Отчет по практике в НГДУ АНК “Башнефть” - “Уфанефть”

  В общем случае для реализации  технологии возможны несколько  схем подключения к скважинам.  Чаще используется схема подключения двух рядом расположенных скважин к колонным головкам. Источником питания служит дизель-генератор с понижающим трансформатором или высоковольтный трансформатор. С выхода силового блока разнополярный импульсный ток через силовые кабели подается на металлическую арматуру устьев двух намеченных для электровоздействия скважин. Продолжительность электровоздействия на пласт составляет 20-30 часов. При этом отсутствует негативные воздействия на обсадные колонны и другое скважинное оборудование.

  Разработана и начинает внедряться  схема подключения к колонной  головке одной скважины с использованием  заземления. В качестве заземления  используются 50 металлических стержней, которые выполняют роль второго  электрода. 

По схеме подключения двух скважин на месторождениях Западной Сибири произвели обработку 450 скважин. Их дебит был увеличен в среднем в 2,5 раза при существенном снижении обводненности продукции. Продолжительность действия эффекта в среднем составило 32,4 месяца.

  Реагентно-гидроимпульсно-виброструйная обработка. Технология реализуется при помощи виброструйного декольмататора, разрушающего кольматирующие образования закачкой в призабойную зону кислот или других реагентов путем многократных гидравлических ударов и выноса на поверхность про-дуктов реакции. Устройство позволяет производить несколько циклов воздействия (закачки и вызова притока) за одну спускоподъемную операцию. При этом в каждом новом цикле увеличи-вается радиус обработки, и новая порция реагента воздействует на следующий слой.

  Принцип работы декольмататора  основан на том, что в подпакерном  пространстве в интервале перфорации  периодически создается импульсное  избыточное давление, при котором  в пласт подается очередная  порция зака-чиваемого реагента (подпакерное пространство – внутренний объём скважины, расположенный под пакером - уплотнительным элементом, создающим герметичный контакт трубы с коллекторм).

  Процесс происходит в режиме  гидроудара, что облегчает проникновение  реагента в пористую среду,  приводит к разрушению кольматанта и повышает эффективность воздействия. В раз-работанном устройстве величина импульса давления может варьироваться в пределах 2,0-10,0 МПа. Затем без проведения спускоподъемных операций и без замены подземного оборудования производится запуск струйного насоса и осуществляется вынос продуктов разрушения и отработанного реагента из пласта.

  Технология предназначена для  комбинированной обработки скважин  в низкопроницаемых высокоглинистых  коллек-торах, а также коллекторах  средней и даже высокой проницаемости, фильт-рационные характеристики которых значительно - на порядок и более - снижены в процессе бурения, первичного вскрытия пласта или эксплуатации скважины.

  В период с 2002-го по 2006 год обработка призабойной зоны  пласта этим способом проведена на 17 скважинах. Коэффициенты их продуктивности возросли в 2,3-5,9 раз. При-росты дебитов нефти в среднем составили 8,4 т/сутки. Дополнительная до-быча нефти составила в среднем 1129 т на скважино-обработку, что в 3 раза превышает результаты традиционной обработки призабойной (перфорированной прискважинной) зоны.

  Газодинамический разрыв пласта (ГДРП). Технология разработана в  ЗАО «Пермский инженерно-технический  центр «ГЕОФИЗИКА». Для её реализации  используют твердотопливные генераторы  давления с сжиганием пороха и жидкие термогазообразующие композиции.

  Механическое воздействие при  ГДРП осуществляется в два  этапа. На первом этапе твердотопливные  генераторы давления создают  импульс давления с крутым  фронтом большой амплитуды и  достаточно малым временем действия (доли секунд). Величина максимального давления превосходит давление разрыва пласта. В этом случае в пласте будет образовываться сетка мелких трещин. На втором этапе происходит сгорание композиции.

  Сгорание характеризуется длительным временем действия (несколько секунд) и амплитудой давления, достаточной для разрыва пласта и увеличения длины и раскрытия (зияния) мелких трещин, образовавшихся при горении на первом этапе.

При ГДРП скважинная жидкость, термогазообразующие  композиции и продукты горения проникают в пласт под импульсным воздействием давления не путем фильтрации через пористую среду, а по естественным и вновь образованным трещинам, как клин расширяя и распространяя их вглубь пласта.

  Причем длина образующейся  трещины больше длины самого клина. Образующиеся в пласте остаточные вертикальные трещины не требуют закрепления, что обусловлено свойством горных пород необратимо деформироваться при динамическом нагружении и разгрузке. Оценки показывают, что длина остаточных трещин, образуемых при ГДРП, может достигать 25-30 м, а раскрытие (зияние) остаточных трещин составляет 2-8 мм. Компоненты композиций не загрязняют пласт и обладают разглинизирующими свойствами.

  Тепловое воздействие продуктов  горения состоит в растворении  высокомолекулярных отложениий парафина, асфальтенов и смолистых веществ и снижении вязкости нефти в прискважинной зоне пласта путем передачи тепла от газообразных продуктов горения, температура которых может достигать соответственно 22500 и 14500 К.

  Физико-химическое воздействие на пласт продуктов горения проявляется в снижении коэффициентов вязкости и поверхностного натяжения нефти на границе с водой, частичном растворении карбонатов и пластового цемента. При снижении давления в скважине и его пульсации происходит очистка трещин и перфорационных каналов от песчано-глинистых частиц и продуктов реакции.

  Для проведения ГДРП выбирают  скважины, удовлетворяющие следующим  условиям. Коллектор - известняки, пористые  трещиноватые доломиты, песчаники  с прослоями аргиллитов, алевролитов и глин. Гидростатическое давление в интервале обработки - не менее 10 МПа. Статический уровень - не менее 200 м от устья скважины. Плотность перфорации - не менее 20-30 отверстий/м. Глубина скважины должна быть более 1200 м. При пластовой температуре до 1000С работы проводят с любыми марками термогазообразующих композиций.

  Технология гидродинамического  разрыва пласта применялась на  месторождениях нефти в Западной  Сибири, Волгоградской, Пермской  и Калининградской областях, и  др. При обработке 43 скважин 26 скважин были бездействующими. Среднее приращение дебита скважин в результате обработки составило 13,8 т/сутки и дополнительно получаемая нефть при одной скважино – операции составила 2525 т. При этом продолжительность действия эффекта находилась в пределах 6-18 месяцев

Солянокислотная обработка  скважин.

Солянокислотная обработка скважин  – это воздействие соляной  кислоты на материал пласта. В основном продуктивные пласты состоят: либо из кремнезёмистого пласта, либо из песчаного (SiO₂), либо представлены известняками или долонитами (CaCO₃ – основной компонент). Так как с кремнеземом соляная кислота не реагирует - в песчаных пластах она бесполезна. Возможно использование HF. Соляная кислота хорошо реагирует с известняками

CaCO₃+2HCl = CaCl₂+CO₂    +H₂O

Было твёрдое вещество (CaCO₃) из него получиили растворимую в воде соль (CaCl₂), образовавшийся углекислый газ и вода. В результате увеличивается пористость и проницаемость призабойной зоны.

При соляно-кислотной обработке  скважину очищают от песка, грязи, парафина и т.п. Для очистки её стенок от цементной и глинистой корки и продуктов коррозии на забой в скважину закачивают кислоту, выдерживают её без промывки, вымывают (“кислотная ванна”) отреагированную кислоту вместе с продуктами реакции.

Если в скважине возможно установить циркуляцию, то сначала её заполняют  нефтью, затем в трубы нагнетают  раствор соляной кислоты. Вытесняемую  нефть замеряют в мернике (количество кислоты, нагнетаемой в скважину, должно быть равным объёму насосно-компрессорных труб и затрубного пространства в интервале расположения обрабатываемого горизонта). После закачки расчётного количества кислоты закрывают задвижку на выкиде из затрубного пространства и под давлением в скважину нагнетают небольшое количество кислоты. После этого кислоту из труб продавливают в пласт нефтью или водой. В таком состоянии оставляют скважину и пускают в эксплуатацию.

При кислотных обработках используют специальные агрегаты (например, агрегат  типа Азинмаш-30) или обычные передвижные  насосные агрегаты, смонтированные на автомобили или тракторе 

 

 

 

 

 

                                                                    1.Скважина

2.Насосный агрегат

3.Резервуар для нефти

4.Резервуар для  

соляно кислотного

раствора

 

Лучший сорт кислоты – соляная синтетическая с добавками реагентов-ингибиторов: уникола ПБ-5 катапинов вида A и K для предупреждения коррозии метала; стабилизатора (уксусной кислоты) для предупреждения выпадения осадков железа из раствора; интенсификаторов для облегчения удаления продуктов взаимодействия кислоты с породой при освоении скважины.

Соляно-кислотную обработку в  любом варианте применяют для  обработки карбонатных пород. Если продуктивные горизонты сложены  песчаниками с глинистым цементом, применяют грязевую ванну (смесь плавиковой кислоты с соляной). Вначале целью удаления цементной и глинистой корки делают соляно кислотную  ванну. Затем для растворения в призабойной зоне карбонатов в скважину закачивают 10-15% -ный раствор соляной кислоты. После удаления продуктов реакции в пласт закачивают грязевую кислоту, выдерживают её определённое время, очищают забой от продуктов реакции и пускают скважину в работу.

При соляно кислотной обработке  скважин используются следующие  агрегаты:

АНЦ 32/50

Агрегат для кислотной обработки  собран на базе Урал-55571-1121-40.

Агрегат предназначен для транспортировки  соляной кислоты и нагнетания в скважины жидких сред при соляно-кислотной  обработке призабойной зоны скважин. Установка насосная кислотная УНК- 16/5 предназначена для транспортировки соляной кислоты и нагнетания в скважины жидких сред при соляно-кислотной обработке призабойной зоны нефтяных и газовых скважин.    Насосная установка монтируется на шасси автомобилей КрАЗ 65101-100 и Урал 4320-1912-30, и включает в себя насос высокого давления, трансмиссию, цистерну, манифольд, вспомогательный трубопровод и другое оборудование.

В настоящее время технологии по обработке скважин соляной кислотой продолжают совершенствоваться. Например, используются соляно-кислотные обработки с использованием Нефтенола К.

Соляная кислота с добавлением Нефтенола К позволяет более глубоко воздействовать на пласт, что увеличивает эффективность обработок. Особенностью НЕФТЕНОЛа К является его инертность к ингибиторам коррозии, содержащимся в соляной кислоте. Вследствие этого, с одной стороны, ПАВ-солянокислый состав по своим коррозионным свойствам не отличается в худшую сторону от соляной кислоты, что как правило имеет место при использовании большинства известных ПАВ.

С другой стороны, рабочий раствор имеет очень сильную проникающую способность и пролонгированный период активного воздействия за счет низкого поверхностного натяжения. Опытные солянокислотные обработки с применением Нефтенола К на месторождениях ЗАО «СП «Нафта-Ульяновск» показали высокую эффективность: прирост добычи нефти составляет в среднем около 5 м3/сут.

В настоящее время соляно-кислотные обработки с использованием НЕФТЕНОЛа К приняты к широкомасштабному промышленному внедрению на месторождениях данного предприятия.

Однако в настоящее время всё больше используются новые, более прогрессивные методы воздействия на пласт – использование серной кислоты, использование алюмосодержащей композицией с добавлением соляной кислоты (радиусы зоны обработки возрастают по сравнению с соляно-кислотными  обработками  в 4 - 10 раз).

 

Осложнения в работе нефтегазовых скважин

 
Условия эксплуатации различных месторождений  и отдельных продуктивных пластов  в пределах одного месторождения  могут сильно отличаться друг от друга. В соответствии с этим осложнения в работе фонтанных скважин также могут быть разнообразны. Однако можно выделить наиболее типичные и частые или наиболее опасные по своим последствиям осложнения, к которым относятся следующие: 
§ открытое нерегулируемое фонтанирование в результате нарушений герметичности устьевой арматуры; 
§ образование асфальтосмолистых и парафиновых отложений на внутренних стенках НКТ и в выкидных линиях; 
§ пульсация при фонтанировании, могущая привести к преждевременной остановке скважины; 
§ образование песчаных пробок на забое и в самих НКТ при эксплуатации неустойчивых пластов, склонных к пескопроявлению; 
§ отложения солей на забое скважины и внутри НКТ.

 

(4)СБОР И ПОДГОТОВКА ПРОДУКЦИИ

Принципиальная схема  сбора и подготовки нефти, газа и  воды

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). 
Пластовая вода - это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо. 
   Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц. 
  На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис.18.1). Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти. 
 
Рисунок 18.1.