Техника и технология добычи нефти

Геология района

Ромашкинское месторождение, находящееся в промышленной разработке с 1952 года, нагнетательными рядами разделено на 21 площадь. Ширина выделенных объектов находятся в пределах от 8,0 км (Зай -Каратайская, Чишминская) до 13,5 км (Южно - Ромашкинская). Максимальный уровень добычи нефти 81,5 млн.т. был достигнут на Ромашкинском месторождении в 1970г. Добыча нефти на уровне 80 млн.т. удерживалась в течение 6лет. Ромашкинское месторождение вступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся ростом темпов обводнения, увеличением (в 5 - 10 раз) выбытия скважин из эксплуатационного фонда, снижением в 1,5 - 2 раза эффективности геолого - технических мероприятий и неуклонным падением уровня добычи нефти - это объяснялось еще и ухудшением структуры запасов. Отбор жидкости по месторождению увеличивался ежегодно до 1985г. На поздних стадиях разработки основной целью регулирования является уменьшение отбора попутной воды при одновременном увеличении текущих отборов нефти и коэффициента нефтеизвлечения пластов. Это достигается регулированием закачки воды по нагнетательным и отбором по добывающим скважинам.

НГДУ “Лениногорскнефть” разрабатывает следующие нефтяные площади:

Южно - Ромашкинская, Западно - Лениногорская, Зай - Каратайская, Куакбашская, Залежь №1 бобриковского горизонта, Залежь №15, Залежь 301, 302, 303.

Южно-Ромашкинская площадь введена в разработку в 1956 году. В настоящее время находится в завершающей 4 стадии разработки и характеризуется закономерным падением дебитов нефти.

Южно - Ромашкинская площадь является частью нефтяного месторождения платформенного типа, в тектоническом отношении приурочена к структурному элементу второго порядка. Самые высокие абсолютные отметки залегания пашийского горизонта отмечаются в северной части площади - 1441,6 м. В южном направлении наблюдается пологое погружение слоев. Минимальные абсолютные отметки кровли горизонта Д₁ составляют - 1402,4 м.

В географическом отношении площадь расположена на пересеченной балками и оврагами местности. Климат резко континентальный - суровая холодная зима с сильными ветрами, буранами и жаркое лето. Средняя январская температура колеблется от - 13,7⁰ до -14,5⁰ С. Минимальная температура иногда достигает - 45⁰ С. Максимальная температура достигает +38⁰ С. Средняя июльская - колеблется от +18,5⁰ до +19,5⁰ С.

Основным эксплуатационным объектом являются отложения пашийского горизонта франского яруса верхнего девона, представленные переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород, коллекторами, в которых являются хорошо отсортированные мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты.

В разрезе горизонта Д₁ выделяются (сверху вниз) пласты: ”а”, “б₁”, “б₂”, “б₃”, “в”, “г₁”, “г₂”, “д”. Эти пласты распространены по площади и представлены в разрезах скважин далеко неравномерно. Статистический анализ видов разрезов показывает, с одной стороны, многообразие сочетаний пластов, с другой стороны - преобладание в разрезе определенных устойчивых сочетаний. На площади преобладают разрезы скважин с 4-мя, 5-ю и 6-ю пластами, которые составляют 67,2 % всех сочетаний.

Пласт “а” имеет основное развитие в центральной части площади, где он представлен песчаником 1 группы меридиального направления и составляет 39,0 % от всей площади. По распределению алевролиты занимают 38,9 % всей нефтеносной площади. Пласт маломощный, средняя толщина

1,30 м. Толщина пласта меняется от 1,0 до 6,0 м., средняя пористость 0,213 доли ед., проницаемость 0,267 мкм². Пласт “а” содержит 6,0 % извлекаемых запасов горизонта Д₁. С начала разработки отобрано 7,445 тыс.т. нефти, что составляет 36,3 % от балансовых и 78,9 % от начальных извлекаемых запасов (НИЗ). Темп отбора от НИЗ составил 0,28 %. Обводненность продукции по пласту “а” - 64,8 %, что на 2,7 % ниже прошлого года (2005 г.). Отбор жидкости из пласта компенсирован закачкой воды на 92,6 %.

Пласт “б₁”- маломощный - средняя толщина - 3,87 м, пористость 0,213 доли ед., проницаемость - 0,290 мкм². Пласт “б₁” содержит 4,2 % извлекаемых запасов горизонта Д₁. С начала разработки отобрано 5,280 тыс.т. нефти (36,0 % - от балансовых, 79,2 % -от НИЗ). Темп отбора от НИЗ составил 0,27 %. Обводненность продукции в 2001г. составила 62,5 %. Отбор жидкости из пласта компенсирован закачкой на 94,3 %.

Пласт “б₂”- маломощный - средняя толщина 2,33 м, пористость - 0,188 доли ед., проницаемость - 0,290 мкм². Пласт “б₂” содержит 6,0 % извлекаемых запасов горизонта Д₁. С начала разработки извлечено 7,071 тыс.т. нефти (35,6 % - от балансовых запасов, 74,2 % - от НИЗ). Обводненность продукции в 2006г. составила 70,1 %. Темп отбора от НИЗ - 0,34 %. Отбор жидкости из пласта в 2001г. компенсирован закачкой на 96,5 %.

Пласт “б₃”- 71,6 % площади занято коллекторами, средняя толщина пласта - 4,15 м, средняя пористость – 0,214 доли ед., проницаемость - 0,387 мкм².

Пласт “б₃” содержит 14,6 % извлекаемых запасов горизонта Д₁. С начала разработки отобрано 21,650 тыс.т. нефти (47,9 % - от балансовых запасов, 94,8 % - от НИЗ). Темп отбора от НИЗ в 2006г. составил 0,31 %, а обводненность продукции - 84,5 %. Компенсация отбора закачкой составляет 96,8 %.

Пласт “в”- средняя толщина пласта 3,3 м, средняя пористость – 0,213 доли ед., проницаемость - 0,398 мкм². Пласт имеет более лучшие коллекторские свойства на юге площади. Пласт почти полностью находится в нефтяной зоне. Водонефтяная зона вскрыта только на востоке площади и составляет 0,4 %, нефтенасыщенная площадь - 58 %. Пласт “в” содержит 17,8 % извлекаемых запасов горизонта Д₁. С начала разработки отобрано 26,587 тыс.т. нефти (49,4 % - от балансовых, 98,8 % - от НИЗ). Темп отбора от НИЗ в 2006г. составил 0,32 %, обводненность продукции - 84,5 %, отбор жидкости компенсирован закачкой на 96,8 %. По пласту “в” освоены под нагнетание 3 скважины.

Пласт “г₁”- в основном состоит из песчаников. По своим коллекторским свойствам это лучший из пластов горизонта Д₁. Средняя толщина пласна - 4,23 м, средняя пористость – 0,21 доли ед., проницаемость - 0,378 мкм². Пласт “г₁” содержит 19,5 % извлекаемых запасов горизонта Д₁. С начала разработки отобрано 27,813 тыс.т. нефти (48,6 - от балансовых запасов, 90,2 % - от НИЗ). Темп отбора от НИЗ в 2001г. составил 0,22 %, обводненность продукции - 91,9 %. Отбор жидкости компенсирован закачкой на 91,0 %. Ввиду высокой обводненности продукции в добывающих скважинах отключали частично или полностью нижние обводнившиеся пласты “г₁” и “г₂”.

Пласт “г₂”- представлен в основном песчаными коллекторами. Средняя пористость пласта 0,187 доли ед., коэффициент проницаемости - 0,391 мкм². Пласт “г₂” содержит 25,5 % извлекаемых запасов нефти пашийского горизонта. С начала разработки отобрано 33,173 тыс.т. нефти (49,1 % от балансовых, 82,3 % от НИЗ). Темп отбора от НИЗ в 2006г. составил 0,07 %, обводненность продукции по пласту - 94,7 %. Отбор жидкости компенсирован закачкой на 90,4 %.

Пласт “д” представлен в основном песчаными коллекторами. Нефтенасыщенные и водонасыщенные коллекторы вскрыты в скважинах, составляющих 21,7 %, остальные - 78,3 % приходятся на водонасыщенные коллектора, пористость пласта 0,211 доли ед., проницаемость - 0,302 мкм². Пласт “д” содержит 6,4 % извлекаемых запасов нефти горизонта Д₁. С начала разработки отобрано 7,637 тыс.т. нефти (42,8 % - от балансовых запасов, 75,7 % - от НИЗ). Темп отбора от НИЗ - 0,04 %, обводненность по пласту составила 87,2 %.

Физико-химические свойства нефти и газа продуктивных отложений Южно - Ромашкинской площади Ромашкинского месторождения представлены в таблице 1

Таблица 1 Физико - химические свойства нефти и газа продуктивных отложений Южно - Ромашкинской площади Ромашкинского месторождения

Параметры	Средние значения параметров физических свойств и состава нефти и газа продуктивных отложений пашийского горизонта
Плотность, кг/м3	862,0
Динамическая вязкость, мПа*с	3,7
Газонасыщенность, м3/т	61,1
Давление насыщения газом, Мпа	8,4
Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
Плотность, кг/м3	925,4
Массовое содержание, %: Серы Парафина Асфальтенов Смол	1,6 4,9 4,9 13,6

Южно - Ромашкинская площадь

По состоянию на 1.01.2008г. по площади отобрано 86,7 % извлекаемых запасов нефти.

За 2007 год добыто 334,0 тыс.т. нефти, 2699,2 тыс.т. жидкости. Обводненность продукции составила 87,6 %, что на 0,4 % выше 2006 года.

Отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован закачкой воды на 104,1 %.

Пластовое давление по площади 16,94 МПа, в зоне отбора 16,29 МПа, забойное давление - 9,28 МПа.

Среднесуточный дебит по нефти на конец года составил 2,3 т/сут., дебит по жидкости - 18,7 т/сут.

Фонд скважин по состоянию на 1.01.2008г.:

пробуренный 1173

эксплуатационный 522

нагнетательный 251

прочие скважины 400

Нормы по добыче нефти перевыполнены на 2,9 тыс.тонн.

Западно - Лениногорская площадь

По состоянию на 1.01.2008г. на площади отобрано 87,4 % извлекаемых запасов нефти, текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0,44.

За 2007 год добыто 283,8 тыс.т. нефти, 1959 тыс.т. жидкости. В продуктивные пласты закачано 2007,9 тыс. м³ воды.

Среднегодовая обводненность продукции составила 85,5 %. Отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован закачкой на 104,4 %. Пластовое давление по площади в зоне отбора составляет 17,2 МПа, забойное - 9,7 МПа.

Среднесуточный дебит нефти на конец года равен 2,4 т/сут., дебит по жидкости - 16,7 т/сут.

Фонд скважин по состоянию на 1.01.2008г. составляет:

пробуренный 915

эксплуатационный 379

нагнетательный 203

прочие скважины 333

За 2007 год проектный уровень добычи нефти перевыполнен на 3,7 тыс.т. Принято из бурения 8 скважин. Введено на нефть 7 скважин. Освоено под нагнетание воды в пласт 9 скважин.

Зай - Каратайская площадь

По состоянию на 1.01.2008г. на площади отобрано 83,3 % извлекаемых запасов нефти. За 2007 год добыто 406,9 тыс. т. нефти, 2813,7 тыс. т. жидкости. В продуктивные пласты закачано 2534,2 тыс. м³ воды.

Среднегодовая обводненность продукции 85,5 %, отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован закачкой воды на 88,4 %. Пластовое давление по площади в зоне отбора - 15,5 МПа, забойное - 9,5 МПа.

Среднесуточный дебит по нефти на конец года равен 3,2 т/сут., жидкости - 9,2 т/сут.

Фонд скважин по состоянию на 1.01.2008г. составляет:

пробуренный 859

эксплуатационный 442

нагнетательный 194

прочие скважины 223

В 2001 году нормы по добыче нефти перевыполнены.

Куакбашская площадь

По состоянию на 1.01.2008г. по площади отобрано 89,7 % извлекаемых запасов нефти. За 2007 год добыто 68,7 тыс. т. нефти, 186,0 тыс. т. жидкости. В продуктивные пласты закачано 187,4 тыс. м³ воды.

Среднегодовая обводненность составляет 85,5 %. Отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован закачкой на 80,7 %.

Пластовое давление по площади в зоне отбора составляет 16,7 МПа, забойное - 10 МПа. Среднесуточный дебит нефти на конец года - 3,5 т/сут., жидкости - 9,2 т/сут.

Фонд скважин по состоянию на 1.01.2008г. составляет:

пробуренный 257

эксплуатационный 68

нагнетательный 31

прочие скважины 158

В 2007 году нормы по добыче нефти выполнены.

Залежь №1 бобриковского горизонта

По состоянию на 1.01.2008 г. пробурено 829 и возвращено 147 скважин. В отчетном году пробурено на залежи 1 скважина.

Фонд скважин по состоянию на 1.01.2008 г. составил:

1. Действующий фонд 432

в т.ч. а) фонтанные 1

б) ЭЦН 42

в) ШГН 389

2. Бездействующий фонд 38

в т.ч. после эксплуатации 38

в освоении 0

3. Эксплуатационный фонд 470

4. Нагнетательный фонд 161

5. Контрольные 3

6. Пьезометрические 50

7. В консервации 48

8. Ликвидированные 27

9. Ожидание ликвидации 2

10. Переведено на другие горизонты 214

11. Всего скважин на объект 761

Годовая добыча нефти в 2007 году составила 485,5 тыс.т, что выше проектного уровня на 255,5 тыс. т. Запланированный отбор нефти выполнен.

С начала разработки добыто 31248,4 тыс. т. нефти или 78,8% от начальных извлекаемых запасов. Средний дебит нефти на 1 скважину на конец года составил 3,3 т/сут., дебит жидкости 11,0 т/сут.

За 2007 год в пласты зал. №1 закачано 1323,8 тыс. м³ воды. Компенсация отборов закачкой составила 80,3%. Среднегодовая обводненность продукции составила 70,3%.

Пластовое давление в зоне отбора 93,5 атм.

Залежь №15

По состоянию на 1.01.2008г. пробурено и возвращено 86 скважин. Бурение на залежи не ведется.

Фонд скважин по состоянию на 1.01.2008г. составил:

1. Действующий фонд 40

в т.ч. а) фонтанные 0

б) ЭЦН 4

в) ШГН 36

2. Бездействующий фонд 7

3. Эксплуатационный фонд 47

4. Нагнетательный фонд 14

5. Контрольные 2

6. Пьезометрические 4

7. В консервации 5

8. Ликвидированные 8

9. Переведено на другие горизонты 7

10. Всего скважин на объект 80

Пластовое давление на площади в эксплуатационной зоне 91,3 атм.

Годовая добыча нефти по залежи составила 45,7 тыс.т. С начала разработки отобрано 58,9% от начальных извлекаемых запасов. Запланированный отбор нефти выполнен. Средний дебит нефти на 1 скважину на конец года составил 2,3 т/сут., дебит жидкости 9,5 т/сут.

За 2007 год закачано 42,9 тыс. м3 воды. Компенсация отборов закачкой составила 33,8%. Среднегодовая обводненность продукции составила 69,6%.

Залежь 301, 302, 303.

По состоянию на 1.01.2008г. по залежам отобрано 3195,6 тыс. т. нефти, что составляет 7,6% от начальных извлекаемых запасов.

За 2007 год добыто 142,0 тыс. т. нефти, 438,1 тыс. т. жидкости.

Обводненность продукции составила 67,7 %. Среднесуточный дебит нефти на конец года составил 1,6 т/сут., дебит жидкости 5,0 т/сут. Закачано 73,2 тыс. м³ воды.

Фонд скважин на 1.01.2008 г. составил:

эксплуатационный 348

нагнетательный 27

переведены с других горизонтов 117

прочие скважины 24

Всего скважин на данный объект 464

Нормы по добыче нефти выполнены.

1.2. Организация производственных процессов в НГДУ

НГДУ «Лениногорскнефть» является одним из крупнейших подразделений АО «Татнефть». Нефтегазодобывающее управление «Лениногорскнефть» осуществляет разработку четырех площадей (Южно-Ромашкинской, Западно-Лениногорской, Зай-Каратайской, Куакбашской) девонского горизонта, двух залежей (№№1, 15) бобриковского горизонта, трех залежей (№№301, 302, 303) верейских, башкирских и серпуховских отложений карбона, четырех залежей (201, 202, 204, 211) кизиловских отложений турнейского яруса и прочих горизонтов (Д С) Ромашкинского месторождения.

Экономическая деятельность предприятия в значительной степени зависит от того, насколько достоверно они предвидят дальнюю и ближнюю перспективу своего развития. Прогнозы не всегда бывают достоверными, но тем не менее это реальная вершина, к которой следует стремиться.

Основной целью деятельности НГДУ, как и другого любого предприятия является получение прибыли.

Основной задачей НГДУ «Лениногорскнефть» в 2007 году являлась добыча запланированного объема нефти при плановых затратах.

Основными видами деятельности НГДУ являются:

- разработка нефтегазовых и битумных месторождений;

- добыча нефти, газа, битумов, пресных и минеральных вод, других полезных ископаемых, их транспортировка различными видами транспорта, в отдельных случаях переработка и реализация;

- торгово-коммерческая деятельность;

- ремонтно-строительные работы;

- транспортные услуги;

- жилищно-бытовое и культурно-оздоровительное обслуживание и детское дошкольное воспитание;

- охранная деятельность;

- осуществления проектирования производств и объектов нефтяной и газовой промышленности, объектов газового хозяйства, котельных, привязки их вспомогательного оборудования, подкрановых путей неподнадзорных органам Госгортехнадзора, проектов производства работ;

- выполнение строительства производств и объектов нефтяной и газовой промышленности, объектов газового хозяйства, трубопроводов пара и горячей воды, монтаж блочных котельных, монтаж (пусконаладка) подъёмных сооружений не поднадзорных органам Госгортехнадзора, жилья и объектов соцкультбыта;

- осуществление эксплуатации объектов нефтяной и газовой промышленности, нефтепромыслового оборудования и спецтехники, грузоподъёмных кранов, водогрейных и паровых котлов, сосудов, работающих под давлением, объектов газового хозяйства;

- выполнение изыскательных и маркшейдерских работ;

- проведение дефектоскопии технологического оборудования, нефтепроводов, водоводов и газопроводов;

- осуществление подготовки кадров (основных профессий) для контрольных в органах Госгортехнадзора производств и объектов нефтяной и газовой промышленности;

- строительство дорог, разработка карьеров;

- производство асфальта, раствора, бетона, щебня;

- геофизические и гидродинамические исследования скважин;

- производство товаров народного потребления и оказание платных услуг населению;

- осуществление других видов производственной, научно-технической, коммерческой и иной деятельности, не противоречащей Уставу АО “Татнефть” и действующему законодательству.

Нефтегазодобывающее управление (НГДУ) является обособленным подразделением (структурной единицей) АО «Татнефть».

Управление НГДУ осуществляется начальником управления, назначаемым генеральным директором АО «Татнефть». Начальник НГДУ на основе единоначалия несет ответственность за правильную организацию всей работы НГДУ и за результаты его деятельности перед АО «Татнефть» и трудовым коллективом. Начальник НГДУ без доверенности действует от имени НГДУ: представляет его на предприятиях, в учреждениях и организациях, распоряжается имуществом НГДУ, заключает договоры, выдает доверенности, открывает в банках расчетный и иные счета НГДУ. В пределах компетенции начальник НГДУ издает приказы и дает указания, обязательные для всех работников НГДУ, в соответствии с трудовым законодательством принимает и увольняет работников, в установленном порядке принимает к ним меры поощрения и налагает, в случае необходимости, дисциплинарное взыскание. Цехи и другие структурные подразделения НГДУ действуют в соответствии с положениями, утвержденными начальником НГДУ.

Под организационной структурой управления предприятием понимается состав (перечень) отделов, служб и подразделений в аппарате управления, системная их организация, характер соподчиненности и подотчетности друг другу и высшему органу управления предприятия, а также набор координационных и информационных связей, порядок распределения функций управления по различным уровням и подразделениям управленческой иерархии. Базой для построения организационной структуры управления является организационная структура производства.

Организационная структура управления предприятием – это совокупность звеньев, обеспечивающих выполнение функций и задач управления. Эта структура складывается из ступеней и звеньев. Звено управления – это самостоятельное подразделение, выполняющее определенную функцию управления, ее часть или совокупность нескольких функций.

У начальника НГДУ имеется ряд заместителей: главный инженер, главный геолог, главный бухгалтер, зам. начальник по экономическим вопросам, зам. начальник по кадрам и соц. вопросам, зам. начальник по строительству и по общим вопросам.

Главной задачей маркшейдерско-геодезической службы является своевременное и высококачественное осуществление маркшейдерских и геодезических работ при поисках, разведке, обустройстве и разработке нефтяных и газовых месторождений, эффективном ведении горных работ и охраны недр.

Отдел разработки нефтяных месторождений занимается внедрением утвержденных технологических схем и проектов разработки месторождений, постоянным совершенствованием действующих систем разработки на эксплуатируемых месторождениях.

Геологический отдел занимается детальным изучением нефтяных и газовых месторождений в период разбуривания их эксплуатационными и нагнетательными скважинами.

Организацией бухгалтерского учета хозяйственно-финансовой деятельности и контроль за использованием материальных, трудовых и финансовых ресурсов занимается отдел бухгалтерского учета.

Планово-экономический отдел. Главной задачей является организация и совершенствование расчетов и обоснований по прогнозированию и оперативному анализу финансовой деятельности управления, расчеты и обоснования финансового плана по самостоятельным структурным подразделениям.

Отдел новых структур и управления имуществом занимается систематической работой по доходности от использования имущества НГДУ и ее наращивание в интересах акционеров.

Основными функциями службы управления персоналом являются организация труда и управления производством, внедрение прогрессивных форм и систем заработной платы и материального стимулирования, техническое нормирование труда.

Технический отдел занимается определением рациональной техники и технологии добычи нефти и газа, их совершенствованием, внедрением новой техники и передовой технологии.

Технологический отдел по добыче нефти и газа – разработка оперативных планов производства, осуществление контроля и анализа их выполнения, борьба с коррозией.

Отдел промышленной безопасности и охраны труда занимается созданием безопасных и здоровых условий труда, осуществления контроля за работой производственных цехов и служб НГДУ по улучшению условий труда.

Отдел главного энергетика– осуществляет техническое и методическое руководство энергетической службой управления, разрабатывает и контролирует внедрение мероприятий по рациональной эксплуатации энергетического и теплотехнического оборудования.

На главном технологе лежит инженерно-техническое обеспечение выполнения планов подготовки нефти и воды, создание условий работникам для безопасной эксплуатации технологических установок и оборудования.

Технологический отдел ППД занимается координацией работ по совершенствованию технологии закачки рабочего агента в продуктивные пласты при разработке нефтяных площадей, организация и контроль за обустройством системы поддержания пластового давления.

Контроль и обеспечение правильной эксплуатации и бесперебойной работы, своевременный ремонт всего установленного оборудования, разработка мероприятий по созданию условий, способствующих удлинению сроков службы оборудования - все эти задачи решает главный механик.

Производственный отдел по обустройству месторождений разрабатывает мероприятия и контролирует своевременный ввод в эксплуатацию строящихся объектов, текущих и перспективных планов капитального строительства.

Коммерческая служба обеспечивает подразделения НГДУ всеми видами материалов, запасных частей и оборудования.

Юридическая служба обеспечивает руководство правовой деятельностью предприятия, оказывает правовую помощь цехам НГДУ «Лениногорскнефть».

Отдел по ремонту скважин и повышения коэффициента нефтеизвлечения пласта. Главная задача – разработка и организация выполнения мероприятий, направленных на выполнение плана закачки технологической жидкости в пласт, повышение эффективности использования нагнетательного фонда скважин и другого оборудования системы ППД, контроль за своевременным выполнением мероприятий, направленных на повышение коэффициента нефтеизвлечения пластов, контроль за выполнением природоохранных мер при эксплуатации объектов ППД.

Подземный ремонт скважин

В период разработки залежи возникает необходимость изменения технологического режима или способа эксплуатации скважины; профилактики, замены и ремонта скважинного оборудования, воздействия на призабойную зону пласта, ликвидации отдельных объектов или скважины в целом, ввод в разработку новых объектов.

Все работы, связанные с выполнением операций по воздействию на скважинное оборудование, скважину как техническое сооружение и на пласты к ней прилегающие, называют подземным ремонтом скважин.

Подземный ремонт является одним из производственных процессов разработки месторождений и в зависимости от сложности и трудоемкости условно подразделяют на т е к у щ и й и к а п и т а л ь н ы й.

Четкого разграничения между видами ремонта нет.

Текущий ремонт - комплекс работ по исправлению или изменению режима работы внутрискважинного и устьевого оборудования, поддержанию скважины в работоспособном состоянии.

Виды работ выполняемые при текущем ремонте , ревизия и частичная или полная замена скважинного оборудования, оптимизация режимов эксплуатации, очистка и промывка забоя скважины, выполнение запланированных геологических и технологических мероприятий.

Капитальный ремонт – комплекс работ по восстановлению работоспособного состояния скважин, воздействию на продуктивные пласты, а также выполнение сложных работ, которые не могут быть выполнены посредством текущего ремонта.

Виды работ, выполняемые капитальным ремонтом можно сгруппировать по следующим направлениям: охрана недр и окружающей среды, изоляционные работы по перекрытию и ограничению путей поступления воды в продукцию

скважины, воздействие на продуктивные пласты, восстановление и ликвидация аварий в стволе скважины.

Характерной особенностью подземного ремонта скважин является то, что при различных его назначениях, продолжительности и сложности в большинстве случаев выполняются одни и те же операции с использованием одних и тех же специальных машин и инструментов.

Оборудование для выполнения подземного ремонта скважин:

1) грузоподъемное оборудование - предназначено для проведения спуско-подъемных операций и состоит из вышек (матч), талевых систем, лебедок, и их привода, которым чаще всего является двигатель транспортного средства. Параметры грузоподъемного оборудования определяются массой спускаемого инструмента и следовательно , глубиной спуска и конструкцией скважинного оборудования.

2) агрегаты для подземного ремонта скважин - нашей промышленностью выпускается широкий спектр таких агрегатов (АзИНМАШ-37 на базе КраЗ-2255; АПРС-32 на базе КраЗ-225; АПРС-32-01 на базе КраЗ-260,260Г и т.д)

3) инструменты для выполнения спуско-подъемных операций:

Элеваторы-предназначены для задержания и удержания на весу подземного оборудования.

Спайдеры-предназначены для захвата и удержания на весу НКТ при спуско-подъемных операциях.

Трубные ключи- применяются для свинчивания и развенчивания НКТ, бурильных труб в процессе ремонта.

Скважину считают подготовленной к ремонту, если созданы условия для проведения в ней всех необходимых операций при соблюдении охраны труда, исключения загрязнения окружающей среды и потерь продукции.

2.4. Методы воздействия на прискважинную часть пласта

По характеру воздействия на призабойную зону методы улучшения её проницаемости можно разделить на три основные группы: химические, механические и тепловые. Иногда наилучшие результаты даёт комбинированное или последовательное применение этих методов.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в карбонатных породах, в песчаниках, скреплённых карбонатными цементирующими веществами. Механические методы обработки обычно применяют в пластах, сложенных плотными породами. Тепловые методы воздействия используют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

Солянокислотная обработка забоев скважин основана на способ­ности соляной кислоты растворять известняки и доломиты. Обрабатывать известняки и доломиты другими кислотами (напри­мер, серной кислотой) нельзя, так как в результате реакции обра­зуются нерастворимые в воде соли, осаждающиеся на забой сква­жины и закупоривающие поры. При солянокислотной обработке скважину очищают от песка, грязи, парафина и т.п. Для очистки её стенок от цементной и глинистой корки и продуктов коррозии на забой в скважину закачивают кислоту, выдерживают её без промывки, вымывают (“кислотная ванна”) отреагированную кислоту вместе с продуктами реакции.

Если в скважине возможно установить циркуляцию, то сначала её заполняют нефтью, затем в трубы нагнетают раствор соляной кислоты. Вытесняемую нефть замеряют в мернике (количество кислоты, нагнетаемой в скважину, должно быть равным объёму насосно-компрессорных труб и затрубного пространства в интервале расположения обрабатываемого горизонта). После закачки расчётного количества кислоты закрывают задвижку на выкиде из затрубного пространства и под давлением в скважину нагнетают небольшое количество кислоты. После этого кислоту из труб продавливают в пласт нефтью или водой. В таком состоянии оставляют скважину и пускают в эксплуатацию.

При кислотных обработках используют специальные агрегаты (например, агрегат типа Азинмаш-30) или обычные передвижные насосные агрегаты, смонтированные на автомобили или тракторе

1.Скважина

2.Насосный агрегат

3.Резервуар для нефти

4.Резервуар для

соляно кислотного

раствора

Лучший сорт кислоты – соляная синтетическая с добавками реагентов-ингибиторов: уникола ПБ-5 катапинов вида A и K для предупреждения коррозии метала; стабилизатора (уксусной кислоты) для предупреждения выпадения осадков железа из раствора; интенсификаторов для облегчения удаления продуктов взаимодействия кислоты с породой при освоении скважины.

Солянокислотную обработку в любом варианте применяют для обработки карбонатных пород. Если продуктивные горизонты сложены песчаниками с глинистым цементом, применяют грязевую ванну (смесь плавиковой кислоты с соляной). Вначале целью удаления цементной и глинистой корки делают соляно кислотную ванну. Затем для растворения в призабойной зоне карбонатов в скважину закачивают 10-15% -ный раствор соляной кислоты. После удаления продуктов реакции в пласт закачивают грязевую кислоту, выдерживают её определённое время, очищают забой от продуктов реакции и пускают скважину в работу.

При соляно кислотной обработке скважин используются следующие агрегаты: АНЦ 32/50

Агрегат для кислотной обработки собран на базе Урал-55571-1121-40.

Агрегат предназначен для транспортировки соляной кислоты и нагнетания в скважины жидких сред при солянокислотной обработке призабойной зоны скважин. Установка насосная кислотная УНК- 16/5 предназначена для транспортировки соляной кислоты и нагнетания в скважины жидких сред при соляно-кислотной обработке призабойной зоны нефтяных и газовых скважин. Насосная установка монтируется на шасси автомобилей КрАЗ 65101-100 и Урал 4320-1912-30, и включает в себя насос высокого давления, трансмиссию, цистерну, манифольд, вспомогательный трубопровод и другое оборудование.

В настоящее время технологии по обработке скважин соляной кислотой продолжают совершенствоваться

Соляная кислота разъедает металл. Поэтому для предохранения емкостей, насосов и трубопроводов к кислоте добавляют специаль­ные вещества, называемые ингибиторами, которые уменьшают или сводят до минимума коррозийное воздействие кислоты на металл.

Продукты взаимодействия кислоты с породой при освоении скважины должны быть удалены из пласта. Для облегчения этого процесса в кислоту при ее подготовке добавляют вещества, называ­емые интенсификаторами.

В соляной кислоте иногда содержится значительное количество окислов железа, которые при обработках скважин могут выпадать из раствора в виде хлопьев и закупоривать поры пласта. Для удер­жания окислов железа в кислоте в растворенном состоянии приме­няются стабилизаторы.

Сущность метода воздействия на призабойную зону сква­жины – гидравлический разрыв пласта – состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забой скважины. В образовавшиеся трещины под тем же давлением вместе с жидкостью нагнетают отсортированный крупнозернистый песок, который не дает трещине сомкнуться после снятия давления.

Обычные ГРП состоят из следующих последовательно проводимых этапов:

1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин в пласте;

2)закачка жидкости-песконосителя с песком;

3)закачка продавочной жидкости для продавки песка в трещины.

Тепловые методы воздействия на призабойную зону применяются при эксплуатации скважин, дающих парафинистые и смолистые нефти.

При прогреве тем или иным способом призабойной зоны парафин и смолистые вещества расплавляются и выносятся вместе с нефтью на поверхность. Скважины, снизившие свои дебиты из-за отложений парафина и смол, восстанавливают их после тепловой обработки забоя.

3. Сбор и подготовка нефти на промыслах

3.1.1. Промысловая подготовка нефти

Из нефтяных скважин в общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и мех. примесей . В таком виде транспортировать продукцию нефтяных скважин по магистральным нефтепроводам нельзя.

Во-первых, вода - это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти, газа и воды имеют место значительно большие потери давления на преодоление сил трения, чем при перекачке одной нефти. Кроме того, велико сопротивление, создаваемое газовыми шапками, защемленными в вершинах профиля и скоплений воды и пониженных точках трассы.

В-третьих, минерализованная пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы мехпримесей - абразивный износ оборудования.

Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация.

Дегазация.

Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит называется сепаратором, а сам процесс разделения - сепарацией.

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличиваются капиталовложения в сепараторы.

В связи с вышесказанным число ступеней сепарации ограничивают двумя-тремя. Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.

Вертикальный сепаратор представляет собой вертикально установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа

Вертикальный сепаратор работает следующим образом (рис. 3).

Газонефтяная смесь под давлением поступ<