Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ

УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

“УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ”

Кафедра “Разработка и эксплуатация нефтяных и газонефтяных месторождений”

ОТЧЕТ

ПО ОЗНАКОМИТЕЛЬНОЙ ПРАКТИКЕ

Выполнил: студент гр. ГРз-17-01 А.В. Кондратенко

Проверил: доцент, кандидат наук А.В. Лысенков

Уфа 2019



Оглавление

• бурение нефтяной скважина пласт
• Введение
• Общая характеристика района деятельности УБР. Организационная структура УБР
• Технология и техника бурения нефтяных скважин
• Конструкция скважин. Спуск обсадных колонн и крепление скважин
• Вызов притока и освоение скважинэ

Методы и способы вызова притока и освоения скважин

Способы эксплуатация нефтяных скважин

• Методы обработки призабойной зоны скважин и повышения нефтеотдачи пластов
• Подземный и капитальный ремонт скважин
• Промысловый сбор и подготовка нефти и газа. Объекты поддержания пластового давления и их эксплуатация
• Теоретические основы поддержания пластового давления
• Заключение
• Список использованной литературы



Введение

Первая учебная практика направлена на то, чтобы студенты ознакомились со своей будущей профессией, осознали сложность и важность изучаемой профессии. Цель учебной (ознакомительной) практики - общее ознакомление с нефтяной и газодобывающей промышленностью, её организацией, техникой, технологией. Благодаря выездным практикам мне удалось увидеть все своими глазами, понять принципы работы многих установок.

Практика позволила изучить много новых вопросов и закрепить те вопросы, которые нам преподавали в течение нашего первого курса: бурение и устройство нефтяных скважин, разные способы добычи нефти, гидродинамические исследования скважин и пластов, ремонты скважин, сбор и подготовка скважинной продукции и другое. Все эти вопросы отражены в отчете по первой ознакомительной практике. Безусловно, это необходимо как для понимания будущей профессии, так и для лучшего усвоения общеинженерных дисциплин, которые предстоит изучить на следующих курсах. Важной задачей практики является также получение определенных практических знаний, способствующих лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения.



Общая характеристика района деятельности УБР. Организационная структура УБР

Строительство нефтяных и газовых скважин осуществляется буровыми предприятиями, имеющими различную организационно-правовую форму и разную степень автономности в структуре нефтегазодобывающих компаний. Существует традиционное наименование бурового предприятия: “Управление буровых работ” (УБР).

УБР представляет собой сложную технико-экономическую систему и состоит из большого числа элементов (техники, оборудования, технологических процессов и приемов, коллективов людей, зданий, сооружений и др.), функционирующих в тесном взаимодействии для достижения общей цели при наличии внешних и внутренних случайных возмущений.

Характерными особенностями УБР являются:

- наличие целей функционирования, определяющих ее назначение;

- наличие управления, представляющего собой целенаправленное воздействие на систему;

- наличие иерархической структуры, состоящей из нескольких уровней подсистем в соответствии с их взаимоотношением;

- наличие процесса функционирования, заключающегося в обмене материалами и информационными потоками в подсистемах.

Основной целью функционирования УБР является создание новых основных производственных фондов - скважин.

Строительство нефтяных и газовых скважин - сложный многостадийный процесс, включающий строительство дорог, водоводов, линий электропередач и связи, транспортирование и монтаж бурового оборудования и сооружений, бурение и крепление ствола скважины, испытание продуктивных пластов и т.д. Реализация этих этапов, часто взаимосвязанных осуществляется посредством вспомогательных, обслуживающих и управленческих процессов, которые являются базой для формирования производственной структуры УБР.

К структурным подразделениям основного производства относятся: центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС); районные инженерно-технологические службы (РИТС); вышкомонтажный цех (ВМЦ) или контора (ВМК); цех опробования скважин (ЦОС) или контора (КОС).

К структурным подразделениям вспомогательного производства относятся: цех крепления скважин (ЦКС) или тампонажная контора (ТК); база производственного обслуживания (БПО), состоящая из прокатно-ремонтных цехов бурового оборудования (ПРЦБО), электроснабжения (ПРЦЭЭ), турбобуров и труб (ПРЦТТ), цеха пароводоснабжения (ЦПВС); цеха промывочной жидкости (ЦПЖ), цеха автоматизации производства (ЦАП).

К непромышленным хозяйствам относятся: автотранспортная контора (АТК), строительно-монтажное управление (СМУ) или ремонтно-строительный участок (РСУ), жилищно-коммунальная контора (ЖКК), учебно-курсовой комбинат (УКК) и ряд других подразделений.

Основное производство охватывает процессы, непосредственно связанные с изготовлением целевой продукции. Вспомогательное производство обеспечивает нормальные условия для бесперебойного выпуска продукции подразделениями основного производства.



Рис. 1. Производственная структура бурового предприятия

Технология и техника бурения нефтяных скважин

Процесс бурения нефтяных скважин

Бурением называется воздействие спецтехники на почвенные слои, в результате чего в земле образуется скважина, через которую будут добывать ценные ресурсы. Процесс бурения нефтяных скважин осуществляется по разным направлениям работы, которые зависят от расположения почвенного или горного пласта: оно может быть горизонтальным, вертикальным либо наклонным.

В результате работы в земле образуется цилиндрическая пустота в виде прямого ствола, или скважина. Ее диаметр может быть различным в зависимости от назначения, но он всегда меньше параметра длины. Начало скважины расположено на поверхности почвы. Стены называются стволом, а дно скважины - забоем.

Технология бурения. Наиболее распространен механический способ бурения, он осуществляется ударным, вращательным и ударно-вращательным способами бурения. При ударном способе бурения разрушение горных пород происходит за счет ударов породоразрушающего инструмента по забою скважины. Разрушение горных пород за счет вращения прижатого к забою породоразрушающего инструмента (долото, коронка), называется вращательным способом бурения.

При бурении нефтяных и газовых скважин в России применяют исключительно вращательный способ бурения. При использовании вращательного способа бурения скважина высверливается вращающимся долотом, при этом разбуренные частицы породы в процессе бурения выносятся на поверхность непрерывно циркулирующей струей бурового раствора или нагнетаемым в скважину воздухом или газом. В зависимости от местонахождения двигателя вращательное бурение разделяют на роторное бурение и бурение турбобуром. При роторном бурении - вращатель (ротор) находится на поверхности, приводя во вращение долото на забое при помощи колонны бурильных труб, частота вращения 20-200 об/мин. При бурении с забойным двигателем (турбобур, винтовой бур или электробур) - крутящий момент передается от забойного двигателя, устанавливаемого над долотом.

Процесс бурения состоит из следующих основных операций: спускбурильных труб с долотом в скважину до забоя и подъем бурильных труб с отработанным долотом из скважины и работы долота на забое.

На рисунке 3 представлена технологическая схема буровой установки.



Рис. 2. Схема буровой установки для вращательного бурения

Буровая установка представляет собой комплекс машин и механизмов,

предназначенных для бурения и крепления скважин. Буровой процесс сопровождается спуском и подъемом бурильной колонны, а также поддержанием ее на весу. Для уменьшения нагрузки на канат и снижения мощности двигателей применяют подъемное оборудование, состоящее из вышки, буровой лебедки и талевой системы. Талевая система состоит из неподвижной части кронблока, устанавливаемого наверху фонаря вышки и подвижной части талевого блока, талевого каната, крюка и штропов. Талевая система предназначена для преобразования вращательного движения барабана лебедки впоступательное перемещение крюка. Буровая вышка предназначена для подъема и спуска бурильной колонны и обсадных труб в скважину, а также для удержания на весу бурильной колонны во время бурения и равномерной ее подачи и размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования. Спускоподъемные операции осуществляется с помощью бурильной лебедки. Буровая лебедка состоит из основания, на которой закреплены валы лебедки и соединены между собой зубчатыми передачами, все валы соединены с редуктором, а редуктор в свою очередь соединен с двигателем.

Бурильная колонная соединяет буровое долото (породоразрушающий инструмент) с наземным оборудованием, т. е. буровой установкой. Верхняя труба в колонне бурильных труб квадратного сечения, она может быть шестигранной или желобчатой. Ведущая труба проходит через отверстие стола ротора. Ротор помещают в центре буровой вышки. Ведущая труба верхним концом соединяется с вертлюгом, предназначенного для обеспечения вращения бурильной колонны, подвешенной на крюке и подачи через нее промывочной жидкости. Нижняя часть вертлюга соединяется с ведущей трубой, и может вращаться вместе с колонной бурильных труб. Верхняя часть вертлюга всегда неподвижна.

Технология проведения бурового процесс. К отверстию неподвижной части вертлюга 19 присоединяется гибкий шланг 5, через который закачивается в скважину промывочная жидкость при помощи буровых насосов 8. Промывочная жидкость проходит по всей длине бурильнойколонны 13 и поступает в гидравлический забойный двигатель 14, что приводит вал двигателя во вращение, а затем жидкость поступает в долото 15.

Выходя из отверстий долота жидкость, промывает забой, подхватывает частицыразбуренной породы и вместе с ними через кольцевое пространство между стенками скважины и бурильными трубами поднимается наверх и направляетсяв прием насосов. На поверхности буровой раствор очищается от разбуренной породы, с помощью специального оборудования, после чего вновь подается в скважину.

Существующие виды буровых долот можно разделить в зависимости от назначения, исполнения и разрушения породы. По назначению долота бывают сплошными (которые предназначены для разрушения скважины по периметру всего забоя), с отбором керна (центральная часть забоя оставляется, порода разрушается не до конца) и особых предназначений (фрезер, расширитель и т. д.). По исполнению существуют долота лопастного типа, шарошечного, ступенчатого, пикообразного.

Рис. 3. Виды лопастных долот

Буровые долота по воздействию делят на режуще-скалывающие, дробяще-скалывающие, режуще-истирающие. Первое название носит лопастное буровое долото, второе - шарошечное, третье - алмазное. Каждый из вышеперечисленных видов имеет свое применение и индивидуальные характеристики. Однако задача у них одна - пробурить скважину на необходимую глубину. Сделать долото своими руками почти невозможно, так как требуются детали, которые закрепляются на производственных предприятиях. Рекомендуется приобретать долота в комплекте с буровыми установками, чтобы обеспечить высокое качество работы.

Лопастные долота. Принцип работы такого приспособления основывается на скалывании и срезании горных пород. Буровое долото лопастного типа можно сделать своими руками. Для этого вам нужно придерживаться несложной схемы: свариваете мягкую сталь с наплавкой твердоплавкого типа режущих кромок. Второй вариант самодельного устройства: основная часть детали варится из мягкой стали, а вторая - из зубильных лезвий. Инструмента вам много не понадобится - нужен только сварочный аппарат. Однако если у вас нет опыта работы с подобным приспособлением, то лучше доверить дело специалисту.

Рис. 4. Схема трехлопастного долота.

Лопастные долота используются для мягкой породы или рыхлой. У них достаточно преимуществ перед другими видами буровых устройств, но есть один недостаток: чем глубже проникает буровое долото в землю, тем больше уменьшается диаметр ствола.

Использование долота данного вида предусматривает обязательную обработку скважины. Лопастное оборудование режущего типа применяется для бурения скважин геологоразведочных на небольшие глубины. Долота рассматриваемого вида не годны к глубинам более 50 м, предназначены они исключительно для почвы мягкой породы.

Шарошечные долота. Этот вид долота обуславливается скалыванием и дроблением породы. Предназначено такое устройство для бурения скважин с целью добычи газа или нефти. Оборудование выглядит так: комбинация сложного типа с вращающимися зубьями разных размеров.

Используются долота шарошечного вида для бурильных работ всех уровней твердости породы. Благодаря этому универсальному свойству, имеют широкое применение. Своими руками сделать такую установку невозможно, рекомендуется приобрести.

Данное оборудование содержит инструмент вращательного бурения с наличием карьерных станков и шарошки, которая имеет зубья различной длины и конфигурации. В нее могут быть впрессованы штыри на основе твердого сплава. Карбид вольфрама (из которого сделаны зубья) способен разрушить любую горную породу, от самой мягкой до твердой.

По технологии и конструкции это оборудование отличается сложностью изготовления. Они бывают одно- двух- трех- четырехшарошечное.

Особенности конструктивных параметров:

1. Ось шарошек и их вершины относительны оси долота.

2. Угол наклона оси шарошки определяется осью устройства.

3. Количество конусов на шарошках.

4. Месторасположение зубьев венца.

5. Своеобразие геометрических параметров элементов долота.

Данный тип оборудования применим к бурению геологоразведочных скважин и скважин для взрывания. Особенно необходим он для разрушения крепких пород.

Бурильное долото шарошечного типа считается неотъемлемым элементом буровых работ. В России стал популярен благодаря быстрому и эффективному бурению скважин для нефти и газа.

С помощью шарошек, которые сделаны из твердой стали или сплава, разрушаются крепкие горные породы. Они вращаются, закрепленные на опорах долота, а вместе с ними вращается и само оборудование, прижимаясь при этом к забою.

Конструкция скважин. Спуск обсадных колонн и крепление скважин

Элементы конструкции скважин приведены на рисунок 10. Начальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2.

Рис. 5. Конструкция скважины: 1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна.

Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором II.

Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.

Процесс цементирования начинается с приготовления цементного раствора с помощью цементно-смесительных машин и цементировочных агрегатов, потом закачивается в обсадную колонну и вытесняется в заколонное пространство. Цементирование (тампонирование) скважин повышает герметичность обсадной колонны и предотвращает сообщение между пластами, дневной поверхностью или зоной перфорации. Герметичность скважины обеспечивается контактированием колонны обсадных труб и стенки скважины с тампонажным раствором низкой водоотдачи, затвердевающим в безусадочный камень. Для осуществления процесса крепления и цементирования применяются заколонная оснастка и колонная оснастка.

Для извлечения из пластов нефти и газа применяют различные методы вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают (перфорируют) ряд отверстий 4 в стенке обсадных труб и цементной оболочке.

В устойчивых породах призабойную зону скважины оборудуют различными фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли продуктивного пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины.

Вызов притока и освоение скважин

Вызов притока - технологический процесс снижения противодавления на забое простаивающей скважины, ликвидации репрессии на пласт и создания депрессии, под действием которой начинается течение флюида из пласта в скважину.

Освоение скважины - комплекс технологических и организационных мероприятий, направленных на перевод простаивающей по той или иной причине скважины в разряд действующих.

Основной целью вызова притока и освоения является снижение противодавления на забое скважины, заполненной специальной жидкостью глушения, и искусственное восстановление или улучшение фильтрационных характеристик призабойной зоны для получения соответствующего дебита или приемистости.

Критерии выбора метода вызова притока

Так как возможности и техническая реализация известных методов вызова притока и освоения существенно различаются, выбор наилучшего для конкретных условий зависит от следующих критериев:

1. Величина пластового давления:

o с нормальным пластовым давлением (давление равно гидростатическому, вычисленному при плотности воды с_в = 1000 кг/м³);

o с пониженным пластовым давлением (давление ниже гидростатического) или с аномально низким пластовым давлением;

o с повышенным пластовым давлением (давление выше гидростатического) или с аномально высоким пластовым давлением.

При выборе метода вызова притока скважин, вскрывших залежи с АНПД или АВПД, указанный критерий следует рассматривать как определяющий.

2. Коэффициент проницаемости призабойной зоны скважины, насыщенной различными флюидами:

o с низкой проницаемостью;

o с хорошей проницаемостью.

При этом необходимо учитывать изменение проницаемости в течение всего периода времени от первичного вскрытия до начала вызова притока.

3. Механическая прочность коллектора:

o рыхлые, слабосцементированные породы;

o крепкие, хорошосцементированные породы.

4. Фильтрационные характеристики призабойной зоны (коэффициенты подвижности k / м и гидропроводности kh / м).

5. Имеющиеся в распоряжении технические средства снижения забойного давления.

Учет вышеприведенных основных критериев при выборе метода вызова притока позволит получить наилучший технико-экономический эффект.



Методы и способы вызова притока и освоения сквважин

Известна следующая классификация методов вызова притока и освоения скважин:

I. Метод облегчения столба жидкости в скважине (жидкости глушения).

II. Метод понижения уровня.

III. Метод “мгновенной” депрессии.

Общая характеристика методов вызова притока и освоения сводится к рассмотрению изменения забойного давления в функции времени, а условия эффективного применения определяются совокупностью параметров, отражающих геологические, технологические, технические и организационные факторы с учетом известных критериев.

Метод облегчения столба жидкости в скважине

Реализуется различными способами, но наибольшее распространение получили промывки. При промывке скважины в период времени 0 - t₁ (достижение уровнем раздела жидкостей башмака НКТ) возникает 1 фаза - фаза роста поглощения пластом жидкости глушения. Вследствие этого происходит дополнительное изменение фильтрационных характеристик ПЗС. Именно поэтому выбору жидкости глушения должно уделяться особое внимание, исходя из требования сохранения фильтрационных характеристик ПЗС. В период времени t₁ - t₂ (2 фаза снижения поглощения) объем поглощаемой пластом жидкости снижается. Таким образом, в период времени 0 - t₂ жидкость глушения поглощается пластом, а объем поглощенной жидкости V_погл в этот период можно рассчитать, зная коэффициент приемистости K_пр, величину пластового давления P_пл и характер изменения забойного давления P_заб(t), то есть:

В период времени t > t₂ реализуется 3 фаза - фаза притока жидкости из пласта за счет создания депрессии ДP.

Известны следуюшие способы реализации метода облегчения столба жидкости в скважине:

· промывки (прямая, обратная, комбинированная; промывки осуществляются различными жидкостями);

· закачка газообразного агента (газлифт);

· с помощью струйных аппаратов;

· с применением двухфазных пен;

· пенами с использованием эжекторов;

Метод понижения уровня

Особенностью данного метода является отсутствие первой фазы, что делает его предпочтительнее, благодаря меньшему “загрязнению” ПЗС в период вызова притока.

К методу понижения уровня относятся:

· тартание желонкой;

· свабирование;

· с помощью воздушной подушки;

· с использованием пусковых клапанов;

· поинтервальное снижение уровня в скважине;

· применение газообразных агентов;

· понижение уровня глубинным насосом.

Тартание желонкой - не только способ вызова притока и освоения, но и исторический способ эксплуатации скважин с очень низкими пластовыми давлениями. Осуществляется желонкой, представляющей собой отрезок толстостенной трубы (как правило, бурильной), в нижней части которой имеется обратный клапан. Спускается в скважину на канате с помощью лебедки. Так как объем желонки невелик, то процесс вызова притока тартанием достаточно медленный. Работа проводится при открытом устье, что представляет определенную опасность, особенно при фонтанных проявлениях. Спуск желонки, как правило, проводится в обсадную колонну.

Метод “мгновенной” депрессии

Особенностью данного метода является кратковременность второй фазы (t₁ - t₂)

К методу “мгновенной” депрессии относятся:

· способ падающей пробки;

· задавка жидкости глушения в пласт.

Способ падающей пробки - суть его заключается в том, что колонна НКТ, спускаемая в скважину, в нижней части закрывается специальной пробкой, изготовленной из нефтерастворимого материала. Под действием собственного веса колонна НКТ спускается в скважину до определенной глубины, определяемой из равенства сил сопротивлений и собственного веса колонны. При необходимости увеличения глубины спуска колонны НКТ в нее с поверхности заливается определенное количество воды, удерживаемое в НКТ за счет пробки. При спуске колонны до расчетной глубины внутрь НКТ сбрасывается тяжелый предмет, который выбивает пробку. Так как столб воды в НКТ существенно меньше столба жидкости глушения в скважине, после падения пробки у башмака НКТ возникает достаточно большой перепад давлений, под действием которого жидкость глушения из скважины перетекает в НКТ, приводя к быстрому снижению забойного давления и вызову притока.

Задавка жидкости глушения в пласт - при этом вся или большая часть жидкости глушения залавливается в пласт за счет подключения компрессора, давление которого воздействует на уровень жидкости глушения. Когда расчетный объем жидкости глушения поглощен пластом, компрессор отключается и давление в газонаполненной части скважины резко снижается (стравливание давления газа в атмосферу). При этом существенно снижается и забойное давление, провоцируя поступление флюидов из пласта в скважину.

Способы эксплуатация нефтяных скважин

Извлечение нефти из скважин производится либо за счёт естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путём использования одного из нескольких механизированных способов подъёма жидкости. Обычно в начальной стадии разработки месторождений преобладает фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ добычи. К механизированным способам относятся: газлифтный или эрлифтный, и глубинно-насосный (с помощью штанговых, погружных электроцентробежных, гидропоршневых н винтовых насосов). Штанговые глубинно-насосные скважины составляют до 50% всех эксплуатируемых скважин, 15,0% фонтанные, 12% скважины с погружными электроцентробежными насосами, 30% газлифтные скважины. Развивающимися способами эксплуатации скважин являются газлифтный, и способ, использующий погружные электроцентробежные насосы, который позволяет отбирать из скважин большое кoличecтвo жидкости (воды и нефти). В США 8% скважин эксплуатируются фонтанным способом и 92% - механизированным. На месторождениях нефти Ближнего Востока большая часть скважин эксплуатируется фонтанным способом.

Нефть на нефтяных месторождениях находится в тонких каналах - капиллярах - продуктивных пластах под давлением, которое называют пластовым. Причины наличия в пластах пластового давления связаны большей частью с давлением воды, а также и газа, которые контактируют с нефтью (воднонефтевые и газонефтевые контакты), а также с упругим сжатием горных пород пластов: силами гравитации.

Начальное пластовое давление при отсутствии отбора нефти из буровой скважины (при закрытой буровой скважине) можно определить как гидростатическое по формуле

P_пл = сgh,

где с - плотность жидкости; g - ускорение свободного падения; h -глубина залегания пласта.

Когда из буровой скважины отбирают нефть, давление на забое снижается, а разность давлений Р_пл. - Р_заб. - является движущей силой, которая обеспечивает приток нефти в буровую скважину.

При этом на устье скважины будет определенное давление, которое называется устьевым Р_у .

Тогда



Р_заб. - Р_у = сgh

Следует отметить, что разность между пластовым Р_пл и забойным Р_заб. давлениями называется депрессией буровой скважины. Поэтому, чем выше депрессия, тем больше приток нефти на забой буровой скважины.

Выбор способа эксплуатации нефтяных буровых скважин в первую очередь определяется пластовым давлением Р. Если пластовое давление достаточное для подъема столба жидкости (нефти с растворенным газом и водой) на поверхность с некоторым избыточным давлением, то тогда используют фонтанный способ эксплуатации нефтяных буровых скважин.

При фонтанном способена колонную головку буровой скважины монтируют фонтанную арматуру - "елку". Фонтанная арматура получила такое название за сходство ее контура с елкой. Фонтанная арматура предназначена для контроля и регулирования режима эксплуатации фонтанной буровой скважины. Ветви "елки" соединяют с трубопроводами промысла. Задвижки, установленные на ветках фонтанной "елки", дают возможность направить поток нефти из буровых скважин в одну или другую линию промышленного трубопровода. При необходимости можно перекрыть подачу нефти из буровой скважины.

Во время фонтанной эксплуатации необходимо обеспечить сохранение дебита на всем периоде. Наиболее частая причина изменения режима эксплуатации - уменьшение проходного сечения фонтанных труб из-за отложения парафина на их внутренней поверхности. На некоторых месторождениях содержание парафина в нефти составляет 3%. В условиях пластового давления парафин растворен в нефти. В процессе добычи парафин вследствие снижения давления выделяется из нефти и откладывается на стенках внутренней поверхности труб, сужает их и, если не принять меры, полностью закупоривает. Для устранения этого явления используют тепловое действие водяного пара или механические скребки. В затрубное пространство закачивают водяной пар, при прохождении которого отложения твердого парафина на стенках труб расплавляются и выносятся с потоком нефти на поверхность. Скребки, опущенные в колонну, срезают парафин со стенок труб и поток нефти выносит его на поверхность. Наиболее эффективно предотвращают отложения парафина нанесенные на внутреннюю поверхность труб стекло, лак или эмаль.

Если уровень пластового давления уже недостаточен для поднятия нефти на поверхность, переходят к механизированным способам добычи - газлифтному и насосному.

Газлифтную эксплуатациюосуществляют путем закачки в буровую скважину газа или воздуха. В первом случае метод эксплуатации называется газлифтным, а во втором - эрлифтным. Газ с поверхности подают под давлением вследствие его сжатия специальными газлифтными компрессорными станциями. Такой способ называют компрессорным. Если газ подают в нефтяную буровую скважину из газовых пластов под давлением без его дополнительной компрессии, то такой способ называют бескомпрессорным. В практике добычи нефти большей частью используют газлифтный способ, поскольку при подаче воздуха в буровую скважину возможное окисление нефти и ухудшение ее свойств.

В однорядномгазлифтном подъемнике в буровую скважину опускают только одну колонну труб, по которой газожидкостная смесь поднимается из буровой скважины на поверхность. Однорядный подъемник отличается от двухрядного меньшей металлоемкостью, но при этом не обеспечивается вынос песка и жидкости из забоя буровой скважины. Его применяют на буровых скважинах, которые эксплуатируются без воды и выноса песка.

В двухрядномподъемнике вынос газожидкостной смеси проходит через внутреннюю трубу меньшего диаметра. За счет этого возрастает скорость подъема газожидкостной смеси и улучшаются условия для выноса из скважины воды и песка. При этом, двухрядный подъемник работает с меньшей пульсацией рабочего давления и сжатия жидкости, что, в свою очередь, снижает затрату рабочего агента - газа.

Насосный способдобычи нефти применяют при прекращении фонтанирования буровой скважины и снижении уровня нефти в буровой скважине, когда использование газлифтного способа неэкономично. При насосной эксплуатации поднимают жидкость насосами, опущенными в буровую скважину ниже динамического уровня. Для этого используют погружные штанговые плунжерные и безштанговые центробежные электронасосы, опускаемые в буровую скважину ниже динамического уровня жидкости (на 5-6 м).

Рис. 6. Штанговая насосная установка:

1 - штанговый насос; 2 - штанги; 3 - тройник; 4 - головка качели; 5 - балансир; 6 - кривошипно-шатунный механизм; 7 - электродвигатель; 8 - обсадная труба; 9 - нагнетательный клапан; 10 - плунжер; 11 - цилиндр; 12 - всасывающий клапан

Штанговый скважный насосработает таким образом. Во время движения плунжера вместе с колонной штанг вверх в цилиндре под плунжером создается разрежение. Всасывающий клапан под давлением нефти, которая находится в буровой скважине, приоткрывается и нефть проходит в пустоту цилиндра Во время движения плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а при сжатии жидкости приоткрывается нагнетательный клапан и порция жидкости попадает из плунжера в колонну насосно-компрессорных труб. Такие циклы работы насоса беспрерывно повторяются и нефть по колонне насосно-компрессорных труб за счет давления, которое создает насос, поступает на поверхность земли. Плунжер штангового скважинного насоса осуществляет от 5 до 15 циклов в минуту.

Методы обработки призабойной зоны скважин и повышения нефтеотдачи пластов

Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляются через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) - область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся - при закачке. Здесь скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине.

Все методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые.

От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине.

Очень важно сохранить ПЗС в таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗС, была бы достаточно мала как при отборе жидкости из пласта, так и при нагнетании в пласт. Само бурение скважины уже вносит изменения в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Перфорация обсадной колонны сопровождается кратковременным воздействием на ПЗС ударных волн различных частот, которые воздействуют на кристаллы, слагающие породу, и вызывают пьезоэлектрический эффект на гранях этих кристаллов. Возникающее электрическое поле, в зависимости от его полярности, интенсивности и продолжительности существования, может либо тормозить, либо способствовать фильтрации, влиять на формирование аномальных жидкостных слоев на границе с поверхностью пор пласта.

В процессе добычи нефти вся извлекаемая пластовая жидкость - нефть, вода и газ - проходит через призабойные зоны добывающих скважин и вся нагнетаемая в пласты вода - через ПЗС нагнетательных скважин.

Эти процессы происходят при температурах и давлениях, отличных от тех, при которых эти жидкости (или газы) были первоначально на поверхности или в пласте.

В результате в ПЗС, могут откладываться как различные углеводородные компоненты (смолы, асфальтены, парафины и ДР.), Так и различные соли, выпадающие из растворов в результате нарушения термодинамического равновесия.

Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на ПЗС для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.

Методы воздействия на ПЗС

Все методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые.

1. Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения и др. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка.

2. Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится ГРП.

3. Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых пли очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями.

Существуют разновидности методов воздействия на ПЗС, которые сочетают характерные особенности перечисленных трех основных. Например, термокислотная обработка скважин сочетает в себе как химическое воздействие на породу пласта, так и тепловое воздействие в результате выделения большого количества теплоты при химической реакции со специально вводимыми веществами и т. д.

Таким образом, выбор метода воздействия основывается на тщательном изучении термодинамических условий и состояния ПЗС, состава пород и жидкостей.

Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) подразделяется на 2 группы:

1. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, включают в себя различные методы интенсификации притока жидкости и скважине и их комбинации:

· Гидравлический разрыв пласта (ГРП), Газодинамический разрыв пласта (ГДРП);

· Щелевая разгрузка прискважинной зоны продуктивного пласта;

· Реагентная обработка скважин;

· Технология акустической обработки скважин;

· Технология электрогидравлической обработки скважин (ЭГУ);

· Азотно-импульсная обработка;

· Объемное волновое воздействие на месторождение;

· Виброволновое воздействие на породы продуктивного пласта;

· Технология электрической обработки скважин;

· Реагентно-гидроимпульсно-виброструйная обработка;

2. Третичные методы увеличения нефтеотдачи:

· Физико-химические методы (заводнение с применением поверхностно-активных веществ, полимерное заводнение, мицеллярное заводнение и т.п.);

· Газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов);

· Тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций);

· Микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).

Под термином “современные МУН” понимаются технологии, связанные с тепловым, газовым, химическим, микробиологическим воздействием на пласты.

До сих пор предпочтение отдается тепловым и газовым методам, доля дополнительной добычи за счет применения которых превышает 95%.

Активизация применения третичных методов является актуальнейшей проблемой для будущего нефтяной отрасли России.

На нескольких месторождениях Татарстана и Западной Сибири начали использовать водогазовые методы воздействия, тепловые методы применяются в Коми на Усинском, Ярегском месторождениях, физико-химические методы - в Башкирии, Татарстане, проектируются опытные работы по термогазовому воздействию на пласты баженовской свиты в Западной Сибири. Это, наряду с другими факторами, положительно повлияло на динамику изменения среднего коэффициента нефтеотдачи в стране за последние годы. После многолетнего снижения до 2000 года, когда средний проектный КИН опустился до 0,30, величина этого показателя начала увеличиваться и сейчас в соответствии с балансом запасов составляет около 0,38, что находится на уровне других развитых нефтедобывающих стран.

В международной практике роль воспроизводства сырьевой базы нефтедобычи за счет внедрения современных методов увеличения нефтеотдачи на базе инновационных техники и технологий быстро растет и становится все более приоритетной.

Инновационному развитию нефтедобычи в таких странах как США, Канада, Норвегия, Китай, Индонезия и др. способствует создание специальных государственных программ промысловых испытаний и освоения современных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), а также экономические условия, побуждающие недропользователей активно участвовать в реализации этих программ.

К настоящему времени, благодаря такому инновационному развитию нефтедобычи, мировые доказанные извлекаемые запасы увеличились в 1,4 раза, т.е. на 65 млрд. т, а проектная нефтеотдача - до 50%, что в 1,6 раза больше, чем в России.

Одним из наиболее перспективных третичных методов является термогазовый метод увеличения нефтеотдачи:

За период 2004-2006 гг. добыча нефти в США за счет применения термогазового метода увеличилась в 4,34 раза, благодаря успешной реализации такой программы в США уже более 15 лет удается за счет постоянного роста нефтеотдачи поддерживать практически постоянный объем доказанных извлекаемых запасов нефти на уровне примерно 3-4 млрд.тонн, что обеспечивает стабильно высокий уровень добычи нефти.

В последние годы в ряде российских нефтяных компаний ведется работа по обоснованию и подготовке промысловых испытаний термогазового МУН в различных геолого-промысловых условиях, в том числе:

· ОАО “Сургутнефтегаз” (Ай-Пимское и Маслиховское месторождения Баженовской свиты);

· ОАО “РИТЭК” (Галяновское и Средне-Назымское месторождения Баженовской свиты);

· ОАО “Газпром нефть” (Приобское месторождение);

· ОАО “ Зарубежнефть” (залежи Центрально-Хоравейского поднятия с карбонатными и низкопроницаемыми коллекторами в Ненецком автономном округе и Висовое месторождение в ХМАО).

Термогазовый метод повышения нефтеотдачи (ТГВ) был впервые предложен в 1971 г. во ВНИИнефть. Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов.

В результате низкотемпературных окислительных реакций непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот, углекислый газ и ШФЛУ. Высокая эффективность достигается за счет реализации полного или частичного смешивающегося вытеснения.

Преимущества метода - использование недорогого агента, значительное увеличение нефтеотдачи пласта (по фактическим проектам зафиксировано увеличение нефтеотдачи до 60% и более):

· Закачка воздуха и его трансформация в эффективные вытесняющие агенты (углекислый газ, легкие углеводороды) за счет внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов;

· Использование природной энергетики пласта - повышенной пластовой температуры (свыше 60-70°С) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента;

· Активные самопроизвольные окислительные процессы могут идти при более низких температурах, так как реальные пласты содержат катализаторы (CuO, MnO2, Cr2O3, NiO, CoO и др.);

· Быстрое инициирование активных внутрипластовых окислительных процессов является одним из важнейших следствий использования энергетики пласта, интенсивность окислительных реакций довольно быстро возрастает с увеличением температуры и давления.

В течение 2007ч2011 рядом научных коллективов РТ производились экспериментальные стендовые исследования и опытные работы на экспериментальной скважине для обоснования и внедрения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) за счет активации природных нанокатализаторов содержащихся в пластовых водах нефтяных месторождений, в проточных химических реакторах (ПХР).

В процессе исследований были разработаны научные основы процессов происходящих в ПХР, технические и технологические параметры проточных химических реакторов, условия применения их на скважинах.

Подземный и капитальный ремонт скважин

Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины. При ремонтных работах скважины не дают продукции.

Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущий ремонт подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный. Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта. Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п. Межремонтный период работы скважин - это продолжительность фактической эксплуатации скважины от предыдущего ремонта до последующего. Эта продолжительность определяется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине.

Текущим ремонтом скважи (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а так же по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии).

В соответствии с Правилами ведения ремонтных работ в скважинах, введенными в действие с 01.11.97, к текущему ремонту относятся следующие работы: оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации); ввод фонтанных скважин; перевод скважин на другой вид эксплуатации; оптимизация режима эксплуатации; изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН; изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН; ремонт скважин оборудованных и многое другое. Выше приведенные работы выполняются бригадой текущего ремонта скважин, однако в промысловой практике их чаще называют бригадами подземного ремонта скважин, что не совсем правильно, так как подземный ремонт скважины включает в себя как текущий, так и капитальный ремонт, т.е. это понятие шире. Бригадами текущего ремонта скважин могут выполняться работы по устранению некоторых аварий (например, извлечение НКТ), не занимающих много времени. Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке. Данные работы выполняют бригады капитального ремонта скважин. Виды работ по КРС: ремонтно-изоляционные работы; отключение отдельных обводненных интервалов пласта; отключение отдельных пластов; исправление негерметичности цементного кольца; наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором; устранение негерметичности эксплуатационной колонны … Наряду с понятием текущий и капитальный ремонт скважины, введено понятие скважино-оперция по повышению нефтеотдачи пластов, также отнесенная к ремонтным работам в скважинах.

Скважино-оперцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов, направленныз на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи. Данными работами занимаются, как правило, бригады капитального ремонта скважины или другие специализированные бригады, входящие в состав Управления повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин (УПНП и КРС).



Промысловый сбор и подготовка нефти и газа. Объекты поддержания пластового давления и их эксплуатация

В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная.

При самотечной двухтрубной системе сбора (Рис. 7.) продукция скважин сначала разделяется при давлении 0.6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).

Рис. 7. Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора: 1 -- скважины; 2 -- сепаратор 1-й ступени; 3 -- регулятор давления типа "до себя"; 4 -- газопровод; 5 -- сепаратор 2-й ступени; 6 -- резервуары; 7 -- насос; 8 -- нефтепровод; УСП -- участковый сборный пункт; ЦСП -- центральный сборный пункт.

Самотечная двухтрубная система сбора в настоящее время существует только на старых промыслах.

Высоконапорная однотрубная система сбора (Рис. 8.) предложена в Грозненском нефтяном институте. Ее отличительной особенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6 ... 7 МПа) устьевых давлений.

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Рис. 8. Принципиальная схема высоконапорной однотрубной системы сбора: 1 -- скважины; 2 -- нефтегазопровод; 3 -- сепаратор 1-й ступени; 4 -- сепаратор 2-й ступени; 5 -- регулятор давления; 6 -- резервуары.

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90 % по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры.

Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.

Напорная система сбора (Рис. 9.), разработанная институтом Гипровостокнефть, предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более.

Рис. 9. Принципиальная схема напорной системы сбора: 1 -- скважины; 2 -- сепаратор 1-й ступени; 3 -- регулятор давления типа "до себя"; 4 -- газопровод; 5 -- насосы; 6 -- нефтепровод, 7 -- сепаратор 2-й ступени; 8 -- резервуар; ДНС -- дожимная насосная станция.

...