Отчет по практике в ОАО «Башнефть» НГДУ «Октябрьскнефть»

         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 и глубиннонасосный (с помощью штанговых, погружных электроцентробежных и винтовых насосов).

         Разработка  нефтяных месторождений  — интенсивно развивающаяся  область науки. Дальнейшее ее развитие будет  связано с применением  новых технологий извлечения нефти  из недр, новых методов  распознавания характера  протекания внутрипластовых процессов, управлением разработкой месторождений, использованием совершенных методов планирования разведки и разработки месторождений с учетом данных смежных отраслей народного хозяйства, применением автоматизированных систем управления процессами извлечения полезных ископаемых из недр, развитием методов детального учета строения пластов и характера протекающих в них процессов на основе детерминированных моделей.

         Разработка  нефтяных месторождений  связана с существенным вмешательством человека в природу и поэтому требует безусловного соблюдения установленных норм по охране недр и окружающей среды.

Бурение скважины заканчивается  вскрытием нефтяного  пласта, т.е. сообщением нефтяного пласта со скважиной. Этот этап является весьма ответственным  по следующим причинам. Нефтегазовая смесь в пласте находится под большим давлением, величина которого может быть заранее неизвестной.  При давлении, превышающем давление столба жидкости,  заполняющей скважину, может произойти выброс жидкости из ствола скважины и возникнет открытое фонтанирование;попадание промывочной жидкости (в большинстве случаев это глинистый раствор) в нефтяной пласт забивает его каналы, ухудшая приток нефти в скважину.

         Избежать  фонтанных выбросов можно, предусмотрев установку на устье  специальных устройств, перекрывающих ствол скважины   превенторов, или, применив промывочную жидкость высокой плотности.

         Предотвращение  проникновения раствора в нефтяной пласт  добиваются путем  введения в раствор  различных:  компонентов, по свойствам близким  к пластовой жидкости,  например, эмульсий на нефтяной основе.

         Поскольку после вскрытия нефтяного  пласта бурением в   скважину спускают обсадную колонну и цементируют  ее, тем  самым  перекрывая и нефтяной пласт, возникает  необходимость  в  повторном вскрытии пласта.  Этого достигают посредством прострела колонны в   интервале пласта специальными перфораторами, имеющими заряды на пороховой основе. Они спускаются в скважину на кабель канате геофизической службой.

         В настоящее время  освоены и применяют  несколько методов  перфорации скважин.

Пулевая перфорация скважин  заключается. в спуске в скважину на кабель канате специальных  устройств   перфораторов, в корпус которых  встроены пороховые  заряды с пулями. Получая электрический  импульс с поверхности, заряды взрываются, сообщая пулям высокую  скорость и большую пробивную силу. Она вызывает разрушение металла колонны и цементного кольца. Количество отверстий в колонне и их расположение по    толщине пласта заранее рассчитывается, поэтому иногда спускают гирлянду перфораторов. Давление горящих газов в стволе каморе может достигать 0.6...0.8 тыс. МПа, что обеспечивает  получение перфорационных отверстий диаметром до 20 мм и длиной 145...350 мм.Пули изготавливаются     из легированной стали и для уменьшения трения при движении по каморе покрываются  медью  или  свинцом.

         Торпедная перфорация     по принципу осуществления  аналогична пулевой, только увеличен вес  заряда. с 4...5 г. до 27 г. и в перфораторе  применены горизонтальные стволы. Диаметр отверстий   22 мм, глубина   100...160 мм, на 1 м толщины пласта выполняется до четырех отверстий.

         Кумулятивная  перфорация   образование  отверстий за счет направленного движения струи раскаленных  вырывающихся из перфоратора  со скоростью 6...8 км/с  с давлением 0,15...0,3 млн.МПа. При этом образуется канал  глубиной до 350 мм и  диаметром 8...14 мм. Максимальная толщина пласта, вскрываемая кумулятивным перфоратором за спуск до 30 м, торпедным   до 1 м, пулевым до 2,5 м. Количество порохового заряда   до 50 г.

         Гидропескоструйная  перфорация   образование  отверстий в колонне  за счет абразивного  воздействия песчано жидкостной смеси, вырывающейся со скоростью до 300 м/с из калиброванных сопел с давлением 15...30 МПа.

         Разработанный   во   ВНИИ   и освоенный серийно  под шифром АП 6М, пескоструйный  аппарат  хорошо зарекомендовал себя: глубина получаемых им каналов грушевидной формы может достигать 1,5 м.

         Сверлящий перфоратор   устройство для образования  фильтра посредством  сверления отверстий. Для этой цели применяют  разработанный во ВНИИГИСе (г.Октябрьский) сверлящий керноотборник, электропривод которого связан с алмазным сверлом. Максимальное радиальное составляет 60 мм, что обеспечивает по результатам практики прохождения обсадной колонны, вход в пласт на глубину не более 20 мм. Перфорация получила название «щадящей», так как исключает повреждение колонны и цементного кольца, которые неминуемы при взрывных методах. Сверлящая перфорация обладает высокой точностью образования фильтра в требуемом интервале.

Освоением нефтяных скважин  называется комплекс работ, проводимых после  бурения, с целью  вызова притока нефти  из пласта в скважину. Дело в том, что в процессе вскрытия, как говорилось  ранее, возможно попадание в пласт бурового раствора, воды,  что засоряет поры пласта, оттесняет от скважины нефть. Поэтому не всегда возможен самопроизвольный приток нефти в скважину. В таких случаях прибегают к искусственному вызову   притока, заключающемуся   в проведении  специальных работ.

         Такой метод широко применяется  и основан на известном  факте: столб жидкости, имеющей большую  плотность, оказывает  на пласт большее  противодавление. Стремление снизить противодавление за счет вытеснения из ствола скважины, например, глинистого раствора плотностью Qг = 2000 кг/куб.м    пресной водой плотностью Qb = 1000 кг/куб.м ведет к уменьшению противодавления на пласт вдвое. Способ прост, экономичен и эффективен при слабой засоренности пласта.

         Если  замещение раствора водой не приносит результатов, прибегают  к дальнейшему  уменьшению плотности: в ствол подают сжатый компрессором воздух. При этом удается оттеснить  столб жидкости до башмака насосно  компрессорных труб, уменьшив таким образом противодавление на пласт до значительных величин.

         В некоторых случаях  может оказаться  эффективным метод  периодической подачи воздуха компрессором и жидкости насосным агрегатом, создавая последовательные воздушные  порции. Количество таких порций газа может быть несколько, и они, расширяясь, выбрасывают жидкость из ствола.

         С целью повышения  эффективности вытеснения по длине колонны  насосно  компрессорных  труб устанавливают  пусковые клапана  отверстия, через  которые сжатый воздух поступает внутрь НКТ сразу же при входе в скважину и начинает «работать» т.е. поднимать жидкость и в затрубном пространстве, и в НКТ.

Также применяют спуске НКТ специального поршня сваба, снабженного  обратным клапаном . Перемещаясь вниз, поршень пропускает через себя жидкость, при подъеме вверх – клапан закрывается, и весь столб жидкости, оказавшийся над ним, вынужден подниматься вместе с поршнем, а затем и выбрасываться из скважины. Поскольку столб поднимаемой жидкости может быть большим (до 1000 м), снижение давления на пласт может оказаться значительным. Так, если скважина до устья заполнена жидкостью, а сваб может быть спущен на глубину 1000 м, то уменьшение давления произойдет на величину уменьшения столба жидкости в затрубном пространстве, откуда часть жидкости перетечет из НКТ. Процесс свабирования может быть повторен многократно, что позволяет снизить давление на пласт на очень большую величину.

         5 Система ППД

         Естественные  режимы  залегания  залежей  нефти  недолговечны.  Процесс  снижения пластового  давления  ускоряется  по  мере   наращивания   отборов жидкостей из пласта. И тогда,  даже  при хорошей связи залежей нефти с контуром питания, его активным воздействием на залежь, неминуемо начинается истощение пластовой энергии.  Это  сопровождается  повсеместным  снижением динамических уровней  жидкости  в  скважинах  и  следовательно,  уменьшением отборов.

         При организации поддержания  пластового давления (ППД) наиболее сложным  из теоретических  вопросов и до  сих  пор  решенных  не  полностью,  являются достижение  максимального  вытеснения  нефти  из  пласта   при   эффективном контроле и регулировании процесса.

         При этом следует иметь  ввиду,  что  вода  и  нефть  отличаются  своими физико химическими  характеристиками:  плотностью,  вязкостью,  коэффициентом поверхностного  натяжения,  смачиваемостью.  Чем   больше   различие   между показателями, тем  сложнее  идет  процесс  вытеснения.  Механизм  вытеснения нефти из пористой среды нельзя представлять простым  поршневым  вытеснением. Здесь имеет место и смешение агентов, и разрыв струи  нефти,  и  образование отдельных, чередующихся потоков нефти и воды, и фильтрация по  капиллярам  и трещинам, и образование застойных и тупиковых зон.

         Коэффициент  нефтеотдачи  месторождения,   к   максимальной   величине которого  должен  стремиться  технолог,  зависит   от   всех   вышеназванных факторов.  Накопленные  к  сегодняшнему  дню  материалы  позволяют   оценить влияние каждого из них.

         Значительное  место в эффективности  процесса  ППД  занимает  размещение скважин на  месторождении.  Они определяют  картину заводнения,   которое подразделяется на несколько видов.

         Законтурное заводнение  предполагает  закачку  воды  в  нагнетательные скважины,  расположенные  за  внешним  контуром  нефтеносности.   По мере удаления контура  нефтеносности  от  нагнетательных  скважин  и обводнения  первого   ряда   эксплуатационных   скважин ,  фронт   нагнетания переносится.

         Критерием нормального ведения  процесса  является  величина  пластового давления  в  зоне  отбора,  которая  должна  иметь  тенденцию  к  росту  или стабилизации.

         Законтурное заводнение эффективно при наличии  следующих  факторов:

- небольшие размеры  залежи  (отношение   площади  залежи  к  периметру   контура нефтеносности  1,5…1,75 км);

- пласт  однородной  с  хорошими  коллекторскими свойствами по толщине и по площади;

-  нагнетательные  скважины  отстоят   от контура   нефтеносности   на  расстоянии 300…800  м,  что   обеспечит    более равномерное   продвижение   фронта  воды  и  предотвратит  образование  языков обводнения;

  существует хорошая  гидродинамическая  связь между зоной   отбора и зоной  нагнетания.

               К недостаткам  законтурного заводнения  можно отнести: 

1. большие  потери закачиваемой  воды  из за  ее  утечек  в  сторону, противоположную  области нагнетания, что приводит к дополнительным затратам энергии;
2.   удаленность линии нагнетания от зоны отбора, что требует значительных затрат энергии на преодоление потерь; 
3. замедленная реакция фронта  отбора  на  изменение условий на линии нагнетания;
4. необходимость сооружений большого  количества нагнетательных  скважин;  удаленность  нагнетательных  скважин  от  основных объектов закачки, возрастающая в процессе разработки, увеличивает  стоимость системы.

           Внутриконтурное  заводнение предполагает закачку воды  непосредственно  в  нефтяную зону, организацию одного  или  нескольких  рядов  нагнетательных  скважин  в центре месторождения  и  расчленения  за  счет  этого  залежи  на  отдельные участки,  разрабатываемые  самостоятельно.   Разрезание   может   быть осуществлено  на  полосы,  кольца  и  т.д.  Экономичность   данного   метода заводнения очевидна: повышается коэффициент полезного  действия  системы  за счет исключения оттока жидкости,  приближения  фронта  нагнетания  к  фронту отбора.