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

         7  Исследование скважин 

         В процессе эксплуатации скважин осуществляется их исследование в целях контроля технического состояния эксплуатационной колонны, работы оборудования, проверки соответствия параметров работы скважин установленному технологическому режиму, получения информации, необходимой для оптимизации этих режимов. 

         При исследовании скважин: 

         а)проверяется  техническое состояние  скважины и установленного оборудования (герметичность  цементного камня, обсадной колонны и насосно  компрессорных труб, состояние призабойной  зоны пласта,загрязненность ствола скважины, подача насосов, работа установленных на глубине клапанов и других устройств);

         б) оценивается надежность и работоспособность  узлов оборудования, определяется меж  ремонтный период работы оборудования и скважин;

         в) получают информацию,необходимую  для планирования различного рода ремонтно восстановительных и других работ в скважинах, а также для установления технологической эффективности этих работ.

         Для решения перечисленных  задач используется комплекс различного рода исследований и  измерений (замер  дебита нефти, обводненности продукции, газового фактора, глубинные измерения температур и давлении,промеры глубин, динамометрирование, запись расходов рабочего агента, учет отказов и ремонтов оборудования, анализ проб продукции скважин и др.).

         Виды, объем и периодичность исследований и измерений с целью контроля за работой оборудования для всех способов эксплуатации скважин устанавливаются  управлением совместно с научно исследовательскими организациями и геофизическими предприятиями .

         Исследования  по контролю за работой добывающих скважин должны осуществляться в полном соответствии с правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды.

         Основой исследования УШГН является динамометрирование – метод оперативного контроля за работой подземного оборудования и основа установления правильного технологического режима работы насосной установки.

         Суть  метода заключается  в том, что нагрузку на сальниковый шток определяют без подъема  насоса на поверхность  с помощью динамографа. На бумаге в виде диаграммы записываются нагрузки при ходе вверх и вниз в зависимости от перемещения штока.

         Для определения расстояния от устья до динамического  уровня применяются  методы звукометрии. Наиболее распространены различные эхометрические установки для скважин с давлением 0,1 МПа. Принцип действия этих установок заключается в том, что в затрубное пространство посылается акустический импульс из пороховой хлопушки. Этот импульс, отразившись от уровня жидкости , возвращается к устью, воздействуя на термофон, и после преобразования и усиления в электрический фиксируется перописцем на движущейся бумажной ленте.

         Волнометрирование выполняется при  помощи эхолота, который  позволяет определить динамический уровень  в скважинах глубиной до 4000 м. при давлении в затрубном пространстве до 7,5 МПа. На забое и по стволу скважины давление и температуру измеряют с помощью глубинных  термометров, которые объединяются в одном приборе. 

          8 Методы увеличения  производительности  скважин

         В нефтяных и газовых  скважинах с течением времени снижается дебит и производительность скважин . Это естественный процесс, так как происходит постепенное понижение пластового давления, уменьшается энергия пласта, необходимая для подъема жидкости и газа на поверхность .

         Производительность скважин уменьшается также в результате ухудшения проницаемости пород, продуктивного пласта из за закупорки его пор в призабойной зоне смолистыми , парафинистыми отложениями, механическими частицами выноса пласта.

         Для стабилизации уровня добычи нефти и газа применяются различные методы воздействия на призабойную зону пласта , позволяющие повышать нефтеотдачу пластов и не снижать производительность скважин. Методы повышения производительности скважин при воздействии на призабойную зону пласта разделяются на химические , механические , тепловые и комплексные.

         Решающие  значение при выборе способа воздействия  в каждом конкретном случае имеет необходимая  глубина обработки  продуктивного пласта для восстановления или улучшения  проницаемости. Поэтому  по глубине воздействия на пористую среду способы интенсификации скважины можно разделить на две большие категории: способы с небольшим радиусом воздействия и способы с большим радиусом воздействия. Основные способы улучшения сообщаемости пласта со скважиной с небольшим радиусом воздействия:

         а) Использование взрывчатых веществ. К ним  относятся пулевая, кумулятивная перфорация, различные варианты торпедирования.

         При недостаточной сообщаемости между пластом  и скважиной можно  повторно провести обычную  перфорацию пулевым перфоратором. Для повышения её эффективности скважина заполняется не глинистым раствором или водой., а жидкостями, не загрязняющими вновь созданные перфорационные отверстия.

         При твердых и плотных  породах можно  торпедировать продуктивный пласт взрывчатым веществом, спускаемым в интервал залегания пласта в гильзах, и электрическим взрывателем, который подрывают с помощью кабеля с устья скважины. Гильзы изготавливают из металла асбеста или пластмасс. В качестве взрывчатых веществ наиболее часто используют нитроглицерин, динамит тротил и др. Взрыв может создавать в продуктивном пласте каверны и трещины. Таким образом, одновременно с улучшением сообщаемости пласта со скважиной  увеличивается и проницаемость пласта в зоне с большим радиусом (создание микро и макротрещин, которые могут распространяться на десятки метров).

         Направленное  торпедирование можно  осуществить за счет использования соответствующей  внешней формы  заряда и вставок  на пути взрывной волны. В зависимости  от необходимости  можно использовать торпеды бокового рассеянного действия, бокового сосредоточенного и вертикального действия.

         Перфораторы с разрывными снарядами  создают круглые  отверстия в колонне  и с цементом кольце, проникая в породу, и, взрываясь, образуют каверны и трещины. Кумулятивный перфоратор состоит из устройства, в ячейках которого содержатся заряды кумулятивного действия. Каждая ячейка  с противоположной стороны взрывателя оснащена выемкой соответствующего профиля. Таким образом, газообразные продукты взрыва направляются вдоль оси заряда в виде мощной струи, которая создает в колонне, цементе и породе канал в соответствующем направлении.

         б) Очистка ствола скважины и зоны перфорации поверхностно активными  веществами или кислотными ваннами. Используемые при этом жидкости состоят либо из раствора 1 5%ных поверхностно активных веществ, растворенных (или диспергированных) в воде, либо из раствора с содержанием 15% HCI, В который добавляется 0,5 2% ингибитора коррозии и иногда 1 4% фтористоводородной кислоты. В некоторых случаях используют смешанные составы кислот и ПАВ. Обычно скважину промывают одним из упомянутых растворов, затем в пласт заключают рабочую жидкость в объёме 0,3 0,7 м³ на каждый метр интервала перфорации. Для кислотных составов даётся выдержка 1 6 часов, для ПАВ без кислоты выдержка составляет 24 ч, затем отработанный раствор удаляют и скважину пускают в работу или приступают к обработке пласта, используя способ с большим радиусом воздействия.

         Использование поверхностно активных растворов для  промывки скважины или  закачки в пласт на небольшую глубину обеспечивает деспергирование и удаление со стенок скважины и из пласта твердых частиц и фильтрата бурового раствора, а также водонефтяной эмульсии.

         Кислотные ванны очищают  от глинистого раствора в новых скважинах (или  вышедшие из капитального ремонта), а также ликвидируют отложения солей из пластовой воды, накопившейся в процессе эксплуатации.

         в) Повышение температуры  в стволе скважины в интервале продуктивного  пласта. Термические  способы. Для повышения  температуры можно  использовать циркуляцию горячей жидкости в скважине, термохимические процессы, электрические нагреватели. Продолжительность нагрева зоны перфорации скважины обычно составляет 5 50 часов. При этом происходит разжижение отложений твердых углеводородов (парафина, смол, асфальтенов и т.д.), которые потом удаляются при пуске скважины в эксплуатацию. Циркуляция горючих жидкостей в скважине легко реализуема, но при глубинах более 1000 2000м. мало эффективна в следствие больших потерь теплоты из скважины в отложения вскрытого геологического разряда.

         В электрических нагревателях применяют систему  электрических сопротивлений, смонтированных в  трубе, которую устанавливают  на конце колонны  НКТ. Питание электрической  энергией осуществляется по кабелю с поверхности. Существуют и нагреватели, основанные на использовании тонов высокой частоты. Электрические нагреватели могут находиться на забое скважины и во время ее эксплуатации. Запуск и остановка нагревателей в этом случае осуществляются включением и выключением питания электрической энергии

         Газовые горелки состоят  из трубчатой камеры, спущенной в скважину, с двумя концентрическими колоннами насосно  компрессорных труб. По трубам малого диаметра нагнетают горючие  газы, по кольцевому пространству   первичный воздух, а по колонне  вторичный. Инициирование горения осуществляется подачей электрической энергии по кабелю с поверхности. Другим кабелем с термопарой измеряется температура с наружи, которая не должна превышать 300 400 ⁰С, чтобы не повредить колонну скважины. Температуру на желаемом уровне поддерживают соответствующим регулированием объемов нагнетания газов и воздуха.

         Термохимическая обработка базируется на выделении теплоты  на забое скважины за счет химического  процесса, которая расправляет тяжелые углеводороды, выпавшие в зоне перфорации скважины, с целью последующего их удаления. Для этого используют реакцию 15% ного раствора HCI с едким натром ( NaОН ), алюминием и магнием.

         В результате реакции 1 кг едкого натра с  соляной кислотой выделяется 2868 кДж теплоты. Большое количество теплоты получают при реакции HCI с алюминием (которая генерирует 18924 кДж на  кг Al). Однако при этом образуется хлопья гидроокиси алюминия Al(OH)3, которые способны забивать поры и проточные каналы в продуктивном пласте. Наиболее эффективно использование магния, который при реакции с HCI выделяет 19259 кДж, а хлористый магний MgCi2 хорошо растворяется в воде.

         Основные  способы улучшения  сообщаемости продуктивного  пласта со скважиной  с большим радиусом воздействия:

         а) Кислотные обработки  призабойной зоны продуктивного пласта. Эти способы главным  образом используются в песчаных породах  с содержанием  карбонатов более 20% или с цементирующим  материалом, состоящим  из карбонатов кальция  или магния.

         Основной используемой кислотой является HСI. Она эффективно воздействует на карбонат кальция или магния, образуя растворимые и легко удаляемые хлориды. Соляная кислота является дешевой и недефицитной. Используются и другие кислоты: уксусная, муравьиная и др. В кислотные растворы вводятся и различные присадки: ингибиторы коррозии, присадки для уменьшения поверхностного натяжения, замедления реакции, рассеивании и т. д.

         При закачке в пласт  кислотного раствора при давлениях  нагнетания меньших, чем давление гидроразрыва, очищаются и расширяются поры в призабойной зоне пласта или трещины и микротрещины в породе коллекторе, восстанавливая, таким образом, ухудшенную проницаемость обработанной зоны,   а в некоторых случаях даже увеличивая её первоначальное значение.

         Технология  работ следующая: скважину очищают  и заполняют нефтью или водой (солёной  или пресной) с  присадкой 0,1 0,3% ПАВ. На поверхности готовят  кислотный раствор  с добавками необходимых  компонентов, последовательность введения которых  устанавливает преимущественно по данным лабораторных исследований. Кислотный раствор закачивают в НКТ при открытой задвижки на затрубном пространстве скважины. Когда он достигает интервала перфорации скважины, закрывают упомянутый вентиль и закачивают кислотный раствор по трубам до тех пор, пока он не проникнет в продуктивный пласт, при чем на последнем этапе раствор продавливает нефтью или водой с присадкой 0,1 0,3% ПАВ. Выдерживают 1 6 часов (но не более) для реакции кислоты, затем раствор удаляют. Скважину вводят в эксплуатацию. При этом внимательно наблюдают за изменением дебита для определения эффекта от проведенной обработки.