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

         Существуют  различные технологические  варианты кислотной  обработки, как то: простая, селективная, повторная, поочередная, с вибрацией и  т.д.

         б) Гидравлический разрыв продуктивного пласта в призабойной зоне скважины. Этот способ используется в пластах, представленных твердыми, плотными породами с низкой проницаемостью (песчаники, известняки, доломиты и т.д. Давление разрыва достигают закачкой в скважину жидкости под высоким давлением. В продуктивном пласте при этом открываются существующие трещины и микротрещины или создаются новые, которые могут заметно улучшить гидродинамическую связь между пластом и скважиной.

         в) Подземные ядерные  взрывы. Взрывы были экспериментально исследованы с положительными результатами в твердых, плотных породах с низкой проницаемостью. Вокруг зарядной скважины в продуктивном пласте в следствии ядерного взрыва образуется полость, заполненная разрушенной породой, затем зона дробления и за ней зона с системой трещин и микротрещин. Этот способ представляет интерес, особенно для газовых скважин, дебит которых может быть таким образом увеличен в несколько десятков раз.

         г) Термические способы.  Они основываются на повышении температуры в пласте вокруг скважины и используются в продуктивных отложениях, насыщенных высоковязкими нефтями с повышенным содержанием парафина. Эти способы аналогичны способам повышения температуры в стволе скважины, но требуют большей теплоты для прогрева пласта в радиусе 2 15 м. С этой целью можно использовать термохимическую кислотную обработку, основанную на закачке в пласт нагретой кислоты в результате её реакция с некоторыми металлами, периодическую закачку в пласт ограниченных объёмов пара (циклическая закачка пара) или круговой фронт подземного горения вокруг эксплуатационной скважины, определяемой расчетным радиусом, до которого необходимо разогреть пласт. Кроме     того за последние годы разработаны различные новые технологии воздействия на призабойную зону пласта, основанных на использовании современных реагентов и отходов химической промышленности.  

         9  Текущий и капитальный  ремонт 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.

         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.

         В настоящее время  более 90% всех ремонтов выполняется на скважинах  с ШСНУ и менее 5%   с ЭЦН.

         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 P заб. , 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. Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (или развинчивании) насосно компрессорных труб, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях – инструментом для ловильных, очистных и других работ. Это многообразие функций сделало НКТ обязательным компонентом оборудования скважины любого без исключения способа эксплуатации.

         Операции  с НКТ монотонны, трудоемки и легко  могут быть механизированы. Кроме подготовительных и заключительных операций, которые имеют свою специфику для различных способов эксплуатации, весь процесс СПО с НКТ одинаков для всех видов текущего ремонта. Спуско подъемные операции со штангами производятся так же, как и с трубами, а отвинчивание (свинчивание) штанг производят механическим штанговым ключом В случае заклинивания плунжера в цилиндре насоса или штанг в НКТ (запарафинивание), а так же при их обрыве возникает необходимость одновременного подъема труб и штанг. Процесс ведут путем поочередного отвинчивания трубы и штанги.

         Капитальный  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 цеха по капитальному ремонту скважин. Скважина, включенная в капитальный  ремонт, остается в  эксплуатационном фонде, но исключается из действующего фонда. 
 

         10 Сбор и подготовка  нефти, газ 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 .

         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, 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.2). 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.

         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 2. - Схема сбора и  подготовки продукции  скважин на нефтяном промысле: 

1. нефтяная  скважина;
2. автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ);
3. дожимная насосная станция (ДНС);
4. установка очистки пластовой воды;
5. установка подготовки нефти;
6. газокомпрессорная станция;
7. 7центральный пункт сбора нефти, газа и воды;
8. резервуарный парк

         Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.

         Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть  и вода образуют стойкие  эмульсии типа "вода в нефти". В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде  на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы:

• гравитационный отстой нефти,
• горячий отстой нефти,
• термохимические методы,
• электрообессоливание и электрообезвоживание нефти.

         Наиболее  прост по технологии процесс гравитационного  отстоя. В этом случае нефтью заполняют  резервуары и выдерживают  определенное время (48 ч и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды.

         Однако  гравитационный процесс  отстоя холодной нефти   малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти. Более эффективен горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50  70°С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является его малая эффективность.