Отчет по производственной практики в НГДУ «Чекмагушнефть»

Iн = Iнд + Iнг + Iуг где  Iн – количество нефти до  процесса; Iнд - количество добытой  нефти в регультате ВГ; Iнг –  количество сгоревшей нефти; Iуг  – количество нефти, превратившейся  в углеводородный газ.

5.16. Закачка углекислоты

Углекислый газ СО2, закачиваемый в пласт в жидком виде, смешиваясь в нефтью, уменьшает ее вязкость, увеличивает подвижность, снижает  поверхностное натяжение на границе  «нефть-порода» Жидкая углекислота  экстрагирует из нефти легкие фракции, создавая активно-действующий на породу вал из смеси СО2, и углеводородов  и способствующий лучшему отмыванию  нефти из пласта. Установлено и  химическое взаимодействие СО с породой, ведущее к увеличению ее проницаемости.

По данным БашНИПИнефть нефтеотдача  заметно увеличивается после  применения СО концентрацией 4…5% (по массе).

Свойства СО2,: бесцветный газ, относительная плотность 1,529 кг/куб.м., критическая температура 31,1 СО2; критическое  давление 7,29 Мпа; плотность 468 кг/куб/м; при Т=20оС Р = 5,85 Мпа превращается в бесцветную жидкость с плотностью 770 кг/куб.м. Хорошо растворяется в воде и нефти, снижая ее вязкость на 10…500%.

В настоящее время реализовано  несколько технологических схем закачки углекислоты в пласт. Вот несколько из них: закачка  карбонизированной воды, закачка  углекислого газа, создание оторочки из СО с последующим вытеснением  водой, углеводородами или их смесью.

По данным исследований нефтеотдача  при применении углекислоты значительно  возрастает при увеличении оторочки до 10% порового объема пласта.

Источниками СО2 являются обработанные газы тепловых установок (11…13%) побочная продукция химических производств (до 99%), месторождения нефтяных газов (до 20%).

Закачка СО2 впервые была осуществлена на Александровской площади 
Туймазинского месторождения в 1967 г. На 1.01.1975 г. в пласт было закачено 
252,5 тыс.куб.м. карбонизированной воды с концентрацией СО2 – 1,7%. 
Израсходовано 4,1 тыс.т. углекислоты. Установлено увеличение охвата пласта заводнением по мощности на 30%, приемистость нагнетательных увеличивается на 10…40%.

Возврат углекислоты в  виде добытой жидкости составил 238,8 т (5,7% от закачанной в пласт).

Крупномасштабные работы по закачке СО2 ведутся на ряде месторождений 
США. Так, на месторождении Форд-Джерелдин с 1981 г. ведется закачка СО2 в объеме 570 тыс.куб.м./сут через 98 нефтяных скважин по пятиточечной сетке.

Нефть добывают из 154 скважин. Характеристика месторождения: глубина  пласта 815 м, пористость 23%, толщина 7 м, проницаемость 64-10 кв.мкм, вязкость нефти 1,4 Мпа-с, плотность 815 кг/куб.м., пластовая  температура 
28оС. Давление закачки 13,6 Мпа, стоимость СО2 46..53 долл. За 1000 куб.м. 
Эффективность применения СО2 оценивается дополнительно добытой нефтью, величина которой различна для разных районов и составляет до 12% от начальных геологических запасов.

5.17. Оборудование для осуществления  технологий

Закачка газа в пласт осуществляется компрессорами высокого давления. В  частности, промышленность выпускает  для этих целей автономные компрессорные  станции КС-550, а также газомоторкомпрессоры 10-ГКМ155-125 с подачей 24000 куб.м./час  и давлением на выкиде 12,5 Мпа. Могут  быть выбраны и другие типоразмеры, исходя из условий.

Одной из принципиальных особенностей закачки в пласт теплоносителей является необходимость доставки на забой скважины и продвижения  в пласте теплоносителя с высокой  температурой, способной воздействовать не только на нефть, но и на породу с  целью отделения от нее компонентов, отличающихся высокими адгезионными свойствами. Поэтому оборудование, применяемое  для этой цели, должно удовлетворять  ряду требований, главные из них: а) возможность генерировать расчетные  объемы теплоносителей (пара) в течение  длительного времени; б) доставка теплоносителя  на забой с возможно меньшими потерями.

Система пароподготовки включает в себя следующие узлы: узел водоподготовки; узел парообразования; узел подготовки пара перед закачкой в скважину.

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. 
Учитывая специфику СО2 (ее агрегатное состояние зависит от давления и температуры), перекачку можно проводить в газообразном (критическая температура более 31оС и давление 7,29 МПа) или жидком состоянии 
(температура минус 15…40оС, давление 2,5 МПа). Особенность закачки окиси углерода состоит также в том, что растворяясь в воде, она образует углекислоту, отличающуюся высокой коррозионной активностью к оборудованию. 
Эти факторы следует принимать во внимание, проектируя разработку месторождения. Выбор средств перекачки зависит от физического состояния 
СО2; для газообразного – компрессоры, для жидкого – насосы.

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 
2…3 до 10…20 Мпа-с, предельное содержание солей в пластовой воде 4…5%, температура пласта не более 65…75оС.

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 
ПАА, можно добиться требуемой вязкости вытесняющего раствора и повышения нефтеотдачи на 7…10%. Концентрация раствора – 0,025…0,5%, объем оторочки – не менее 30% порового пространства.

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 = 
0,886 г/куб.см, обладающей неньютоновскими вязкопластичными свойствами.

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. 
Проблема состоит в том, чтобы подобрать наиболее дешевый и эффективный растворитель, добиться оптимального процесса вытеснения, при котором критериальный показатель – количество дополнительно извлеченной нефти на 1 т растворителя, был бы максимальным.

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 
1976-77 годов. В нагнетательную скважину была закачана оторочка РСУО из смеси 100 куб.м. воды, 2,5 т сульфанола и 17 куб.м. углеводородного растворителя. Оторочка позволила ликвидировать прорыв воздуха к добывающим скважинам, возникавший при осуществлении ППД с помощью сжатого воздуха. 
Было получено увеличение добычи нефти.

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 
10...15%. При контакте с нафтеновыми кислотами, содержащимися в нефти, щелочи образуют натриевые мыла (они снижают поверхностное натяжение фазы) и нефтяные эмульсии. Последние устремляются в зоны повышенной проницаемости, создавая вследствие своей повышенной вязкости (по сравнению с водой) фильтрационные сопротивления и, направляя, таким образом, поток жидкости в зону пониженной проницаемости.

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 
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;