Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Ознакомительный практика была пройдена на базе ООО «Научно-техничекий центр «Газтехнология»».

Целью прохождения практики является непосредственное знакомство с производственным процессом, приобретение практических навыков работы, применение ранее полученных теоретических знаний.

Цель была достигнута благодаря решению следующих задач:

1)знакомство с производством и нормативными документами предприятия;

2)знакомство с конкретной профессиональной деятельностью, ее функциями, обязанностями работника;

3)проведение практической работы.

1. Сфера деятельности ООО «Научно-технический центр «Газтехнология»»

ООО «Научно-технический центр «Газтехнология»» занимается интенсификацией притока нефти и газа, ликвидацией водопроявлений и межколонных перетоков, глушение скважин гелевыми и дисперсными системами, ликвидацией поглощения в процессе бурения и капитального ремонта скважин.

Работа предприятия базируется на внедрении новых технологий в области стимулирования и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин.

«Технологии» объединены в единый комплекс работ по глушению, освоению и стимулированию скважин в условиях разработки нефтяных газовых и газоконденсатных залежей в карбонатных коллекторах с широким диапазоном изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС).

Технологии «Ноу-хау» включают ряд коллоидных и других систем с заданными свойствами, обеспечивающими решение конкретных задач на определенной стадии проведения геолого-технических мероприятий или капитального ремонта скважин. В данных технологиях широко используются пенные системы (пеноэмульсии, пеноцементы и др.), эмульсии, микроэмульсии (мицеллярные растворы), синтетические смолы, гелиевые системы на базе водорастворимых полимеров и т.д. Применение этих систем позволяет управлять процессом проведения скважино-операции: селективно обрабатывать выделенные интервалы, временно блокировать высокопроницаемые интервалы вскрытого разреза, ликвидировать поглощения технологических жидкостей при капитальном ремонте скважин, восстанавливать герметичность скважин. Интеллектуальная степень разработок Центра оценивается 180 патентами и авторскими свидетельствами.

2. Услуги ООО «Научно-технический центр «Газтехнология»»

нормативный документ нефть

Основные направления:

1) интенсификация притока нефти и газа;

2) ликвидация водопроявлений и межколонных перетоков;

3) глушение скважин гелевыми и дисперсными системами;

4) ликвидация поглощений в процессе бурения и капитального ремонта;

5) освоение скважин пенными системами.

Инжиниринговые услуги:

1) разработка и согласование с Заказчиками дизайна (проекта, плана работ) скважино-операции;

2) разработка (корректировка) рецептур рабочих жидкостей и входной контроль химических реагентов в лабораторных условиях;

3) доставка необходимых химических реагентов до скважины;

4) авторский контроль за проведением технологической операции;

5) оценка результатов выполненных работ, корректировка технологии (при необходимости).

3. Базовые реагенты, производимые ООО «НТЦ «Газтехнология»

3.1 Универсальный гелеобразователь УГ-10

Универсальный гелеобразователь (УГ-10) представляет собой композиционный состав на основе биополимеров и неогенных ПАВ.

Используется для загущения кислотных составов на основе 5-7 % соляной кислоты до вязкости 75-120 сПз при проведении селективных, направленных и других видов кислотных обработок, в том числе с использованием пенных систем, обработок под давлением и гидроразрывов пластов. Время синерезиса (жизни геля) примерно 40- 90 минут.

Использование отклоняющих систем на базе кислоты имеет ряд преимуществ перед другими блокирующими системами за счет исключения «загрязнения» блокируемого интервала и возможности его обработки, а также использование загущенной кислоты в виде пенной системы.

Также используется при получении водных гелей на технической воде и рапе для ликвидации зон поглощений при бурении, КРС. Плотность гелевых систем от 1,01 г/см 3 до 1,2 г/см 3 ; вязкость от 50 сПз до «нетекучего тела». Водные гели эффективно разрушаются соляной кислотой.

3.2 «КСОКС-ОС» - комплексная смесь органических кислот для обработки скважин

Кислотная композиция на основе КСОКС-ОС обладает рядом преимуществ перед соляно-кислотными составами. Скорость взаимодействия кислотного раствора КСОКС-ОС с карбонатной породой в 4-5 раз меньше чем у соляной кислоты, коррозийная активность к металлу подземного и наземного оборудования практически отсутствует, что позволяет эффективно использовать растворы КСОКС-ОС при обработке скважин в условиях повышенных пластовых температур.

Обработанная кислота КСОКС-ОС практически не влияет на процесс подготовки нефти из-за отсутствия в составе хлористых солей.

Вышеперечисленные факторы позволяют производить освоение скважины, после проведения обработки, непосредственно в промысловый шлейф по закрытой схеме в технологию подготовки нефти. Наиболее эффективны обработки в виде пенной системы.

3.3 Петропен

ПЕТРОПЕН представляет собой композиционный материал для обработки нефтяных и газовых скважин. В состав реагента входят пенообразователь на основе неионогенных ПАВ и функциональные добавки.

Композиция ПЕТРОПЕН в отличие от неионогенных ПАВ высокотехнологична, то есть при низких температурах не теряет текучести, легко смешивается со всеми техническими жидкостями: кислотой, технической водой и так далее.

ПЕТРОПЕН эффективно вспенивает не только технические жидкости, но и гелевую композицию на основе УГ-10.

3.4 Гелевая система

В настоящее время широко известны гелевые системы на основе КМЦ, сшитой медным купоросом. Данные гели обладают рядом преимуществ -высокая вязкость,технологичность приготовления, регулируемый синерезис и так далее.

Данный гель можно вспенивать и получать твердую пену с большим блокирующим эффектом. Применение данной гелевой системы значительно расширяет возможности при проведении работ по ремонту скважин.

3.5 Смола «С-пласт»

Данный реагент является водорастворимым и может затворяться на пресной воде или рапе.

Сроки отверждения смолы регулируются в зависимости от поставленной задачи, горно-геологических условий скважины и так далее, и составляют от 2 до 8 часов. Сроки набора прочности от 16 до 48 часов.

После определения необходимых объемов смолы и сроков ее отверждения, в лабораторных условиях отрабатывается рецептура смолы. В состав концентрата смолы вводится трехкомпонентный отвердитель и воды ( в зимних условиях рапа) с целью определения конкретных сроков твердения для температуры в условиях скважины.

4. Технологии

1) Технологии повышения производительности скважин.

Технологии реализуются путем обработки призабойной зоны кислотными композициями на основе соляной кислоты, КСОК-ОС, ПАВ и таким образом обработки могут реализованы в пенном режиме с использованием саморазрушающихся отклоняемых систем на основе УГ-10.

1.Технология пеноэмульсионной обработки (ПЭКО).

2.Спиртопенокислотные обработки (СПКО).

3.Направленные (селективные) обработки с использованием гель-кислотных композиций.

4. Кислотные обработки на основе смеси органических кислот (КСОК-ОС).

5.Мультифазные кислотные обработки с использованием органических растворителей и кислот (обработка проводится в пенном режиме).

6. Бикислотные обработки (обработки с использованием композиционной смеси кислот (соляная кислота + КСОК).

2) Технологии глушения скважин и ликвидации зон поглощения при КРС и бурении.

1. Для глушения скважины (ликвидации поглощений) используются гелевые системы на основе полисахаридных жидкостей повышенной вязкости (УГ-10 и другие).

Динамическая вязкость в диапазоне 2000-4000 сПз

Плотность от 1,0 до 1,6 г/см3

Диапазон пластовых температур 20-80°С

Необходимое количество жидкости глушения (тампонирующий объем) может быть приготовлено в мерниках агрегата типа ЦА-320 с использованием полезной модели «Передвижная нефтепромысловая смесительная установка», патент № 103128.

2. Для ликвидации зон поглощений могут быть использованы пеноцементные композиции, в т.ч. на основе кислоторастворимого цементного состава.

Область применения пеноцементных растворов.

Пластовая температура 30-60°С

Пластовое давление до 100 атм.

Плотность пеноцементной массы получаемой в пластовых условиях в зависимости от пластового давления и производительности азотного компрессора (азотной установки) 1000-1400 кг/м3

3. Смола-гель - отверждаемая композиция, полученная в результате смешения смолы «С-пласт» и гелевой системы на основе «УГ-10». В результате получается «псевдотвердое тело». Работает в диапазоне пластовых температур 30-90°С. Технология реализуется с использованием двух агрегатов типа ЦА-320 и полезной модели «Многосекционное внутритрубное смесительное устройство», патент № 110405.

3)Ликвидация заколонных перетоков.

В целях блокирования каналов фильтрации и восстановления герметичности цементного камня за колонной разработана и предлагается к реализации следующая технология.

В качестве основного изоляционного материала используется синтетическая смола «С-пласт», производимая ООО «НТЦ «Газтехнология» по ТУ 2458-002-81241607-2010.

Закачка герметизирующего материала осуществляется в негерметичности эксплуатационной колонны или через специальные перфорационные отверстия в ней. Закачка осуществляется с помощью технологического пакера (одного или двух) в целях возможности создания максимального давления при закачке смолы.

До отверждения смола обладает повышенной фильтруемостью в пористой среде за счет низкого значения вязкости и поверхностного натяжения.

После отверждения прочность полимерного экрана составляет 150-170 кг/см2.

4) Технология изоляции водопритоков с использованием смолы «С-пласт» и селективного состава.

В данной технологии используются изоляционные составы двух типов - селективный и самоотверждаемый.

В результате, после закачки селективного (образующего при контакте с пластовой водой изоляционный материал) и самоотверждаемого на основе синтетической смолы «С-пласт» происходит надежное блокирование каналов поступления пластовой воды в скважину.

Время отверждения состава на основе синтетических смол 2-8 часов, при закачке селективного состава используется буферная жидкость, предотвращающая преждевременный контакт с пластовой водой.

Селективный состав связывает пластовую воду и за счет поршневого вытеснения предотвращает (уменьшает) взаимодействие пластовой воды с синтетической смолой, уменьшая ее разбавление до отверждения.

Синтетическая смола после отверждения и пуска скважины в эксплуатацию препятствует поступлению части неотвержденного селективного состава из пласта в скважину, и в процессе эксплуатации скважины по мере подтягивания пластовой воды к скважине будет происходить дополнительное блокирование за счет связывания ее неотработанным селективным составом.

В качестве селективного состава предлагается использовать модифицированное жидкое стекло или другие аналогичные составы.

Анализ показал, что аналогов данной технологии изоляции пластовой воды нет. Данная технология может быть успешно использована для восстановления дебитов обводненных скважин нефтяных и газовых месторождений.

Предложенная технология изоляции пластовой воды может реализована при проведении ремонтно-изоляционных работ (РИР) с помощью койлтюбинговой установки в горизонтальных скважинах.

5)Технология ликвидации заколонных перетоков на основе смолы «С-пласт».

Цель: Повышение качества работ по ликвидации заколонных перетоков.

Основной причиной возникновения заколонных перетоков пластовых флюидов является некачественный цементаж на эксплуатационной колонне, в результате которого в цементном кольце со временем формируются каналы фильтрации пластовых флюидов.

С целью блокирования каналов фильтрации и восстановления герметичности цементного камня за колонной предлагается следующая технология.

В качестве основного изоляционного материала предлагается использование синтетической смолы «С-пласт», закачку которой необходимо осуществлять в негерметичности эксплуатационной колонны или специальных перфорационных отверстий в ней. Закачку смолы необходимо производить с помощью технологических пакеров (одного или двух) для создания максимального давления при закачке смолы через специальные отверстия.

До отверждения смола обладает повышенной фильтруемостью в пористую среду (низкое значение вязкости и поверхностного натяжения), после отверждения прочность полимерного экрана составляет 150-170 кг/см3 (см. приложение). Объем смолы необходимый для проведения РИР 1-3 м3. Время полимеризации смолы 2-8 часов, время набора прочности 36 часов.

При необходимости возможно докрепление изолируемого интервала цементным экраном на основе расширяющегося цемента или моста на основе смолы «С-пласт».

Технология предназначена для проведения опытных работ по восстановлению цементного камня и герметичности колонн на 1-2 скважинах ОНГКМ.

6) Технология ликвидации поглощений технологических жидкостей при бурении и капитальном ремонте скважин.

Назначение:

Ликвидация поглощений (в т. числе и катастрофических) в максимально короткие сроки.

Реагенты для реализации технологии:

В качестве основных рабочих агентов используется самоотверждающаяся смола «С-пласт», гелевые системы на основе универсального гелеобразователя «УГ-10» и их композиции.

Гелиевый раствор может быть приготовлен как на пресной, так и на минерализованной воде различной плотности. Вязкость и плотность раствора, приготовленного на растворе «УГ-10» и смолы типа «С-пласт» в зависимости от технических условий соответственно изменяется от 100 до 500 сПз и от 1,0 до 1,2 г/см3. Сроки загустевания смолы в пласте зависят от вводимых в нее объемов так называемого отвердителя и определяются продолжительностью проведения продавки и текущей температурой пласта.

В зависимости от принятых условий фазовое состояние смолы в порах, кавернах и трещинах пласта может быть представлена в виде вымываемого геля, резиноподобной массы и твердого плотного неразрушаемого под действием кислот тела.

Отверждаемая композиция «Смола-гель»

Приведенные ниже параметры в зависимости от фактических геолого-технических параметров скважины и пласта могут быть заданы в различных диапазонах.

Отличительной особенностью от других ВУС (вязкоупругие смеси) гелиево-смоляные растворы не содержат механических примесей. Эта особенность позволяет растворам заполнять открытую пористость, трещины и мелкие каверны, и также продавливать раствор на значительные расстояния от призабойной зоны.

Реализация технологии:

Технология реализуется следующим образом - в зону поглощения закачивается последовательно гель на основе «УГ-10» в объеме 6-8 м3, смоло-гелевая система в объеме 3-4 м3, смола «УГ-10» - 3-5 м3, смоло-гель в 3-4 м3продавочная жидкость в объеме лифтовых труб. Через заданное время, 4-5 часов, в зоне поглощения формируется прочный кольматационный экран, блокирующий каналы фильтрации флюидов.

При необходимости операцию повторяют до получения результата.

С целью повышения эффективности работ в скважинах оборудованных ФА технология предусматривает закачку всех вышеперечисленных компонентов в виде пенной системы.

Количество подаваемого газа в пенную систему рассчитывается так, чтобы газовая фаза в пластовых условиях составляла не менее 50%, при этом достигается максимальный блокирующий эффект.

7) Технология ликвидации межколонных давлений (МКД) с использованием композиционного реагента «Ф-пласт».

Эксплуатация скважин с межколонными давлениями (МКД) согласно «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (п. 5.9.7) запрещается.

В настоящее время межколонные перетоки, возникающие из-за негерметичности сальниковых уплотнений трубной и колонной головок фонтанной арматуры ликвидируют в основном проведением КРС для ревизии и смены уплотнений.

Проведение КРС требует больших трудозатрат и времени, что приводит к потерям в добыче продукции из скважин.

В качестве основного герметизирующего материала используются композиционный материал «Ф-пласт», обеспечивающий необходимую герметичность сальниковых уплотнений фонтанной арматуры за счет вязко-упругих и реологических свойств, изменяемых во времени.

Эффективность технологии обеспечивается закачкой маловязкой жидкости через фиттинговые отверстия в сальниковые уплотнения трубной и колонной головок ФА с дальнейшей ее полимеризацией до резиноподобной непрокачиваемой массы.

Свойства реагента «Ф-пласт»:

1. Возможность полимеризации герметизирующего состава в широком диапазоне вязкостей: изначально маловязкий состав с вязкостью в пределах 20-50 сПз полимеризуется в заданное время до резиноподобной непрокачиваемой субстанции.

2. Возможность полной полимеризации при отрицательных температурах в течение 18-24 часов.

3. Адгезия к металлу и антикоррозийные свойства получаемых герметиков.

4. Сохранение вязко-упругих свойств (исключение «охрупчивания» набравшего вязкость герметика) для обеспечения герметичности состава при перепадах температур в цикле «зима - лето».

Заключение

Мною была пройдена ознакомительная практика на базе ООО «Научно-технический центр «Газтехнология»» в период с 1.07 по 10.07 2014 г.

При прохождении ознакомительной практики я изучила структуру организации и основные направления их работы. Выяснила, что основной задачей ООО «НТЦ «Газтехнология»» является внедрение новых технологий в область стимулирования и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин.

В результате пройденной ознакомительной практики мною были закреплены теоретические знания и приобретены практические навыки работы в лаборатории.

Размещено на Allbest.ru