Восточно-Сургутское месторождение

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Природный газ и нефть являются самыми ценными компонентами природно-ресурсной базы не только топливной, но и всей добывающей индустрии. Влияние нефтегазового комплекса ощутимо во многих сферах хозяйства страны. Нефтегазовый комплекс России находится в тесной взаимосвязи со многими отраслями экономики. Эти отрасли, в частности, предоставляют оборудование, технику, материалы, выполняют вспомогательные функции и другое для нужд предприятий нефтегазового комплекса.

Нефть, газ и продукты их первичной переработки стабильно удерживают лидирующие места в товарной структуре международной торговли, существенно опережая автомобили и другие статьи экспортно-импортных операций. Нефть и природный газ играют ключевую роль в мировом коммерческом энергобалансе. В пересчете на нефтяной эквивалент на них приходится 3/5 суммарного потребления минерального топлива, атомной, гидроэлектрической и других возобновляемых источников энергии. Нефтегазовые компании являются самой многочисленной группой среди крупнейших в мире транснациональных корпораций.

Нефтегазовый комплекс России в настоящее время имеет огромное значение для экономики страны (пополнение бюджета, обеспечение функционирования многих отраслей российской экономики, удовлетворение внутреннего спроса в топливе и энергоресурсах и пр.), одновременно внося существенный вклад в энергосырьевое хозяйство современного мира.

Итак, сегодня можно отметить, что Россия в условиях глобализации играет важную роль в международном энергетическом сотрудничестве, обеспечивая за счет работы нефтегазового комплекса большие поставки на международные энергетические рынки энергоресурсов; за годы работы страна показала, что является надежным партнером в энергетической сфере, а для дальнейшей эффективной работы нефтегазового комплекса России необходимы меры по развитию данного межотраслевого комплекса.

пласт скважина нефтеотдача месторождение



1. Ознакомление с районом практики

1.1 Орогидрография

Восточно-Сургутское месторождение расположено в непосредственной близости от крупных разрабатываемых месторождений - Западно-Сургутского, Восточно-Елового, Федоровского. Через г. Сургут проходит железная дорога, в г. Сургуте расположен крупный порт Обь-Иртышского пароходства, большой аэропорт, крупнейшая в Сибири ГРЭС.

Геоморфологически этот район представляет слабо пересеченную, заболоченную, неравномерно залесенную равнину, с изменением абсолютных отметок рельефа от +25 м до +75 м.

Основная водная артерия - река Обь. Течение реки медленное (0.3-0.5 м/сек). Ширина реки меняется от 850 м до 1300 м, глубина 8-10 м. Река судоходна в течение всей навигации: со второй половины мая до конца октября.

На всей территории много болот и озер. Самые крупные из них Коле-Урай-Лор, Кочны-Лор, Вач-Лор, Сурмятино. Озера неглубокие (2 м), заболоченные. Болота непроходимые, замерзающие к концу января.

Климат района резко континентальный, с продолжительной холодной зимой, теплым непродолжительным летом и короткими весной и осенью. По данным многолетних наблюдений наиболее высокая температура летом, в июле, достигает +30°С, зимой, в январе, температура понижается до -50°С.

Среднее количество осадков в год 400 мм, с максимальным выпадением в мае-августе. Снеговой покров устанавливается в конце октября и сходит в конце апреля. Толщина снегового покрова в лесах достигает 2 м. Толщина льда на больших реках достигает 40-80 см, на озерах-40 см.

Согласно геокриологической карте Тюменской области, рассматриваемая территория расположена в южной геокриологической зоне, характеризующейся сложным распространением реликтовой толщи многолетнемерзлых пород (ММП). ММП на Восточно-Сургутском месторождении залегают на глубинах 190-230 м, в районе г. Сургута-125-210 м. Толщина пород 5-60 м. Под руслами рек Обь и Юганская Обь, а иногда под первой надпойменной террасой ММП отсутствуют.

Обзорная карта месторождений ОАО «Сургутнефтегаз»

1.2Состояние разработки месторождения

Восточно-Сургутское месторождение введено в разработку в 1997 году.

Объектами разработки являются продуктивные пласты БС10, ЮС1, ЮС2.

Годовая добыча нефти составила 925,5 тыс. т. Средний дебит действующей скважины по нефти составил 12,9 т/сут, что выше проектного (10,0 т/сут) на 2,9 т.т/сут, по жидкости 40,6 м /сут, что выше проектного (45,1 м /сут) на 4,5 м/сут.

С начала разработки по месторождению добыто 17958 тыс. т нефти, или 48,1 от извлекаемых запасов.

Общий фонд скважин на 2013 год составил 512. Фонд добывающих скважин на 2013 год - 326, фонд нагнетательных - 162. Среднегодовая обводнённость продукции 75,6%.

Мероприятия, направленные на улучшение текущего состояния разработки:

1. Совершенствование системы разработки путем бурения новых скважин.

2. Оптимизация системы ППД за счет перевода под закачку нагнетательных скважин, находящихся в отработке на нефть, ограничение закачки воды в скважине с большой приемистостью, увеличение давления нагнетания на севере месторождения, широкое применение методов выравнивание профиля приемистости.

3. Внедрение более точных средств учета на скважинах с низкой приемистостью для пересчета компенсации отбора жидкости по объектам разработки.

Таблица 1. Текущее состояние разработки

ПОКАЗАТЕЛИ	ед. изм.	2012 год	2013 год
		Проект.	Факт	Факт	Проект.
Годовая добыча нефти	т.т	987,5	877,0	925,5	777,8
Темп отбора от нач. извл. запасов	%	2,6	2,3	2,5	2,1
Темп отб. от текущ. извл. запасов	%	4,9	4,3	4,8	4,0
Добыча нефти из новых скважин	т.т				0,8
Ввод новых скважин	СКВ.				2
Ср. дебит 1 нов. скв. по нефти	т/сут				12,5
Число дней работы новых скважин	СКВ.				32
Фонд добывающих скважин	СКВ.	321	317	326	337
Фонд нагнетательныхскв.	СКВ.	154	98	162	99
Добыча нефти с нач. разработки	т.т	17032	16939	17958	17717
Отобрано от извлекаемых запасов	%	45,6	45.3	48.1	47,4
Обводненность продукции	%	66,0	73,9	68,2	79,0
Ср. дебит 1 скв. по нефти	т/сут	13,4	11,4	12,9	10,0
Ср. дебит 1 скв. по жидкости	т/сут	39,6	43,9	40,6	45,1
Добыча жидкости	т.т	2909	3365	2909	3704
Закачка воды	т.м	3593	3544	3572	3540
Компенсация текущая	%	116,4	98,6	116,2	92,6
Компенсация с начала разработки	%	124,0	112,5	123,3	111,2
Процент падения	%	-6,7	-13,3	-6,3	-11,4



2. Способы добычи нефти

2.1 Освоение скважин

Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности или приемистости, соответствующей локальным возможностям пласта. После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона и, особенно, поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой.

Цель освоения - восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении призабойной зоны пласта и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т.е. давления ниже пластового. Скважины осваивают после бурения, перфорации или ремонта.

2.2 Способы эксплуатации скважин

Если подъем жидкости или смеси от забоя на дневную поверхность происходит только за счет природной энергии, то такой способ эксплуатации называется естественно-фонтанным. Следует заметить, что в настоящее время этот способ имеет весьма ограниченное распространение.

Если подъем жидкости или смеси от забоя на дневную поверхность происходит либо за счет искусственной энергии, либо за счет естественной и искусственной энергии, то такой способ эксплуатации будем называть механизированным.

Механизированный способ эксплуатации может осуществляться:

1. Когда искусственная энергия вводится в добываемую жидкость централизованно, а распределение ее происходит непосредственно в залежи. Такой способ ввода энергии в залежь и ее распределение осуществляются при использовании методов поддержания пластового давления. Если при этом каждая конкретная эксплуатационная скважина оборудована только колонной насосно-компрессорных труб, указанный способ эксплуатации будем называть искусственно-фонтанным. Искусственно-фонтанная эксплуатация имеет довольно широкое распространение.

2. Когда искусственная энергия вводится непосредственно в каждую конкретную скважину с помощью какого-либо механического приспособления. Ввод искусственной энергии в скважину достигается различными способами: компримированным (сжатым) газом и специальными механическими приспособлениями - глубинными насосами. При первом способе ввода энергии в скважину мы имеем дело с компрессорной эксплуатацией, при втором - с глубиннонасосной.

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами

Для нефтедобычи и газодобычи такие устройства используются чаще всего, и связано это с простотой их конструкции, долговечностью и способностью такого оборудования выкачивать довольно большие объемы жидкого и газообразного сырья. Более половины всех действующих в настоящее время газовых и нефтяных скважин используют штанговые насосные станции.

Недостатки:

- невысокий уровень подачи;

- наличие ограничений по спуску оборудования;

- наличие ограничений, связанных с углом наклона скважинного ствола.

Работу штангового насоса обеспечивают передвижения плунжера под действием приводного устройства. В таком насосе присутствует верхняя штанга, которая крепится на головке балансировочного элемента.

Основные элементы конструкции насоса штангового типа:

1. рама;

2. пирамидообразная стойка с четырьмя гранями;

3. балансировочный элемент;

4. редуктор, оборудованный противовесом;

5. траверса;

6. поворотная салазка.

Штанговые насосы бывают двух типов: вставные и невставные.

Первые тип опускают в ствол скважины в готовом виде, а перед этим по насосно-компрессорным трубам вниз опускают замок. Для замены такого оборудования опускание и подъем труб несколько раз не требуется. Невставные штанговые насосы опускают в скважину в полуготовом виде. Если такому насосу требуется ремонт или замена, то его подъем осуществляется по частям: сначала - плунжер, а потом насосно-компрессорные трубы. Оба типа штанговых устройств имеют как свои достоинства, так и недостатки, поэтому выбор производят, основываясь на конкретных условиях планируемой эксплуатации.

Эксплуатация нефтяных скважин электроцентробежными насосами (УЭЦН)

Насос центробежного типа с электроприводом представляет собой устройство, не столь широко распространенное, как штанговое оборудование, однако такое устройство характеризуется внушительными параметрами, касающимися количества получаемого с их помощью газового или нефтяного сырья. С помощью УЭЦН добывается порядка 80% всей нефти в России.

Основные узлы УЭЦН:

* ЭЦН (рисунок 4) (электроцентробежный насос) - ключевой элемент установки, который собственно и осуществляет подъем жидкости из скважины на поверхность. Состоит он из секций, которые в свою очередь состоят из ступеней (направляющих аппаратов) и большого числа рабочих колес собранных на валу и заключенных в стальной корпус (трубу). Основные характеристики ЭЦН - это дебит и напор, поэтому в названии каждого насоса присутствуют эти параметры. Например, ЭЦН-60-1200 перекачивает 60 м³/сут жидкости с напором 1200 метров.

* ПЭД (погружной электродвигатель) - второй по важности элемент. Представляет собой асинхронный электродвигатель, заполненный специальным маслом.

* Протектор (или гидрозащита) - элемент, расположенный между электродвигателем и насосом. Отделяет электродвигатель, заполненный маслом от насоса заполненного пластовой жидкостью и при этом передает вращение от двигателя к насосу.

* Кабель, с помощью которого к погружному электродвигателю подводится электроэнергия. Кабель бронированный. На поверхности и до глубины спуска насоса он круглого сечения (КРБК), а на участке погружного агрегата вдоль насоса и гидрозащиты - плоский (КПБК).

Электроцентробежные погружные насосы имеют значительные преимущества перед глубинными штанговыми насосами:

o Простота наземного оборудования;

o Возможность отбора жидкости из скважин до 15000 м³/сут;

o Возможность использовать их на скважинах с глубиной более 3000 метров;

o Высокий (от 500 суток до 2-3 лет и более) межремонтный период работы ЭЦН;

o Возможность проведения исследований в скважинах без подъема насосного оборудования;

o Менее трудоемкие методы удаления парафина со стенок насосно-компрессорных труб.

Электроцентробежные погружные насосы могут применяться в глубоких и наклонных нефтяных скважинах (и даже в горизонтальных), в сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов.

Рисунок 3. Схема компоновки УЭЦН

Рисунок 4. Схема установки ЭЦН

Фонтанный способ

Эта нефтедобывающая технология для извлечения полезных ископаемых из природных коллекторов на поверхность использует энергию самих продуктивных пластов.

Главным достоинством этого способа добычи является высокая степень экономичности, так как подъем природного ресурса идет естественным путем, поэтому, дополнительных затрат временных и трудовых ресурсов не требуется.

Также отпадает необходимость применения специального оборудования, что позволяет значительно сократить капитальные вложения, которые требуются для покупки такого оборудования и его дальнейшего технического обслуживания.

Для обустройства скважины фонтанного типа необходимы:

из наземного оборудования - колонная головка, фонтанная арматура и выкидная линия (манифольд); из подземного - трубная эксплуатационная колонна. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) опускают в скважину до уровня пластовых отверстий, проделанных с помощью перфорации. Именно по НКТ и происходит подъем добываемого нефтегазового сырья на поверхность. При фонтанной эксплуатации скважины подъем добываемого сырья обеспечивает внутрипластовое давление.

Эксплуатации скважин, осуществляемые за счет использования природной энергии газа

К ним относится:

а) эксплуатация скважин бескомпрессорным газлифтом, теоретические основы подъема смеси при которой аналогичны таковым при фонтанно-компрессорной эксплуатации. Разница состоит в том, что для подъема используется газ высокого давления, добываемый либо попутно с нефтью, либо специально отбираемый из газоносных пропластков. В этом случае отпадает необходимость использования компрессоров;

б) эксплуатация скважин плунжерным лифтом, при которой подъем смеси происходит за счет природной энергии сжатого газа с применением специальных плунжеров, препятствующих потерям на относительное проскальзывание газа.

Газлифтный способ

Принцип действия этой технологии основан на том, что подаваемый газ смешивается с внутрипластовой жидкостью, и плотность полученной смеси становится достаточно небольшой. Снижение уровня давления в скважинном забое дает возможность повысить дебит эксплуатируемой выработки и обеспечить устойчивый приток полезного ископаемого на поверхность.

Достоинства этой методики:

1. оборудование, с помощью которого обеспечивается такая добыча, расположено на поверхности, что значительно упрощает его техническое обслуживание и ремонт;

2. конструкция применяемого оборудования достаточно проста, и его эксплуатация - тоже;

3. подъем сырья можно обеспечивать в больших количествах, которые не зависят ни от глубины скважинного ствола, ни от его диаметра;

4. дебит добываемой продукции достаточно просто не только контролировать, но и задавать самостоятельно (для этого необходимо лишь изменить объём подаваемого в скважину газа);

5. газлифтовая технология позволяет эксплуатировать даже те газовые или нефтяные горные выработки, которые либо были залиты водой, либо были пробурены в горных породах с высоким содержанием песка;

6. при таком способе эксплуатации исследования в скважинах проводить и быстрее, и проще.



2.3 Осложнения, возникающие при эксплуатации скважин

Осложнения при работе фонтанных скважин

Многообразие условий работы фонтанных скважин на различных месторождениях предопределяет и многообразные причины осложнений в их работе. Вместе с тем существует несколько причин осложнений, которые проявляются на значительном количестве разрабатываемых месторождений. К числу таких осложнений относятся:

1) отложения в подъемном оборудовании или выкидных линиях, и также в ПЗС асфальтенов, смол и парафинов;

2) образование песчаных пробок как на забое скважины, так и в подъемнике;

3) отложения солей в различных элементах системы;

4) пульсации в работе фонтанной скважины;

5) открытое (нерегулируемое) фонтанирование при повреждении устьевой арматуры.

Осложнения при работе газлифтных скважин

Выделяют следующие осложнения при работе газлифтных скважин:

1. Образование гидратов в газопроводе и газлифтных пусковых клапанах происходит при некачественной осушке газа. Основным методом предотвращения гидратоотложений: в теплообменник (до 40 С) с 2002 г. в низкодебитных скважинах начали спускать высокогерметичные НКТ с полимерными уплотнительными кольцами, что привело к сокращению в несколько раз количество скважин с отложениями гидратов.

2. Отложения парафина происходит в скважинах с невысокой пластовой температурой, которая у устья теряется и равна 50-30 С. В скважинах с низкой обводненностью парафин откладывается на глубине 300-500 м от устья. Ликвидация парафиновых пробок производится периодическими горячими обработками.

3. Отложения солей происходит по причине термохимической нестабильности пластовой воды, некачественной подготовке, по минеральному составу воды, используемой для ППД. Для борьбы применяется реагент ПАФ-13А. Закачку осуществляют двумя способами:

- дозирование в поток газа

- задавка в призабойную зону скважины.

При эксплуатации скважин штанговыми насосными установками часто возникают осложнения:

1. Большое количество свободного газа, поступающего вместе с нефтью в скважину.

2. Вынос вместе с нефтью песка в скважину.

3. Отложения парафина в насосе, насосно-компрессорных трубах и штангах.

4. Искривление ствола скважины. вредное влияния газа на насос, уменьшающего коэффициент наполнения насоса. Уменьшение вредного пространства на приеме насоса увеличивает коэффициент его наполнения.

Осложнения при эксплуатации УЭЦН

1. Повышенное газосодержание на приеме насоса;

2. Асфальтосмолопарафиновые отложения (химические, тепловые, физические);

3. Появление высокоминерализованной пластовой воды, что приводит к сильной коррозии и активному солеотложению в органах насоса;

4. При попадании газа в рабочие органы насоса образуются газовые каверны, величина которых соизмерима с размерами канала ступени;

5. Создание на забое скважины перепада давления приводит частичному разрушению скелета горной породы.



3. Методы увеличения нефтеотдачи пластов

3.1 Методы ППД

Важнейшей задачей при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений является максимальное извлечение из продуктивных пластов нефти. Для поддержания пластового давления и увеличения коэффициента отдачи пласта применяют различные методы:

Метод законтурного заводнения (рисунок - 5) применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей. Он заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру.

В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается и давление и нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне.

Рисунок 5. Система разработки нефтяной залежи с законтурным заводнением

Контуры нефтеносности: 1 - внешний, 2 - внутренний; Скважины: 3 - нагнетательные, 4 - добывающие

Метод приконтурного заводнения (рисунок 6) применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем.

Рисунок 6. Система разработки нефтяной залежи с приконтурным заводнением

Контуры нефтеносности: 1 - внешний, 2 - внутренний; Скважины: 3 - нагнетательные, 4 - добывающие.

Блоковое заводнение

При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси (рисунок 7).

Рисунок 7. Система разработки нефтяной залежи с блоковыми заводнением

1 - контур нефтеносности; Скважины: 2 - нагнетательные; 3 - добывающие.



При разрезании залежи рядами нагнетательных скважин закачка воды в пласты производится через нагнетательные скважины, расположенные в пределах самой залежи рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания.

Добывающие скважины при этой разновидности заводнения располагают в рядах, параллельных разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и продолжающееся нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обусловливают расширение полосы воды, созданной вдоль ряда, и перемещение ее границ в направлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечиваются вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам.

3.2 Методы увеличения нефтеотдачи пластов

Нефтеотдача - отношение количества извлечённой из пласта нефти, к первоначальным её запасам в пласте.

Все методы повышения нефтеотдачи можно разделить на 4 группы:

· гидродинамические методы - циклическое заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости;

· физико-химические - заводнение с применением активных примесей (поверхностно-активных веществ, полимеров, щелочи, серной кислоты, диоксида углерода, мицеллярных растворов);

· газовые методы - водогазовое циклическое воздействие, вытеснение нефти газом высокого давления, вытеснение сжиженными газами;

· тепловые методы - вытеснение нефти теплоносителями (горячей водой, паром), пароциклическая обработка, внутрипластовой горение.

Данные методы характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов (от 2 до 35% от балансовых запасов) и разными факторами из применения. Для месторождений с маловязкими нефтями, разрабатываемых с использованием заполнения, к наиболее перспективным можно отнести методы:

· гидродинамические;

· применение диоксида углерода, водогазовых смесей,

· мицеллярных растворов,

По типу рабочих агентов классификация известных методов увеличения нефтеотдачи пластов выглядит следующим образом.

Гидродинамические методы:

* изменение направления фильтрационных потоков;

* вовлечение в разработку недренируемых запасов;

* нестационарное (циклическое) заводнение;

* форсированный отбор жидкости.

Физико-химические методы:

• вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);

• вытеснение нефти растворами полимеров;

• вытеснение нефти щёлочными растворами;

• вытеснение нефти композициями химических реагентов, вт. ч. мицеллярные, мицеллярно-полимерные растворы;

• вытеснение нефти растворителями.

Газовые методы:

• воздействие на пласт двуокисью углерода;

• воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ);

• воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.

Тепловые методы:

• паротепловое воздействие на пласт;

• внутрипластовое горение;

• вытеснение нефти горячей водой;

• пароциклические обработки скважин.



4. Техника и технология бурения скважин

4.1 Способы бурения скважин

Скважина это цилидрическая горная выработка, пробуренная с поверхности земли или с подземной выработки без доступа человека к забою под любым углом к горизонту, диаметр которой намного меньше её глубины.

Бурение скважин - процесс образования в массиве горных пород искусственных цилиндрических полостей небольшого поперечного сечения с помощью бура или другого породоразрушающего инструмента. Способы бурения скважин классифицируются:

1. По способу воздействия на горные породы.

Различают:

- механическое бурение

При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее. Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное. В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное бурение в нашей стране не применяют.

Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом.

- немеханическое бурение.

Немеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности.

Винтовой двигатель - это разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использован винтовой механизм.

2. По характеру разрушения горных пород на забое

Различают:

· сплошное бурение

При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади забоя.

· колонковое бурение

Колонковое бурение предусматривает разрушение пород только по кольцу с целью извлечения керна - цилиндрического образца горных пород на всей или на части длины скважины.

3. По типу долота:

- долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопастями (лопастные долота);

- долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие породу зубьями, расположенными на шарошках (шарошечные долота);

- долота режуще-истирающего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, которые расположены в торцевой части долота (алмазные и твердосплавные долота).



4.2 Конструкция скважины

Конструкция скважины - это совокупность элементов крепи горной выработки с поперечными размерами, несоизмеримо малыми по сравнению с ее глубиной и протяженностью, обеспечивающая при современном техническом и технологическом вооружении безаварийное, с учетом охраны недр,

Основными элементами скважины являются: устье, забой, ствол, обсадная колонна, фильтр, цементное кольцо. (Рисунок 8)

Рисунок 8. Основные элементы скважины

Устье - это начало скважины, образованное короткой вертикальной зацементированной трубой - направлением.

Забой - это дно ствола скважины.

Ствол - это горная выработка, внутри которой располагаются обсадные колонны и производится углубление скважины.

Фильтр - участок скважины, непосредственно соприкасающийся с продуктивным нефтяным или газовым горизонтом. Фильтром может служить необсаженный колонной участок ствола, специальное устройство с отверстиями, заполненное гравием и песком, часть эксплуатационной колонны или хвостовика с отверстиями или щелями.

Цементное кольцо - затвердевший цементный раствор, закачанный в кольцевое пространство между стволом и обсадной колонной с целью его герметизации.

Обсадные колонны

Обсадная колонна (Рисунок 9) - это свинченные друг с другом и опущенные в ствол обсадные трубы с целью изоляции слагающих ствол горных пород. Различают первую обсадную колонну - кондуктор, последнюю обсадную колонну - эксплуатационную колонну, в том числе хвостовик, промежуточные обсадные колонны, в том числе летучки (лайнеры).

Рисунок 9. Схема обсадной колонны

Обсадные колонны предназначены для изоляции стенок скважин от рабочего пространства ствола в процессе бурения и эксплуатации и обеспечивают требуемую прочность и герметичность при воздействии на них внутренних и внешних воздействий в первую очередь давления. Для создания необходимой изоляции кольцевого пространства, остающегося между обсадными колоннами, оно заливается жидким цементным раствором, твердеющим через определенное время. Обсадные колонны по назначению подразделяются следующим образом.

Направление - первая колонна труб или одна труба, предназначенная для закрепления приустьевой части скважин от размыва буровым раствором и обрушения, а также для обеспечения циркуляции жидкости. Направление, как правило, одно. Однако могут быть случаи крепления скважин двумя направлениями, когда верхняя часть разреза представлена лессовыми почвами, насыпным песком или имеет другие особенности. Обычно направление спускают в заранее подготовленную шахту или скважину и бетонируют на всю длину. Иногда направление забивают в породу, как сваю.

Различают шахтное (или шахтовое) направление и удлиненное направление. Шахтное устанавливается, как правило, во всех случаях и его длина составляет 3-10 м. Направление спускается по возможности в глинистый пласт. Диаметр колонны колеблется от 245 до 1250 мм.

Кондуктор - колонна обсадных труб, предназначенных для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Он опрессовывается, как и цементное кольцо.

Промежуточная обсадная колонна (их может быть несколько) служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до намеченных глубин. Промежуточные обсадные колонны могут быть следующих видов:

- сплошные - перекрывающие весь ствол скважины от забоя до ее устья.

- хвостовики - для крепления только необсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину;

- летучки - специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами.

Эксплуатационная колонна - последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа или для нагнетания в пласты жидкости или газа.

4.3 Осложнения и аварии в процессе бурения

Под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины. Наиболее распространенные виды осложнений:

- осложнения, вызывающие нарушения целостности стенок скважины

- поглощения бурового раствора,

- нефте - газо - водо-проявления.

Осложнения, вызывающие нарушение целостности стенок скважины:

1. Обвалы

2. Набухание

3. Ползучесть

4. Желобообразование

Поглощение бурового раствора - это осложнение в скважине, характеризующееся полной или частичной потерей циркуляции бурового раствора в процессе бурения.

Факторы, влияющие на возникновение поглощений бурового раствора, можно разделить на две группы.

1. Геологические факторы - тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву, пластовое давление и характеристика пластовой жидкости, а также наличие других сопутствующих осложнений (обвалы, нефтегазоводопроявления, перетоки пластовых вод и др.).

2. Технологические факторы - количество и качество подаваемого в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спуско-подъемных операций и др.

Авария в бурении - это поломка или оставление в скважине бурильной колонны или ее частей, различных измерительных приборов, выбросы промывочной жидкости, фонтаны, нарушение состояния ствола или находящегося в нем технологического инструмента, приводящие к невозможности (временной или постоянной) продолжения процессов углубления ствола скважины, или исследования, или освоения, или эксплуатации скважины. Аварии могут возникать вследствие геологических, технических, технологических и организационных причин:

· Геологические причины обусловлены бурением в сложных условиях: поглощение промывочной жидкости, вызванное проходкой сильнотрещиноватых закарстованных пород и зон тектонических нарушений; осыпи и обвалы стенок скважины; вскрытие высоконапорных пластов, вызывающее выбросы воды, нефти и газа; сальникообразование и т.д.

· Техническими причинами могут быть применение неисправных бурильных и обсадных труб, а также изношенных инструментов.

· К технологическим причинам относятся нарушение рационального режима бурения, применение технологии без учета реальных горно-геологических условий проходки скважины.

· Организационными причинами являются недостаточная квалификация буровой бригады, низкая трудовая дисциплина, слабое обеспечение буровой необходимыми материалами, инструментами, приборами и т.д.



5. Подземный и капитальный ремонт скважин

5.1 Виды ремонтов

Неотъемлемой частью процесса поддержания стабильного уровня нефтедобычи является проведение подземного ремонта скважин. Подземный ремонт скважин подразделяется на текущий и капитальный:

* текущий ремонт обеспечивает замену или ревизию подземного и устьевого оборудования скважин с помощью подъемного агрегата;

* капитальный ремонт предусматривает реализацию комплекса геолого-технических мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пласта и устранение аварий подземного оборудования, произошедших в процессе эксплуатации скважин.

Текущий ремонт скважин - комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважин, а также по очистке подъемной колонны и забоя от парафино-смолистых отложений, солей и песчаных пробок бригадой ТРС.

Текущий ремонт скважин обеспечивает замену или ревизию подземного и устьевого оборудования скважин с помощью подъемного агрегата. ТРС подразделяют на планово-предупредительный и восстановительный.

К категории ТРС относятся:

* оснащение скважин глубинно-насосным оборудованием при вводе в эксплуатацию;

* перевод скважин на другой способ эксплуатации;

* оптимизация режима эксплуатации заменой типоразмера насоса и глубины спуска;

* ремонт скважин, оборудованных ШГН, ЭЦН;

* ремонт фонтанных и газлифтных скважин;

* очистка, промывка забоя скважин.

По характеру и последовательности проведения операций ТРС подразделяют на комплексы подготовительных, основных и заключительных работ.

Капитальный ремонт скважин - комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, с ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

КРС обладает большой напряженностью, сложностью, требует использования разнофункциональной техники, оборудования и инструмента.

К категории КРС относятся:

* ремонтно-изоляционные работы;

* работы по устранению негерметичности эксплуатационной колонны;

* устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта;

* переход на другие горизонты и приобщение пластов;

* комплекс подземных работ, связанных с бурением, в т.ч. забуривание боковых стволов;

* все виды воздействия на ПЗП с целью увеличения притока нефти;

* исследования и перевод скважин по другому назначению.

Работа бригад КРС (капитального ремонта скважин) планируется ежемесячно с составлением плана-графика движения бригад.

5.2 Оборудование и инструменты для ремонта скважин

В процессе эксплуатации скважин нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости. Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и другими операциями.

Изменение технологического режима работ скважин вызывает необходимость изменения длины колонны подъемных труб, замены НКТ, спущенных в скважину, трубами другого диаметра, УЭЦН, УШСН, ликвидация обрыва штанг, замена скважинного устьевого оборудования и т.п. Все эти работы относятся к подземному (текущему) ремонту скважин и выполняются специальными бригадами по подземному ремонту.

Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварии с обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией появившейся в скважине воды, переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, тартального каната или какого-либо инструмента, относятся к категории капитального ремонта.

Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады. Задачей промысловых работников, в том числе и работников подземного ремонта скважин, является сокращение сроков подземного ремонта, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

Установки и агрегаты для подземного и капитального ремонта и освоения скважин

При подземном ремонте глубоких скважин применяют эксплуатационные вышки и мачты, стационарные или передвижные, предназначенные для подвески талевой системы, поддержания на весу колонны труб или штанг при ремонтных работах, проводимых на скважине.

Стационарные вышки и мачты используются крайне нерационально, т.к. ремонтные работы на каждой скважине проводятся всего лишь несколько дней в году, всё остальное время эти сооружения находятся в бездействии. Поэтому целесообразно использовать при подземном ремонте подъемники, несущие собственные мачты. Транспортной базой их служат тракторы и автомобили.

Масса (с вороккой), кг 95

Штанголовитель типа ШК предназначен для извлечения оставшейся в скважине колонны насосных штанг и устьевых штоков. Штанголовители типа ШК (рисунок 10) выпускают в двух исполнениях: 1 - для захвата за тело, муфту или головку насосной штанги; 2 - для захвата за муфту или головку насосной штанги.

Штанголовители изготовляют с резьбой правого направления; их применяют с центрирующим приспособлением (воронкой).

Штанголовитель состоит из переводника 1, нижнего 6 и верхнего 2 корпусов, соединенных между собой резьбой, нижней 7 и верхней 3 пружин, направляющего винта 3, цанги 5, вилки 4, плашек 5 и воронки 10.

На внутренней конической поверхности верхнего корпуса предусмотрена вилка с плашками для ловли штанг за тело. Плашки, перемещающиеся внутри корпуса на перьях вилки, удерживаются в крайнем нижнем положении с помощью верхней пружины.

Рисунок 10 - Штанголовитель типа ШК:

а - исполнение 1; б - исполнение 2

В стенке нижнего корпуса имеются три сквозных паза 12 для выхода перьев цанги и байонетный паз 11 для перемещения направляющего винта.

Цанга, вставленная в нижний корпус, предназначена для захвата штанг за муфту или головку. При подъеме ловителя цанга подхватывает штангу под муфту или головку и, не вращаясь, движется вниз до упора в бурт нижнего корпуса. При этом головка направляющего винта из крайней верхней точки перемещается в вертикальный участок байонетного паза и удерживает цангу от вращения. Штанголовители спускают в лифтовые насосно-компрессорные трубы на колонне насосных штанг.

Скважинные фрезеры типа ФП предназначены для фрезирования верхнего конца насосно-компрессорных, бурильных и обсадных труб с целью захватывания их ловильным инструментом (Рисунок 11).

Рисунок 11. Скважинный фрезер типа ФП

Фрезер - торцевой, с опорно-центрирующим устройством, позволяющим центрировать его относительно оси колонны. Истирающе-режущие участки фрезера армированы композиционным твердосплавным материалом. В корпусе имеются промывочные отверстия и стружкоотводящие противозаклинивающие каналы.

Для присоединения фрезера к бурильной колонне на верхнем конце корпуса предусмотрена присоединительная резьба.

Скважинные фрезеры-райберы типа ФРЛ (рисунок 12, а) предназначены для прорезания окна в обсадной колонне под последующее бурение второго ствола.

Рисунок 12, а - скважинный фрезер-райбер типа ФРЛ

б - магнитный фрезер-ловитель типа ФМ

Фрезер-райбер состоит из режущей и ловильной частей. Режущая часть включает в себя цилиндрический и конический райберы и кольцевой фрезер. Ловильная часть представляет собой специальный захват, установленный внутри цилиндрического райбера.

Магнитные фрезеры - ловители типа ФМ (рисунок 12, б) предназначены для фрезерования и извлечения находящихся на забое скважины мелких металлических предметов с ферромагнитными свойствами.

В процессе ремонтных работ применяют различные вспомогательные инструменты и приспособления.

Скважинные механические фиксаторы типа ФГМ (рисунок 13) предназначены для определения местонахождения муфтовых соединений эксплуатационной колонны в скважине.

Рисунок 13. Скважинный механический фиксатор типа ФГМ

Фиксатор состоит из корпуса, узла фиксации, узла центрирования и патрубка с ловушкой.

Корпус 1 - основная деталь фиксатора изготовлен в виде ствола с приваренными к нему наконечниками и ребрами. Резьба в верхней части корпуса, служит для присоединения к колонне заливочных труб.

Узел фиксации состоит из трех защелок 3 подпружинных консольными пружинами и закрепленных в прорезях корпуса пальцем 4 и штифтом 5, а также поршня 6, закрепленного в корпусе установочным винтом 8.

Узел центрирования представляет собой три центрирующие пружины 9, закрепленные в корпусе.

Патрубок с муфтой и ловушкой 7, соединяемый с нижним концом корпуса при помощи резьбы, служит для создания цементного забоя и улавливания поршня с целью повторного использования.

Универсальная печать типа ПУ2 (рисунок 14) предназначена для определения по оттиску, полученному на её алюминиевой оболочке, положения верхнего конца объектов, оставшихся в скважине вследствие аварий. Основными узлами печати являются корпус с деталями для получения оттиска предметов и зажимное устройство. На утолщение в нижней части корпуса 2 надевается резиновый стакан 8, который прикреплен к корпусу четырьмя винтами 7. На резиновый стакан, в свою очередь, надевается алюминиевая оболочка 6, «перья» которой загибаются на кольцевой заплечик корпуса. На средней (цилиндрической) части корпуса установлен направляющий винт 4 и нарезана трапецеидальная резьба. По винту и резьбе движется зажимное устройство, при помощи которого зажимаются «перья» алюминиевой оболочки.

Рисунок 14. Универсальная печать типа ПУ2

Зажимное устройство состоит из нажимной втулки 5 и нажимной гайки 3. На верхнюю часть корпуса навинчивается переводник 1 с замковой резьбой бурильных труб для присоединения к колонне труб, на которых печать спускается в скважину. Печать в собранном виде медленно спускают в скважину на бурильных трубах. При необходимости спуск производят с промывкой, печать устанавливают в скважине на верхнем конце объекта. Нагрузка для получения отпечатка не должна превышать 20 кН.

Скважинный пробойник для насосно-компрессорных труб типа «ОСА» (рисунок 15) - высокоэффективный инструмент для ремонта скважин предназначен:

- для сообщения полости труб с забоем скважины путем пробивки стенки НКТ без использования в подземном оборудовании дополнительных устройств, таких как разрушаемые болты и диафрагмы, управляемые и съемные клапаны и др.;

- для резки прихваченной в скважине колонны НКТ.

Инструмент выпускается в двух модификациях:

- свободного сбрасывания с приводом от столба жидкости;

- опускаемый на штангах.

В трубу НКТ сбрасывается или опускается на штангах инструмент. После достижения необходимого интервала из корпуса инструмента выходит жало и после пробивки отверстия в НКТ автоматически утапливается в корпусе (рисунок 15).

Рисунок 15. Скважинный пробойник для насосно-компрессорных труб типа «ОСА»

При спуске инструмента на штангах возможно пробивание множества отверстий в одном сечении - т.е. осуществляется резка труб.

Установки насосные

При проведении различных технологических операций в нефтяных и газовых скважинах, включая цементирование, гидравлический разрыв пластов, кислотную обработку, промывку песчаных пробок и другие промывочно?продавочные работы, применяются насосные установки, которые обеспечивают выполнение вышеперечисленных работ.

Агрегат насосный цементировочный АНД 320 (рисунок 16) (АНД 320У) предназначен для нагнетания рабочих жидкостей при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ на нефтяных и газовых скважинах.

Рисунок 16. Агрегат насосный цементировочный АНД 320.

Насосная установка УНТ1-100ґ250 (рисунок 17) смонтирована на базе трактора Т?130МГ, состоит из насоса, коробки отбора мощности, коробки передач, цепного редуктора, манифольда, вспомогательного трубопровода, системы управления, обогрева и продувки.



Рисунок 17. Насосная установка УНТ 1-100ґ250:

1 - гусеничная транспортная база трактора Т-130МГ; 2 - обогрев; 3 - продувка; 4 - насос; 5 ? манифольд; 6 - цепной редуктор.

Насосные установки УН1-100ґ200 и УНБ1-100ґ250 (рисунок 18) состоят из насоса, коробки отбора мощности, карданного вала, манифольда и вспомогательного трубопровода.

Рисунок 18. Насосная установка УНБ1-100ґ250:

1 - шасси автомобиля УРАЛ-4320; 2 - мерный бак; 3 - насос Н5-160; 4 - манифольд; 5 ? вспомогательный трубопровод; 6 - рама

Привод насоса от тягового двигателя автомобиля через односкоростную коробку отбора мощности и карданный вал.

Установка насосная передвижная УНБ-160ґ32 предназначена для нагнетания различных жидких сред при цементировании, освоении и капитальном ремонте скважин, а также при проведении других промывочно-продавочных работ в нефтегазоперерабатыващей промышленности и других отраслях в условиях умеренного и холодного микроклиматических районов.



6. Методы воздействия на призабойную зону пласта

Дополнительный приток нефти в скважины, а следовательно, и дополнительный дебит обеспечивают применение методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. На окончательной стадии бурения скважины глинистый раствор может проникать в поры и капилляры призабойной зоны пласта, снижая ее проницаемость. Снижение проницаемости этой зоны, загрязнение ее возможно и в процессе эксплуатации скважины. Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счет применения различных методов:

· химических (кислотные обработки),

· механических (гидравлический разрыв пласта и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов),

· тепловых (паротепловая обработка, электропрогрев) и их комбинированием.

Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз.

Гидропескоструйная перфорация скважин - применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом при кислотной обработке скважины и других методах воздействия. Метод основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у скважины.

Виброобработка забоев скважин заключается в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. При этом повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

Торпедирование скважин состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин.

Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том случае, если добываемая нефть содержит смолу или парафин. Существует несколько видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину горячих жидкостей; паротепловая обработка.

Термокислотную обработку скважин применяют на месторождениях нефтей с большим содержанием парафина. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для расплавления осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку.



7. Сбор и подготовка скважинной продукции

7.1 Система сбора нефти на месторождении

Система сбора нефти представляет собой комплексную разветвленную сеть из трубопроводов. Трубопроводы прокладывают либо поверх земли, на которой найдено месторождение, либо под землей. В некоторых случаях система может быть проложена даже под водой, особенно актуально это для морских местонахождений нефти. Система трубопроводов всегда имеет разный размер и протяженность, в зависимости от месторождения нефти. Перед использованием трубопроводы обязательно рассчитывают на устойчивость к механическим нагрузкам и пропускную способность. Диапазон диаметров также различен, он колеблется от 100 до 1020 мм.

...