Отдел поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пласта

При выборе профиля лопаток турбины стремятся найти такое конструктивное решение, чтобы при работе турбины кривые максимальных значений N и h располагались близко друг к другу. Линия давления DР таких турбин располагается почти симметрично относительно вертикали, на которой лежит максимум мощности.

Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению числа ступеней. ГОСТ 26673-90 предусматривает изготовление бесшпиндельных (ТБ) и шпиндельных (ТШ) турбобуров.

Турбобуры ТБ применяются при бурении вертикальных и наклонных скважин малой и средней глубины без гидромониторных долот. Применение гидромониторных долот невозможно по тем причинам, что через нижнюю радиальную опору (ниппель) даже при незначительном перепаде давления протекает 10 - 25% бурового раствора.

Значительное снижение потерь бурового раствора достигается в турбобурах, нижняя секция которых, названная шпинделем, укомплектована многорядной осевой опорой и радиальными опорами, а турбин не имеет.

Присоединяется секция шпиндель к одной (при бурении неглубоких скважин), двум или трём последовательно соединённым турбинным секциям.

Поток бурового раствора, пройдя турбинные секции, поступает в секцию - шпиндель, где основная его часть направляется вовнутрь вала шпинделя и далее к долоту, а незначительная часть - к опорам шпинделя, смазывая трущиеся поверхности дисков пяты и подпятников, втулок средних опор и средних опор. Благодаря непроточной конструкции опор и наличию уплотнений вала, значительно уменьшены потери бурового раствора через зазор между валом шпинделя и ниппелем.

Для бурения наклонно - направленных скважин разработаны шпиндельные турбобуры - отклонители типа ТО.

Турбобур - отклонитель состоит из турбинной секции и укороченного шпинделя. Корпуса турбинной секции и шпинделя соединены кривым переводником.

Для бурения с отбором керна предназначены колонковые турбобуры типа КТД, имеющие полый вал , к которому через переводник присоединяется бурильная головка . Внутри полого вала размещается съёмный керноприёмник . Верхняя часть керноприёмника снабжена головкой с буртом для захвата его ловителем, а нижняя - кернорвателем, вмонтированным в переводник . Для выхода бурового раствора, вытесняемого из керноприёмника по мере заполнения его керном, вблизи верхней части керноприёмника имеются радиально расположенные отверстия в его стенке, а несколько ниже их - клапанный узел . Последний предотвращает попадание выбуренной породы внутрь керноприёмника, когда он не заполняется керном, и в это время клапан закрыт.

Керноприёмник подвешан на опоре , установленной между переводником к БК и распорной втулкой . Под действием гидравлического усилия, возникающего от перепада давления в турбобуре и долоте, и сил собственного веса, керноприёмник прижимается к опоре и во время работы турбобура не вращается.

Винтовой забойный двигатель.

Рабочим органом винтового забойного двигателя (ВЗД) является винтовая пара: статор и ротор.

Статор представляет собой металлическую трубу, к внутренней поверхности которой привулканизирована резиновая обкладка, имеющая 10 винтовых зубьев левого направления, обращённых к ротору.

Ротор выполнен из высоколегированной стали с девятью винтовыми зубьями левого направления и расположен относительно оси статора эксцентрично

Кинематическое отношение винтовой пары 9: 10 и соответствующее профилирование её зубьев обеспечивает при движении бурового раствора планетарное обкатывание ротора по зубьям статора и сохранение при этом непрерывного контакта ротора и статора по всей длине. В связи с этим образуются полости высокого и низкого давления и осуществляется рабочий процесс двигателя. Вращающий момент от ротора передаётся с помощью двухшарнирного соединения на вал шпинделя, укомплектованного многорядной осевой шаровой опорой и радиальными резина-металлическими опорами . К валу шпинделя присоединяется долото . Уплотнение вала достигается с помощью торцевых сальников.

ВЗД изготовляют согласно ТУ 39-1230-87.Типичная характеристика ВЗД при постоянном расходе бурового раствора следующая . По мере роста момента М перепад давления в двигателе Р увеличивается почти линейно, а частота вращения вала двигателя снижается вначале незначительно, а при торможении - резко. Зависимости изменения мощности двигателя и К.П.Д. от момента М имеют максимумы. Когда двигатель работает с максимальным, режим называют оптимальным, а с максимальной мощностью - экстремальным. Увеличение нагрузки на долото после достижения экстремального режима работы двигателя приводит к торможению вала двигателя и к резкому ухудшению его характеристики.

Неэффективны и нагрузки на долото, при которых момент, развиваемый двигателем, меньше момента, обеспечивающего оптимальный режим его работы.

Характер изменения от момента М при любом расходе бурового раствора остаётся примерно одинаковым.

Значения при увеличении растут почти линейно, - несколько уменьшается, а возрастает по зависимости, близкой квадратичной.

Таблица 1.Технические характеристики гидравлических забойных двигателей.

Птр	ТБ-172	ТБ-195	ТШ-195М1	ТШ-240	Д1-195
Расход рабочей жидкости, л/с	25-28	45-50	24-30	32-34	25-35
Перепад давления, МПа	2,85-3,5	2,9-3,6	6,5-10	5,5-6,2	3,9-4,9
Частота вращения вала, об/с	10,5-11,7	9,7-10,8	9,3-11,7	7,4-7,8	1,33-1,83
Крутящий момент, Н*м	559-687	714-882	1961-1060	2648-2991	3138-3726
Присоединительная резьба долото/БК	З-117/147	З-117/147	З-152/171	З-152/171	З-117/147
Диаметр, мм	172	195	195	240	195
Длина, мм	7940	8060	25870	23225	7700
Масса, кг	1057	1440	4745	5975	1350

2.7 Документальное обеспечение бурение скважин

Основными документами, на основании которых осуществляется строительство скважин, являются технический проект и смета.

Технические проекты разрабатывают специальные проектные институты (НИПИ) на основании проектных заданий , выдаваемых заказчиком, например, НГДУ. Задание содержит: сведения об административном расположениии площади; номер скважин, которые должны сооружаться по данному проекту; цель бурения, категорию скважин, проектный горизонт и проектную глубину; краткое обоснование заложения скважин; характеристику; геологического строения площади, перспективных на нефть и газ объектов, горно-геологических условий бурения; данные о пластовых давлениях, давлениях гидроразрыва пород, геостатических температурах, об объектах, подлежащих опробованию в процессе бурения и испытанию, об объеме геофизических , лабораторных и специальных исследований, диаметре эксплуатационной колонны, объеме подготовительных работ к строительству и заключительных после окончания испытания скважины; о строительстве объектов теплофикации, жилищных и культурно-бытовых помещений; название бурового предприятия, которое должно строить скважины; другую информацию, необходимую для разработки проекта.

Технический проект включает разделы:

- сводные технико-экономические данные;

- основание для проектирования;

- общие сведения;

- геологическая часть;

- конструкция скважины;

- профиль ствола скважины;

- буровые растворы;

- углубление скважины;

- крепление скважины;

- испытание скважины;

- дефектоскопия,

- опрессовка оборудования и инструмента;

- сводные данные об использовании спецмашин и агрегатов при проводке скважины;

- сведения о транспортировке грузов и вахт;

- мероприятия и технические средства для охраны окружающей среды;

- механизация, средства контроля и диспетчеризация на буровой; техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная техника;

- строительно-монтажная часть;

- список нормативно-справочных и инструктивно-методических материалов, используемых при принятии проектных решений;

В приложение к проекту включаются: геолого-технический наряд, обоснование продолжительности строительства скважины, схема расположения бурового оборудования, схемы обвязки устья скважины при бурении и испытании, нормы расхода долот , инструмента и материалов, профиль наклонной скважины, схему транспортных связей, документы для обоснования дополнительных расходов времени и средств, а также могут включаться расчет обсадных колонн, расчет цементирования, специальные вопросы по предупреждению осложнений, решения по технологии углубления и испытания и т.д.

Смету на строительство скважины составляют к каждому техническому проекту. Она определяет общую стоимость скважины и служит основой для расчета бурового предприятия с заказчиком.

Смета состоит из четырех разделов, соответствующих основным этапам строительства скважины:

Раздел 1 Подготовительные работы к строительству скважины.

Раздел 2 Строительство вышки, привышечных сооружений, зданий котельных, монтаж и демонтаж оборудования.

Раздел 3 Бурение и крепление скважины.

Раздел 4 Испытание скважины на продуктивность.

В виде отдельных статей (кроме упомянутых разделов) в смету включают затраты на промыслово-геофизические работы, резерв на производство работ в зимнее время, затраты на топографо-геодезические работы, накладные расходы, плановые накопления (прибыль), дополнительные затраты (надбавка за работу на Севере и приравненных к нему районах и т.д.)

Буровая бригада перед началом строительства скважины получает три основных документа: геолого-технический наряд , наряд на производство буровых работ и инструктивно-технологическую карту.

Геолого-технический наряд (ГТН) - это оперативный план работы буровой бригады. Его составляют на основе технического проекта.

Наряд на производство буровых работ состоит из двух частей. В первой части указывают номер и глубину скважины, проектный горизонт, назначение ее и способ бурения, характеристики конструкции скважины, бурового оборудования и бурильной колонны, сроки начала и окончания работ по нормам, затраты времени на бурение и крепление отдельных интервалов и скважины в целом по нормам, плановую и нормативную скорости бурения, а также сумму заработной платы бригады.

Вторую, основную часть наряда составляет нормативная карта. Эта карта позволяет определить нормативную продолжительность работ от начала бурения до перфорации эксплуатационной колонны. Для составления карты используют материалы ГТН и отраслевые или утвержденные для данной площади нормы времени на выполнение всех видов работ. Для разработки нормативной карты скважину разбивают на несколько нормативных пачек. В карте перечисляют последовательно все виды работ, которые должны быть выполнены при бурении каждой пачки. Указывают затраты времени на каждый вид работ по нормам и рассчитывают затраты времени на бурение и крепление каждого участка и в целом скважины.

Инструктивно-технологическая карта предназначена для распространения передового опыта работы, накопленного в районе. Она состоит из трех частей: режимно-технологической, инструктивной и оперативного графика строительства. Карту составляют на основе анализа работы буровых бригад и вахт, которые добились наиболее высоких показателей при бурении скважин на данной площади или при выполнении отдельных видов работ (например, по спуску и подъему бурильных колонн и т.п.). В режимно-технологической части помещают рекомендации о типоразмерах долот, забойных двигателей, параметрах режима бурения и свойствах промывочных жидкостей, при использовании которых могут быть достигнуты наиболее высокие показатели бурения.

В инструктивной части освещают новые или более совершенные способы выполнения отдельных, прежде всего, наиболее трудоемких видов работ, приводят рекомендации о более рациональной организации производственного процесса с учетом особенностей конкретного участка площади.

Третья часть содержит баланс времени бурения и крепления с учетом рекомендаций, сделанных в первых двух частях, и оперативный график бурения скважины в координатах «Глубина (м) - Продолжительность (сут)». На график нанесены две кривые: одна характеризует процесс углубления скважины по нормам, указанным в нормативной карте; вторая - процесс углубления с учетом реализации рекомендаций инструктивно-технологической карты. Во время бурения буровой мастер на этот же график наносит третью кривую, показывающую фактические затраты времени на бурение и крепление. Сопоставляя фактическую кривую с двумя первыми, буровая бригада имеет возможность контролировать выполнение нормативных показателей углубления скважины и сопоставлять свою работу с лучшими достижениями на площади.

Фактическая картина строительства скважин создается на основании оперативного и статистического учета результатов буровых работ.

Оперативный и статистический учет результатов буровых работ осуществляется путем заполнения и утверждения определенного числа документов, охватывающих все основные этапы строительства скважины.

Документы делятся на первичные (исходные) и итоговые (обобщающие). К первичным относятся суточный рапорт бурового мастера, акты результатов крепления и суточный рапорт по заканчиванию, освоению и испытанию скважины и др. К итоговым - все формы отраслевой статистической отчетности.

Значительное усложнение условий бурения, связанное с ростом глубин скважин, возможность больших технико-экономических потерь вследствие принятия несвоевременных или неквалифицированных решений по управлению процессами строительства скважин привели к необходимости создания и использования в бурении систем телеконтроля. Эти системы служат для передачи на диспетчерский пункт информации о важнейших параметрах технологических процессов с целью последующего принятия высококвалифицированным специалистом эффективных управляющих решений

В состав систем телеконтроля (например, КУБ-01) входят датчики и преобразователи, расположенные на буровой установке и в бурильной колонне, каналы связи, приемная аппаратура и вторичные приборы на диспетчерском пункте. Основная функция подобных систем - воспроизведение в режиме реального времени вторичными приборами на диспетчерском пункте информации, фиксируемой датчиками на буровой.

3. Общие сведения о технологии добычи нефти и газа

На данный момент в день вырабатывается 85 млн бочек нефти. Чтобы накопить нефть, которую мы сжигаем за день, природа тяжело работала 1500 лет. За год же мы потребляем столько нефти, сколько природа создавала более полумиллиона лет - человечество столько не существовало. Нефть имеет в своей основе остатки планктонных организмов, которые много лет назад жили в морских водах.

Нефть, вместе с углем и природным газом, является частью биогенных отложений, которые находятся в земной коре. Сырая нефть (не рафинированная) содержит более 17 000 органических сложных веществ, которые являются наиболее важным сырьем для химической промышленности (краски, препараты, пластмассы) и топливного производства.

Скважинная добыча нефти происходит либо путем естественного фонтанирования под природным давлением в пласте, либо с использованием механического подъема жидкости. Обычно на первых порах разработки месторождения нефти применяют фонтанный вид, а затем, когда фонтанирование уменьшается, скважину переводят на газлифтный либо эрлифтный способ, когда добычу нефти осуществляют винтовыми, гидропоршневыми или штанговыми насосами.

Газлифтный способ - это механизм для вывода жидкости на поверхность при помощи сжатого газа, а вернее энергии, которая содержится в нем. Данная технология значительно повлияла на привычный процесс, так как при ее использовании нужна компрессорная станция с газосборными трубопроводами, а также газораспределителями. Есть также еще одна новая технология выработки нефти в месторождениях при помощи рукотворного заводнения - в этом случае возводится водоснабдительная система с насосными станциями.

Современные системы транспортировки скважин через трубопроводы включают в себя:

- Напорную систему

- Самотечную систему.

При напорной системе есть собственное давление на начало скважины, а при самотечной преодолевается отметка устья над пометкой сборного пункта. При разработке месторождений, которые находятся на шельфах, происходит организация морских промыслов.

К современным методам добычи нефти можно отнести некоторые применяемые виды эксплуатации месторождений - компрессорный, фонтанный и насосный. Залежи нефти могут находиться на глубине до 6 км, поэтому разработка новых технологий добычи нефти очень важна для мировых компаний, которые занимаются выработкой нефти.

3.1. Организационная структура предприятия (НГДУ,ЦДНГ)

Отдел поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи 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 ПДД контроль за своевременным выполнением мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пластов, контроль за выполнением природоохранных мер при эксплуатации объектов ППД.

Обеспечение выполнения суточных и месячных планов добычи нефти и газа, организация и контроль выполнения суточных заданий, ежедневный анализ производственной ситуации (ЦИТС), круглосуточная организация и контроль работ всех объектив, осуществление координации с вспомогательным производством.

Технологический отдел по добыче нефти и развитию производства (ТОДНиРП), главная задача: разработка перспективных, годовых, квартальных и месячных планов добычи нефти, ввода скважин в эксплуатацию, подземных и капитальных ремонтов скважин и скважин на механизированную добычу нефти.

Обеспечение качественного ремонта скважин (ОKPC) от написания планов работ до окончания ремонт, разработка организационно-технических мероприятий, направленных на повышение эффективности ремонта скважин, осуществление контроля за соблюдением технологического процесса при капитальном ремонте скважин, внедрение новых технологий, материалов.

Отдел организации строительства скважин (ООСС) осуществляет контроль над своевременным выполнением работ по строительству скважин при условии не превышения лимита затрат.

Служба по приему - сдаче нефти (CПСН). Главной задачей по приему сдачи нефти, является организация приема нефти от подразделений предприятия и сдачи ее на объединенных узлах учета в систему магистральных нефтепроводов.

Служба промышленной безопасности и охраны труда (СПБиОТ). Основной задачей является обеспечение промышленной безопасности и охраны труда в подразделениях управления, организация и координация работы в этом направлении.

Технический отдел - осуществляет руководство работами по внедрению и эксплуатации на объектах НГДУ средств новой техники, передовой технологии.

Отдел материального - технического снабжения и комплектации оборудования (ОМТСиКО). Осуществляет корпоративного управления процессом материального - технического обеспечения производством.

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

Отдел главного механика. Главной задачей является осуществление технического и методического руководства механоремонтной службы управления, обеспечения рациональной эксплуатации оборудования.

Отдел главного технолога. Главной задачей является организация выполнения планов по подготовке и перекачке нефти, выработке широкой фракции, мероприятий, направленных на улучшение качества и снижения потерь подготовленной нефти.

Технологический отдел по разработке нефтяных и газовых месторождений (ТОРНиГМ). Главной задачей отдела является внедрение, утверждение технологических схем и проектов разработки месторождений.

Геологический отдел. Главной задачей геологического отдела является детальное изучение нефтяных и газовых месторождений в период разбуривания их эксплуатационными и нагнетательными скважинами.

Маркшейдерско-геодезическая служба (МГС). Главной задачей МГС является своевременное и качественное проведение предусмотренного нормативными требованиями комплекса маркшейдерских работ, достаточных для обеспечения безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами, наиболее полного извлечения из недр запасов полезных ископаемых, обеспечения технологического цикла горных, строительно-монтажных работ, а гак же для прогнозирования опасных ситуаций при ведении таких работ.

Отдел вспомогательного производства (ОВП). Главной задачей отдела является изучение социологических проблем организации труда, быта и отдыха работников, разработка социальных программ, организация их выполнения и контроль, за ходом их реализации.

Служба обработки информации (СОИ). Главной задачей является внедрение и обеспечение эффективного функционирования информационной системы НГДУ, сбор первичной информации, своевременная выдача потребителям результатов вычислений.

Производственный отдел по обустройству месторождений (ПООМ). Главной задачей является разработка мероприятий по своевременному вводу в эксплуатацию строящихся объектов, текущих и перспективных планов капитального строительства.

Отдел экономических расчетов и прогнозирования (ОЭР и П). 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 организации труда заработной платы (ООТиЗП). Главной задачей является создание условий для прогрессивной и эффективной трудовой деятельности за счет разработки и внедрения передовых форм организации труда.

Отдел капитального строительства (ОКС). Главной задачей отдела является составление текущих и перспективных планов капитального строительства городских объектов жилищно-гражданского назначения, финансируемых НГДУ и другими источниками финансирования, контроль за ходом строительства и финансирования сооружаемых объектов, обеспечение своевременного ввода в эксплуатацию законченных строительством объектов.

Отдел регистрации имущества - Главной задачей отдела является представление НГДУ по вопросам Государственной регистрации прав на имущество и при заключении сделок (аренды, купле-продаже) с имуществом, а также учет, контроль и анализ эффективности использования имущества, принадлежащего НГДУ и разработка предложений по его улучшению.

Проектно - сметный отдел (ПСО). Главной задачей является своевременная выдача проектно - сметой документации «Заказчику» согласно мероприятиям, разработанным по своевременному вводу в эксплуатации. Строящихся объектов, текущих и перспективных планов строительства новых, реконструкции существующих объектов собственными силами.

Цеха по добыче нефти и газа (ЦДНГ). Главная задача - обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений.

Цех поддержания пластового давления (ЦППД). Главная задача - поддержание пластового давления на объектах разработки.

Цех комплексной подготовки и перекачки нефти (ЦКППН). Главная задача - прием нефти с ЦДНГ в резервуарные парки, сепарация нефти при товарных парках, выработка широкой фракции легких углеводородов, сдача подготовленной нефти.

Цех капитального и подземного ремонта скважин (ЦКПРС). Основной задачей является своевременная и качественная замена вышедших из строя электроцентробежных установок и подземного оборудования.

Прокатно-ремонтный цех глубинно-насосного оборудования (ПРЦГНО). Основной задачей является осуществление ремонта ревизии опрессовки.

Цех по приему-сдаче нефти (ЦПСН). Главной задачей является организационно-техническое обеспечение приемо-сдаточных операций нефти, обеспечение достоверности учета и контроля качества нефти.

Прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения(ПРЦЭиЭ). Основная задача - обеспечение надежной, экономичной, безопасной работы электроустановок, проведение ремонта электрооборудования во всех подразделениях НГДУ.

Теплоэнергетический цех (ТЭЦ). Главной задачей цеха является бесперебойное, рациональное обеспечение тепло энергией объектов НГДУ, с минимальными затратами и предотвращением потерь энергоносителя.

Прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО). Главной задачей цеха является обеспечение надежной и бесперебойной работы нефтепромыслового оборудования.

Цех автоматизации производства (ЦАП). Главной задачей является техническое обслуживание и обеспечение надежной работы КИП.

Управление технологического транспорта (УТТ). Главной задачей УТТ является качественное и своевременное транспортное обслуживание и выполнение работ специальной техникой для предприятий, организаций и структурных подразделений НГДУ в целях обеспечения выполнения плановых заданий по добыче нефти и газа, строительству нефтяных и газовых скважин.

Цех по антикоррозийной защите оборудования (ЦАКЗО). Главной задачей цеха является увеличение срока службы нефтепромыслового оборудования с помощью применения технологий по защите от коррозии.

Спортивно-оздоровительный цех НГДУ (СОЦ). Главной задачей цеха является обеспечение условий для укрепления здоровья и разностороннего физического развития работников НГДУи членов их семей.

Цех производственной эстетики (ЦПЭ). Главной задачей цеха является осуществление эстетической организации производственной сферы, капитальный ремонт зданий и сооружений НГДУ, строительство объектов производственного и гражданского назначения.

База отдыха. Главной задачей является обеспечение отдыха работников НГДУ и их семей.

Центральный склад. В задачи склада входит: прием, обработка, хранение и отпуск материальных ценностей и оборудования.

Учебный курсовой комбинат (УКК). Главной задачей является: подготовка, переподготовка, повышение квалификации рабочих, обучение бригадиров и их резервов, участие в работе по профессиональной ориентации молодежи, проводимой службами подразделений.

3.2 Способы добычи нефти

Фонтанный способ добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, как уже отмечалось выше, является одним из наиболее эффективных способов добычи нефти, особенно на новых площадях. Поскольку он не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости, а при его применении используют исключительно энергетические ресурсы пласта, фонтанный способ добычи нефти, кроме того, является наиболее дешевым. Он обладает рядом преимуществ по сравнению с другими способами эксплуатации скважин, таких как:

- простота оборудования скважины;

- отсутствие подачи энергии в скважину с поверхности;

- возможность регулирования режима работы скважины в широких пределах;

- удобства выполнения исследований скважин и пласта с применением практически всех современных методов;

- возможность дистанционного управления скважиной;

- значительная продолжительность межремонтного периода работы ( МРП) скважины и др.

Геолого-физические условия нефтяных месторождений, из которых добывается нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью нефтегазоводонасыщенных пород, пластовыми температурой, продуктивностью пласта и т.д.

При газлифтном способе эксплуатации недостающая энергия подается с поверхности в виде энергии сжатого газа по специальному каналу.

Газлифт подразделяется на два типа: компрессорный и бескомпрессорный. При компрессорном газлифте для сжатия попутного газа применяются компрессоры, а при бескомпрессорном газлифте используется газ газового месторождения, находящийся под давлением, или из других источников.

Газлифт относительно других механизированных способов эксплуатации скважин имеет ряд преимуществ: возможность отбора значительных объемов жидкости с больших глубин на всех этапах разработки месторождения при высоких технико-экономических показателях;

- простота скважинного оборудования и удобство его обслуживания;

- эффективная эксплуатация скважин с большими искривлениями ствола;

- эксплуатация скважин в высокотемпературных пластах и с большим газовым фактором без осложнений;

- возможность осуществления всего комплекса исследовательских работ по контролю за работой скважины и разработкой месторождения;

- полная автоматизация и телемеханизация процессов добычи нефти;

- большие межремонтные периоды работы скважин на фоне высокой надежности оборудования и всей системы в целом;

- возможность одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов и более при надежном контроле за процессом;

- простота борьбы с отложением парафина, солей и коррозионными процессами;

- простота работ по подземному текущему ремонту скважины, восстановлению работоспособности подземного оборудования для подъема продукции скважины.

Недостатками газлифта по традиции считаются высокие начальные капитальные вложения, фондоемкость и металлоемкость. Эти показатели, во многом зависящие от принятой схемы обустройства промысла, ненамного превышают показатели при насосной добыче.

Оборудование газлифтных скважин состоит из наземной и подземной частей. Наземное оборудование газлифтных скважин практически не отличается от оборудования для фонтанных. Арматура устанавливается на устье первых, аналогична фонтанной арматуре и имеет то же назначение - герметизация устья, подвеска подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачиваемого газа, по промывке скважины и т.д.

Для газлифтных скважин нередко используют фонтанную арматуру, остающуюся после прекращения фонтанирования. Часто применяют специальную упрощенную и более легкую арматуру. При интенсивном отложении парафина арматуру устья дополнительно оборудуют лубрикатором, через который в НКТ на проволоке спускают скребок для механического удаления парафина с внутренних стенок труб. Кроме того, скважина оборудуется устьевым клапаном-отсекателем для перекрытия скважины при достижении ею производительности заданного предела.

ЭЦН (Электрический центробежный насос)- наиболее широко распространенный в России аппарат механизированной добычи нефти.

Центробежный насос (ЭЦН). ЭЦН -- погружной насос Необходимость эксплуатации ЭЦН в скважине накладывает ограничения на диаметр насоса. Большинство применяемых центробежных насосов для добычи нефти не превышает 103 мм (5А габарит насоса). В то же время длина ЭЦН в сборе может достигать 50 м. Основными параметрами определяющими характеристики работы насоса являются: номинальный дебит или производительность (м3/сут) развиваемый напор при номинальном дебите (м) частота вращения насоса (об/мин).

Глубинные (скважинные) штанговые насосы (ГШН) являются наиболее распространенным видом насосов, предназначенных для подъема жидкости из нефтяных скважин.

Конструктивные особенности:

- Насосы состоят из цельного неподвижного цилиндра с удлинителями, подвижного плунжера, нагнетательного и всасывающего клапанов и замка.

- Удлинители навертываются на цилиндр по одному с каждой стороны. Наличие удлинителей позволяет выдвигать плунжер из цилиндра при работе насоса, при этом предотвращаются отложения на внутренней поверхности цилиндра, что исключает заедание плунжера и создает благоприятные условия при проведении ремонта.

- Детали насосов, находящиеся под напряжением, изготовлены из высоколегированных сталей и сплавов, что обеспечивает длительную безотказную работу насосов.

- Герметичность посадки насосов, резьбовых соединений, полная взаимозаменяемость всех деталей насоса обеспечены высокой точностью их изготовления.

- По присоединительным размерам и резьбам все насосы модифицированы под отечественное скважинное оборудование.

Установка электро-винтового насоса (УЭВН). УЭВН - вертикальный электронасосный агрегат с винтовым (сдвоенным) скважинным погружным насосом.

3.3 Методы интенсификации добычи

Предпосылкой для проведения интенсификации добычи является неполное извлечение УВ из недр в процессе разработки месторождения.

Среди главных причин неполного извлечения можно назвать следующие:

- действие капиллярных сил, препятствующих вытеснению нефти из микронеоднородной среды;

- неблагоприятное соотношение вязкости нефти и вытесняющей ее жидкости;

- геологическая неоднородность пористой среды коллектора.

Методы увелечения нефтеизвлечения. Группы:

- тепловые;

- физико-химические;

- смешивающееся вытеснение.

Тепловые:

- закачка горячей воды - этот метод может применяться для разработки нефтяных залежей высоко вязких нефтей с целью повышения КИН из залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в пласт. Необходимо нагнетать воду с температурой, превышающей пластовую на величину ее потерь на пути к забою скважины. Требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды.

- закачка пара - метод рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей, для которых метод заводнения не пригоден. Высокая эффективность метода обеспечивается благодаря снижению вязкости пластовой нефти в зоне пара. Глубина залегания пласта ограничивается тысячами метров. Рекомендуемая нефтенасыщенная мощность - 10-40 м. Применение метода эффективно при условии расстояния между скважинами не более трехсот метров.

- внутрипластовое давление - метод основан на способности пластовой нефти вступать в реакции с нагнетаемым в пласт кислородом, сопровождающейся выделением большого количества тепла. Метод предусматривает генерирование тепла в продуктивном пласте путем процесса горения по пласту при последующем нагнетании воздуха.

Физико-химические - группа новых методов. Основана на нагнетании в продуктивные пласты водных растворов хим. веществ с различной концентрацией.

- закачка водных растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ). Наиболее применяемыми считаются растворы ПАВ ОП-10. Метод рекомендуется для залежей с водонасыщенностью пласта не > 15 %, средней вязкостью нефти, проницаемостью пласта выше 0,04 мкм2. Добавка ПАВ улучшает отмывающие свойства воды, т. е. снижается поверхностное натяжение воды на границе с нефтью.

- закачка водных растворов ПАА (полиакриламид). Добавка ПАА к нагнетательной воде повышает ее вязкость, снижает вязкость пластовой нефти. Это повышает устойчивость раздела между водой и нефтью. Метод рекомендуется с повышенной вязкостью пластовой нефти и с однородным строением продуктивных слоев.

-закачка водных растворов щелочей. Метод основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефти с раствором щелочи (каустическая сода, силикат натрия). Щелочные растворы берут концентрации от 0,05 до 1 % и объемом оторочки 10-20 % от объема пор дренируемого пласта. Метод щелочного заводнения прост в реализации. Применение его позволяет увеличить КИН на 5-20 % по сравнению с обычным заводнением.

- закачка кислот. Широкое применение нашли методы увеличения КИН пластов путем закачки в них различных кислот (серная, хлорсульфоновая, фторсульфоновая, оксидная и др.) Попутно решается проблема утилизации кислотных отходов нефтехимических производств. Обычно применяется 10-15% раствор соляной кислоты для пластов, которые сложены карбонатными породами или терригенными, имеющими карбонатный цемент, с целью очищения призабойной зоны за счет растворения пород.

- гидравлический разрыв пласта - для повышения продуктивности эксплуатационных скважин в последнее время используют гидравлический разрыв пласта. Гидроразрыв пласта основан на создании трещин в пласте давлением, превышающим горное давление. Под высоким давлением образуются трещины, в которые закачивается нефтекислотная эмульсия или высоковязкая жидкость, которая заполнена кварцевым песком. Это необходимо для предотвращения смыкания трещин, когда будет снято высокое давление. С помощью гидроразрыва пласта производится освоение нагнетательных скважин на многих месторождениях.

-пескоструйная перфорация. Ее применяют для пластов, имеющих плохие коллекторские свойства или при наличии за колонной цементного кольца значит толщины, обусловлена образованием каверн в скважине против продуктивного пласта. Разрушение цементного кольца производится струей воды с песком, выходящей через отверстие малого диаметра под большим давлением. Закачка песка с водой под большим давлением осуществляется с помощью цементировавших агрегатов.

Смешивающееся вытеснение.

- закачка мицеллярных растворов. Состав: легкая УВ жидкость, пресная вода, ПАВ и стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсию, состоящую из агрегатов (мицелл), молекул воды и УВ. Эти методы целесообразно применять: а)для залежей с большими глубинами залегания пластов; б)при низкой вязкости пластовой нефти < 5 мПа*с; в). небольшой мощности пласта (до 15 м). Метод новый!!! Находится в стадии изучения.

- закачка углекислоты. Этот метод может применяться как в начале разработки, так и на последней стадии разработки. Нефтевытесняющие способности углекислоты объясняются способностью хорошо растворяться в нефти и воде. Эффективности применения этого метода способствует невысокое содержание в нефти асфальто-смолистых компонентов (АСК) и повышенная минерализация воды. 3. Закачка газов (дымовых, нефтяных). При этом методе снижается фазовая проницаемость для газа вследствие присутствия воды, в результате улучшается охват пласта воздействия. Метод эффективен, когда нефть вытесняется газом в условиях, близких к режиму взаимной растворимости.

3.4 Освоение скважин

Освоение скважин - комплекс работ по вызову притока жидкости (газа) из пласта в скважину, обеспечивающего ее продуктивность в соответствии с локальными (местными) добывными возможностями пласта или с достижением необходимой приемистости (для нагнетательных скважин). После бурения, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны призабойная зона скважины, особенно поверхность вскрытой части пласта, бывает загрязнена тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Поэтому и в результате некоторых других физико-химических процессов образуется зона с пониженной проницаемостью, иногда сниженной до нуля. Цель освоения - восстановление естественной проницаемости пород призабойной зоны и достижение притока, соответствующего добывным возможностям скважины или нормальной приемистости нагнетательных скважин. Сущность освоения скважины заключается в создании депрессии, т. е. перепада между пластовым и забойным давлениями, с превышением пластового давления над забойным. Достигается это двумя путями: либо уменьшением плотности жидкости в скважине, либо снижением уровня (столба) жидкости в скважине. В первом случае буровой раствор последовательно заменяют водой, затем - нефтью.

Во втором случае уровень в скважине снижают одним из следующих способов: оттартыванием желонкой или поршневанием; продавкой сжатым газом или воздухом (компрессорным способом); аэрацией (прокачкой газожидкостной смеси); откачкой жидкости штанговыми скважинными насосами или погружными центробежными электронасосами. Таким образом, можно выделить следующие шесть основных способов вызова притока: замена скважинной жидкости на более легкую, компрессионный метод, аэрация, откачка глубинными насосами, тартание, поршневание. Перед освоением на устье скважины устанавливают арматуру в соответствии с применяемым методом и способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны устанавливают задвижку высокого давления на случай необходимости перекрытия ствола.

Замену скважинной жидкости производят следующим образом. После перфорации эксплуатационной колонны в скважину до фильтра опускают насосно-компрессорные трубы. Затем в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и спущенными трубами нагнетают воду. Буровой раствор, находящийся в скважине, вытесняется из нее по трубам. Если после замены бурового раствора водой возбудить скважину (т. е. вызвать приток) не удается, то переходят на промывку скважины нефтью. После промывки скважины (прямой или обратной) водой или дегазированной нефтью можно достигнуть уменьшения забойного давления: Продавка с помощью сжатого газа или воздуха (газлифтный способ освоения). Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной колонной. Сжатый газ (воздух) вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через спущенные в нее насосно-компрессорные трубы на дневную поверхность.

Аэрация - процесс смешения жидкости с пузырьками сжатого газа (воздуха). При аэрации за счет постепенного смешения сжатого газа (воздуха) и жидкости, заполняющей скважину (бурового раствора, воды, нефти), уменьшается плотность жидкости и тем самым плавно снижается давление на забой. Для аэрации к скважине кроме водяной (нефтяной) линии от насоса подводят также газовую (воздушную) линию от компрессора. Жидкость и газ (воздух) смешиваются в специальном смесителе (эжекторе) или газопроводящей линии скважины, и аэрированная жидкость (газожидкостная смесь) нагнетается в ее затрубное пространство. При замене жидкости, находящейся в скважине, этой смесью давление на забой снижается, и, когда оно становится меньше пластового, нефть начинает поступать из пласта в скважину.

Освоение с помощью скважинных насосов применяют в скважинах, которые предполагается эксплуатировать глубинно-насосным способом. В некоторых случаях перед спуском насосных труб забой очищают с помощью желонки. Если ствол и забой чисты, то в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, штанговый насос, устанавливают станок-качалку, и пускают скважину в эксплуатацию. Точно так же осваивают скважины, которые будут эксплуатироваться погружными электронасосами.

Освоение нагнетательных скважин не отличается от освоения добывающих. В них, как и в добывающих, после получения притока из пласта следует вести длительное дренирование (т. е. отбор жидкости) для очистки призабойной зоны и пор пласта от проникших в пласт при бурении глинистого раствора, взвешенных частиц (гематита, барита), продуктов коррозии и т. д. Отличие заключается в том, что, если добывающие скважины рекомендуется осваивать методом плавного запуска, т. е. постепенным увеличением отборов, то в нагнетательных в процессе освоения следует стремиться к отборам большого количества жидкостей и механических примесей (песка, ржавчины и др.). Это способствует открытию дренажных каналов и обеспечивает большую приемистость (поглотительную способность) скважин. Дренируют пласт теми же способами, что и при вызове притока в нефтяных скважинах: поршневанием, применением сжатого воздуха, откачкой жидкости центробежными глубинными электронасосами, т. е. методами, допускающими откачку больших объемов жидкости.

Тартание - извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) стальном канате с помощью лебедки. Желонку изготовляют из трубы длиной 8 м и диаметром не более 0,7 диаметра обсадной колонны. В нижней части желонка имеет клапан со штоком, открывающимся при упоре, в верхней части - скобу для прикрепления каната. За один рейс (спуск-подъем) выносится не более 0,06 м3 жидкости.

Тартание-малопроизводительный, трудоемкий способ снижения уровня жидкости в скважине с очень ограниченными возможностями применения (в скважинах, где не ожидается никаких фонтанных проявлений), так как устьевая задвижка при этом не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. К недостаткам способа тартания относится загрязнение окружающей среды. Однако этот метод дает возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине.

Поршневание (свабирование) заключается в постепенном снижении уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба).

Поршень представляет собой трубу диаметром 25-37,5 мм с клапаном в нижней части, открывающимся вверх. На наружной поверхности поршня укреплены эластичные резиновые манжеты, армированные проволочной сеткой.

Для возбуждения скважины поршневанием в нее до фильтра спускают насосно-компрессорные трубы. Каждую трубу проверяют шаблоном. При спуске поршня под уровень (обычно на глубину 75-150 м) жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме его клапан закрывается, а манжеты, распираемые под действием давления столба жидкости, прижимаются к стенке труб и уплотняются. За один подъем выносится столб жидкости, находящейся над поршнем на глубине погружения под уровень жидкости. Поршневание в 10-15 раз производительнее тартания.

При непрерывном поршневании уровень жидкости в скважине понижается и соответственно снижается давление на забое скважины, что вызывает приток в нее жидкости из пласта.

3.5 Подземный и капитальный ремонт скважин

Различают два вида ремонта скважин - наземный и подземный. Наземный ремонт связан с восстановлением работоспособности оборудования, находящегося на устье скважины трубопроводов, станков-качалок, запорной арматуры, электрической аппаратуры и т.д.

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

По сложности выполняемых операций подземный ремонт подразделяется на текущий и капитальный.

Под текущим ремонтом скважины понимают комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на восстановление ее производительности, и ограниченный воздействием на призабойную зону пласта и находящееся в скважине оборудование.

Текущий ремонт включает следующие работы: замена отказавшего оборудования, очистка забоя и ствола скважины, восстановление продуктивности пласта за счет отдельных методов интенсификации(прогрев, промывка, закачка химреагентов).

Текущий ремонт может быть планово-предупредительным и проводиться с целью профилактического осмотра, выявления и устранения отдельных нарушений в работе скважины, пока не заявивших о себе.

Второй вид текущего ремонта - восстановительный, проводимый с целью устранения отказа - это, по сути дела, аварийный ремонт. На практике такие ремонты преобладают из-за разных причин, а в основном из-за несовершенства технологий и низкой надежности применяемого оборудования.

Показателями, характеризующими работу скважины во времени, являются коэффициент эксплуатации (КЭ) и межремонтный период (МРП). КЭ - это отношение отработанного скважиной времени, например, за год (ТОТР), к календарному периоду (ТКАЛ). МРП - это среднее время между двумя ремонтами за выбранный период, или отношение общего отработанного времени ТОТР за год к количеству ремонтов Р за этот же срок. КЭ = ТОТР / ТКАЛ; МРП= ТОТР / Р;

Путями повышения КЭ и МРП являются сокращение количества ремонтов, продолжительности одного ремонта и увеличение времени пребывания скважины в работе.

Капитальный ремонт обладает большой трудоемкостью и напряженностью, т.к. требует значительных затрат мощности специального оборудования и физических усилий для извлечения из скважины спущенных устройств. Следует учесть, что текущий ремонт выполняется на открытом воздухе, порой в сложных климатических условиях.

В настоящее время более 90% всех ремонтов выполняется на скважинах с ШСНУ и менее 5% - с ЭЦН.

При текущем ремонте проводятся следующие операции

- транспортные - доставка оборудования на скважину;

- подготовительные - подготовка к ремонту;

- спускоподъемные - подъем и спуск нефтяного оборудования;

- операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации мелких аварий;

- заключительные - демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке.

Если оценить затраты времени на эти операции, то можно заметить, что основные потери времени идут на транспортные операции (они занимают до 50% времени), поэтому основные усилия конструкторов должны быть направлены в сторону сокращения времени на транспорт - за счет создания монтажеспособных машин и агрегатов, спускоподъемных операций - за счет создания надежных автоматов для свинчивания-развинчивания труб и штанг.

Поскольку текущий ремонт скважины требует обеспечения доступа в ее ствол, т.е. связан с разгерметизацией, следовательно, необходимо исключить случаи возможного фонтанирования в начале или в конце работы. Это достигается двумя путями: первый и широко применяемый - «глушение» скважины, т.е. закачка в пласт и скважину жидкости с плотностью, обеспечивающей создание на забое скважины давления PЗАБ , превышающего пластовое. Второй - применение различных устройств - отсекателей, перекрывающих забой скважины при подъеме НКТ.

Спуско-подъемные операции (СПО) занимают основную долю в общем балансе времени на ремонт скважины. Они неизбежны при любых работах по спуску и замене оборудования, воздействии на забой, промывках колонн и т.д. Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (или развинчивании) насосно-компрессорных труб, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях - инструментом для ловильных, очистных и других работ. Это многообразие функций сделало НКТ обязательным компонентом оборудования скважины любого без исключения способа эксплуатации.

Операции с НКТ монотонны, трудоемки и легко могут быть механизированы. Кроме подготовительных и заключительных операций, которые имеют свою специфику для различных способов эксплуатации, весь процесс СПО с НКТ одинаков для всех видов текущего ремонта. Спуско-подъемные операции со штангами производятся так же, как и с трубами, а отвинчивание (свинчивание) штанг производят механическим штанговым ключом.

В случае заклинивания плунжера в цилиндре насоса или штанг в НКТ (запарафинивание), а так же при их обрыве возникает необходимость одновременного подъема труб и штанг. Процесс ведут путем поочередного отвинчивания трубы и штанги.

Капитальный подземный ремонт скважины объединяет все виды работ, требующие длительного времени, больших физических усилий, привлечения многочисленной разнофункциональной техники. Это - работы, связанные с ликвидацией сложных аварий, как со спущенным в скважину оборудованием, так и с самой скважиной, работы по переводу скважины с одного объекта эксплуатации на другой, работы по ограничению или ликвидации водопритока, увеличению толщины эксплуатируемого материала, воздействие на пласт, зарезка нового ствола и другие.

Учитывая специфику работ, в нефтегазодобывающих управлениях создаются специализированные цехи по капитальному ремонту, объединяющие бригады. В состав бригады входит мастер, бурильщик, помощник бурильщика, рабочий.

Работа выполняется по геологическому наряду, в котором указывается характеристика скважины, а так же перечень всех планируемых работ.

Скважина, вышедшая в капитальный ремонт, остается в эксплуатационном фонде, но исключается из действующего фонда.

4. Объекты по сбору, подготовке и транспортировке нефти, газа и воды

Промысловое обустройство требует большого объема капитальных вложений, значительная доля которых приходится на сооружение системы сбора и транспорта продукции скважин. Поэтому совершенствование и упрощение систем сбора и транспорта нефти и газа имеет первостепенное значение как для снижения капитальных затрат и эксплуатационных расходов, так и для сокращения сроков обустройства и, следовательно, для ускорения ввода в действие новых нефтяных месторождений.