Отчет по практике в НГДУ «Азнакаевскнефть»

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.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7 Методы увеличения производительности скважин

На протяжении длительного периода нефтяная промышленность Татарстана развивалась очень интенсивно за счет открытия и ввода в разработку в 50 - 70 - х годах высокопродуктивных залежей нефти; их высокая продуктивность позволяла с минимальными удельными капитальными вложениями и сравнительно небольшими затратами материально-технических ресурсов быстро наращивать добычу нефти. Так, на Зеленогорской площади накопленная о добыча нефти в 1998 году составляет 27252 т.т. Но с 1977 года по 1998 год годовая добыча нефти снизилась на 1199 тыс. т. Во-первых, ухудшилось состояние сырьевой базы отрасли, что обусловлено значительной выработкой высокопродуктивных коллекторов, длительно находящихся в эксплуатации, и вводом в разработку низко проницаемых коллекторов, высоковязкими нефтями, пластами, залегающими на больших глубинах. Использование для их выработки традиционных технологий становится неэффективным и нерентабельным. В настоящее время благодаря усилиям нефтяной науки и практики нефтяная промышленность России владеет практически всеми широко применяемыми в мире технологиями увеличения нефтеотдачи пластов. По данным РМНТК "Нефтеотдача", на месторождениях России Татарстана в опытных и промышленных масштабах применяется более 20 методов увеличения нефтеотдачи пластов и более 130 технологий их реализации. Одно из наиболее перспективных направлений в процессах разработки месторождений- использование физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов. Низкая эффективность той или иной технологии обусловлена отсутствием более или менее достоверных данных о состоянии пласта в районе скважины, выбранной для воздействия.

Закачка ПДС. Перспективным направлением в области нефтеотдачи является применение полимерно-дисперсной системы. Сущность данной технологии заключается в том, что в пласт с обводненностью 80 - 98 % чередующимися порциями закачивается низко концентрированный раствор полиакриламида и глинистой суспензии.

В результате флоккулирующего действия полимера и адсорбции его на стенках пор происходит осаждение и глинистой суспензии и пористой среде с образованием устойчивой к размыву массы, снижающей проницаемость обводненного пласта.

Применение ПДС в НГДУ было начато с 1984 года, на 65 участках для закачки системы было использовано 51,8. т полиакриламида. Кроме того, проведены опытные работы по закачке композиций ПДС с CaCl2 на скважинах Зеленогорской площади. С начала разработки закачено ПДС в объеме 1,84 т. и дополнительно получено 4,1 тыс. т.

Гидравлический разрыв пласта. В 2007 году продолжены работы по гидроразрыву пластов, было проведено 46 обработок, в т.ч. 45 на добывающем фонде скважин, дополнительная добыча по ним составила 34,308 тыс.тонн нефти. Доля добычи нефти за счет ГРП превысила 6,5% от всей добычи по НГДУ. Количество обработок достигло 246 скважин, в т.ч. 34 нагнетательных скважин. С начала  внедрения ГРП, по  добывающим скважинам средний прирост суточной добычи составляет 4,2 т/сут, что является более, чем двукратным увеличением дебита этих скважин. Среднесуточный прирост по добывающим скважинам после ГРП в текущем году составляет 5,0 т/сут.

С целью оценки влияния ГРП на обводненность добываемой продукции в НГДУ по согласованию с комиссией были проведены экспериментальные гидроразрывы на скважинах с обводненностью выше принятой (до 50%).

В связи с недостаточной эффективностью ранее произведенных ГРП по нагнетательному фонду  объем сокращен за последние годы до 1-2 скважино-операций.

Применение ПАВ. Эффективность применения ПАВ при вытеснении нефти обусловлено повышением нефтевымывающих свойств воды за счет снижения межфазного натяжения нефти на контакте с закачиваемой водой и породой пласта и уменьшение краевых углов смачивания, что приводит к полноте извлечения нефти.

Закачка ПАВ в НГДУ осуществлялась по ''разовой" технологии в частично заводненные пласты. На Зеленогорской площади закачено с начала разработки поверхностно-активных веществ типа метанол (АФ9-12) в объеме 306 т., при этом вовлечено в разработку 918 тыс. т. и дополнительная добыча нефти составила 7,24 тыс. т. А ПАВ типа ОП-I0 закачено в объеме 140 т.; вовлечено в разработку 420 тыс. т.; прирост извлекаемых запасов равен 20,8 тыс. т, а дополнительная добыча нефти составляет 13,415 тыс. т.

Нестационарное заводнение. Впервые предложения об эффективности не стационарного заводнения было высказано М.Л. Сургучевым в конце 50-х гг. на основе анализа разработки месторождений Куйбышевской области.

При обычной технологии заводнения реальных пластов, характеризующихся сложным неоднородным геологическим строением, значительная часть запасов нефти в низкопроницаемых нефтенасыщенных слоях, зонах или блоках остается не охвачено нагнетаемой водой. При создании попеременно изменяющихся по величине и направлению градиентов гидродинамического давления в нефтяном пласте происходит внедрение нагнетаемой воды в застойные нефтенасыщенные зоны и каналы, и перемещение из них нефти в зоны активного дренирования.

Циклический метод заводнения тем эффективен, чем выше остаточная нефтенасыщенность после обычного заводнения. Этот метод эффективен и в сравнительно однородных пластах, содержащих вязкую нефть.

Одним из главных факторов, определяющих эффект циклического заводнения, является уменьшение неравномерности вытеснения нефти в неоднородном пласте при создании в нем упругого режима фильтрации жидкости. В результате из пласта отбирается меньше воды и достигается более высокая нефтеотдача.

Разработка пласта осуществляется циклами. Каждый цикл состоит из двух периодов. В первом периоде происходит отбор жидкости добывающими скважинами (при остановленных нагнетательных), и упругий запас пласта исчерпывается. Во втором периоде вступают в работу нагнетательные скважины (при остановленных добывающих) восполняя закачкой упругий запас.

На Зеленогорской площади циклическое заводнение начали применять с 1978 года. Оно проводилось в шести скважинах северного нагнетательного ряда и в двух очаговых скважинах (N 8025,8026) в течение трех летних месяцев.

Но целенаправленное применение циклического заводнения продолжил ось в 1981 году на КНС-70 и БКНС-116. С 1985 года все КНС переведены на циклическое заводнение. Циклирование осуществляется в течение года по специально утвержденной программе для каждой КНС.

Форсированный отбор жидкости. Форсированный отбор жидкости из обводненных скважин является резервом поддержания уровня добычи нефти на поздней стадии разработки.

Форсировкой принято считать поэтапное постепенное и существенное (в 1,5-2 раза) увеличение отборов жидкости из высокообводненных (на 95 % и выше), высокопродуктивных (с дебитом жидкости более 50 т/сут) скважин. Увеличение отбора жидкости из скважин с меньшей обводненностью и меньшими дебитами жидкости рассматривается как оптимизация режимов работы скважин.

Вопрос интерференции скважин при форсировании является сдерживающим фактором для его применения.

В связи с экологическими трудностями по утилизации сточных вод применение форсированного отбора жидкости на ближайшее время не планируется.

Капсулированные полимерные системы. Технология повышения нефтеотдачи с применением капсулированных полимерных систем предназначена для обеспечения регулирования процесса разработки в неоднородных и многопластовых коллекторах, увеличения нефтеотдачи и сокращения сроков разработки объектов воздействия с выходом на запланированный коэффициент нефтеотдачи.

В основу технологии положена способность полимерных растворов ограничивать фильтрацию воды в промытых от нефти зонах за счет повышенного остаточного фактора сопротивления (соотношения величин водопроницаемости до и после фильтрации раствора полимера) и, тем самым, выравнивать вязкостную неустойчивость на фронте вытеснения. В настоящее время наиболее эффективным считается применение "сшитых" полимерных систем (СПС). Механизм действия модифицированного полимерного заводнения с применением КПС заключается в том, что капсулы сшитого полиакриламида временно закупоривают по глубине пласта высокопроницанмые и, как правило, высокообводненные участки, тем самым изменяют направление движения воды в слабо дренируемые зоны пласта. В результате достигается повышение охвата пласта заводнением.

Разработанная технология предполагает использование полимерной композиции, представляющей собой полимерный раствор с добавлением сернокислого алюминия. Введение солей алюминия в полимерный раствор при оптимальном соотношении позволяет получить на основе гетерофазной сшивки макромолекул капсулированные полимерные системы (КПС). Размер полимерных капсул составляет 0,1-1,0 мкм.

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

Тепловые МУН. Тепловые МУН – это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне.

Паротепловое воздействие на пласт. Вытеснение нефти паром – метод увеличения нефтеотдачи пластов, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких нефтей. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов – нефти, воды, газа. В пласте образуются следующие три зоны, различающиеся по температуре, степени  и характеру насыщения:

1) Зона пара вокруг нагнетательной  скважины с температурой, изменяющейся  от температуры пара до температуры  начала конденсации (400–200°С), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их паром по пласту, то есть совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.

2) Зона горячего конденсата, в  которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200°С) до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции и нефть.

3) Зона с начальной пластовой  температурой, не охваченная тепловым  воздействием, в которой происходит  вытеснение нефти пластовой водой.

При нагреве пласта происходит дистилляция нефти, снижение вязкости и объемное расширение всех пластовых агентов, изменение фазовых проницаемостей, смачиваемости горной породы и подвижности нефти, воды и др.

Внутрипластовое горение. Метод извлечения нефти с помощью внутрипластового горения основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопровождающуюся выделением большого количества теплоты. Он отличается от горения на поверхности. Генерирование теплоты непосредственно в пласте – основное преимущество данного метода.

Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины, обычно нагревом и нагнетанием воздуха. Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала горения, получают при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки или окислительных реакций.

После создания очага горения у забоя скважин непрерывное нагнетание воздуха в пласт и отвод от очага (фронта) продуктов горения (N2, CO2, и др.) обеспечивают поддержание процесса внутрипластового горения и перемещение по пласту фронта вытеснения нефти.

В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, оставшаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой и испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти.

В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, осуществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происходит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой в пласте теплоты (до 80% и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рассеивается в окружающие породы. Эта теплота оказывает некоторое положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из неохваченных горением смежных частей пласта. Очевидно, однако, что использование основной массы теплоты в области впереди фронта горения, то есть приближение генерируемой в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса.

Перемещение теплоты из области перед фронтом горения в область за фронтом горения возможно за счет улучшения теплопереноса в пласте добавлением к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью – например, воды. В последние годы в мировой практике все большее применение получает метод влажного горения.

Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый потоком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.