre reprezintă un factor determinant pentru aplicarea corectă a tehnologiei de împachetare cu nisip. În echipările pentru împachetare cu nisip, nisipul, care este mai mare decât dimensiunea medie a particulelor de nisip din formaţiune, este plasat între formaţiune și un filtru sau un liner şliţuit. Împachetarea cu nisip ar trebui să rețină cea mai mare parte a nisipului din formaţiune, însă trebuie să permită producerea de particule fine din formaţiune pentru a preveni blocarea și pierderi ale productivității sondei. O echipare pentru împachetare cu nisip de succes trebuie să reţină nisipul din formaţiune și să ofere o rezistență cât mai puțin posibilă pentru curgerea prin acesta.

Împachetare cu nisip neobturata

Împachetare cu nisip invadată parţial

Cele mai comune două tipuri de echipări pentru împachetare cu nisip sunt împachetarea cu nisip în coloana și împachetare cu nisip în gaura libera lărgită, oferind o conductivitate mai bună prin împachetarea cu nisip, însă este limitată la echipări într‐o singură zonă. În ambele cazuri, selectarea dimensiunii nisipului utilizând Distribuţia cunoscută a dimensiunii particulelor din formaţiune (curba PSD – Distribuţia după mărime a particulelor) este esenţială pentru aplicarea eficientă a tehnologiei de împachetare cu nisip. 94

Atunci când se proiectează o împachetare cu nisip, este important să se ia în considerare faptul că nisipul din formaţiune trebuie controlat fără a reduce excesiv productivitatea sondei. Un control eficient necesită o bună proiectare şi execuţie a împachetării cu nisip, incluzând obținerea unei probe reprezentative de nisip din formaţiune, distribuţia granulometrica, selectarea dimensiunii corecte a nisipului de împachetare în raport cu dimensiunea nisipului de strat și alegerea dimensiunii optima a dimensiunii fantelor filtrelor. Variațiile din proprietățile rocii, caracteristicile zăcământului, și mediul de producție fac ca fiecare proiectare a unui sistem de control a nisipului să fie unică. Este necesară o evaluare atentă pentru fiecare echipare pentru a asigura că este implementată cea mai bună tehnică de control a nisipului. 7.6. Selectarea dimensiunii nisipului Selectarea dimensiunii nisipului de împachetare se bazează în primul rând pe analiza granulometrica a nisipului de strat. Prin urmare, obținerea unei probe reprezentative este critică. Tipurile de probe disponibile sunt următoarele: Nisip din lichidele produse, Probe obţinute prin lăcărit/spălare Probe laterale Probe obţinute din carote În general, nisipul obținut din liniile de producție conține un exces de particule fine deoarece particulele mari vor tinde să se depună înapoi în sondă. Din acest motiv, în general, probele obţinute prin lăcărit, vor înclina către dimensiuni mai mari de particule de nisip. Atunci când sunt disponibile numai probe obţinute prin lăcărit, trebuie pus în aplicare un criteriu foarte conservator pentru dimensiunea nisipului. Probele din carote sunt considerate a fi mai reprezentative decât cele din carotierele laterale, care tind să conțină nisip care a fost spart prin procedura de prelevare de probe. Practica recomandată din industrie este ca de la cel puțin o sondă în fiecare zăcământ sau zonă care produce nisip dintr‐o anumită formațiune geologică să se preleveze probe în totalitate din intervalele de producţie. Dacă este posibil, trebuie prelevată o probă la fiecare 0.6‐0.9 m (2 până la 3 feet) în formaţiune sau la fiecare schimbare de litologie. Probele de zăcământ trebuie dezagregate, evitând zdrobirea particulelor de nisip, iar apoi trecute printr‐o serie de site pentru a separa particulele în game de dimensiuni. Pentru a se asigura că argila și nămolul sunt separate de particulele de nisip, proba este uneori amestecată în apa care conține un agent de dispersie. Particulele dispersate sunt apoi spălate printr‐o sită de 325 U.S. mesh, pentru a separa cea mai mare parte a argilei și nămolului de particulele de nisip. Fracția de nisip rămasă trebuie apoi uscată și cernută. După cernere, dimensiunea materialului reținut pe sitele progresive trebuie determinată. Greutatea materialului care trece prin sita mică, umedă trebuie de asemenea, măsurată și înregistrată. În prezent, două metode utilizate pentru analiza PSD sunt: Standard Dry Sieving (SDS) ‐ Cernerea standard uscată și Laser Particle Light Scattering Analysis (LPLSA) – Analiza dispersiei cu particule de lumină laser Cernere standard uscată Metodă foarte comună Particulele agitate în timpul cernerii astfel încât este măsurată cea mai mică dimensiune Nu se recomandă măsurarea particulelor mai mici de 44 μm 7.7. Metode mecanice de control a nisipului Selectarea celor mai potrivite metode mecanice (Filtrele individuale ‐ SAS, împachetarea cu nisip şi Frac pack) de a controla producerea de nisip și de a reduce riscul defectării premature a echipamentelor de adâncime și scăderea producției sondei, va influența semnificativ selectarea corespunzătoare a tipului de filtre, fantele filtrului, dimensiunea nisipului, atât pentru activităţile de 95

împachetare cu nisip, cât şi pentru cele de frac pack.

7.8. Dimensiunea fantelor filtrelor Mărimea fantei trebuie să fie cea mai mare dimensiune care oprește întregul nisip care trece, în general nefiind mai mare de 75% din cel mai mic diametru al nisipului. Acest lucru este relativ ușor pentru un filtru cu înfășurare de sarma. În orice caz, această regulă obligatorie pentru distanţa dintre coloană și filtru trebuie validată cu teste de laborator pentru a se asigura că filtrul funcționează în combinație cu nisipul pentru impachetare selectat. Trebuie utilizat un criteriu de selectie (şi anume, dimensiunea fantei trebuie sa fie mai mică decât cea mai mică dimensiune a nisipului pentru impachetare) pentru a asigura că nisipul de impachetare nu poate trece prin fanta, păstrând în același timp un aflux suficient de mare pentru a evita o cădere de presiune majoră prin filtru, după cum este prezentat în de mai sus. Pentru filtrele pre‐împachetate, sinterizate și cu sită, dimensiunile ochiurilor sitei sau a porilor trebuie proiectate conform criteriului de blocare absolută. Dimensiunea fantei recomandată (Δ) este de aproximativ 50‐70% din diametrul minim al particulelor nisipului de impachetare. 7.9. Tipul proiectării filtrului Există trei tipuri de filtre: filtre standard cu înfășurare de sarma, filtre pre‐împachetate și 96

filtre speciale cu înfășurare de site metalice sinterizate (premium). Filtrele standard sunt utilizate în mod normal în sonde verticale sau la operaţii de împachetare cu nisip a sondelor cu un nivel mai scăzut de deviere, utilizând tehnici diferite de plasare a nisipului de împachetare pentru a preveni podirea acestuia. Filtrele pre‐împachetate sunt compuse din două filtre concentrice împachetate cu nisip de siliciu cu o anumita granulaţie (fie acoperit cu rășină, fie convențional). Filtrele speciale conțin straturi alternative de metal sinterizat și sarma sau straturi alternative de plase de sarma. Filtrele preîmpachetate şi filtrele speciale sunt utilizate în general ca metodă de controlul nisipului, în condiții speciale cum ar fi sonde in gaura libera și / sau intervale deviate foarte lungi. 7.10. Aspecte operaţionale ale împachetării cu nisip Împachetarea cu nisip (în special în sondele tubate) poate crea deteriorarea semnificativă a stratului și afecta productivitatea în cazul în care nu sunt respectate procedurile adecvate. Împachetările cu nisip sunt echipări complicate și dificile, care necesită atenție la detalii: Fluide compatibile Sisteme de vehiculare si stocare a fluidelor curate și o gaura de sonda curata Apă sărată filtrată pentru echipare Mărimea şi numărul corespunzător al perforaturilor libere Calitatea și dimensiunea corespunzătoare a nisipului Plasarea adecvată a nisipului Operatia reprezintă un succes numai dacă se obtine o productivitate maximă durabilă după echiparea sondei. Împachetările cu nisip în sondele tubate sunt frecvent utilizate în OMV Petrom, această metodă trecând prin etape de îmbunătățire continuă a echipamentelor de adâncime brevetate, precum și a calităţii serviciilor. Tehnologia de împachetare cu nisip cu apă în sondele netubate nu este utilizată în OMV Petrom. Posibila săpare de sonde noi, care ar putea fi exploatate in gaura libera, pot fi candidate pentru aplicarea tehnologiei de impachetare cu nisip în sonde netubate, ulterior fiind stabilite direcții practice bazate pe cele mai bune practici pentru acest tip de completare. Metoda de împachetare cu apă (LDLC) se referă la o metodă de echipare care utilizează o scula de încrucişare a circulaţiei și ţevi de spălare pentru a injecta nisipul în perforaturi cu un fluid de operare negelifiat. În sonde înclinate > 30°, sunt utilizate debite ridicate de injecţie și debite reduse de circulație la împachetare (160‐320 litri/min, 1‐2 bpm) pentru a ajuta pe de o parte transportul nisipului in formaţiune si pe de alta parte pentru a asigura o buna împachetare a filtrelor si a tunelurilor perforaturilor Împachetările cu nisip in sonde tubate şi in gaura libera sunt similare. Debitele de pompare sunt de asemenea similare. Este de dorit să se poată injecta sub presiune și circula pentru împachetare. Realizarea doar a împachetării fără injecţie de nisip in strat va duce la neîmpachetarea tunelurilor perforaturilor. Injecţia sub presiune la operaţii la care se utilizează echipamente mecanice poate fi realizată prin închiderea prevenitoarelor de erupţie. Totuşi, pentru intervale lungi, circulația va ajuta la plasarea nisipului la baza intervalului. Există o limită a lungimii intervalului perforat pentru care împachetarea cu nisip poate fi realizata într‐o singură treaptă. în OMV Petrom, lungimile intervalelor deschise sunt de obicei mai mici de 75 m (250 ft). Uneori, fluidul de transport trebuie pompat la debite mai mari pentru a ajuta la asigurarea unei bune împachetări a filtrelor și pentru a maximiza si împachetarea tunelurilor perforaturilor. Aceasta tehnologie este denumită Frac pack cu apă (High Rate Water Pack ‐ HRWP). De obicei, fluidul trebuie injectat la sau puțin peste presiunea de fisurare pentru a asigura deblocarea perforaturilor În toate tehnicile de împachetare cu nisip a sondelor tubate, în cazul în care tunelurile perforaturilor nu sunt curățate după perforarea la subechilibru, echilibru sau supraechilibru lichidul nu poate pătrunde în formaţiune, iar tunelul perforaturilor nu va fi împachetat. Perforaturile care nu sunt împachetate duc la realizarea unei împachetări necorespunzătoare . Deoarece apa nu are bune proprietăți pentru a asigura portanta nisipului si datorita si gravitaţiei se 97

va asigura o buna împachetare în sonde cu inclinaţii mai mici de 60°. Sunt necesare debite de recuperare mai mari în sonde deviate cu mai mult de 60° pentru a preveni podirea prematura a nisipului în spațiul inelar care duce la apariţia golurilor în împachetarea cu nisip. Utilizarea apei elimină de asemenea, orice eventuala posibilitate de blocare a stratului ca urmare a degradarii fluidelor viscoase utilizate pentru evitare pierderilor de circulaţie. Împachetările cu apă sunt echipări cu pret scăzut, foarte eficiente. Echipamentele și accesoriile pentru operaţiile de împachetare cu nisip fie rămân în sondă (echipamente de adâncime) fie sunt introduse şi extrase înainte de introducerea tubingului de producție (Echipamente (scule) de operare). Garnitura de lucru /Echipamente de operare pentru împachetare Echipamentele de operare pentru împachetările cu nisip sunt definite ca echipamente necesare pentru efectuarea împachetărilor cu nisip, dar care sunt extrase din sondă după executarea împachetării cu nisip. Întotdeauna echipamentele de operare necesare pentru împachetarea cu nisip sunt dictate de tipul echipamentului de adâncime utilizat pentru împachetarea cu nisip. Echipamentele de operare pentru împachetare: scule de armare Scule de operare de încrucişare a circulaţiei Supapa cu bila Dispozitive recuperabile Ţevi de spălare Dispozitive de trecere Scule de armare Scula de armare este de fapt un piston hidraulic care generează forța necesară pentru a arma pacherul utilizat la împachetarea cu nisip (a se vedea de mai jos). Acesta este atașat la partea superioară a sculei de operare de încrucişare a circulaţiei şi are un manşon de armare a pacherului, presiunea aplicată garniturii de lucru acţionează pe un piston în scula de armare hidraulica pentru a forța manșonul să coboare pentru a arma bacurile și a comprima garniturile de etanşare ale packerului. Scula de armare este echipata cu un manșon adaptor și cu un inel de armare pentru a putea acoperi întreaga gamă de dimensiuni a packerului. Temperatura maximă de funcționare este de 120 °C. Scula de armare este reutilizabilă după înlocuirea elementelor de cauciuc și recondiţionarea diverselor elemente.

98

Sculă de armare hidraulică

Scula de operare de încrucişare a circulaţiei Scula de operare de încrucişare a circulaţiei pentru împachetarea cu nisip creează diferite căi de circulare pentru fluid în timpul operației de împachetare cu nisip. Acesta constă dintr‐o serie de etanşări din cauciuc vulcanizat în jurul porturilor packerului, jumătatea distanței porturilor şi unor porturi de întoarcere în partea superioara (a se vedea figura de mai sus). Existenta unei ţevi concentrice în interiorul sculei de operare de încrucişare a circulaţiei şi o extensie permit pomparea fluidului prin garnitura de lucru de deasupra packerului pentru a ajunge încrucişat in spaţiul inelar filtru/ coloană de sub packer. În mod similar, fluidele recuperate care circulă prin ţevile de spălare de sub packer poate circula încrucișat către spațiul inelar garnitura de lucru/coloană de deasupra packerului. Scula de operare de încrucişare a circulaţiei asigură etanșarea în interiorul packerului și niplului cu sertar la o presiune minimă de 250 de bari. Aceasta permite circularea nisipului in suspensie şi a fluidului de transport la raţii mari de 500 kg/m3 și un debit de injecţie până la 1400 lit/mn. Din punct de vedere mecanic, scula de operare de încrucişare a circulaţiei susţine greutatea ansamblului de adâncime în sondă printr‐o conexiune cu filet pătrat stânga situat la partea superioara a packerului, utilizat la împachetare, care asigura etanşarea pe coloana de exploatare . Scula de operare de încrucişare a circulaţiei nu permite trecerea nisipului în interiorul filtrelor în timpul deplasării în sus, in poziţia de circulaţie inversă. Toate părțile sculei de operare de încrucişare a circulaţiei, cu excepția elementelor de etanșare, care sunt în contact cu nisipul pentru împachetare sunt rezistente la abraziune, pentru a putea permite injectarea a cel puțin 10t de nisip/operaţiune fără a afecta porturile de bypass‐are. Scula de operare de încrucişare a circulaţiei include de asemenea un scaun pe care etanşează o bilă lansată de la suprafaţă care permite creşterea presiunii in garnitura de lucru pentru armarea packerului. După armarea packerului, presiunea in garnitura de lucru este crescută pentru a forfeca nişte ştifturi ale scaunului pentru a elimina bila într‐o zonă de sub orificiile pentru împachetare a. În acest moment, scula de operare de încrucişare a circulaţiei poate fi eliberata din filetul stânga al packerului. Sculele de operare de încrucişare a circulaţiei sunt prevăzute fie cu un sistem de eliberare mecanic prin rotaţie sau cu unul hidraulic. Eliberarea mecanică necesită 10 ‐ 12 rotații la dreapta a garniturii de lucru, cu aplicarea unei mici sarcini da tracţiune. Sistemul hidraulic de eliberare este acționat de presiunea din spațiul inelar dintre garnitura de lucru/coloană sau de presiunea din interiorul garniturii de lucru. Eliberarea mecanică poate fi utilizată si ca sistem de siguranță pentru cea hidraulică. Pentru a asigura funcționarea fiabilă a sculei de operare de încrucişarea circulaţiei, acesta trebuie să aibă încă un scaun pentru o bila secundara de armare, în cazul funcționării necorespunzătoare a primului sistem de armare. De asemenea, trebuie sa permită împachetarea independentă a filtrului de control și a celui de producţie. Elementele de etaășare pot rezista la temperatura maximă de funcționare de până la 120 °C. Scula de operare de încrucişare a circulaţiei are trei poziții – injectie, circulatie pentru impachetare și circulatie inversă. Poziția de injecţie se găseşte prin lăsarea unei anumite sarcini pe packer pentru porturile de retur sa fie etanşe în packer. Poziția de injecţie permite fluidului de operare cu nisip in suspensie sau alte lichide (acizi etc) pompat prin garnitura de lucru să ajungă în formaţiune,. Poziția de circulaţie este localizata prin ridicarea sculei de operare de încrucişare a circulaţiei până la aproximativ 0,5 m (20 inchi) deasupra poziției de injecţie. În poziţia de circulaţie se deschide o noua cale de comunicare care permite o buna împachetare a filtrelor Calea de circulaţie este de la partea de jos a garniturii de lucru, în scula de operare de încrucişare a circulaţiei, în afara extensiei extensiei cu sertar, în partea de jos a spațiului inelar dintre filtru/coloană, în filtru (doar lichidul fără nisip), prin ţevile de spălare, în scula de operare de încrucişare a circulaţiei din nou și în partea de sus a spațiului inelar dintre garnitura de lucru/coloană. Scula de deplasare (închidere–deschidere) sertar 99

Scula de deplasare sertar este introdusa sub scula de operare de încrucişare a circulaţiei și este utilizata pentru a deschide și închide sertarul extensiei de împachetare. Scula este de fapt o bucşa elastica conceputa să agate degetele sertarului si sa‐l închidă la deplasarea in sus sau sa‐l deschidă la deplasarea in jos. Scula de deplasare permite rotirea sculei de armare, a sculei de operare și a ţevilor de spălare, dacă este necesar. Filetul superior al sculei de deplasare (închidere‐deschidere) sertar este același cu cel al sculei de operare. Filetul inferior al sculei de deplasare poate fi conectat la ţevile spălătoare.

Poziţiile sculei de operare pentru împachetarea cu nisip

Ţevile de spălare Acestea se introduc sub scula de operare sau sub scula de deplasare in interiorul ţevilor oarbe și a filtrelor pentru ca punctul de circulație de retur a lichidului de transport sa se află în partea de jos a filtrelor. Acest lucru ajută la plasarea nisipului de împachetare în partea de jos a filtrului și la realizarea împachetării de jos in sus. Capătul ţevii de spalare trebuie poziționat cât mai aproape posibil de partea de jos a filtrului. Creșterea diametrului exterior al ţevii de spălare va crește rezistența de curgere în spațiul inelar ţeavă de spălare/filtru. Cu cât rezistența forţelor de curgere a lichidului de transport este mai mare, cu atât fluidul va curge mai mult prin spațiul inelar dintre filtru/coloană și va transporta nisipul la talpa sondei la baza filtrului. Prin realizarea acestui lucru, împachetarea cu nisip a spațiul inelar filtrui/coloană este mult mai completă. Pe baza experimentelor, raportul optim dintre diametrul exterior al ţevii de spălare şi diametrul interior al ţevii de bază a filtrului trebuie să fie de aproximativ 0,8. Realizarea acestui raport, în filtre cu anumite dimensiuni va necesita utilizarea de conexiuni speciale ale ţevii de spălare. Echipamente de adâncime pentru împachetarea cu nisip utilizate în prezent în OMV Petrom Instrumente de echipare: Packere (Mecanice – tipurile utilizate în prezent sunt HOVA‐ C, PIROM şi MOCA‐H şi cele hidraulice de tip Baker 70 B‐32 sau altele) Extensii de împachetare cu sertar Racord siguranță 100

Ţevi oarbe (superioare şi inferioare) Filtre cu înfășurare de sarma (Filtre de producţie şi de control) Ansamblu de etanşare Packere utilizate în operaţiile de împachetare cu nisip În partea de sus a ansamblului de adâncime pentru împachetarea cu nisip există un packer. Acest packer poate fi permanent sau recuperabil. Toate packerele (mecanice și hidraulice) utilizate în OMV Petrom sunt packere de tip recuperabil. Deoarece împachetarea cu nisip este o operație complexă, pot apărea probleme atât în timpul operaţiei de completare, cat si pe durata de viaţă a zăcământului. Packerul recuperabil uşurează operaţiile de workover la extragerea acestuia, fără costuri suplimentare și elimină riscurile ce pot apărea la frezarea unui packer permanent. Packerele recuperabile utilizate pentru împachetarea cu nisip sunt packere care au interiorul prelucrat special pentru a asigura etanşarea, precum packerul model “SC‐1” (figura de mai jos). În plus, pentru a facilita operațiunile de împachetare cu nisip, packerele pot fi folosite pentru producție; prin urmare, packerul poate fi proiectat pentru condițiile de temperatură, presiune și de mediu prezente în sondă. Acest packer poate să reziste la presiuni diferențiale de până la 400 bar şi temperaturi de până la 120 °C. Presiunea diferențială maximă impusa de OMV Petrom este de 250 bari. Un sistem de blocare hidraulic, încorporat in manşonul de armare, previne armarea accidentala a packerului în timpul introducerii în sondă. Packerul este armat cu o scula de armare acţionata hidraulic, fără a fi necesară nicio rotație. Packerul este dezarmat și recuperat cu o scula de extragere, prin simplă tractiune. Packerul SC1 permite testarea etanseitatii dacă este necesar.

Packer hidraulic Baker Model “SC‐1”

Extensii pentru împachetare Extensiile pentru împachetare sunt utilizate în combinație cu packerul și sculele de operare pentru a realiza o cale de curgere de la garnitura de lucru aflata deasupra packerului la spațiul inelar dintre filtru/coloană aflat sub packer. Extensia pentru împachetare este formată dintr‐o extensie 101

superioară (care conține porturi de curgere pentru fluidul de operare), un niplu de etanşare (cu diametrul interior identic cu diametrul packerului) și o extensie inferioară (în interiorul căreia poate culisa scula de operare). Lungimea extensiilor este astfel proiectată pentru a putea fi utilizata cu un anumit packer şi o anumita scula de operare. Extensiile sunt disponibile în două tipuri, perforate și cu sertar (manşon glisant). La extensiile perforate, extensia superioară este pur și simplu prevăzută cu găuri pentru ieșirea fluidului. Aceste găuri trebuie izolate în timpul producției sondei cu un ansamblu de etanşare ca măsură de precauție pentru a preveni producerea de nisip. La o extensie cu sertar (manșon glisant), găurile din extensia superioară sunt deschise în timpul împachetării cu nisip, însă izolate cu un sertar, care este închis de scula de deplasare atunci când scula de operare este extrasa din sondă.

Extensii utilizate la împachetare cu nisip

Racordul de siguranţă (SOSJ) constă dintr‐un racord superior si unul inferior conectate printr‐un număr de ştifturi de forfecare. Acest dispozitiv este utilizat în cele mai multe ansambluri de adâncime, pentru a permite recuperarea packerului și extragerea acesteia independent de ţeava oarbă și filtru. Racordul de siguranţă este calculat ca la o anumita forta de tracţiune sa se foarfece ştifturile în timpul extragerii packerului cu o scula de extragere. După extragerea packerului, ţeava oarbă şi filtrul pot fi îmbrăcate si recuperate folosind tehnicile obişnuite de instrumentare. În cazul în care racordul de siguranţă nu este introdus, ţeava oarbă aflată sub packer trebuie tăiată pentru a permite recuperarea packerului. Ştifturile de forfecare utilizate în SOSJ trebuie să susțină greutatea ţevii oarbe şi a filtrului cu un factor de siguranță semnificativ. Limita la tracţiune a garniturii de lucru care va fi utilizată pentru a recupera packerul, trebuie luată de asemenea în considerare atunci când se selectează rezistenta la forfecare. Limitele standard de forfecare sunt între 15 și 25 t (44,800 și 80,640 pounds) în funcție de tipodimensiunea echipamentului. Racordurile superior si inferior sunt blocate rotativ pentru a permite transmiterea momentului de torsiune, dacă este necesar. De obicei,racordurile de siguranţă nu sunt utilizate atunci când se introduc packere permanente sau atunci când se introduc ansambluri de adâncime foarte lungi şi grele. Deoarece aceste ştifturi se foarfecă la o anumita forţă de tracţiune, ansamblurile de adâncime sunt în mod normal armate in compresiune pentru a se asigura că nu are loc forfecarea acestora sub acţiunea presiunii in timpul operaţiei Există numeroase tipuri, și sisteme de echipamente utilizate la împachetările cu nisip care practic pot acoperi orice condiții întâlnite in 102

sonde. Figura de mai jos prezintă echipările obişnuite în sonde tubate şi gaura liberă, folosind packerul hidraulic tip SC 1. Echipările, după cum este ilustrat, utilizează tehnologia pentru împachetarea cu nisip cu mufa încrucişată, fiind o tehnică modernă utilizată în industrie în prezent. Schemele prezentate în aceste figuri au fost selectate pentru a ilustra câteva dintre cele mai bune practici în sondele de ţiţei și gaze echipate cu diferite tipuri de packere (Mecanice ‐ PIROM MOCA ‐H și HOVA‐ C și hidraulic Baker) în OMV Petrom.

Echipamente utilizate la împachetarea cu nisip a sondelor tubate şi netubate

Instalaţii de suprafaţă Uneori, habele și liniile de legătură sunt ignorate, însă acestea reprezintă o cauză frecventa ce poate produce probleme, în special atunci când instalaţia de foraj este utilizată pentru echiparea sondei. Habele trebuie curăţate şi spălate cu jet puternic pentru a se asigura că sunt eliminate orice particule solide rămase. În următoare sunt prezentate două cazuri (metode acceptate şi neacceptate).

103

Habe cu fluid de operare pentru împachetarea cu nisip

Echipamente de pompare şi sisteme de filtrare Fluidele de operare pentru împachetarea cu nisip trebuie să fie suficient de curate pentru ca particulele în suspensie să nu se colmateze sau să reducă permeabilitatea formaţiunii, perforatorilor sau nisipului pentru împachetare. Este necesar un anumit grad de filtrare pentru a obține un lichid curat. De obicei, lichidele pentru operare sunt filtrate în intervalul de la 2 până la 10 microni, însă este de preferat ca apa sărată să fie filtrată la 2 microni, aceasta depinzând de proprietățile zăcământului. Lichidul poate fi filtrat fie printr‐un filtru cu diatomită montat în amonte în combinație cu cartuşe filtrante montate în aval, sau cu o unitate de filtrare cu cartușe independentă. Deoarece diatomita este mai ieftină decât cartuşele filtrante, utilizarea unui filtru cu diatomita in combinaţie cu cu cartuşe filtrante montate în aval va fi mai economic decât o unitate independentă cu filtru cu cartuș. Acest lucru este valabil in special în cazul în care lichidul utilizat este foarte murdar sau în cazul în care sunt necesare volume mari de lichid. În figura următoare sunt prezentate echipamentele de pompare si filtrare.

Unitate de pompare si filtrare

CAP. 8. Norme de sănătate şi securitate în muncă şi a normelor de prevenire şi stingere a incendiilor. Norme de protecţia mediului 8.1. Norme de sănătate şi securitate în muncă şi a normelor de prevenire şi stingere a incendiilor La montarea și demontarea capetelor de erupție se vor lua următoarele măsuri la: a) Transportul Se verifică fixarea capului de erupție pe suportul de transport. Încărcarea și descărcarea echipamentului se va face utilizând cabluri standardizate, în bună stare cu certificate de verificare valabile, corespunzătoare greutăţii . Funiile sau chingile utilizate pentru dirijarea sarcinii trebuie să fie în stare bună și să se utilizeze corespunzător. Echipamentele vor fi asigurate cu chingi conforme în caroseria utilajului de transport pentru a preveni deplasarea sau răsturnarea acestora în timpul transportului. b) Demontarea capetelor de erupție Înainte de a începe demontarea capului de erupție se va verifica dacă există presiune în tubing și coloană. În cazul în care există, se va scurge presiunea. La demontarea prezoanelor se vor folosi numai chei calibrate corespunzător și care nu prezintă pericolul producerii de scântei. Ridicarea capului de erupție se va face numai după echilibrarea greutății acestuia și asigurarea împotriva răsturnării. Pentru prinderea cablurilor de ridicare se vor folosi chei de tachelaj certificate și verificate. 104

După demontare capul de erupție se va depozita pe un suport de lemn poziționat astfel încât să nu împiedice accesul la gura sondei și să nu existe riscul răsturnării acestuia c) Montarea capetelor de eruptie Se va verifica dacă capul de erupție se va monta corespunzător în ceea ce privește dimensiunile și presiunea anticipate, dacă are certificările necesare și acestea sunt în perioada de valabilitate. Înainte de montare se va face o inspecție vizuală și o verificare functionala. Orice disfuncționalitate observată în timpul verificărilor va fi anunțată și se vor lua măsuri de remediere a acesteia sau de inlocuire a echipamentului. Manevrarea capului de erupție, la poziționarea pe locație, se va face cu cabluri certificate, în bună stare de utilizare iar pentru ghidare se vor utiliza funii conforme. Se va asigura ca flanșele și canalele inelelor de etanșare sunt curate iar inelul de etanșare este corespunzător ca tip și dimensiuni. Se va asigura ca strângerea prezoanelor să se facă în cruce, conform schemei de montaj recomandată de producător și la momentul de torsiune recomandat. La montare, se vor utiliza numai prezoane și piulițe dimensionate și tratate corespunzător. La montarea prezoanelor se vor folosi numai chei calibrate corespunzător și care nu prezintă pericolul producerii de scântei. Se va asigura ca distanța între flanșe să fie este egală pe toată circumferința pentru a se realiza etanșarea corectă. Se va verifica dacă manometrele montate pe capul de erupție sunt corespunzătoare presiunii de lucru anticipate, în bună stare de functionare și în perioada de valabilitate a certificării. După montarea capului de erupție se va efectua proba de presiune a acestuia conform programului de lucru. Fiecare sondă de gaze, va fi prevăzută cu un cap de erupţie corespunzător condiţiilor cerute de respectiva sondă, în conformitate cu programele de lucru aprobate de conducerea unității și cu prevederile din proiecte. Montajul capetelor de erupţie se va face conform proiectului. Capul de erupţie probat de unitatea constructoare sau reparatoare va fi furnizat cu certificatul de calitate și fișa tehnică, păstrate la unitatea beneficiară. După montajul la sondă, capul de erupţie va fi probat hidraulic la presiunea precizată în programele sau proiectele aprobate. Instalația de efectuare a probei va corespunde presiunii maxime de probă a capului de erupţie. Pe timpul probei personalul va fi îndepărtat din zona capului de erupţie și a instalaţiei de probare. Suprafața aferentă capului de erupţie va fi împrejmuita. Se vor monta plăci avertizoare pe exteriorul împrejmuirii cu următorul conţinut: "INTRAREA PERSOANELOR STRĂINE INTERZISĂ!", "FUMATUL OPRIT!", "PERICOL DE EXPLOZIE!". Capetele de erupţie ale sondelor de gaze, care sunt oprite o perioadă mai îndelungată în anotimpul friguros, vor fi umplute cu un fluid care nu îngheață. La roțile de manevră ale fiecărui ventil al capacului de erupţie vor fi montate plăcuțe indicând numărul de ture la închidere și sensul de închidere-deschidere. Manevrarea ventilelor capului de erupţie se va face de cel mult doi oameni, din poziţie laterală. Se interzice forţarea închiderii sau deschiderii. Sondele de gaze vor fi controlate zilnic de către operatorii de extracție conform programelor și instrucţiunilor de lucru, elaborate de unitate. Capetele de erupţie trebuie să fie perfect etanşe. Nu sunt admise scăpări pe la flanşe sau filete. Este interzis accesul și executarea unor lucrări de către persoane neautorizate, precum și focul deschis în zona sondei de gaze. Este interzisă montarea manometrelor pe capul de erupţie fără ventile de izolare. Se interzice arderea gazelor evacuate din sonde la nivelul solului. Arderea se va face numai la coşuri amenajate conform normativelor în vigoare. Se interzice lucrul în beciuri sau în căminele de ventile unde sunt posibile emanaţii de gaze, fără supraveghere din afară. Deficiențele constatate la sonde vor fi consemnate în rapoartele de lucru și raportate ierarhic pentru înlăturarea lor. Pentru accesul și lucrul la capul de erupţie, vor fi amenajate platforme corespunzătoare. Nu sunt admise poduri improvizate sau incomplete care să facă posibile alunecările în beciul sondei. 105

Periodic, pe bază de grafic, va fi efectuat controlul presiunilor între coloanele sondei. Scăpările permanente de gaze între coloane vor fi dirijate la o distanță sigură pentru evitarea incendierii capului de erupţie și se vor stabili măsuri pentru eliminarea acestor scăpări de gaze. Capul de erupţie și zona împrejmuită a sondei vor fi menţinute în perfectă stare de curățenie. Demontarea oricărei armături sau subansamblu al capului de erupţie se va face numai după scoaterea de sub presiune a acestora și verificarea inexistenței acumulărilor de gaze. Dacă acest lucru nu este posibil, se va proceda la omorârea sondei pe bază de program aprobat. Montarea și demontarea manometrelor se va face numai după evacuarea presiunii. Manometrele vor corespunde presiunii de măsurat. Montajul manometrelor va asigura acestora o poziţie verticală și o vizibilitate optimă. Transportul, depozitarea, manipularea și utilizarea unor substanţe chimice cu toxicitate mare introduse în sondele de gaze vor fi făcute cu respectarea prevederilor din Normele specifice de securitate a muncii pentru extracţia țițeiului, utilizând echipament adecvat și după efectuarea unui instructaj special. Pompele, lubricatoarele și legăturile pentru introducerea substanţelor vor fi verificate și probate la presiunea de lucru. Toate operaţiile de complexitate și dificultate deosebită (lichidare avarii, erupţii, incendii, spargeri de coloană, eliminarea dopurilor de criohidrați) vor fi executate pe bază de programe de lucru, cu asistență tehnică corespunzătoare și instruire specială. 8.2. Norme de protecţia mediului Sursele de poluare pentru factorii de mediu sunt utilajele în care se desfășoară activitățile de bază din cadrul schelelor: extracție, colectare, separare, tratare, depozitare, transport cât și utilajele în care se desfășoară activitațile conexe: producere, distribuție abur, tratare ape uzate, injecție apă, depozitare șlam. Utilajele care pot reprezenta, în funcțiune și sursele specifice de poluare pentru factorul de mediu sol/subsol și acvifer sunt: - sonde - țevi de extractie, turle, careu sonde - parcuri separatoare - claviaturi sonde, separatoare, rezervoare, pompe - stații de compresoare – instalații de răcire, turn răcire, pompe - baterii cazane – stații de dedurizare, rezervoare - depozite de rezervoare-bazine decantaore, rezervoare petrol - instalații colectare ape uzate-rețea de canalizare, bazine decantoare, habe - stații de epurare-separatoare de ulei - conducte de transport - conducte de amestec, de injecție - batalurile de șlam - celule de șlam, diguri de retenție, șanțuri de gardă, conducte de sifonare. Un mare risc îl reprezintă gazele de sondă însoţitoare sub formă gazoasă sau cele rezultate în urma evaporării gazelor de sondă lichide ca: bioxid de carbon (CO 2), hidrogen sulfurat (H2S), bioxid de sulf (SO2), metan (CH4) etc., gaze care poluează aerul reţinut în porii solului. Impactul exploatării gazelor extrase asupra mediului înconjurător este dat de: • riscul de explozie și deflgrație • riscul modificărilor tectonice și geologice • riscul de poluare a pânzelor freatice și a apelor de suprafață • riscul biologic (afectarea faunei și florei) • riscul poluării aerului. Măsurile de diminuare a impactului pentru factorul de mediu sunt asupra: a) apei: • prin echiparea careului sondelor cu habă de colectare reziduuri, se diminuează efectul infiltraţiilor apelor meteorice, la nivelul întregii suprafeţe ale careurilor; • protecţia apelor subterane din pânza freatică împotriva contaminării acestora cu eventualele gaze, se va realiza prin tubarea şi cimentarea adecvată a sondei; b) aerului: 106

• • •

folosirea la lucrări a utilajelor noi sau cu motoare performante şi omologate; respectarea strictă a tehnologiei de exploatare; utilizarea unor echipamente care să diminueze emisiil de gaze arse, pe perioada funcţionării acesteia, dar poluarea aerului este de scurtă durată şi nesemnificativă.

c) solului şi subsolui; Pentru protecţia solului, suprafeţele închiriate vor fi decopertate, cu depozitarea stratului de sol vegetal şi nivelarea acesteia, urmând ca la terminarea lucrărilor, acestea să fie împrăştiate pe toată suprafaţa, mai putin cea pentru amenajarea careurilor pentru exploatarea fiecărei sonde. Pe aceste suprafeţe se vor executa lucrări de construcţii-montaj începând cu instalaţia de foraj și până la exploatarea sondei de gaze. Se va monta structura instalaţiei pe dale de beton şi se vor executa lucrări de protecţie a mediului prin construirea şanţurilor de scurgere a apelor pluviale şi reziduale, amplasarea habei de colectare a apei reziduale şi amenajarea platformei dalate. Pentru protecţia solului împotriva eventualelor scurgeri de la rezervoarele de ulei, acestea vor avea montate ventile cu închidere sigură şi vor fi verificate periodic, înlaturând astfel efectul de contaminare cu produse petroliere, în general și cu gaze în special. În vederea protejării subsolului şi a pânzei freatice împotriva eventualelor infiltraţii, se va tuba coloana de ghidaj. Coloana se va betona pe toată lungimea. Adâncimea de fixare a coloanelor de tubaj asigură:  controlul eventualelor manifestari eruptive;  prevenirea contaminării pânzei freatice;  închiderea tuturor formaţiunilor geologice instabile cu permeabilitate mare de la suprafaţă. În vederea protejării subsolului este interzisă evacuarea şi injectarea de reziduuri provenite de la sondele în foraj sau de exploatare. Şlamul/solul infestat rezultat din beciul sondei şi de pe suprafaţa de teren afectată pe parcursul activităţii de cercetare/exploatare a sondei este colectat cu grijă şi transportat la depozitele aprobate de APM în vederea bioremedierii. După trecerea acestuia într-o stare inertă, se depozitează final sau se utilizează ca material de umplutură sau pentru drumuri de exploatare. Beneficiarul are obligaţia de a asigura salubrizarea zonei aferente obiectivului prin dotarea cu recipiente (containere) adecvate în vederea colectării selective a deşeurilor. După terminarea operaţiilor de foraj şi probare strate, se trece la evacuarea instalaţiilor, a rezervoarelor, habelor şi barăcilor din incinta careurilor de sonde și motarea echipamentelor pentru exploatarea sondei de gaze. Măsurile de diminuare a impactului pentru zgomot şi vibraţii sunt: - desfăşurarea activităţilor de şantier, în limitele parametrilor normali de lucru; - se va respecta durata prevăzută pentru amenajarea terenului, manipularea materialului tubular și în timpul exploatării; - se vor monta structuri antivibratoare la utilaje – elemente elastice.

107

CUPRINS CAP. 1. Noţiuni de geologia petrolului 1.1. Formarea zăcămintelor de petrol şi gaze 1.2.Tipuri de zăcăminte de petrol şi gaze 1.3. Prospectarea şi exploatarea zăcămintelor de petrol si gaze CAP. 2. Parametrii fizici ai fluidelor şi factorii de zăcământ care intervin în extracţia ţiţeiului şi gazelor asociate. 2.1. Proprietăţile gazelor. Proprietățile chimice și fizice ale gazelor 2.2. Țițeiul și proprietățile acestuia 2.3. Apele de zăcământ și proprietățile acestora CAP. 3. Punerea în producție a sondelor de gaze 3.1. Metoda punerii în producţie prin injecţie de gaze comprimate 3.2. Metoda punerii în producţie prin circulaţie de ţiţei cu gaze 3.3. Parametrii determinaţi în urma probelor de producţie a sondelor de gaze CAP. 4. Echipamente şi instalaţii pentru sondele de ţiţei şi gaze 4.1. Pregătirea sondelor de gaze pentru exploatare 4.2. Echipamentul de adâncime al sondelor de gaze naturale 4.2.2. Coloana da exploatare 4.2.3 Filtrul sondei 4.2.4 Ţevile de extracţie 4.2.5 Duzele de fund 4.2.6 Pacherele de coloană 4.3 Echipamentul de suprafaţă al sondelor de gaze 4.3.1. Instalaţii tehnologice aferente extracţiei gazelor 4.3.2. Instalaţia de captare şi dirijare a erupţiilor 4.3.3 Flanşa coloanei de exploatare (capul de coloană). 4.3.4.Flanşa intermediară 4.3.5. Dispozitivul de suspendare a ţevilor de extracţie 4.3.6 Instalația tehnologică de suprafață a unei sonde de gaz metan 4.3.7. Capul de erupţie propriu-zis 4.3.8. Dispozitive pentru reglarea debitului de gaze 4.3.9. Conducta de aducție 4.3.10 Dispozitivul (caseta) T.P.L. 4.4. Cazuri specifice de echipare a sondelor de gaze 4.4.1. Dimensionarea coloanelor de țevi de extracţie a) Sondă multiplă cu o singură coloană de exploatare şi o coloană de ţevi de extracţie. b) Sonde multiple cu mai multe coloane de ţevi de extracţie c) Sonde multiple cu mai multe coloane de exploatare 4.5. Echiparea sondelor de gaze în vederea evacuării fazei lichide (apa) din sacul sondelor de gaze 4.5.1. Dispozitive pentru stabilirea procentului raţional de extracţie 4.6. Mentenanța minoră a echipamentelor de exploatare/captare la gura sondei CAP. 5. Regimul exploatării sondelor de gaze 5.1. Stabilirea debitului maxim admisibil al sondelor de gaze 5.2. Stabilirea debitului de regim al sondelor de gaze 5.3. Controlul mersului sondelor de gaze 5.4. Repartizarea sondelor de gaze pe categorii de presiune 5.5. Măsurarea debitului sondelor de gaze 5.6. Exploatarea zăcămintelor de gaze cu condensat 5.7. Prezența apei în gaze 5.8. Formarea şi combaterea criohidraţilor

2 2 3 4 7 7 10 13 17 18 20 21 21 21 22 22 24 24 24 25 25 25 26 27 28 28 33 34 38 40 41 41 41 42 43 44 45 49 49 51 51 52 53 53 54 55 56 58 108

5.8.1. Probleme provocate de criohidrați în timpul exploatării 5.8.1. Controlarea formării criohidraților 5.9. Automatizarea sondelor de gaze CAP. 6. Operaţii de stimulare a sondelor de gaze 6.1. Fisurarea hidraulică. Echipamente folosite la fisurarea hidraulică 6.2. Alte metode de intensificare a afluxului de fluide din strat în gaura da sondă 6.2.1. Acidizarea stratelor productive 6.2.2. Metode fizico – chimice de deblocare a stratelor 6.2.3. Intensificarea afluxului la sondele de gaze, prin torpilarea stratelor 6.3. Măsuri de protecția muncii la fisurarea hidraulică 7.5. Mentenanţa echipamentelor folosite la fisurarea hidraulică CAP. 7. Combaterea viiturilor de nisip 7.1. Mecanismul producerii viiturilor de nisip 7.2. Metode de prevenire si combaterea viiturilor de nisip 7.3. Prezentare generală a tehnologiilor de control a nisipului 7.4. Cuantificarea riscului producerii de nisip 7.5. Tehnologia de împachetare cu nisip în sondele tubate şi netubate 7.6. Selectarea dimensiunii nisipului 7.7. Metode mecanice de control al nisipului 7.8. Dimensiunea fantelor filtrelor 7.9. Tipul proiectării filtrului 7.10. Aspecte operaţionale ale împachetării cu nisip CAP. 8. Norme de sănătate şi securitate în muncă şi a normelor de prevenire şi stingere a incendiilor. Norme de protecţia mediului 8.1. Norme de sănătate şi securitate în muncă şi a normelor de prevenire şi stingere a incendiilor 8.2. Norme de protecţia mediului

59 59 61 66 66 73 75 82 84 85 88 88 90 90 91 92 93 95 95 96 96 97 104 104 106

109