Геологическое исследование Знаменского месторождения

С

Д

Емкость картера редуктора, л

150

230

Вес редуктора, кг

2647

4444

Вес станка качалки, кг

12692

18820

Конструктивная неуравновешенность, кг

+240

+232

Составные части СК Румынского исполнения теже, что и составные части СК Российского исполнения. Различие заключается в расположении различных узлов относительно друг друга, типоразмеры этих узлов и их исполнение, но общий смысл работы как самой СК так и отдельных узлов не изменился.

Глубинные штанговые насосы бывают невставные (трубные) и вставные: у первых цилиндр монтируется на резьбе на конце НКТ и спускается в скважину вместе с трубами, у вторых он предусмотрен внутри НКТ. Также насосы классифицируются в зависимости от их диаметров:

малого диаметра - 28, 32, 38, 43 мм;

среднего диаметра - 55 мм;

большого диаметра - 68, 82, 93 мм и более.

В НГДУ «Аксаковнефть» в основном используются вставные насосы малого и среднего диаметров.

Большим преимуществом вставного насоса является то, что для его смены или проверки состояния насоса не требуется поднимать и спускать НКТ, что намного упрощает и ускоряет подземный ремонт, удлиняет срок службы резьбовых соединений НКТ. Но также есть и минус в использовании вставных насосов. Так 43-мм трубный насос можно спустить на 60-мм трубах (d_внут=50мм), а вставной насос тогоже диаметра требует применения труб большого диаметра, т.е. 73 мм (d_вн=62мм). При этом увеличивается вес насосного подъемника в 1,4 раза.

Изготовляют следующие типы вставных штанговых скважинных насосов:

НСВ1- вставной, одноступенчатый, одноплунжерный с замком наверху;

НСВ2- вставной, одноступенчатый, одноплунжерный с замком снизу;

НСВГ- вставной, одноступенчатый, двухплунжерный с замком наверху;

НСВД- вставной, двухступенчатый, двухплунжерный с замком наверху;

Насосы НСВ1 и НСВ2 изготовляют в следующих исполнениях:

без буквенного обозначения - с седлами клапанов из нержавеющей стали;

П - с седлами клапанов из твердого сплава (только для НСВ1);

В - с седлами клапанов из твердого сплава, пескозащитным устройством и сепаратором.

Характеристика жидкости, откачиваемой штанговыми насосами

Насос	Содержание мех. Примесей, %	Содержание свободного газа на приеме насоса, % (не более)	Вязкость жидкости, Па·с (не более)
НСВ1	0,05	10	0,025
НСВ1В	0,20	10	0,015
НСВ1П	0,20	10	0,025
НСВ2	0,05	10	0,025
НСВГ	0,05	10	0,300
НСВД	0,05	25	0,015

Насосы изготовляют следующих групп:

Группа посадки: 0 I II III

Зазор, мм: 0-0,045 0,02-0,07 0,07-0,012 0,12-0,17

На всех ШСНУ штанги и трубы Российского производства. На практике доказано, что из СК используемых в нашем НГДУ наиболее надежны в эксплуатации СК Румынского исполнения, а наиболее ненадежные - СК Российского исполнения.

Эксплуатация скважин оборудованных УЭЦН

В НГДУ «Аксаковнефть» на 1.01.2002 года фонд добывающих скважин оборудованных ЭЦН составил 302 скважины, большая часть из которых находится на Шкаповском месторождении (190 скважин). На остальных месторождениях в основном скважины эксплуатируются при помощи ШСНУ.

Кроме добывающих скважин установками ЭЦН эксплуатируются нагнетательные скважины (521) и водозаборные (113).

В основном в нашем НГДУ используются насосы типоразмеров по дебиту: 50; 80; 125; 160; но также встречаются и очень часто: 250; 400. Очень мало малодебитных: 30. Напоры используемых насосов лежат в пределах от 1000 до 1700м.

Используются двигатели ПЭД с потребляемой мощностью: 32, 45, 63, 90 кВт; кабеля, сечения: 16 и 10 мм; насосные трубы диаметром: 2”, 2,5”. Средняя глубина подвески насосов - 1420 м.

В НГДУ «Аксаковнефть» используются ЭЦН следующих заводов изготовителей:

ОАО «Алнас» - г. Альметьевск;

ОАО «Борец» - г. Москва;

ОАО «Леназ» - г. Лебединск;

ОАО «Ливгидромаш» - г. Ливин.

Также «Алнас» выпускает и электродвигатели и протекторы.

Установки погружных центробежных электронасосов предназначены для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости со следующей характеристикой: максимальная плотность водонефтяной смеси, кг/м³ - 1400; Температура откачиваемой жидкости (не более), ?С - 90; Максимальная объемная доля свободного газа на входе в насос, % - 25; Максимальная концентрация сероводорода (не более), г/л - 0,01; максимальное содержание воды (не более), % - 99; водородный показатель рН пластовой воды - 6,0-8,5; Максимальная концентрация твердых частиц. г/л - 0,1. При содержании в добываемой жидкости мех. примесей более 0,1-0,5 г/л следует использовать УЭЦНИ (ЭЦН повышенной изностойкости), при содержании сероводорода в количестве 0,01-1,25 г/л - УЭЦНК (ЭЦН коррозионно-стойкого исполнения).

УЭЦН состоит из погружного электроцентробежного насоса, погружного электродвигателя и кабельной линии, спускаемых в скважину на колонне НКТ и герметизируемых с помощью устьевого оборудования и наземного электрооборудования (трансформатора и станции управления).

Насосы типа ЭЦН секционные (до четырех секций). Соединение секций фланцевое, валы секций соединены шлицевыми муфтами. Каждая секция состоит из металлического корпуса длиной до 5500 мм, в котором помещен пакет ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов). Рабочие колеса монтируются на валу насоса на продольно шпонке и могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие аппараты закреплены с помощью ниппеля-корпуса подшипника, установленного в верхней части секции.

Число ступеней насоса и секций определяют с учетом требуемого напора, развиваемого насосом. Для серийно выпускаемых насосов оно изменяется в пределах 134-413. Погружной электродвигатель - трехфазный, асинхронный с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения типа ПЭД обеспечивает привод насоса ЭЦН.

Для герметичности и охлаждения электродвигатель заполняют маловязким маслом типа МА-ПЭД8. Электродвигатели типа ПЭД (П ДС - секционные) выпускаются с наружными диаметрами корпусов 103, 117, 113, 130 и 138 мм. Они состоят из статора, в котором размещен сердечник, ротора, головки, в которой размещен упорный подшипник, и основания.

Сердечник статора - набор магнитных и немагнитных пакетов. Ротор - набор магнитных сердечников, чередующихся с подшипниками скольжения.

На верхнем конце вала ротора предусмотрена приводная шлицевая муфта, а для принудительной циркуляции масла внутри электродвигателя установлена циркуляционная трубка.

Для предотвращения попадания в полость электродвигателя скважинной среды предназначена гидрозащита, которая состоит из двухкамерного протектора, монтируемого между насосом и электродвигателем и компенсатора, подсоединяемого к нижней части электродвигателя.

Компенсатор предусмотрен для уравновешивания естественных утечек рабочей жидкости и выравнивания давления в полости электродвигателя до давления скважинной среды.

Обе камеры протектора, заполненные рабочей жидкостью (маслом типа МА-ПЭД8), разделены упругим элементом - резиновой диафрагмой и торцовыми уплотнителями.

Испольется два типа гидрозащиты: Г51 и Г62. Техническая характеристика гидрозащиты типа Г51:

Рабочий объем масла: в компенсаторе - 4,5 дм³, в протекторе - 2,8 дм³; Габариты: компенсатора - d=103 мм, длина=1007мм; протектора - d=92мм, длина- 1374мм.

Масса компенсатора - 21 кг. Масса протектора - 40 кг.

Исследование скважин

I Геофизические методы исследования скважин.

ГИС применяют для решения геологических и технических задач. К геологическим задачам, в первую очередь, относятся литологическое расчленение разрезов, их корреляцию, выявление полезных ископаемых и определение параметров, необходимых для подсчета запасов. К техническим задачам относят изучение инженерно-геологических и гидрогеологических особенностей разрезов, изучение технического состояния скважин, контроль разработки месторождений нефти и газа.

Основные методы ГИС, это: электрические, электромагнитные, ядерно-физические, акустические. Существуют также термические, магнитные, гравиметрические, механические и геохимические методы.

II Гидродинамические методы исследования скважин.

Основными гидродинамическими методами исследований скважин являются:

- метод установившихся отборов;

- метод карт изобар;

- метод восстановления давления;

- метод гидропрослушивания.

Все эти методы используются, в той или иной степени, в нашем НГДУ.

1. Метод установившихся отборов (метод пробных откачек) является на практике самым распространенным. Он применяется при исследовании всех действующих нагнетательных и добывающих скважин. Сущность метода сводится к установлению путем промысловых измерений зависимости между дебитом скважин и величиной ее забойного давления при установившихся режимах эксплуатации. Этот метод позволяет определить коэффициент продуктивности и гидропроводности скважины.

2. Метод карт изобар используется для исследования пласта в целом. Этот метод предусматривает измерение пластового давления во всех скважинах изучаемого участка пласта с последующем воспроизведением на базе этих данных общей карты распределения давления в пласте путем построения карты изобар. Метод позволяет узнать и оценить параметры пласта, определить скорость движения жидкости в различных участках пласта.

3. Метод восстановления давления основан на изучении процессов изменения забойного давления и дебита скважины во времени при переходе от одного установившегося режима ее эксплуатации к другому. Простейшим и наиболее часто применяемым вариантом этого метода является непрерывная регистрация забойного давления скважины после прекращения ее эксплуатации.

4. Метод гидропрослушивания по существу близок к методу восстановления давления. Отличие заключается в том, что при изменении режима эксплуатации скважин, изменение давления регистрируется на забое другой скважины.

В НГДУ «Аксаковнефть» очень часто на скважинах производится замер статического и динамического уровня. Эту работу проводит оператор по исследованию скважин. При этом используется следующее оборудование: либо глубинный пъезограф с лебедкой, либо эхолот (используется наиболее часто).

Пъезограф - глубинный прибор предназначенный для определения небольших приращений уровня относительно какого-либо начального положения.

Для измерения положения уровня жидкости в глубинных скважинах применяются эхолоты, действие которых основано на определении времени прохождения упругой звуковой волны от устья до поверхности.

Эхолот ЭС-50 предназначен для измерения статического и динамического уровня в скважине. Принцип действия эхолота заключается в следующем. Во время прохождения звуковой волны через нагретую вольфрамовую нить, по которой протекает постоянный ток (0,2-0,3А), ее температура изменяется. Изменение силы тока регистрируется с помощью электроизмерительного прибора на диаграммной ленте, перемещающейся с постоянной скоростью. Эта диаграмма называется эхограммой зная скорость движения диаграммной ленты, по расстоянию между пиками определяют время прохождения волны от устья до репера и уровня жидкости.

Эхолот ЭС-50 применяется в скважинах с различными диаметрами насосных и обсадных труб при глубинах уровня до устья, не превышающих 1200м.

Подземный ремонт скважин

I Основные задачи ПРС.

Работа добывающих и нагнетательных скважин может быть нарушена по различным причинам, что приводит либо к полному прекращению работы скважины, либо к существенному уменьшению ее дебита.

Подземный текущий ремонт скважин представляет собой комплекс мероприятий по поддержанию подземного эксплуатационного оборудования в работоспособном состоянии, обеспечивающим выполнение плана по добыче нефти. Как правило, текущий подземный ремонт проводят в порядке планово-предупредительных ремонтов (ППР) или восстановительных ремонтов с целью устранения возможных нарушений нормальной эксплуатации скважин или вследствие пропусков сроков ППР.

К текущему подземному ремонту относятся следующие работы:

1) ППР;

2) ревизия подземного оборудования;

3) ликвидация неисправностей в подземной части оборудования;

4) смена скважинного оборудования;

5) смена способа эксплуатации;

6) очистка НКТ от парафина и солей;

7) изменение глубины подвески насосной установки;

8) подъем скважинного оборудования перед сдачей скважины в консервацию;

9) некоторые виды аварийных ремонтов, такие как заклинивание плунжера, обрыва или отворота штанг и тд. Перечисленные ремонты, а также и ряд других выполняются бригадами ПРС.

II Организация работ по ПРС в НГДУ «Аксаковнефть».

В НГДУ «Аксаковнефть» текущим ПРС занимается 11 бригад ПРС. В цехе ПРС также работает одна подготовительная бригада, трубная бригада, слесарная мастерская, мастерская по ремонту и ревизии ШСНУ.

Организация ПРС начинается с доведения до исполнителей годового объема ремонтов скважин (с помесячной разбивкой). На основании этого плана еженедельно составляется оперативный график движения бригад ПРС, который согласовывается и разрабатывается технологическими группами ЦДНГ и ЦПРС и утверждается главным инженером управления. Параллельно с этим названные службы согласовывают цели и объемы работ по каждой скважине. Далее геологическая и технологическая службы ЦДНГ составляют задания на подготовку и на подземный ремонт скважины и передают в ЦПРС, где после доработки они утверждаются заместителем начальника цеха и передаются мастеру ПРС.

После выполнения ремонта скважины мастер ПРС сдает заказчику скважину и прилегающую территорию. Мастер бригады по добыче нефти принимает скважину при условии режимной подачи жидкости насосом, герметичности устьевой арматуры, отсутствия загрязнения на наземном оборудовании и территории.

Сдача скважины оформляется в сведениях о приеме-сдаче скважины.

III Оборудование и материалы, применяемые для проведения текущего ремонта скважин.

В настоящее время для скважин имеются следующие подъемные агрегаты: А-50, А-50М5, Азинмаш-37А, А1-32, А2-32, А4-32, 4Т-32, УПТ1-50, СУПР-28, А5-40, СУРС-40. Они предназначены для спускоподъемных операций с укладкой труб и штанг на мостики при текущем и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин. Наиболее широко применяемые из них Азинмаш-37А и УПТ-32.

Технические характеристики Аз-37А и УПТ-32

Характеристики	Аз-37А	УПТ-32
Мачта телескопическая двухсекционная высота (до оси кронблока), м	18	18
Высота подъема крюка, м	12,5	12,0
Грузоподъемность, т	32	32
Расстояние от оси домкратов задней опоры до оси скважины, мм	1500	1500
Угол наклона мачты, град	5? 45”	5? 45”
Оснастка	2?3	2?3
Диаметр каната талевой системы, мм	22	22
Расстояние между домкратами, мм	1500	1500
Скорость подъема крюка, м/с наименьшая наибольшая	0,48 1,45	0,28 1,34
Габариты в транспортном положении длина, мм ширина, мм высота, мм	10500 2750 4300	10180 3280 3915
Масса, т	20	21



Схема расположения оборудования при подземном (текущем) ремонте скважины

1- киповская будка; 2- инструментальные сани; 3- СУС; 4- емкость; 5- место для курения; 6- УНКРТ-2М; 7- передвижные мостики; 8- роза ветров.

Основное оборудование применяемое в бригадах ПРС: ключ механический КМУ-50, автомат АПР, механический штанговый ключ КШЭ, элеваторы типа ЭХЛ, ЭТА, ЭША, трубные ключи типа КТГУ, штанговые ключи типов КШ и КШК, крюки типов КШП и КН.

Основная масса подземных ремонтов связана с выходом из строя НКТ и штанг.

В ЦПРС НГДУ «Аксаковнефть» используются трубы следующих заводов-изготовителей: Азербайджанский, Руставский, Нижнеднепровский, Первоуральский, Новотрубный, диаметром 60, 73, 89 мм, типы НКТ - гладкие или с высаженными наружу концами, группы прочности Д, К, толщина стенок 5; 5,5; 6,5 мм соответственно, внутренний диаметр НКТ 50,3; 62; 76 мм.

Ключ КОТ создан на базе ключа КТНД. Изменены конфигурации рукоятки, челюсти и в место круглой плошки установлен сегментный сухарь. Используются следующие модификации: КОТ 48-89 и КОТ 89-132, где 48-89 и 89-132 условные диаметры захватываемых труб и муфт к ним (в мм). Габаритные размеры: КОТ 48-89 - 490?126?120 мм, масса - 6,1 кг;

КОТ 89-132 - 520?155?120 мм, масса - 7,2 кг.

IV Анализ ремонтов по скважинам с ШСНУ.

За период 1997-1999г. По скважинам оборудованным ШСНУ наблюдался рост меж ремонтного периода (МРП).

Характеристика ПРС с 1997 по 2001г

Шифр ремонта	Вид работ	1997	1998	1999	2000	2001
ТР-1-3 ТР-1-4 ТР-2-10 ТР-3-1 ТР-3-2 ТР-4-1 ТР-4-2 ТР-4-3 ТР-4-5 ТР-4-6 ТР-4-7 ТР-4-8 ТР-4-9 ТР-4-10 ТР-5-1 ТР-5-2 ТР-5-3 ТР-7 ТР-9	Ввод скважин оборудованных ШСНУ Ввод скважин оборудованных УЭЦН Перевод скважин на др. способ эксплуатации Изменение подвески, смена типоразмера ШСНУ Изменение подвески, смена типоразмера УЭЦН Ревизия и смена насосов НВ, НН Устранение обрыва штанг Устранение отворота штанг Замена полированного штока Замена, опресовка, устранение негерметичности НКТ Очистка, пропарка НКТ и штанг Смена устьевого оборудования Смена замковой опоры Ликвидация заклинивания плунжера Ревизия или смена УЭЦН Смена электродвигателя Устранение повреждения кабеля Ремонт скважин, оборудованных УЭЦН Ремонт пьезометрических скважин Ремонт водозаборных скважин Ремонт артезианских скважин Очистка, промывка забоя	21 5 63 122 100 21 27 7 40 4 8 17 27 58 29 15 37 59 22 7	14 12 42 103 97 22 29 8 37 2 1 15 25 33 22 24 62 57 33	18 6 20 4 3 93 90 17 14 6 24 2 1 6 7 78 34 21 58 45 33	13 7 28 14 10 123 89 19 16 9 50 5 3 4 17 78 57 9 55 55 14 8	23 22 14 12 15 112 73 13 33 12 53 2 4 22 67 33 14 66 57 21 15
	Итого ремонтов	748	738	533	705	727

Как видно из таблицы в 2001г. увеличилось количество ремонтов, т.е. уменьшился МРП. Это произошло по многим причинам. И не последней из них является качество используемого оборудования. Широко известный факт: ШСНУ российского исполнения уступают импортным в качестве и долголетии.

месторождение геологический пласт скважина

Сравнительные показатели по наработке и количеством отказов ШСНУ по заводам-изготовителям

Завод-изготовитель	Кол-во насосов в фонде	Кол-во отказов за 2001 г.	Наработ ка на 1 насос сут.
	Кол-во	В % от фонда	Кол-во	В % от кол-ва насосов
БМЗ Баку	32	4	15	47	356
Ижевск	299	36	34	11	562
Пермь	145	17	22	15	258
ОЗНПО Октябрьск	185	22	30	16	300
Австрийские	28	3	2	7	661
США Трейко-Индасьрик	104	12	5	5	633
ПКНМ Краснокамск	12	1	0	0	66
Прочие	43	5	14	32

По НГДУ «Аксаковнефть» довольно большое количество ремонтов составляют ремонты, связанные с ликвидацией обрыва штанг - 21% от общего числа ПРС.

Обрывность штанг по заводам-изготовителям

Завод-изготовитель	Удельное кол-во, %	Удельная обрывность, %
Очерские	34,4	15
ОАО Мотовиликинские заводы (Пермь)	27,5	42
им. Шмидта	17,4	37
Румынские	6,3	6

Причины выхода из строя скважин с ШСНУ с 1997 г. по 2001г.

Причины ремонтов	1997	1998	1999	2000	2001
Всего ремонтов	417	421	294	387	406
Частота ремонтов, рем/скв	0,52	0,52	0,36	0,47	0,47
Оптимизация режимов работы насосного оборудования	2	0	3	14	12
Смена насоса по причине выхода из строя: - в т.ч. из-за заклинивания - утечка в клапанах - засорение клапанов насоса - обрыв штока насоса - отворот штока - механический износ насоса - коррозия рабочей поверхности насоса - причина не установлена	139 19 35 17 7 1 26 4 31	177 30 40 19 6 2 25 5 50	100 6 34 6 6 0 17 4 27	112 6 40 9 2 1 19 10 25	122 7 34 6 2 36 12 25
Ликвидация обрыва штанг	100	97	90	89	87
Ликвидация отворота штанг	21	22	17	19	13
Перевод на другой способ эксплуатации	13	2	0	0	0
Очистка глубинно-насосного оборудования от отложений АСПО и эмульсии	51	39	24	48	42
Очистка забоев скважин	27	29	12	26	19
Смена сальникового штока	18	12	14	16	30
Негерметичность НКТ	8	1	6	9	12
Смена замковой опоры	4	2	2	3	4
Ревизия, смена устьевого оборудования	2	2	2	5	4
Ввод из консервации и пъезометра	7	8	18	8	29
Перевод в консервацию	18	26	3	20	16
Работа бригад КРС	8	3	3	18	16

V Анализ ремонтов по скважинам с УЭЦН.

На 1.01.2002 г. по НГДУ «Аксаковнефть» фонд добывающих скважин оборудованных УЭЦН составил 302 скважины, также фонд нагнетательных скважин - 521 скважина, водозаборных - 123.

Наше НГДУ является одним из немногих, где эксплуатируются скважины установками большой производительности (Шкаповское месторождение) и, исходя из средней глубины подвески (1410м), - с высокими напорами. Но в течении последних лет поставка нового оборудования данного типа составляла по насосам не более 4-6%, новые ПЭД приобретались только в 1998 г. (10,4%) и 2000 г. (46%). При отсутствии нового оборудования доля отказа ремонтных двигателей мощностью 63, 90, 125 кВт составила более 50%. В связи с этим приходится сокращать высодебитный фонд скважин и производить деоптимизацию скважин.

В течение 2001 г. все ремонты с УЭЦН, независимо от срока отработки, производились после проведения и утверждения проверочных технологических расчетов по подбору УЭЦН. Согласно расчетам был изменен типоразмер насосов на 29 скважинах, что дало дополнительную добычу нефти в объеме 5,4 тыс.тонн, оптимизированы интервалы спуска насосов на 25 скважинах с эффективностью 6,8 тыс.т нефти. Экономия НКТ и кабеля КРБК составила 4,2 км. С начала 2001 г. введен в работу программно-технологический комплекс «Насос», разработанный институтом БашНИПИнефть.

В связи с выше изложенным можно сказать, что в НГДУ «Аксаковнефть» есть направления в области эксплуатации скважин установками ЭЦН, в которых необходимо усилить работу для повышения межремонтного периода работы скважины.

Капитальный ремонт скважин

Капитальный ремонт скважин - комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, а также со спуском и подъемом оборудования для раздельной эксплуатации и закачки; пакеров-отсекателей, клапанов-отсекателей, газлифтного оборудования.

В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности КРС подразделяются на две категории сложности: I - ремонты при глубине до 1500 м; II - ремонты при глубине скважины более 1500 м. Ко II-ой категории также относятся независимо от глубины скважины все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефтегазопроявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ по закачке изотопов в пласт; и технологически необходимые неоднократные цементные заливки.

К началу капитального ремонта скважин база производственного обслуживания по заказу промысла выполняет следующие подготовительные работы:

а) прокладывает водяную и световую линии, ремонтируют подъемные пути, фундамент под ноги вышки или мачты и подготавливают площадку для подъемной установки;

б) сооружают новые или ремонтируют имеющиеся вышки или мачты; проверяют состояние оттяжек у вышки или мачты и заменяют пришедшие в негодность;

в) доставляют на скважину необходимый комплект бурильных и насосно-компресорных труб. Все остальные работы по подготовке рабочего места выполняет ЦКРС.

Мастер по капитальному ремонту обязан до подхода бригады осмотреть скважину и заблаговременно устранить недостатки в ее подготовке. По прибытии на скважину бригада устанавливает трактор-подъемник, передвижной агрегат с последующей подготовкой рабочего места в соответствии с существующими требованиями. Затем проводят подготовку труб.

Затем проводят исследования скважины с целью установления неисправности притока жидкости из пласта через фильтр в зависимости от Р_заб, определения характера притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне и пройденных скважиной пластов, а также контроля технического состояния обсадной колонны и цементного кольца в заколонном и межколонном пространствах.

Скважины исследуют для:

- выявления и выделения интервалов негерметичности ОК и цементного кольца за ними;

- изучения гидродинамических и температурных условий ремонтируемого участка ствола;

- контроля положения муфт обсадной колонны, интервалов перфорации, исскуственного забоя, инструмента, спущенного для операций, вспомогательных мостов, изолирующих патрубков;

- оценки качества промежуточных операций и ремонта в целом.

До начала работ по КРС необходимо обследовать оборудование устья и в случае неисправности отремонтировать его. Нельзя приступать к капитальному ремонту при неисправности устья.

Виды работ по КРС

шифр	Виды работ
КР1	Ремонтно-изоляционные работы
КР1-1	Отключение отдельных обводненных интервалов пласта
КР1-2	Отключение отдельных пластов
КР1-3	Исправление негерметичности цементного кольца
КР1-4	Наращивание цементного кольца за эксплуатационной колонной
КР-2	Устранение негерметичности эксплуатационной колонны
КР-3	Крепление слабосцементированных пород ПЗП
КР-4	Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважины и в процессе ремонта
КР-5	Переход на другие горизонты и приобщение платов
КР5-1	Переход на другие горизонты
КР5-2	Приобщение пластов
КР-6	Перевод скважин из категории в категорию по назначению
КР-7	Ремонт скважин оборудованных пакерами-оптекателями,ОРЗ,ОРЭ
КР-8	Зарезка и бурение второго ствола скважины
КР-9	Ремонт нагнетательных скважин
КР-10	Ремонт поглощающих и артезианских скважин
КР-11	Изучение характера насыщенности и выработки пластов, оценка технологического состояния эксплуатационной колонны
КР-12	Увеличение и восстановление производительности и приемистости скважин
КР12-1	Проведение кислотной обработки
КР12-2	Проведение ГРП
КР12-3	Проведение ГПП
КР12-4	Виброобработка призабойной зоны
КР12-5	Термообработка призабойной зоны
КР12-6	Промывка призабойной зоны растворителями
КР12-7	Промывка призабойной зоны растворами ПАВ
КР-13	Выравнивание профиля приемистости
КР13-1	Обработка суспензиями
КР13-2	Обработка коагулянтами
КР13-3	Обработка полимерами и смолами
Кр-14	Дополнительная перфорация и торпедирование

При проведении капитального ремонта скважин используется практически то же оборудование, что и при текущем ремонте. Подъемные агрегаты: А50У, Азинмаш37А, УПТ-32, УПТ1-50, СУПР-28, СУРС-40; но наиболее распространены А50У и УПТ1-50.

Установка тракторная подъемная УПТ1-50 предназначена для спуско-подъемных операций в процессе текущего и капитального ремонта скважин, не оборудованных стационарными вышками и мачтами.

Установка смонтирована на тракторе Т-130МГ-1 (как и УПТ-32). Имеет следующие характеристики: грузоподъемность,т - 50; мощность привода, кВт - 117,6; габаритные размеры - 11100?2475?4090 мм; масса, кг - 24530.

Агрегат А-50У предназначен для спуко-подъемных операций при текущем и капитальном ремонте скважин глубиной до 3600 м. с укладкой труб на мостики, разбуривания цементной пробки в колоннах диаметром 141-168 мм, промывки и тартальных работ. Агрегат смонтирован на азе КрАЗ-257. От ходового двигателя при прямой передаче осуществляется пирвод навесного оборудования агрегата и промывочного насоса. Промывочный насос 9МГР смонтирован на двухосном автоприцепе 2ПН-2. Максимальное давление насоса - 16 МПа при подаче 6,1 дм³/с. Максимальная подача 9,95 дм³/с обеспечивается при давлении 6 МПа.

Габаритные размеры агрегата (в мм): 12400?2650?4160; масса агрегата без насосного прицепа 22400 кг; масса насосного прицепа 4124 кг.

Управление механизмами агрегата, оснащенного ограничителем подъема крюкблока, пневматическое от компрессора М-155-2.

Телескопическая мачта в рабочем положении имеет угол наклона 6?, ее высота до четырехроликового кронблока 22400 мм.

Максимальное натяжение подъемного каната - 100 кН, тартального - 73кН, диаметр талевого каната 25 мм, тартального - 13 мм.

Характеристика агрегата А-50У при оснастке талевой системы 4?3

Скорость	Скорость каната, м/с	Скорость талевого блока, м/с	Частота вращения вала барабана, об/мин	Грузоподъемность, т
I	1,08	0,181	39,8	50,0
II	1,9	0,317	69,8	34,5
III	4,17	0,695	153,0	12,6
IV	7,8	1,215	268,0	7,5

Также при капитальном ремонте используются промывочные установки:

УНТА-100?200, смонтированная на базе ЗИА-130;

УН1Т-100?200, смонтированная на базе Т-130.

В ЦКРС на данный момент работает 164 человека, и насчитывается 10 бригад.

Основное оборудование (ключи, крюки, элеваторы и тд.), используемое бригадами КРС, тоже самое, что используется бригадами ПРС.

Насосный агрегат 4АН-700 монтируется на шасси трехосного КрАЗ-275Б1А и состоит из силовой установки 9УС-800, коробки передач 3КПМ, трехплунжерного насоса 4Р-700, манифольда и системы управления. Имеет диаметр сменных плунжеров - 120 мм. На I-ой скорости: подача - 9 л/с, давление - 50,0 МПа; на II-ой6 подача - 12,3 л/с, давление - 36,6 МПа; на III-ей: подача - 17,3 л/с, давление - 26,0 МПа; на IV-ой: подача - 22 л/с, давление - 20,7 МПа.

Также цех капитального ремонта скважин проводит солянокислотные и термокислотные обработки призабойной зоны скважин.

Для транспортировки кислоты и нагнетания ее в скважину, а также для механизированной дозировки плавиковой кислоты в процессе нагнетания применяют насосную установку (агрегат) АзИНМАШ-30А, оборудование которой герметизировано и обеспечивает безопасную работу обслуживающего персонала. Установка имеет цистерну, состоящую из двух отсеков по 3 м³, а также такуюже цистерну на прицепе. Установка снабжена насосом одинарного действия, горизонтальным, трехплунжерным высокого давления 4НК-500 с подачей 2,24-15,85 дм³/мин и давлением 7,6-50 МПа.

При кислотных обработках используют также насосные установки ЦА-320М и 4АН-700, в зимних условиях и в условиях бездорожья используют установку АКПП-500 на шасси КрАЗ-255Б и насосом 5НК-500. Для транспортировки ингибиторной соляной кислоты и подачи ее на насосный агрегат используют кислотовоз КП-6,5 на базе КрАЗ-255Б и со смонтированным центробежным насосом ЗХ-9В-3-51.

Схема расположения спец. Техники при кислотной (термокислотной) обработке ПЗП

1- скважина; 2- емкость; 3- АзИНМАШ-30А; 4- ЦА-320М; 5- автоцистерна; 6- тройник; 7- обратные клапана

Методы повышения нефтеотдачи пластов и способы воздействия на призабойную зону скважин

За 2001 г. на месторождениях НГДУ «Аксаковнефть» проведено 16 обработок микробиологическими методами в т.ч. 8 скваженнообработок САЧ, 6 скваженнообработок ЩБК, на двух скважинах проведена закачка ИАИ с БОС. Были получены хорошие результаты на Знаменском месторождении при закачке САИ.

Применяемые технологии по сущности воздействия можно разделить на две группы:

I. Технологии ограничения водопритока в эксплуатационных скважинах путем закачки реаентов СНПХ-9633, нефтенола, гивнана для селективной изоляции пластов.

II. Осадкогелеобразующие технологии, которые формируют барьер в промытой зоне пласта, меняют направление фильтрационных потоков с дополнительным охватом слабо выработанных нефтенасыщенных пропластков и зон пласта.

В 2001 г. подсчет технологической эффективности за счет применения МУНП проводился по 69 очага воздействия, переходящим с прошлых лет с суммарной эффективностью 75088 т и по 19 очагам, на которых воздействие проводилось в отчетном году технологическая эффективность составила 8007 т.

Щелочно-белковая композиция.

Технология закачки ЩБК зарекомендовала себя как одна из наиболее эффективных.

Сущность - создание стойких микроэмульсий в ПЗП с нефтяной фазой, вследствии чего в процессе фильтрации реализуется механизм селективной закупорки высокопроницаемых зон пласта, приводящих к увеличению хвата пласта заводнением.

Сухой активный ил.

Сущность данной технологии основана на способности микробной биомассы размножаться в условиях пластовой среды и селективно закупоривать высокопромытые зоны пласта.

КОГОР (композиции осадкогелеобразующих реагентов).

Сущность - закупорка высокообводненных каналов в ПЗП и перераспределение потока закачиваемой воды за счет образования гелеобразного осадка при смешени силикатно-щелочного раствора с пластовой водой.

Алюмохлорид со щелочью.

В основу технологии заложен принцип гелеобразования в высокопроницаемых каналах продуктивного пласта.

СКО с алюмохлоридом.

Сущность данного метода заключается в закачке в карбонатные коллектора соляной кислоты в композиции с алюмохлоридом. Применение алюмохлорида удлиняет скорость взаимодействия кислоты с карбонатами по сравнению с обычной кислотой на 2 порядка и более.

ГИВПАН с алюмохлоридом.

Технология основана на способности полимера ВПА-2 превращаться в гель благодаря конденсации коллоидных частиц катионами поливалентных металлов.

Нефтенол.

Сущность заключается в том, что введение раствора малорастворимого ПАВ нефтенола - НЗ в углеводородной жидкости в промытый коллектор позволяет гидрофобизировать скелет коллектора с уменьшением его фазовой проницаемости для воды. Кроме того, при фильтрации раствора в наиболее проницаемые и промытые водой каналы и трещины образуется эмульсия, способная к структурообразованию в поровом пространстве.

СНПХ-9633.

Данная технология направлена на ограничение водопритока в эксплуатационных скважинах, основана на блокировании водонасыщенных зон высоковязкими эмульсионными элементами, образующимися в промытых зонах пласта, устойчивыми к размыванию водой и разрушающимися при контакте с нефтью.

Циклическое заводнение в карбонатных коллекторах турнейского яруса с трудноизвлекаемыми запасами нефти на Знаменском месторождении.

В связи с тем, что нефтеотдача запасов нефти в карбонатных коллекторах существенно ниже, чем в терригенных, были проведены мероприятия по повышению эффективности их разработки.

При заводнении за счет капиллярной пропитки коллектора происходит движение закачиваемой воды не только по трещинам, но и по матрице. Это выравнивание фронта вытеснения повышает эффективность разработки при искусственном водонапорном режиме. Одним из методов повышения эффективности разработки карбонатных коллекторов является интенсификация системы заводнения: дополнительное разрезание залежи рядами нагнетательных скважин на более мелкие блоки, очаговое и избирательное заводнение в блоках, площадное заводнение.

Более универсальным методом повышения эффективности разработки карбонатных коллекторов является нестационарное заводнение6 изменение направления фильтрационных потоков жидкости и особенно циклическая закачка воды.

Опыт разработки карбонатных коллекторов показывает, что нестационарное заводнение повышает коэффициент нефтеизвлечения на 0,5-6,5%.

На залежах нефти в карбонатных коллекторах кизеловского горизонта Знаменского месторождения циклическое заводнение начало применяться в опытном порядке в 1995 г. Первоначально, в опытном порядке, на циклический режим работы с интервалом в 1 месяц были переведены 22 нагнетательные скважины. Прекращение закачки осуществлялось остановкой 7 водозаборных скважин. В таком режиме технология осуществлялась в течении двух лет. В результате увеличения доли нефти в продукции скважин дополнительная добыча нефти, подсчитанная по РД39-147035-209-87, составила за первый год внедрения 4467 т, за второй год - 6268 т. При этом объем закачки девонских пластовых вод снижен на 1248 тыс.м³ или на 42%. В 1997г. для охвата циклическим заводнением всего месторождения, на циклический режим, с интервалом 1 месяц работы и два месяца простоя были переведены путем остановки 55 водозаборных скважин, 125 нагнетательных скважин или 63,1% от всего нагнетательного фонда скважин. Дополнительная добыча нефти составила 52256 т. В последующие годы 1998 и 1999г. в циклическом режиме работало 129 нагнетательных скважин из 191 или 73% фонда. Остановка водозаборных скважин увеличена до 3 месяцев в квартале.

В 2001г. продолжалась циклическая закачка на Знаменской, Яновской, Городецкой площадях Знаменского месторождения. В циклическом режиме работали 151 нагнетательная скважина, подключенные к 52 водозаборным скважинам. периодичность цикла принять равной 1 месяц работы и трем месяцам простоя. Технологическая эффективность за счет циклической закачки в 2001г. составила 79951т. Дополнительно добытой нефти без учета физико-химических методов.

С начала внедрения циклической закачки дополнительно добыто 393041 т. нефти.

Солянокислотные обработки (СКО).

Основным видом воздействия на ПЗП, с целью интенсификации притока нефти, до нынешнего времени являлись различного вида СКО (простые СКО, термокислотные с использованием гранулированного и пруткового магния, пенокислотные, СКО с ТГХВ и др.).

Практикой проведения СКО по нефтяным регионам Урало-Поволжья и в НГДУ «Аксаковнефть» установлено, что с увеличением кратности обработок эффективность снижается. По этой причине количество проводимых СКО за последние 10 лет в НГДУ «Аксаковнефть» сократилась с 32-35 до 10-12 в год. В результате обобщения опыта СКО выявлено влияние различных геологических и технологических параметров на их эффективность.

По опубликованным в различных источниках данным успешность проведения СКО на многих месторождениях составляет 30-60%. Повышение эффективности проведения СКО связано, как с более глубокими лабораторными исследованиями, так и с обобщением опыта применения разных технологий таких обработок в различных геолого-промысловых условиях.

На накопленных фактических данных по СКО на месторождении были проведены исследования, направленные на оптимизацию солянокислотного воздействия и прогнозирование ожидаемой эффективности. Всего было проанализировано 128 обработок, из которых 88 дали положительный эффект в виде дополнительно добытой нефти, в 10 скважинах эффект не был получен. В результате анализов выявлено, что наибольшее влияние на эффективность СКО оказывают:

- кратность проведения обработок;

- обводненность продукции скважин на момент проведения обработки;

- накопленная дбыча нефти на дату проведения обработки;

- степень снижения Р_пл к моменту проведения обработки по отношению к начальному;

- нефтенасыщенная мощность пласта;

- количество пропластков (расчлененность пласта);

- количество закачиваемой кислоты.

Установлено, что при проведении первых СКО вероятность получения положительного эффекта составляет 50%. При проведении последующих обработок, вероятность эффекта существенно снижается.

При выборе скважин для СКО предпочтительно, чтобы обводненность продукции была не более 30%, т.к. при большей обводненности может быть получен отрицательный результат. Если накопленная добыча нефти до СКО значительная, в условиях месторождения это более 20 тыс.т. и Р_пл ниже 0,7Р_пл.нач., то количество не эффективных операций будет более 50%.

После проведения факторного и регрессивного анализов в результате компьютерной обработки статистических данных, получена модель зависимости общего прироста добычи нефти по ограниченному объему информации, имеющая вид:

?Q=25,8-36,4N+0,38Q_max-0,015Q_нак+31H_эф+66n+3,74V_k-1,14м_н.пл., где

?Q - прирост добычи нефти;

N - кратность проведения СКО;

Q_max - максимальный дебит скважин, т/мес.;

Q_нак - накопленная добыча нефти на момент проведения СКО;

H_эф - эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м;

n - количество нефтенасыщенных пропластков;

V_k - объем закаченной кислоты, м³;

м_н.пл - вязкость пластовой нефти.ю мПа·с.

Составлена программа для ЭВМ, по которой идет подбор скважин для СКО с заданной эффективностью с внедрением методического руководства «Геолого-технологическое обоснование выбора скважин для СКО с целью повышения эффективности воздействия на призабойную зону сложнопостроенных, низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах», изданного на основании выявленных зависимостей, уменьшилось количество неэффективных обработок с 22% до 16%. Подтверждаемость расчетной и фактически получаемой дополнительной добычи нефти оказалась в пределах +7%. Таким образом, полученная модель обеспечивает удовлетворительную точность прогноза величины эффективности проведения солянокислотных обработок за счет выбора скважин с определенными геолого-физическими условиями и технологическими параметрами обработки.

Организационная структура НГДУ «Аксаковнефть»

В состав НГДУ «Аксаковнефть» входят следующие структурные подразделения:

1. Аппарат управления.

1) Начальник НГДУ.

2) Зам. начальника - главный геолог.

3) Зам. начальника по капитальному строительству и соц. вопросам.

4) Первый зам. начальника - главный инженер.

5) Зам. начальника по МТС и транспорту.

6) Зам. начальника по экономике.

7) Зам. начальника - главный бухгалтер.

2. Отделы

1) Отдел геологии и разведки месторождений (ОГ и РМ).

2) Маркшейдерско-геофизическая служба (МГС).

3) Отдел капитального строительства (ОКС).

4) Проэктно-сметное бюро (ПСБ).

5) Производственно-технический отдел (ПТО).

6) Отдел автоматизации систем управления (ОАСУ).

7) Отдел производственной безопасности и охраны труда (ОПБ и ОТ).

8) Центрально-диспетчерская служба (ЦДС).

9) Административно-хозяйственный отдел (АХО).

10) Планово-экономический отдел (ПЭО).

11) Отдел организации труда и заработной платы (ООТ и ЗП).

12) Служба правового регулирования (СПР).

13) Отдел кадров (ОК).

3. Производственные цеха

1) Цех по добыче нефти и газа (ЦДНГ-1,2,3,4).

2) Цех научно-исследовательских и производственных работ (ЦНИПР).

3) Строительно-монтажный цех (СМЦ).

4) Цех поддержания пластового давления (ЦППД).

5) Цех подготовки и перегонки нефти (ЦППН).

6) Цех подземного ремонта скважин (ЦПРС).

7) Цех капитального ремонта скважин (ЦКРС).

8) Прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения (ПРЦЭиЭ)

9) Прокатно-ремонтный цех эксплуатируемого оборудования (РЦЭО).

10) Цех автоматизации производства (ЦАП).

11) Цех пароводоснабжения (ЦПВС).

12) Цех по антикоррозийному покрытию и капитальному ремонту трубопроводов и сооружений (ЦАП и КРТС).

13) Автотранспортный цех (АТЦ).

14) Цех дорожно-ремонтных и строительных работ (ЦДРСР).

4. Прочие

1) Жилищный ремонтно-эксплуатационный участок (ЖРЭУ).

2) Дом культуры и техники (ДК и Т).

3) Учебно-курсовой комбинат (УКК).

4) сен. профилакторий «Здоровье»

5) сан. профилакторий «Буровик»

6) детский оздоровительный лагерь «Спутник».

Список литературы

1. Чалышев В.В. и др.: «Технологическая схема разработки Знаменского нефтяного месторождения», Уфа, 1967г.

2. Тимашев Э.М. и др.: «Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана», Уфа: РИС АНК «Башнефть», 1997г.

3. «Геологический отчет», Приютово: ОГ и РМ НГДУ «Аксаковнефть»

4. Сулейманов А.Б. и др.: «Техника и технология капитального ремонта скважин», Москва, «Недра», 1987г.

5. Беззубов А.В. и др.: «Насосы для добычи нефти», Москва, «Недра», 1986г.

6. Василевский В.Н. и др.: «Исследования нефтяных пластов и скважин», Москва, «Недра», 1973г.

7. Иванов И.Н. и др.: «Оборудование и инструменты для технологических операций и ремонта скважин», Тюмень, 1990г.

8. Хмелевский В.К.: «Геофизические методы исследования», Москва, «Недра», 1988г.

9. «Применение новых методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях Башкортостана», Уфа, АНК «Башнефть», 2000г.

10. «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», Москва, Госгортехнадзор РФ, 1998г.

Размещено на Allbest.ru