Отчет оп практике по бурению нефтяных и газовых месторождений

2 тип:

- кондуктор         D-426 мм L-до 400 м

- колонна 1         D-219 мм L-до 800 м

- колонна 2         D-168 мм L-до 800-1500 м

- используется фильтр

3 тип:

- направление    D-530 мм L-до 80 м

- кондуктор         D-426 мм L-до 500 м

- колонна            D-168 мм L-340-1550 м

- эксплуатационная колонна  перфорирована

В последнее время  применяется перфорация сеноманского пласта.

4 тип:

- кондуктор         D-426 мм L-до 500 м

- колонна            D-168 мм L-340-1550 м

- эксплуатационная колонна  перфорирована

Для подъема сеноманских  вод используют насосы ЭЦВ 10-120-100, УЭЦПК 16-3000-160. В ЦДНГ-6 (КНС-2) водозаборные скважины эксплуатируются фонтанным способом.

Сеноманские воды содержат растворенный газ и, возможно, повышенное содержание твердо взвешенных веществ. Для устранения этих проблем вода поступает в сепараторы, где и осаждается песок, а выделившийся газ поступает на факел. Очищенная вода из сепаратора самоизливом поступает на насосы КНС.

На установках УПН  происходит предварительная подготовка нефти, одним из направлений которой является сброс попутной воды. При закачке попутной воды сокращается потребление пресной, из-за остаточного содержания деэмульгатора улучшается нефтеотмывающая способность вод. Использование сточных вод имеет и ряд недостатков, в том числе это остаточное нефтесодержание. Очистку промысловых сточных вод от эмульгированной нефти и механических примесей проводят методом отстаивания и фильтрования. Подтоварная вода с УПСВ поступает в очистные резервуары. Здесь происходит окончательная очистка воды с последующей подачей ее на КНС.

 

Система водонагнетания состоит из нескольких подсистем: кустовые насосные станции и водоводы.

 

Кустовые насосные станции предназначены для нагнетания очищенной воды в продуктивные пласты. Число КНС, их расположение на месторождении, мощность устанавливаемых насосных агрегатов определяется на основании разработки месторождения и технико-экономических расчетов. В состав БКНС входят:

- насосная;

- насосные блоки;

- аппаратурные блоки;

- водораспределительная гребенка;

- распределительное устройство  РУ-6В.

Насосные и вспомогательные  блоки и оборудование стыкуются  между собой, образуя единое помещение. В НГДУ используются насосы ЦНС-180-1422 или ЦНС-180-1900 с производительностью 180 м³/час и развиваемым давлением нагнетания до 15 МПа и 20 МПа. Также в насосных блоках располагаются дренажные насосы (ЦНС-60-264)и маслосистема с насосами НМШ-8-25-6, 3/2,5 (Ш-5-25-36/4). В аппаратурных блоках размещается местная автоматика и телемеханика, предназначенная для контроля над технологическими параметрами работы насосов:

- давление жидкости  на приемном патрубке;

- давление нагнетания  агрегата;

- давление масла в  конце линии;

- температура подшипников,  гидропяты, масла в конце линии;

- утечка через сальники  насоса;

- неисправность электрозадвижки;

- защита по электрической  части,                       

Через водораспределительную  гребенку вода поступает в напорный коллектор на кусты скважин.

Распределительное устройство РУ-6 поставляет электроэнергию требуемого напряжения на БКНС.

Принцип работы БКНС заключается  в подаче подготовленной воды на центробежные насосы с последующим распределением на ВРГ и далее на кусты скважин.

 

Водоводы по своему назначению подразделяются на магистральные (низконапорные) и линейные (водоводы высокого давления). Магистральные водоводы подают воду от водозабора к кустовым насосным станциям. По линейным трубопроводам вода поступает от КНС к нагнетательным скважинам. Гидравлический расчет сводится к определению пропускной способности трубопроводов при известных объемах закачки и давлениях нагнетания.

Нагнетательные скважины. Их конструкция выбирается в соответствии с РД 5753490-009-98.

Направление до 30-60 метров. Тампонажный раствор поднимается  до устья. Допускается бурение под кондуктор без спуска направления, если отсутствует опасность размыва устья и гарантируется подъем цемента за кондуктором до устья.

 

Кондуктор. При выборе глубины спуска необходимо руководствоваться  требованиями перекрытия верхних неустойчивых отложений и изоляции верхних водоносных горизонтов -400 метров (кровля чеганской свиты). В нагнетательных скважинах 650-800 метров с целью перекрытия люлинворских глин. Тампонажный раствор поднимается до устья.

Эксплуатационная колонна, кроме особо оговоренных случаев, спускается на глубину на 50 метров ниже подошвы эксплуатационного объекта, либо вскрытого продуктивного пласта. Тампонажный раствор поднимается выше башмака предыдущей колонны. Промежуточная колонна планируется в особо сложных геолого-технических условиях.

Требования, предъявляемые к нагнетательным скважинам:

- расчетная приемистость  должна быть постоянной во  времени;

- вся мощность вскрытого  пласта должна быть вовлечена  под закачку.

Это достигается качественным вскрытием пласта, поддержанием расчетного давления нагнетания и использованием рабочего агента, соответствующего предъявляемым требованиям.

На практике достичь  таких результатов проблематично, поэтому существуют химические и физические способы увеличения приемистости скважин, которые применяются как при освоении, так и в процессе эксплуатации нагнетательных скважин.

При освоении нагнетательных скважин проводятся работы по очистке  призабойной зоны пласта от продуктов  перфорации, бурового раствора, цементажа  эксплуатационной колонны.

При переводе добывающей скважины под нагнетание необходимо очистить эксплуатационную колонну и призабойную зону пласта от нефти, по результатам исследований провести работы по увеличению или по выравниванию профиля приемистости.

Физические методы включают в себя магнитно-акустическую обработку нагнетаемой воды и повышение нагнетаемой воды.

Химические методы:

            

     УОС - очистка  призабойной зоны и перфорационных отверстий от       механических примесей;

СКО, ГКО - разрушение структурированных  систем;

ВУС - выравнивание фронта нагнетания.

 

Методы повышения нефтеотдачи  пластов и интенсификации притока

 

 

Большинство месторождений, разрабатываемых НГДУ находятся на поздних стадиях разработки, характеризуются значительной выработкой запасов высокопродуктивных залежей и высокой обводненностью. В течение длительного времени эксплуатации скважин происходит ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны пласта, такие как попадание в пласт солевого раствора при глушении скважин, отложение асфальто-смолисто-парафиновых веществ, и многое другое.

Кроме этого, к трудноизвлекаемым  приурочена высокая доля запасов  нефти (низкопроницаемые коллектора, нефтегазовые залежи с обширными подгазовыми зонами, залежи с водо-нефтяными зонами). Эксплуатация скважин, расположенных в этих зонах, осложняется низкими дебитами и приемистостью скважин, высокой обводненностью и высоким газовым фактором.

В связи с этим повышение  эффективности разработки месторождений  приобретает большое значение, а  в конечном итоге и достижение проектных уровней добычи нефти. Для этого проводится большой объем работ по повышению нефтеотдачи и увеличению производительности скважин.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  Подземный ремонт скважин.

Виды ремонта. Капитальный ремонт скважин

Текущий и капитальный ремонт скважин

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

Работа бригад ТРС (текущего ремонта скважин) планируется еженедельно  с составлением план-графика движения бригад.

Все скважины, включаемые в план-график текущего ремонта, рассматриваются  заместителем главного инженера по технологии, главным технологом и заместителем ЦПРС на основании предоставленных ЦДНГ план-заказов на производство ТРС. В план-заказе, составленном ст. технологом и ст. геологом ЦДНГ, должно быть отражено:

- наличие резервного  объема задавочной жидкости, соответствующего удельного веса, исходя из категории по опасности НГП и конкретных геологических и других условий;

- вид противовыбросового  оборудования (устьевой герметизатор  типа УГУ-2-140 или превентор);

- категория скважины;

- газовый фактор скважины;

- пластовое давление  и дата его замера, который  производится не реже 1 раза в  3 месяца;

- информация о ранее  проведенных исследованиях;

- цель и последовательность  выполняемых работ.

Текущий ремонт скважин  производится под руководством мастера бригады ТРС в соответствии с планом-заказом, утвержденным должностными лицами в зависимости от категории скважины

План-заказ на ремонт скважин I категории согласовывается  начальниками ЦПРС, ЦДНГ и утверждается главным инженером и заместителем начальника управления по геологии.

Ремонт скважин II и III категорий согласовывается с начальником ЦПРС и утверждается начальником ЦДНГ.

                 

                  Подготовка кустов  к ремонту кустовых скважин:

Территория куста до начала размещения оборудования бригады ТРС должна быть принята мастером ТРС по акту от представителя ЦДНГ (мастера, ведущего инженера, начальника цеха). При наличии замазученности территории куста или пропусках нефти и газа на соседних скважинах акт не подписывается.

- Процесс подготовки кустовой площадки должен завершаться заполнением и подписанием мастером бригады ТРС пускового паспорта.

- При работе бригад  ТРС на кустах скважин, оборудованных  УЭЦН, электрокабели, попадающие в зону перемещения и монтажа оборудования бригад, должны быть обесточены, при необходимости сняты с эстакад и закрыты кожухами, обеспечивающими сохранность изоляции и безопасность работающего персонала. После монтажа оборудования бригад скважины пускаются в работу.

- Соседние с ремонтируемой  скважиной эксплуатирующиеся ШГН могут быть остановлены или работать с соответствующими мерами предосторожности, предусмотренными планом работ, определенными руководством ЦДНГ и отраженными записью в акте приема скважины в ремонт.

- При ремонте глубиннонасосных скважин в кусте с расстоянием между центрами устьев 1,5 м и менее соседняя скважина должна быть остановлена, при необходимости заглушена.

- Разрешается одновременная  работа двух бригад на одном  кусте при условии:

а) расположения бригад (подъемных  агрегатов) не ближе 9 метров друг от друга (при расстоянии между осями скважин 3 метра агрегаты располагаются через 2 скважины, при расстоянии 5 метров - через 1 скважину между ними);

б) в случае одновременной  работы двух вахт одной бригады - назначение оператора старшим по смене фиксируется мастером ТРС записью в вахтовом журнале.

Капитальный ремонт скважин

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

Все скважины, включаемые в план-график капитального ремонта, рассматриваются заместителем начальника управления по геологии, начальником отдела разработки, начальником отдела анализа разработки, геологами ЦДНГ и ведущим геологом ЦКРС на основании предоставленных ЦДНГ заказов на производство КРС. В заказе, составленном старшим геологом ЦДНГ, должна быть отражена геолого-техническая характеристика скважины и дополнительно:

- категория скважины;

- газовый фактор скважины;

- пластовые давления  и дата их замера (замер должен  производиться не реже 1 раза в 3 месяца);

- информация о ранее  проведенных геофизических и  гидродинамических исследованиях.  Капитальный ремонт скважин производится  под руководством мастера бригады  КРС в соответствии с планом, составленным ЦКРС и утвержденным  главным инженером управления и заместителем начальника управления по геологии. В плане работ обязательно должно быть отражено: