| |||||
МЕНЮ
| Отчет о практике специальности Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторожденийp> Воздействие на пласт движущимся очагом горения (ДОГ) предполагает создание на забое нагнетательной скважины очага горения и последующее его перемещение к эксплуатационной скважине. Отечественная промышленность выпускает для этих целей оборудование типа ОВГ-1м, ОВГ-2, ОВГ-3, ОВГ-4, разработанное в ТатНИИнефтемаш. Технологическая схема процесса следующая.Компрессоры низкого давления подают воздух к компрессорам высокого давления, которые закачивают его в пласт. Инициирование (зажигание) горения производится электрическими нагревателями, спускаемыми в скважину на кабель тросе. В комплект установки входит блок измерения и регулирования, рассчитанный на подключение 8 скважин. Закачка окиси углерода требует специальной технологии и оборудования. 5.18.Применение мицеллярных растворов Мицеллярные растворы – смесь диспергированных одна в другой жидкостей, например, углеводорода в воде, нефти в воде и т.д. Повышение нефтеотдачи при применении мицеллярных растворов (МЦР) достигается за счет уменьшения поверхностного натяжения на границе фаз, регулирование вязкости вытесняемой и вытесняющей сред, восстановление проницаемости коллектора и его охват воздействием. Мицеллярыне растворы – термодинамически устойчивые системы с размером частиц 10-6…10-4 мм. Стабилизация растворов поверхностно-активными веществами придает им устойчивость, они образуют агрегаты (мицеллы), способные удерживать воду. МЦР могут быть и гидрофильными и гидрофобными, они не коагулируют и не коалесцируют. Опыты показали, что МЦР успешно применимы в песчаниках, малоэффективны
в карбонатах. Проницаемость ниже 50 кв.мкм для применения МЦР не
рекомендуется, остаточная нефтенасыщенность более 20…25%, вязкость нефти от При закачке воздают оторочку из МЦР, затем идет волна буферной жидкости. 5.19.Вытеснение нефти растворами полимеров Применение воды, отличающейся пониженной по сравнению с нефтью вязкостью и следовательно, более высокой подвижностью, вызывает неравномерное ее продвижение по пласту, образование языков и направленных потоков. В целях повышения эффективности процесса применяют методы искусственного увеличения вязкости закачиваемой воды путем добавки в воду полимеров. Получил применение полиакриламид (ПАА), отличающийся хорошей
растворимостью в воде и высоким молекулярным весом. Регулируя количество Критерием эффективности применения полимерного заводнения является количество дополнительно добытой нефти на 1т полимера. Установлено, что применение загустителей приводит к снижению расхода для заводнения, выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин, снижению темпа обводнения. Промышленное воздействие применялось с 1975 года на Ново-Хазинской
площади Арланского месторождения. Закачку раствора полиметра с
концентрацией 0,05% вели в пласт с характеристикой нефти – 18 Мпа-с, р = 5.20. Применение углеводородных растворителей Физической смысл применения углеводородных растворителей в качестве
вытесняющих агентов очевиден: вязкая нефть, парафин, смолы могут быть
эффективно растворены, а также отмыты от породы различными растворителями. Были изучены вытесняющие свойства растворителей – бензола, толуола, этилового спирта, дивинила, ароматических углеводородов и других. Рациональным решением применения растворителя является создание оторочки из него и последующее вытеснение растворителя буферной жидкостью, например, загущенными полимерами жидкостями. Известны данные о промышленном применении жидкости РСУО – реологической системы на углеводородной основе, состоящей из двухфазной пены и углеводородного растворителя. Она обладает псевдопластическими свойствами, регулирующими подвижность фаз находящейся в пласте жидкости. Испытание метода на Сураханском месторождении производилось в течении 5.21.Применение щелочного заводнения Метод закачки в пласт щелочей основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефть щелочной раствор и преобразования характера смачиваемости породы вытесненным агентом из гидрофобного в гидрофильный. Раствор щелочи NaOH при концентрации до 0,1% ведет к увеличению КНО на Щелочи могут закачиваться в виде оторочки. Вследствие доступности и низкой стоимости из закачка более экономична. Однако применение щелочей не рекомендуется для продуктивных пластов, содержащих соли Са и Mg при концентрации более 0,025 г/л, т.к. это может вызвать выпадение осадка. Н е следует применять щелочи и в пластах с глинистыми пропластками, которые вследствие смачиваемости будут набухать, уменьшая проницаемость пласта. 5.22.Применение поверхностно-активных веществ Существует много проектов закачки ПАВ, физические основы действия которых на залежь сводятся к снижению поверхностного натяжения на границе нефть-порода, уменьшению вязкости нефти и улучшению ее отмыва от породы. Данные об эффективности ПАВ противоречивы и требуют дальнейших исследований. 6. Ремонт нефтяных скважин. Различают два вида ремонта скважин – наземный и подземный. Наземный ремонт связан с восстановлением работоспособности оборудования, находящегося на устье скважины трубопроводов, станков-качалок, запорной арматуры, электрической аппаратуры и т.д. Подземный ремонт включает работы, направленные на устранение неисправностей в оборудовании, спущенном в скважину, также восстановление или увеличение дебита скважины. Подземный ремонт связан с подъемом оборудования из скважины. По сложности выполняемых операций подземный ремонт подразделяется на текущий и капитальный. 6.1. Общие сведения о текущем ремонте скважины. Под текущим ремонтом скважины понимают комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на восстановление ее производительности, и ограниченный воздействием на призабойную зону пласта и находящееся в скважине оборудование. Текущий ремонт включает следующие работы: замена отказавшего оборудования, очистка забоя и ствола скважины, восстановление продуктивности пласта за счет отдельных методов интенсификации(прогрев, промывка, закачка химреагентов). Текущий ремонт может быть планово-предупредительным и проводиться с целью профилактического осмотра, выявления и устранения отдельных нарушений в работе скважины, пока не заявивших о себе. Второй вид текущего ремонта – восстановительный, проводимый с целью устранения отказа – это, по сути дела, аварийный ремонт. На практике такие ремонты преобладают из-за разных причин, а в основном из-за несовершенства технологий и низкой надежности применяемого оборудования. Показателями, характеризующими работу скважины во времени, являются коэффициент эксплуатации (КЭ) и межремонтный период (МРП). КЭ – это отношение отработанного скважиной времени, например, за год (ТОТР), к календарному периоду (ТКАЛ). МРП – это среднее время между двумя ремонтами за выбранный период, или отношение общего отработанного времени ТОТР за год к количеству ремонтов Р за этот же срок. КЭ = ТОТР / ТКАЛ; МРП= ТОТР / Р; Путями повышения КЭ и МРП являются сокращение количества ремонтов, продолжительности одного ремонта и увеличение времени пребывания скважины в работе. Капитальный ремонт обладает большой трудоемкостью и напряженностью, т.к. требует значительных затрат мощности специального оборудования и физических усилий для извлечения из скважины спущенных устройств. Следует учесть, что текущий ремонт выполняется на открытом воздухе, порой в сложных климатических условиях. В настоящее время более 90% всех ремонтов выполняется на скважинах с При текущем ремонте проводятся следующие операции 1. Транспортные – доставка оборудования на скважину; 2. Подготовительные – подготовка к ремонту; 3. Спускоподъемные – подъем и спуск нефтяного оборудования; 4. Операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации мелких аварий; 5. Заключительные – демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке. Если оценить затраты времени на эти операции, то можно заметить, что основные потери времени идут на транспортные операции (они занимают до 50% времени), поэтому основные усилия конструкторов должны быть направлены в сторону сокращения времени на транспорт – за счет создания монтажеспособных машин и агрегатов, спускоподъемных операций – за счет создания надежных автоматов для свинчивания-развинчивания труб и штанг. Поскольку текущий ремонт скважины требует обеспечения доступа в ее ствол, т.е. связан с разгерметизацией, следовательно, необходимо исключить случаи возможного фонтанирования в начале или в конце работы. Это достигается двумя путями: первый и широко применяемый – «глушение» скважины, т.е. закачка в пласт и скважину жидкости с плотностью, обеспечивающей создание на забое скважины давления PЗАБ , превышающего пластовое. Второй – применение различных устройств – отсекателей, перекрывающих забой скважины при подъеме НКТ. Спуско-подъемные операции (СПО) занимают основную долю в общем балансе
времени на ремонт скважины. Они неизбежны при любых работах по спуску и
замене оборудования, воздействии на забой, промывках колонн и т.д. Операции с НКТ монотонны, трудоемки и легко могут быть механизированы. В случае заклинивания плунжера в цилиндре насоса или штанг в НКТ 6.2.Технология капитального подземного ремонта скважин. Капитальный подземный ремонт скважины объединяет все виды работ, требующие длительного времени, больших физических усилий, привлечения многочисленной разнофункциональной техники. Это – работы, связанные с ликвидацией сложных аварий, как со спущенным в скважину оборудованием, так и с самой скважиной, работы по переводу скважины с одного объекта эксплуатации на другой, работы по ограничению или ликвидации водопритока, увеличению толщины эксплуатируемого материала, воздействие на пласт, зарезка нового ствола и другие. Учитывая специфику работ, в нефтегазодобывающих управлениях создаются специализированные цехи по капитальному ремонту, объединяющие бригады. В состав бригады входит мастер, бурильщик, помощник бурильщика, рабочий. Работа выполняется по геологическому наряду, в котором указывается характеристика скважины, а так же перечень всех планируемых работ. Скважина, вышедшая в капитальный ремонт, остается в эксплуатационном фонде, но исключается из действующего фонда. 6.2.1 Обследование и исследование скважин перед капитальным ремонтом. Выбор технологии ремонта и технических средств для его проведения зависит от того, насколько правильно установлен характер повреждений оборудования или колонны, или насколько верно установлена причина снижения производительности скважины. Обследование включает в себя определение глубины забоя, уровня жидкости, состояния эксплуатационной колонны, характер аварии и размещения в скважине оборудования, величины коэффициента продуктивности и других параметров, характеризующих забой и скважину. Состояние колонны и характер оборвавшейся части оборудования
устанавливается печатями, представляющими собой свинцовый или алюминиевый
стакан, спускаемый на трубах в скважину. При соприкосновении с предметом,
находящимся в скважине, на мягкой поверхности печати остается отпечаток, по
которому судят о характере обрыва. Получили применение гидравлические
печати с резиновым копирующим элементом и скважинные фотоаппараты. Исследование проводится известными способами, представляющими к настоящему времени широкий выбор: термометрия, дебитометрия, гамма (ГК) – и нейтронный каротаж (НГК) и другие. 6.2.2 Технология ремонта эксплуатационной колонны. Одним из часто встречающихся дефектов колонны является нарушение ее
целостности в результате повреждения оборудованием или инструментом в
процессе эксплуатации или коррозийного износа. В обоих случаях через
повреждения начинается интенсивное движение в скважину посторонних вод. Пластырь – тонкостенная цельнотянутая продольно-гофрированная труба с наружным периметром, равным периметру обсадной колонны и покрытая герметизирующим антикоррозийным составом. Дорн состоит из дорнирующей головки, силовых гидроцилиндров и полых штанг. Принцип работы устройства основан на расширении гофрированной трубы до плотного контакта с колонной за счет создания избыточного давления в полости дорнирующей головки с последующей протяжкой устройства талевой системой. Силовые цилиндры создают условия для начала операции, расширяя трубы и закрепляя ее в колонне. Комплекс устройств используется на промыслах «Башнефти», «Татнефти» и других объединений. Наиболее уязвимыми к разрушениям являются эксплуатационные колонны нагнетательных скважин, испытывающие в процессе работы действие высоких давлений при закачке воды и гидравлическом разрыве пласта и коррозийно- активные жидкости, действие кислот при интенсификации. Следует иметь ввиду, что ремонт колонны, каким бы методом он не проводился, ведет к уменьшению ее диаметра, снижает и без того ограниченные возможности применения эксплуатационного и исследовательского оборудования. 6.2.3. Технология изоляционных работ по устранению или ограничению водопритоков. Обводнение скважин может происходить по разным причинам. Вот несколько из них: негерметичность заколонного цементного кольца, вследствие чего возникает сообщение между нефтеносным и водоносным пластами; подтягивание к фильтру скважины подошвенных вод из-за интенсивного отбора или заводнения; прорыв вод из верхних водоносных горизонтов через дефекты в эксплуатационной колонне. Наличие заколонного перетока может быть определено закачкой в пласт
через фильтр радиоактивных изотопов, растворенных в 1.5…2 м3 воды 6.2.4. Изоляция притока подошвенной воды. В практике часто встречаются случаи обводнения путем подтягивания подошвенной воды за счет форсированного отбора. При этом образуются конуса обводнения, высота которых может быть соизмерима с толщиной пласта. В таких случаях прибегают к ограничению отбора жидкости по скважине или изоляции обводнившейся части пласта: устанавливают цементный мост и перекрывают часть пласта, закачивают в подошвенную часть пласта под давлением цементный раствор или различные пластмассы, схватывающиеся в водяной среде и образующие горизонтальный экран. Перевод скважины на другой эксплуатационный объект. В связи с обводнением эксплуатирующегося пласта может возникнуть необходимость в переводе скважины на эксплуатацию с другого пласта, если таковой имеется в разрезе месторождения. При этом этот пласт может ниже или выше эксплуатируемого. Технология перевода состоит в надежной изоляции обводненного пласта посредством закачки в него тампонирующего материала (цемента, смол) под давлением, образовании на забое цементного стакана, его разбуривании и углублении скважины до следующего, продуктивного пласта, спуске эксплуатационной колонны и ее цементировании, простреле фильтра, вызове притока из нового объекта. 6.2.5. Ловильные работы в скважине. Технология ловильных работ разрабатывается применительно к характеру аварии в конкретной скважине на основе тщательного обследования. Устанавливается характер аварии, глубина расположения оставшегося оборудования, диаметр скважины, возможность применения известных средств захвата, необходимость разработки новых средств. Ловильные работы сопряжены с возникновением больших, иногда непредсказуемых нагрузок, поэтому требуют высокой квалификации персонала. Опишем некоторые из часто встречающихся технологий ловильных работ. 6.2.6. Извлечение упавших труб. Устанавливают состояние конца трубы с помощью печати. Если он позволяет осуществить захват изнутри или снаружи, то производят спуск соответствующего инструмента. Если захват невозможен, то производят подготовку конца трубы путем фрезерования, нарезки резьбы, или другими способами. При этом возможны случаи прихвата труб, т.е. заклинивания их в колонне. Тогда прибегают к их расхаживанию, подаче промывочных жидкостей, созданию повышенных нагрузок с целью натяжения или отрыва отдельных труб или части колонны. 6.2.7. Извлечение установки ЭЦН. Технология извлечения УЭЦН с оборвавшимися трубами не отличается от принятой для извлечения обычных труб. Работы могут осложниться, если трубы окажутся покрытыми оборвавшимся кабелем. В этом случае проводят работы по извлечению кабеля для получения доступа к трубам. Не исключено заклинивание узлов УЭЦН в колонне ослабленным кабелем и металлическими поясами, что потребует создания больших усилий, которые могут закончится разрушением труб или соединительных частей УЭЦН. Работы могут потребовать фрезерования оставшихся частей, нарезания на них резьбы и длительных спуско-подъемных операций по извлечению частей УЭЦН. 6.2.8. Испытание колонны на герметичность. Нормальная длительная работа скважины обеспечивается периодическим испытанием ее эксплуатационной колонны на герметичность. Это, тем более, необходимо делать после аварийных и изоляционных работ. Испытания на герметичность проводят двумя способами: опрессовкой и снижением уровня жидкости в стволе скважины. Технология испытательных работ состоит в следующем. Для опрессовки устье скважины оборудуется опрессовочной головкой, через которую в ствол нагнетают жидкость. 6.2.9. Зарезка второго ствола. Если аварию в скважине устранить не удается, и ствол ее не может быть использован для добычи нефти, следует рассмотреть вопрос о ликвидации скважины или возможность бурения с некоторой глубины нового ствола. При этом следует провести тщательный технико-экономический анализ, чтобы убедиться в целесообразности зарезки второго ствола по сравнению с бурением новой скважины. Технология зарезки второго ствола состоит в следующем. На основании исследований и обследования эксплуатационной колонны выбирают интервал бурения: он должен быть по возможности ниже. В этом интервале колонна не должна иметь смятий, нарушений, а в разрезе не должно быть поглощаемых горизонтов. Устанавливают цементный стакан высотой 5..6 м на глубине выбранного интервала, и после затвердения цемента проверяют колонну, спуская в нее направление диаметром на 6 мм меньше диаметра эксплуатационной колонны и длиной 6..8 м. Спускают отклонитель на бурильных трубах и сажают его на цементный стакан. Создают нагрузку, расклинивают отклонитель на заданной глубине, поднимают трубы и спускают фрейзер-райбер. Вращаясь по отклонителю, райбер прорезает «окно» в эксплуатационной колонне, которое затем расширяется райбером большего диаметра. После прорезки и расширения «окна» приступают к проводке скважины по технологии, принятой для обычной скважины. |
ИНТЕРЕСНОЕ | |||
|