Отчет по производственно практике в НГДУ «Туймазанефть»

Песочный насос – это особая желонка для удаления песка из скважины. Если пескообразование скважины тянется, могут потребоваться профилактические мероприятия. Одним из чаще применяемых методов битвы с пескообразованием является приспособление гравийных фильтров. В скважине вводится гравийный фильтр, на уровне продуктивного пласта укладывается щелевая гильза и тщательно подобранный по размеру гравий закидывается снаружи по периметру гильзы. Гравий больше песка, но достаточно мал, чтобы песчинки не могли проходить через его пласт. Таким образом, гравий образует затор, через которую может поступать нефть, но не песок.

Повреждение пласта - это обычное затруднение наблюдается, если с пластом, опоясывающим скважину, происходит что-то, понижающую добычу нефти. Например, избыточное увеличение обводнения в окрестностях скважины тормозит поток нефти. Глинистая пробка – накопление бурового раствора вокруг скважины в продуктивном отрезке, также может снизить скорость потока нефти. Во многих сланцевых продуктивных пластах буровой раствор, употребляемый при капитальном ремонте, может вызвать набухание глины и полностью остановить приток нефти. Скважина с таким типом повреждений отделывается кислотами, реагентами или другими особыми химикатами. Эти химикаты закачиваются в пласт и через какое-то время выкачиваются наружу. Это высококвалифицированные операции, требующие особыых насосных грузовиков и оборудование. Их, типично, выполняют компании по обслуживанию скважин .

Отложение парафина в наземных выкидных и насосно – компрессорной колонне трубопроводах – это сложность, возникающая в тех районах, где добывается особенный вид сырой нефти, называемый парафинистая сырая нефть. Парафин, оказывающийся на самом деле деталью этой сырой нефти, осаждается в твёрдом виде в результате понижения температуры. Таким образом, накопление парафина не часто вызывает проблемы на дне скважины, но становится большой проблемой вблизи поверхности, где температура меньше.

Для борьбы с отложением парафина существуют разные методы. В поверхностных выкидных трубопроводах может оказаться удовлетворительным периодически пропускать сквозь трубы скрепки для удаления копящегося парафина. В насосно – компрессорных колоннах скребки можно установить на насосных штангах, возвратно – поступательное движение которых будет содействовать частичному удалению отложений с поверхности колонны насосно- компрессорных труб.

Формирование эмульсий из нефти и воды – четвертая стандартная проблема. В некоторых условиях нефть и вода создадут эмульсию не делящуюся на поверхности без спец. обработки. Это также является вопросом, поскольку разрушение эмульсий стоит дорого. Способы   деэмульгирования   содержат   тепловое  и  химическое обрабатывание, а также различные комбинации  химического обрабатывания.

Коррозия – одна из самых дорогостоящих проблем, поражающих нефтяную скважину. Соленая  вода ,  извлекаемая  вместе  с  нефтью ,обладает высочайшей коррозионной активностью и значительная часть нефтей содержит различные числа сероводорода , который так же вызывает коррозию. Антикоррозийные меры – ввод химических ингибиторов коррозии в кольцевой зазор между обсадной колонной насосно – компрессорной колонной, а также употребление специальных сплавов и труб с цементным нанесением[11].

Таким образом основными проблемами в процессе эксплуатации являются: отказ оборудования, пескообразование, повреждение пласта, отложение парафина на оборудовании, формирование эмульсий и коррози. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6 ТЕКУЩИЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

Существует два вида ремонта скважин – наземный и подземный. Наземный ремонт - восстановление работоспособности оборудования, находящегося на устье скважины трубопроводов, станков качалок, запорной арматуры, электрической аппаратуры и т.д.

Подземный ремонт включает в себя работы, направленные на устранение неисправностей в оборудовании, спущенном в скважину, также восстановлением или повышением дебита скважины. Подземный ремонт связан с подъемом оборудования из скважины.

По сложности выполняемых операций подземный ремонт подразделяется на текущий и капитальный. Подземные ремонты скважин условно делят на текущие и капитальные. Текущий ремонт включает следующие виды работ: смена насоса, ликвидация обрыва штанг или их отворота, смена труб или штанг, изменение погружения НКТ, очистка или смена песочного якоря, очистка скважин от песчаных пробок желонкой или промывкой.  Капитальный ремонт скважины включает в себя следующие виды работ: 1 - ремонтно-изоляционные работы (изоляция промыва флюидов), пластовых вод (пресных, сточных), отключение объектов из разработки, переход на другие объекты; 2 - ремонтно-исправительные работы - наращивание цементного камня, зарезка второго ствола, райбирование колонн, восстановление герметичности обсадных колонн; 3 - воздействие на призабойную зону пласта: физические методы, химические методы, физико-химические методы; 4 - ловильные работы; 5 - ликвидация скважин. Состав и организация работ при текущем и капитальном ремонте скважин Скважину считают подготовленной для проведения ремонта, если создана возможность выполнения СПО и других работ. Кроме того, обязательно нужно соблюдать нормативы по технике безопасности и охране труда, а так же исключать возможности загрязнения окружающей среды нефтью, пластовыми водами и агрессивными нефтяными газами. Указанные условия создаются вследствие промывки и глушения скважин специальными промывочными (задавочными) технологическими жидкостями.

Промывкой скважины достигается замена нефти, газа и пластовой воды, находящихся в скважине, на технологическую жидкость, а глушение заключается в доведении плотности технологической жидкости до необходимой величины. Определяют так же необходимый объём промывочной жидкости, который обычно берут реальной двум объёмам скважины. Промывку и глушение скважины проводят как прямой, так и обратной циркуляцией. Чаще всего используют схему обратной промывки, при которой затрачивается минимальный объём жидкости глушения. В качестве технологической жидкости для промывки и глушения скважин используют пресную или минерализованную воду, обработанную или необработанную ПАВ, буровой раствор, инвертную эмульсию, раствор на нефтяной основе и т.д.

 Подготовка скважины и оборудования для подземного ремонта. До промывки и глушения скважины во время выполнения или после окончания этих процессов начинают подготовительные работы. Территорию скважины очищают в радиусе 35-40 м и подготавливают для размещения оборудования. Создают необходимый для подземного ремонта запас инструмента и материалов, НКТ, насосных штанг и т.п. Подъёмное оборудование монтируют в определённой последовательности на основе рациональных и безопасных приёмах труда, выработанных в результате изучения и обобщения трудового опыта и изложенных в инструктивных картах[9].

 Подземный ремонт и спуско-подьёмные операции. Подземный ремонт начинают с разборки устьевой арматуры. Разобранную арматуру располагают на вспомогательной площадке, расположенной неподалёку от устьевой. Далее с устья пьедестала монтируют механические или электромеханические ключи, исправность которых должна быть предварительно проверена. Этим заканчивается подготовка скважин к спуско- подьёмным операциям. При ремонте фонтанных и насосно - компрессорных скважин, в которые спущены два ряда НКТ, сначала поднимают внутренний ряд, а затем наружный. Развинченные трубы по диаметрам укладывают на стеллажи у приёмного моста. Для захвата трубы под муфту и удержания колонны НКТ на весу при СПО применяют трубные элеваторы: ЭТА, а для НКТ с высаженными концами наружу - типа ЭЗН. Элеваторы ЭТА выпускают грузоподьёмностью 32,50 и 80 тонн для всех диаметров НКТ. Шифр элеватора (например, ЭТА 50-48/89) показывает минимальную грузоподьёмность (50т) и размер НКТ (48-89 мм со сменными захватами) для которых предназначен элеватор.

Элеваторы типа ЭЗН обладают грузоподъёмностью 15, 25,50 тонн для НКТ условным диаметром 48,60,73,89 и 114 мм. Шифр элеваторов (ЭЗН - 6 - 25) обозначает минимальный условный диаметр труб (60мм) и грузоподъёмность 25 т. При использовании для свинчивания и развинчивания НКТ автомата АПР применяют специальные элеваторы типа ЭГ, грузоподъёмностью 16, 50 и 80 т. Для НКТ с высаженными концами элеваторы типа ЭГ выпускают для труб 33,42,48,60,73, 89, 102 и 114 мм, а для гладких труб - 42, 60, 73, 89, 102 и 114мм. Содержание шифра элеваторов типа ЭГ, так же, как и элеваторов ЭЗН. Если в шифре содержится буква В, то эти элеваторы предназначены для НКТ с высаженными концами (например, ЭГ - 60 - 50 В), без этой буквы - для гладких НКТ (ЭГ - 60 - 50). После проверки качества НКТ, замены вышедших из строя или замены нефутированных труб футированными, устранение песчаной пробки или обработки забойной части скважины химическим реагентом, НКТ опускают в скважину, начиная с наружного ряда труб и заканчивая внутренним рядом.

 При  подземном ремонте скважины, оборудованной  штанговым невставным глубинным насосом, штанги отсоединяют от плунжера на головке балансира СК, а потом поднимают из скважины. При штанги или подвешивают на специальном приспособлении или укладывают на стеллажи. Затем поднимают колонну НКТ с глубинным насосом. Заменив дефектные штанги, НКТ и глубинный насос, насосно-компрессорные трубы опускают на глубину и подвешивают на пъедестале, опускают насосные штанги и, соединив их с плунжером, подвешивают к головке балансира станка - качалки. При ремонте скважины, оборудованной вставным насосом, насосные штанги поднимают с плунжером, заменяют плунжер и отработанные штанги. Затем пускают плунжер со штангой в скважину. После установки плунжера на место штанги подвешивают к головке балансира станка - качалки. Спуск и подъём штанг производят с помощью 2х элеваторов штанговых грузоподъёмностью 5 и 10 тонн (ЭШН-5 и ЭШН-10). При ремонте скважины оборудованной ЭЦН, после снятия арматуры "заряжают" электрокабель на подвесной ролик, устанавливают ключи для отвинчивания НКТ и монтируют пульт управления автонаматывателем силового электрокабеля. После этого приступают к подъёму погружного электроцентробежного насоса.

 При  подъёме очередной трубы помощник  оператора с помощью специального  ключа освобождает электрокабель от НКТ. После замены ЭЦН опускают в скважину, присоединив к НКТ силовой электрокабель при помощи специальных устройств. Заключительные работы (установка арматуры, проверка состояния задвижек) проводят в порядке, обратном подготовительным работам[10].

В конечном итоге, после окончания ремонта специальная комиссия составляет гарантийный акт о сдаче скважины из капитального ремонта, в котором указано состояние скважины до и после проведения работ. Установлены специальные технические условия сдачи и приема скважин после капитального ремонта.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7 МЕТОДЫ  УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ  СКВАЖИН

Интенсификация добычи нефти - комплекс геологических, технологических и технических мероприятий, направленных на увеличение добычи нефти из скважин. Сегодня этот комплекс обширен и включает в себя методы воздействия на призабойную зону пласта, способы воздействия на пласт и применение высокопроизводительного оборудования для увеличения отборов жидкости из скважин.

Призабойную зону пласта выделяют как особую часть пласта, так как, во-первых, ее свойства могут существенно отличаться от свойств остальной части и, во-вторых, именно в этой части происходит потеря основной доли энергии, затрачиваемой на движение нефти в пласте. Причины изменения физических свойств ПЗП заключаются в процессах, вызываемых бурением, креплением, освоением и ремонтом скважин, в результате которых происходят загрязнение от проникновения соответствующих рабочих жидкостей, а также физико-химические и механические нарушения. Размер призабойной зоны пласта изменяется от нескольких дециметров до нескольких метров.

Чем квалифицированнее вскрыта скважина, то есть чем большим количеством отверстий образован фильтр, чем меньше глинистого раствора и других примесей принесены в пласт в процессе вскрытия, тем меньшее сопротивление будет испытывать жидкость при движении из пласта в скважину.

Чем больший перепад давления на ПЗП создан спущенным оборудованием, чем меньше осаждается на забое механических примесей, парафина, смол, тем интенсивнее проходят процессы фильтрации и поступления жидкости в скважину.

Цель воздействия - восстановление или улучшение фильтрационной характеристики призабойной зоны пласта, главным образом за счет увеличения ее проницаемости и снижения вязкости флюидов, снижения темпов обводнения добывающих скважин. Иными словами, выделяются два направления воздействия на призабойную зону:

- увеличение  дебита скважин по нефти;

- ограничение  притока воды в добывающие  скважины.

В некоторых случаях можно выделить и другие задачи воздействия, например, предотвращение механического разрушения призабойной зоны пласта, ограничение выноса песка и других компонентов и так далее.

За последние годы в НГДУ "Туймазанефть" применялись различные методы увеличения нефтеотдачи. Причем, применение их зависит от многих факторов: геологического строения месторождения на поздней стадии эксплуатации, свойств коллектора и т.д. Рассмотрим наиболее распространенные методы увеличения нефтеотдачи. Все виды воздействия на призабойную зону скважин в НГДУ “Туймазанефть” по технологии проведения можно объединить в следующие группы:

- химические  методы: сюда относятся закачка  осадкогелеобразующей композиции "КОГОР", закачка нефтенола, закачка цеолита, соляно-кислотные обработки и обработки кислотой замедленного действия, обработка призабойной зоны пласта ПАВ, ингибиторами коррозии;

- тепловые  методы: обработка призабойной зоны пласта горячей нефтью, а также очистка НКТ и призабойной зоны магнитным активатором тепла и генератором тепла;

- механические методы: вибровоздействие на пласт вибратором СВ, вибратором-пульсатором, клапаном для создания глубокой депрессии, а также очистка НКТ и призабойной зоны пласта от парафина штанговыми скребками, центраторами-фрезами;

- комбинированные  методы: сюда относятся обработка  призабойной зоны нагнетательных скважин термо-химическими зарядами, термоимплозионная обработка призабойной зоны скважин;

• гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи: нестационарное (циклическое) заводнение и изменение направления фильтрационных потоков, создание обратного конуса, зарезка боковых стволов.