Характеристика нефтедобывающего предприятия "Сургут-нефтегаз"

Регулирование расхода жидкости в замерной установке обеспечивает регулятор расхода РР.

Регуляторы применяются двух основных видов: регулятор расхода типа Ха 2.573 с импульсными трубками, соединяющими клапан с сосудом и линией после заслонки (17), и регуляторы расхода типа МПК-10В или РПД-1 без импульсных трубок. В обоих случаях при достижении перепада давления на клапане настроенного значения (обычно от 0,7 до 1,2 кг/см2), происходит открытие клапана и слив жидкости из сепаратора через расходомер жидкости. При снижении уровня жидкости до открытия заслонки (или падении давления в сепараторе вследствие снижения уровня и малого поступления газа) перепад давления уменьшается (обычно до 0,2-0,3 кг/см2), клапан закрывается и происходит следующий цикл набора уровня жидкости в сепаратор или повышения давления (если заслонка не открылась) для следующего слива жидкости.

Если поступление жидкости в сепаратор велико (обычно более 150 м3/сут), уровень может не успевать снижаться до открытия заслонки, в этом случае установка работает в режиме непрерывного слива жидкости из замерного сепаратора, что является штатным режимом при обеспечении минимального мгновенного расхода через расходомер ТОР-1-50 5 м3/ч (120 м3/сут).

Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого, и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию.

Эксплуатируемые в ОАО «Сургутнефтегаз» замерные установки оснащены расходомерами ТОР (классические АГЗУ) и массовыми кориолисовыми расходомерами Micro Motion (массоизмерительные установки).

Счетчик ТОР выдает на контроллер телемеханики импульсы, которые суммируются контроллером и передаются на диспетчерский пункт.

Управление переключателем скважин осуществляется по системе телемеханики, через кустовой контроллер (КП). При срабатывании реле управления ГП включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина.

Время измерения дебита каждой скважины задается путем записи значения в кустовой контроллер с диспетчерского пункта через систему телемеханики. Оно определяется инженером-технологом ЦДНГ в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. с учетом рекомендаций, приведенных в методике выполнения измерений (МВИ) замерной установки и OCT 39-114-80.

Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией (или дефлекторами для естественной вентиляции). Помещение БМА или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании, на котором по периметру рамы крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.

Замерные установки производят замеры дебита жидкости (и газа) в автоматическом режиме, при этом замер жидкости, сделанный за заданный промежуток времени, пересчитывается к суткам. Замер дебита скважин, работающих в периодическом режиме, производится по специальному алгоритму, обеспечивающему замер количества жидкости (и газа), добытой со скважины с момента запуска до момента остановки с учетом наработки за сутки.

При отсутствии возможности выполнения автоматических замеров дебита по причине отсутствия напряжения на БМА, отсутствия напряжения в АГЗУ и т.п. возможно проведение ручного замера дебита с использованием индикаторного табло счетчика ТОР.

Для проведения ручного замера дебита скважин действующего добывающего фонда с помощью автоматизированной замерной групповой установки АГЗУ оператор цеха добычи нефти и газа должен:

1. Отключить автомат питания электропривода переключателя скважин ГП-1, расположенного в силовом щите блока местной автоматики БМА.

2. С помощью переключателя скважин многоходового ПСМ в АГЗУ переключить измеряемую скважину через соответствующий отвод ПСМ на сепарационную емкость.

3. Для стабилизации потока жидкости измеряемой скважины произвести 2-3 цикла набора уровня и слива жидкости через счетчик ТОР и клапан-регулятор.

4. Снять показания накопительного счетчика жидкости QНАЧ (л).

5. С помощью секундомера замерить время (tЗАМ (с)) не менее 5 циклов набора уровня и слива жидкости через счетчик ТОР и клапан-регулятор. Начало и окончание времени замера фиксировать в момент открытия клапана регулятора для слива.

6. Зафиксировать показания накопительного счетчика жидкости QКОН (л).

7. Произвести расчет среднесуточного дебита (м3/сут) по формуле:

8. После проведения ручного замера дебита скважин включить автомат питания электропривода переключателя скважин ГП-1, расположенного в силовом щите блока местной автоматики БМА.

7. Заводнение пластов. Система ППД. Состав оборудования КНС

На месторождениях, разрабатываемых при нагнетании воды, может применяться несколько видов заводнения: законтурное, внутриконтурное, очаговое, площадное, избирательное, барьерное.

Законтурное и приконтурное заводнение применяется для небольших залежей с хорошими коллекторскими свойствами (рис. 14).



Рис. 14. Законтурное и приконтурное заводнение.

Внутриконтурное заводнение имеет целый ряд разновидностей.

Блоковое заводнение: нефтяную залежь разрезают на полосы (блоки) рядами нагнетательных скважин, в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления (рис. 15).

Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км, в соответствии с коллекторскими свойствами пласта. Количество рядов добывающих скважин в блоке - 3 (трехрядное) и 5 (пятирядное заводнение).

Рис. 15. Блоковое заводнение

Осевое заводнение: применяется для узких вытянутых залежей (рис. 16).

Центральное заводнение: применяется для небольших залежей круглой формы (рис. 17).

Рис. 16. Осевое заводнение

Рис. 17. Центральное заводнение

Кольцевое заводнение: применяется для больших круглых залежей (рис. 18).

Очаговое и избирательное заводнение: используется для усиления воздействия на слабовыработанные участки залежи (рис. 19).

Барьерное заводнение: применяется для изоляции газовой шапки от нефтяной части залежи (рис. 20).

Рис. 18. Кольцевое заводнение

Рис. 19. Очаговое и избирательное



Рис. 20. Барьерное заводнение заводнение

Площадное заводнение: разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности, установленной проектным документом на разработку. Эта система разработки обладает большей активностью по сравнению с вышеуказанными системами. Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различной активностью, т.е. разной величиной отношения количеств нагнетательных и добывающих скважин. Самыми распространенными являются 5-, 7-, 9-точечная системы (рис. 21 а, б, в).

а) б) в)

Рис. 21. Схемы размещения скважин при площадном заводнении: а - 5-точечная система; б - 7-точечная система; в - 9-точечная система

Пунктиром выделены симметричные элементы. Для целей повышения охвата пласта воздействием получило развитие нестационарное заводнение (в отличие от стационарного - постоянного по объемам и направлению потоков закачиваемой жидкости во времени) и циклическоое заводнение, заключающееся в изменении направления потоков и объемов закачиваемой и добываемой жидкости.

Поддержание пластового давления (ППД).

Естественные режимы залегания залежей нефти недолговечны.

Процесс снижения пластового давления ускоряется по мере наращивания отборов жидкостей из пласта. И тогда, даже при хорошей связи залежей нефти с контуром питания, его активным воздействием на залежь, неминуемо начинается истощение пластовой энергии. Это сопровождается повсеместным снижением динамических уровней жидкости в скважинах и, следовательно, уменьшением отборов.

Система ППД должна обеспечить:

- проектный объем закачки рабочего агента в пласты под необходимым давлением по отдельным нагнетательным скважинам, эксплуатационным объектам, по месторождению в целом;

- физико-химические свойства воды, закачиваемой в пласт, устойчивую приемистость пласта, высокую отмывающую способность и совместимость с пластовой водой, породой коллектора и вытесняемой нефтью;

- исключение возможности аварийных залповых выбросов нефтепродуктов из аппаратов подготовки нефти;

- достоверный учет закачки рабочего агента по отдельным скважинам, эксплуатационным объектам и месторождению в целом;

- возможность систематического измерения рабочего давления, приемистости каждой скважины, а также качества рабочего агента;

- создание резерва поглощающих скважин, в случае если количество попутной воды на месторождении больше необходимого для ППД;

- безопасное осуществление технологических операций без загрязнения недр и окружающей среды;

- подготовку закачиваемого в пласты рабочего агента по составу, физико-химическим свойствам, содержанию механических примесей, нефти, микроорганизмов и кислорода до кондиций, предусмотренных проектом разработки.

Качество воды, закачиваемой в пласты, обеспечивается отстоем в резервуарах или емкостях типа ОВ, РВС и т.п., в том числе с гидрофобными жидкостными фильтрами, обработкой во флотационных установках и доочисткой в кустовых модулях тонкой очистки (МТО). МТО представляют собой гидроциклоны, фильтры и т.п., встроенные в кустовые распределительные гребенки воды для исключения поступления продуктов коррозии водоводов в нагнетательные скважины.

В таблице 1 представлены ориентировочные нормы содержания механических примесей и нефтепродуктов в закачиваемой воде

Таблица 1.

Проницаемость пласта, мД	Качество закачиваемой воды	Оборудование, обеспечивающее требуемое качество воды
	концентрация, мг/л	допустимый условный диаметр ТВВ, мкм
	ТВВ	нефтепродуктов
Высокая (более 50)	20-25	25-30	менее 12	ОВ, РВС
Средняя (15-50)	5-10	10-15	менее 7	ОВ (РВС) + Флотаторы
Низкая (менее 15)	менее 5	менее 10	менее 5	+МТО

Состав оборудования КНС.

Кустовые насосные станции оборудуются насосами различных типов: АЯП, 5МС7Х10; 6МС7Х10 и др. В последнее время разработаны центробежные насосы специально для поддержания пластового давления. Некоторые технические характеристики этих насосов приведены ниже:

ЦНС-150 Х 100, z = 8, Q == 150 м3/ч, P = 10,0 МПа

ЦНС-150 Х 125, z = 0, Тоже P =12,5 МПа

ЦНС-150 Х 150, z =12, » P = 15,0 МПа

ЦНС-150 Х 175, z =14, » P = 17,5 МПа

ЦНС-150 Х 200, z =16, » P = 20,0 МПа

Размеры насосов, м: длина - 2,5 - 3,3; ширина - 1,5; высота - 1,5; масса, т - 4-5,5.

Номинальное давление (Р) этих насосов соответствует режиму наивысшего коэффициента полезного действия. Расчетный к. п. д. насосов - 0,7; частота вращения вала n = 3000 об/мин. Насосы допускают подпор 0,8 - 3 МПа и при некотором снижении подачи развивают повышенное давление (насос ЦНС-150 Х 200 при Q = 100 м3/ч развивает давление до 25 МПа).

Насосы изготавливаются в так называемом черном и нержавеющем (НЖ) исполнении (проточная часть выполнена из нержавеющей стали) для перекачки агрессивных сточных вод.

Привод насосов - синхронный электродвигатель мощностью от 700 до 1500 кВт с массой до 6,5 т и напряжением электропитания 3 кВ (электродвигатели СТД). В последнее время созданы так называемые блочные кустовые насосные станции - БКНС, изготавливающиеся индустриальным; способом и доставляющиеся на место установки в виде отдельных блоков, число которых определяется проектируемой производительностью. На месте установки они монтируются с помощью мощных автокранов. Основной блок представляет собой раму из таврового проката, на которой установлены насос, двигатель с масляной системой и другими элементами. Кроме основных блоков в состав БКНС входят вспомогательные блоки, в которых размещаются электрические распределительные устройства, распределительная гребенка напорного коллектора, низковольтное оборудование и блок для управления и автоматики. БКНС, созданные на базе насоса ЦНС-150Х150, рассчитаны на подачу 3600, 7200 и 10800 м3/сут. В соответствии с этим в состав БКНС входит один, два или три рабочих насоса ЦНС-150Х150 и, кроме того, в обязательном порядке один насос резервный (табл. 2).

Таблица 2. Основные характеристики БКНС

Блок	Шифр блока	Масса с оборудованием,т	Размеры, м	Число блоков при числе насосов
				2	3	4
Насосный крайний (резервный)	НБ-1	19	9,8х3,1х3	1	1	1
Насосный средний (рабочий)	НБ-2	18	9,8х3х3	1	2	3
Низковольтный	А-1	10	9,8х3х3	1	1	1
Блок управления и автоматики	А-2	10	9,8х3х3	1	1	1
Распределительная гребенка напорного коллектора	БГ-1	9,85	6,2х3х3	2	2	2
Электрическое распределительное устройство	РУ-6		9х7,5х4,2	1	1	1

БКНС не лишены известных недостатков. К их числу относится повышенная вибрация вследствие отсутствия фундамента, в результате которой может наблюдаться смещение блоков (сползание) на слабых грунтах. Кроме того, при ремонте насосов, их разборке и смене возникает необходимость снятия крышки кабины, а также использования для этих целей автокранов. Несмотря на эти недостатки, БКНС позволили сильно сократить сроки строительно-монтажных работ при сооружении системы ППД и осуществлять поддержание пластового давления на ранних стадиях разработки месторождения, не допуская существенного снижения пластового давления. Современные КНС и БКНС - высокоавтоматизированные объекты системы ППД. Они могут работать практически без обслуживающего персонала при периодической проверке функционирования отдельных элементов и узлов оборудования. Это достигается благодаря использованию местной автоматики, с помощью которой контролируют важнейшие узлы и элементы оборудования. Контроль работы КНС осуществляется с помощью унифицированного блока местной автоматики БМА-19.

Кроме того, станция БМА-19 предусматривает возможность автоматического пуска резервного насоса при заданном снижении давления в нагнетательной гребенке. Выкидные линии автоматизированной КНС должны быть снабжены дистанционно управляемыми задвижками высокого давления с электроприводами, а также обратными клапанами.

8. Повышение нефтеотдачи пластов. Технические мероприятия для воздействия на призабойную зону пласта

Методы повышения нефтеотдачи пластов.

По виду воздействия геолого-технические мероприятия разделены на 14 групп методов повышения нефтеотдачи пласта, входящих в три класса.

I класс - работы КРС, ПРС и ЦДНГ:

1 - технические мероприятия при ПРС и ЦДНГ,

2 - работы при КРС,

3 - работы при освоении,

4 - переводы и приобщения;

II класс - ОПЗ (обработка призабойной зоны):

5 - кислотные методы,

6 - изоляционные методы,

7 - перфорационные методы,

8 - комбинированные методы,

9 - депрессионные методы,

10 - газовые методы;

III класс - МУН (методы увеличения нефтеотдачи):

11 - физические методы,

12 - химические методы,

13 - гидродинамические методы,

14 - тепловые методы.

Кислотные методы.

К кислотным методам относятся технологии на основе кислот с добавками ПАВ, гидрофобизаторов.

Солянокислотная обработка (СКО) основана на способности соляной кислоты проникать вглубь пласта, растворяя карбонатные породы. В результате на достаточно большое расстояние от ствола скважин простирается сеть расширенных каналов, что значительно увеличивает фильтрационные свойства пласта и приводит к повышению продуктивности скважин.

Глинокислотная обработка (ГКО) наиболее эффективна на коллекторах, сложенных из песчаников с глинистым цементом, и представляет собой смесь плавиковой и соляной кислот. При взаимодействии ГКО с песчаником или песчано-глинистой породой растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Глина утрачивает пластичность и способность к разбуханию, а ее взвесь в воде теряет свойство коллоидного раствора.

Изоляционные методы.

На завершающих стадиях разработки большое значение имеет ограничение притоков пластовой и закачиваемой воды. Для этой цели применяются различные методы ремонтно-изоляционных работ, в результате которых не только уменьшается обводненность продукции, но и повышается охват пласта процессом выработки запасов. Наиболее часто применяется изоляция обводненных пропластков или ликвидация заколонной циркуляции. В том случае, когда происходит прорыв воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам, практически не отделенных глинистыми перемычками от необводненных интервалов, используется метод селективной (избирательной) изоляции.

Перфорационные методы.

Перфорационные методы - это создание в обсадной колонне отверстий для сообщения между скважиной и пластом для извлечения пластового флюида, а также для закачки в пласт воды, газа и др. агентов. В настоящее время широко применяется кумулятивная перфорация, однако существенным ее недостатком является ударное воздействие на обсадную колонну и связанные с этим негативные последствия - нарушение целостности цементного кольца ниже и выше интервала перфорации, что приводит к заколонным перетокам, если поблизости находятся водонефтяные слои.

При использовании кумулятивной перфорации, особенно в терригенных песчаниках, в приствольной части пласта образуется стекло и происходит уплотнение прилегающей горной породы, что жестко кольматирует призабойную зону. При щелевой перфорации скважин двухсторонним щелевым перфоратором с двумя режущими дисками вскрывают колонну методом пластической деформации металла. Перфоратор с твердыми режущими дисками совершает возвратно-поступательные движения. Диски создают механическую нагрузку на обсадную трубу, вызывая усталость металла. При постепенном увеличении давления через некоторое время металлическая стенка трубы деформируется с образованием щелей по линиям механической нагрузки. Давление вскрытия колонны создается гидравлической системой с помощью рабочей жидкости. Одновременно в обсадной колонне образуются две диаметрально расположенные щели. Щелевая перфорация скважин является невзрывной технологией вскрытия обсадных колонн и отвечает современным требованиям эксплуатации скважин.

Комбинированные методы.

Для комплексного воздействия по интенсификации притока с целью восстановления и улучшения фильтрационной характеристики призабойной зоны, снижения вязкости флюидов, увеличения трещиноватости пород, а также удаления парафина и смол применяют комбинированные методы, т.е. в сочетании друг с другом или последовательно проводимые технологии ОПЗ. Выбор технологии воздействия на призабойную зону скважины определяется пластовыми условиями и геологическим строением.

Депрессионные методы.

К депрессионным методам воздействий относятся технологии интенсификации добычи нефти методом регулируемых депрессионных воздействий, предназначенных для повышения производительности низкодебитного и реанимации простаивающего фонда скважин с применением комплекса оборудования. Сущность способа заключается в создании по вскрытому разрезу скважины полного диапазона депрессионных воздействий в режиме «набор - сброс».

Газовые методы.

К технологиям газовых методов относятся:

1. Воздействие газом высокого давления (углеводородным газом, азотом, дымовыми газами);

2. Водогазовое воздействие;

3. Воздействие двуокисью углерода;

4. Метод смешивающегося вытеснения на фронте вытеснения.

Газовые методы вытеснения нефти - наиболее эффективные методы повышения нефтеотдачи, особенно для низкопроницаемых коллекторов или разработке глубокозалегающих нефтяных месторождений с высокими давлением и температурой. Для реализации смешивающегося вытеснения потенциальным агентом может служить азот или топливные (дымовые) газы, основной составной частью которых является азот. Эффективности процесса вытеснения нефти азотом может способствовать возможность создания в залежах высоких давлений нагнетания. Дымовые газы для повышения нефтеотдачи получают, как правило, в результате сжигания природного газа. Широкомасштабное внедрение газовых методов сдерживается из-за отсутствия отечественного оборудования для реализации данного метода.

Физические методы.

Физические методы предназначены для инициирования фильтрации флюидов в низкопроницаемых зонах путем разупрочнения кольматирующего материала, глинистых включений и очистки поровых каналов коллектора, а также устранения блокирующего влияния остаточных фаз газа, нефти и воды.

К физическим методам относятся:

- вторичное вскрытие;

- акустическое воздействие;

- низкочастотное воздействие;

- гидровоздействие;

- вибровоздействие.

Одним из эффективных методов физического воздействия на низкопроницаемые пласты является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Метод ГРП отличается от других физических методов тем, что действие его приводит к коренному изменению фильтрационных зон пласта на большом расстоянии от ствола скважины, а не только в призабойной зоне пласта, в результате чего значительно увеличивается дренируемая зона и повышается производительность скважины. По видам и технологиям гидравлический разрыв пласта распределяется следующим образом.

Вид ГРП:

- стандартный;

- объемный;

- многообъемный;

- многоэтапный;

- кислотный.

Технологии ГРП:

- стандартный;

- экраноустанавливающий;

- с технологической остановкой;

- в горизонтальных скважинах (боковых стволах);

- с циклической закачкой проппанта;

- в боковых стволах;

- струйный;

- селективный;

- пенный;

- TSO (Tip Screen Out);

- метод концевого экранирования.

Химические методы.

В основе всех химических методов увеличения нефтеотдачи пластов лежит заводнение, т.е. вода - основной компонент, к которому добавляются химические реагенты. В настоящее время применяется более 30 технологий химического воздействия, входящих в три группы:

1) методы, направленные на увеличение коэффициента вытеснения нефти из пористой среды путем улучшения нефтеотмывающих свойств закачиваемой воды;

2) методы, направленные на повышение охвата залежи воздействием воды;

3) методы комплексного воздействия на залежь, позволяющие одновременно увеличить как коэффициент вытеснения нефти, так и охват пласта воздействием.

В технологиях первой группы применяются химические реагенты, улучшающие нефтеотмывающие свойства воды: ПАВ, щелочи и растворители.

Процесс вытеснения основан на снижении межфазного натяжения на границах раздела фаз.

Технологии второй группы связаны с ограничением движения воды. При этом применяются методы, позволяющие отключить обводненный пласт или пропласток из разработки либо снизить проницаемость обводненных зон пласта для воды. Резкому обводнению подвергаются пласты, имеющие лучшие коллекторские характеристики, поэтому из разработки исключаются, в первую очередь, наиболее проницаемые пропластки и пласты, по которым вода прорывается в добывающую скважину. Основными технологиями для повышения фильтрационного сопротивления обводненных зон коллектора являются полимерные системы с дисперсными наполнителями, или сшивателями. Широко применяются эмульсионные составы, а также осадко- или гелеобразующие композиции.

К технологиям комплексного воздействия относятся совместные закачки первой и второй групп или комбинированные технологии.

Гидродинамические методы.

К ним относятся:

- нестационарное заводнение;

- форсированный отбор жидкости;

- вовлечение в разработку недренируемых запасов;

- барьерное и очаговое заводнение.

К первой группе относятся методы, которые осуществляются через изменение режимов эксплуатации скважин и, как следствие, через изменение режимов работы пласта. Эти методы объединяются общим понятием «нестационарное заводнение» и включают в себя:

- циклическое заводнение;

- изменение направления фильтрационных потоков.

Они сравнительно просты в реализации, не требуют больших экономических затрат и получили широкое развитие. Методы основаны на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы. Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием.

Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Форсированный отбор - наиболее освоенный метод повышения нефтеотдачи. Приступать к нему следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30-50%, а затем - в 2-4 раза. Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностями используемого способа эксплуатации скважин. Для осуществления форсированного отбора необходимы насосы высокой подачи или использование газлифта.

Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что значительно усложняет, вследствие высокого газового фактора, их эксплуатацию. Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки: нефти - в газовую часть залежи, а газа - в нефтяную часть.

Очаговое заводнение - это дополнение к уже осуществленной системе законтурного заводнения или внутриконтурного. При этом группы нагнетательных скважин размещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти.

Тепловые методы.

При вязкости нефти более 50 мПа·с приоритетными методами повышения нефтеотдачи пластов являются тепловые. При вводе тепла в продуктивный пласт происходит термическое расширение нефти, ослабляются структурно-механические свойства и снижается вязкость. При прогреве призабойной зоны АСПО расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность.

Среди тепловых методов воздействия на нефтяные пласты выделяют следующие направления:

- вытеснение нефти паром;

- закачка горячей воды;

- внутрипластовое горение.

9. Подземный ремонт скважин. Виды ремонта

При эксплуатации скважин любого назначения (нефтяных, газовых, нагнетательных и др.), так же, как и при эксплуатации любого другого инженерного сооружения, необходимо периодически их ремонтировать. Комплекс работ, связанных со спуском в скважины и подъемом труб, штанг, насосов или каких-либо инструментов, называется подземным ремонтом.

Подземный ремонт скважин в зависимости от вида и сложности работ условно разделяют на текущий и капитальный.

Текущий ремонт.

К текущему подземному ремонту относятся: замена насосов, замена труб и штанг или изменение характера их подвески, очистка скважин от песчаной пробки, несложные ловильные работы (ловля оборвавшихся штанг и других предметов в колонне насосно-компрессорных труб). Эти работы выполняют бригады по подземному ремонту скважин, организуемые на каждом предприятии по добыче нефти и газа.

Рассмотрим операции по очистке ствола скважин от песчаных пробок.

Нормальная эксплуатация скважин иногда нарушается вследствие образования песчаных пробок на забое. Для возобновления эксплуатации скважины, в которой образовалась песчаная пробка, следует удалить весь скопившийся песок. В неглубоких скважинах песчаные пробки небольшой мощности в основном удаляют желонками.

Обычная желонка представляет собой трубу диаметром 75--100 мм с тарельчатым или шариковым клапаном на нижнем конце и с дужкой для прикрепления каната на верхнем. Длина такой трубы обычно не превышает 8--12 м.

Желонку спускают в скважину на канате. Когда до пробки остается 10-- 15 м, тормоз лебедки отпускают и желонка под действием силы тяжести ударяется о песчаную пробку. При этом клапан открывается, и некоторое количество песка входит в желонку. Для большего наполнения желонки ею несколько раз ударяют о пробку. Чтобы опорожнить желонку, ее надо поставить клапаном на какой-либо острый стержень, укрепленный в полу буровой; при этом клапан откроется и из желонки выйдет вся грязь.

Кроме простой желонки используются желонки поршневого действия, в которых захват песка с забоя скважины происходит в результате создания вакуума в ее рабочей полости при движении поршня вверх. Применяют также автоматические желонки, принцип действия которых основан на создании резкого перепада давления на забое скважины и в рабочей полости желонки.

Очистка ствола скважины от песчаных пробок желонками -- длительная и малоэффективная операция: за каждый рейс желонки на поверхность извлекается небольшое количество песка. Кроме того, при этом изнашивается канат, портится эксплуатационная колонна в результате трения об нее каната. Предпочтительнее удалять песчаную пробку из скважины промывкой.

Способ ликвидации песчаных пробок в скважинах промывкой их водой или нефтью заключается в следующем. В скважину до пробки спускают колонну промывочных труб. Через эти трубы или по затрубному пространству под давлением прокачивается жидкость. Под действием струи пробка размывается. Размытая порода вместе со струей жидкости поднимается по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и колонной промывочных труб или непосредственно по трубам.

Способ промывки, при котором промывочная жидкость нагнетается в трубы, а смесь размытой породы и жидкости выходит на поверхность по межтрубному пространству между обсадной колонной и промывочными трубами, называется прямой промывкой. При обратной промывке промывочная жидкость нагнетается в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и промывочными трубами, а размытая порода поднимается по подъемным трубам.

В качестве промывочных труб используют обычные насосно-компрессорные трубы.

Для промывки скважин применяют передвижные насосы, смонтированные на автомашине или на тракторе и работающие от их двигателя. Такие установки называются промывочными агрегатами. При промывке скважин агрегат устанавливают непосредственно у скважины, а подачу жидкости регулируют переключением скоростей его двигателя.

Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварий с подземным оборудованием (ловля и извлечение оборванных труб), исправлением поврежденных эксплуатационных колонн, изоляцией вод, переходом на другой эксплуатационный объект, относятся к категории капитального ремонта скважин. Такие работы выполняют специализированные бригады по капитальному ремонту скважин. Эти же бригады обычно выполняют все операции по обработке призабойных зон (гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, кислотная обработка скважин, виброобработка и др.).

Капитальный ремонт.

К капитальному ремонту скважин относятся наиболее сложные виды подземных ремонтов, часто требующих применения специального оборудования: буровых станков, турбобуров, бурильных труб, цементировочных агрегатов и т. п.

Наиболее характерные работы при капитальном ремонте скважин -- это ремонтно-изоляционные, ремонтно-исправительные, ловильные.

Ремонтно-изоляционные работы заключаются в ликвидации прорыва в скважину посторонних вод: верхних или нижних по отношению к эксплуатируемому нефтяному горизонту или пропластку. Приток посторонней воды в скважину обычно ликвидируют цементированием ствола скважины в заданном интервале.

При прорыве верхних вод осуществляется цементирование затрубного пространства под давлением. В случае притока подошвенных вод применяют различные способы изоляции: обычное цементирование нижней части скважины с подъемом фильтровой зоны на вышезалегающие слои, задавливание в пласт цементных растворов, гидроразрыв пласта с последующим задавливанием в пласт реагента, образующего при взаимодействии с пластовой водой водонепроницаемую зону и т. п. Для всех видов цементирования используют тампонажный цемент такого же качества, что и при бурении. Количество воды, применяемое при затворении цемента, обычно составляет 40-50 % массы сухого цемента. Перед каждым цементированием предварительно рассчитывают требуемое количество цементного раствора и воды, необходимой для его продавливания в пласт.

Ремонтно-исправительные работы включают в себя: исправление смятий, сломов и трещин в колоннах и замену испорченной части колонны.

Причины повреждения эксплуатационных колонн бывают различными. Колонна на каком-то участке может быть ослаблена из-за уменьшения толщины стенки трубы или дефекта в резьбовом соединении. В этом месте обязательно скажется разрушительное действие напора вод или давление породы. Резкое снижение уровня жидкости в скважине, вследствие чего внешнее давление может превысить допустимое, также может привести к повреждению колонны. Кроме того, в процессе эксплуатации скважины при выносе из ее призабойной зоны большого количества песка могут происходить обвалы породы, залегающей выше дренируемого пласта, что также приводит к смятию и слому колонны.

Смятые участки колонны выправляются справочными долотами или специальными оправками, спускаемыми в скважину на бурильных трубах. Если дефект в колонне устранить долотами не удается, то участок смятия офрезовывают плоскими или коническими фрезерами. Выправленный участок укрепляют цементным кольцом, для чего за колонну под давлением нагнетают цементный раствор.

Ловильные работы по извлечению оборвавшихся труб и упавшего инструмента занимают особое место в капитальном ремонте. Наиболее сложны работы по захвату и извлечению труб, так как колонна насосно-компрессорных труб, упавшая в скважину, при ударе о забой изгибается по всей длине и заклинивается в эксплуатационной колонне. Кроме того, иногда трубы при ударе о забой ломаются в нескольких местах и располагаются в скважине рядами. Трубы могут также врезаться в песчаную пробку на забое, если она имеется в скважине. Для захвата и извлечения упавших труб существует большое количество разнообразных ловильных инструментов: крючки, пауки, колокола, труболовки, овершоты, метчики и т. п.

Рис. 22. Ловитель ЛШ-1: а -- ловитель заряжен; б -- штанга захвачена

На рис. 22 приведена схема работы ловителя ЛШ-1. Чтобы извлечь оставленные в скважине трубы после захвата их каким-либо инструментом, часто приходится прикладывать большие усилия. Поэтому при ловильных работах применяют толстостенные бурильные трубы, характеризующиеся большим сопротивлением на разрыв. Подъемным механизмом при ловильных работах служит стационарная буровая лебедка или тракторный подъемник.

Работы по ликвидации скважин после прекращения их эксплуатации также относятся к капитальным подземным работам. В таких скважинах, как правило, вырезают и извлекают спущенные в них обсадные трубы, а ствол цементируют, заливают глинистым раствором или засыпают глиной (в зависимости от геологических особенностей скважины).

10. Мероприятия по охране окружающей среды

Законодательство в области охраны окружающей среды основывается на Конституции Российской Федерации и следующих федеральных законах и кодексах:

- Водный кодекс Российской Федерации от 03.06.2006 №74-ФЗ;

- Земельный кодекс Российской Федерации от 25.10.2001 №136-ФЗ;

- Воздушный кодекс Российской Федерации от 19.03.1997 №60-ФЗ;

- Лесной кодекс Российской Федерации от 04.12.2006 №200-ФЗ;

- Федеральный закон от 10.01.2002 №7-ФЗ «Об охране окружающей среды»;

- Федеральный закон от 24.06.98 №89-ФЗ «Об отходах производства и потребления»;

- Федеральный закон от 04.05.99 №96-ФЗ «Об охране атмосферного воздуха»;

- Федеральный закон от 30.03.99 №52-ФЗ «О санитарно- эпидемиологическом благополучии населения»;

- Федеральный закон от 24.04.95 №52-ФЗ «О животном мире».

- иные нормативно-правовые акты (постановления, законы, приказы) Российской Федерации и субъектов Российской Федерации, принимаемые в соответствии с вышеуказанными законами.

Основные принципы охраны окружающей среды.

Хозяйственная и иная деятельность, оказывающая воздействие на окружающую среду, должна осуществляться на основе следующих принципов:

- соблюдение права человека на благоприятную окружающую среду;

- обеспечение благоприятных условий жизнедеятельности человека;

- охрана, воспроизводство и рациональное использование природных ресурсов как необходимые условия обеспечения благоприятной окружающей среды и экологической безопасности;

- платность природопользования и возмещение вреда окружающей среде;

- презумпция экологической опасности планируемой хозяйственной и иной деятельности;

- обеспечение снижения негативного воздействия хозяйственной и иной деятельности на окружающую среду в соответствии с нормативами в области охраны окружающей среды, которого можно достигнуть на основе использования наилучших существующих технологий с учетом экономических и социальных факторов;

- ответственность за нарушение законодательства в области охраны окружающей среды.

Природопользователи обязаны соблюдать экологические, санитарные и иные требования, установленные законо-дательством Российской Федерации в области охраны окружающей среды и здоровья человека.

Основными принципами экологической политики ОАО «Сургутнефтегаз» являются:

- постоянное совершенствование природоохранной деятельности и системы экологического управления на предприятиях компании;

- достижение уровня промышленной и экологической безопасности, соответствующего современным международным нормам и требованиям;

- сокращение количества и снижение токсичности выбросов, сбросов загрязняющих веществ и отходов при увеличении объемов производства за счет внедрения наилучших существующих технологий, достижений науки и техники;

- рациональное использование природных ресурсов, основанное на внедрении природо- и ресурсосберегающих технологий;

- систематический контроль соблюдения требований промышленной и экологической безопасности;

- экологический мониторинг природной среды в регионах деятельности компании;

- снижение техногенной нагрузки на окружающую среду вновь вводимых объектов за счет качественной подготовки предпроектной и проектной документации;

- постоянное повышение уровня компетентности персонала в вопросах охраны окружающей среды;

- открытость общественно значимой информации об экологической деятельности компании.

Объектами охраны окружающей среды от загрязнения, истощения, деградации, порчи, уничтожения и иного негативного воздействия хозяйственной и иной деятельности являются:

- земли, недра, почвы;

- поверхностные и подземные воды;

- леса и иная растительность, животные и другие организмы и их генетический фонд;

- атмосферный воздух, озоновый слой атмосферы и околоземное космическое пространство.

В первоочередном порядке охране подлежат естественные экологические системы, природные ландшафты и природные комплексы, не подвергшиеся антропогенному воздействию.

Особой охране подлежат объекты, включенные в Список всемирного культурного наследия и Список всемирного природного наследия, государственные природные заповедники, в том числе биосферные, государственные природные заказники, памятники природы, исконная среда обитания, места традиционного проживания и хозяйственной деятельности коренных малочисленных народов Российской Федерации, объекты, имеющие особое природоохранное, научное, историко-культурное, эстетическое, рекреационное, оздоровительное и иное ценное значение, а также редкие или находящиеся под угрозой исчезновения почвы, леса, иная растительность, животные и другие организмы и места их обитания.

Особый режим хозяйственной и иных видов деятельности установлен для водоохранных зон водных объектов (территория, примыкающая к береговой линии рек, ручьев, озер, водохранилищ) в целях предотвращения загрязнения, засорения, заиления и истощения вод, а также сохранения среды обитания объектов животного и растительного мира.

Нормирование в области охраны окружающей среды осуществляется в целях государственного регулирования воздействия хозяйственной и иной деятельности на окружающую среду, гарантирующего сохранение благоприятной окружающей среды и обеспечение экологической безопасности.

В целях предотвращения негативного воздействия на окружающую среду хозяйственной и иной деятельности для юридических природопользователей устанавливаются следующие нормативы допустимого воздействия на окружающую среду:

- нормативы допустимых выбросов и сбросов веществ и микроорганизмов; нормативы образования отходов производства и потребления и лимиты на их размещение;

- нормативы допустимых физических воздействий (количество тепла, уровни шума, вибрации, ионизирующего излучения, напряженности электромагнитных полей и иных физических воздействий);

- нормативы допустимого изъятия компонентов природной среды;

- нормативы допустимой антропогенной нагрузки на окружающую среду.

Список использованной литературы

1. Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата. Том 1. Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2010. - 352 с.

2. Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата. Том 2. Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2010. - 384 с.

3. Памятка оператору по добыче нефти и газа. 2010 г. Справочное пособие. - Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2010. - 148 с., 51 илл.

4. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин, том 1. М. - 2004.

5. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела, том 1. Москва - Ижевск. - 2005. - 720 с.

6. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений, том 1. - М: Недра. - 2009.

7. Руководящие документы и стандарты ОАО «Сургутнефтегаз».

8. Методическое руководство по оценке технологической эффективности геолого-технических мероприятий. - Тюмень. - 2008 г.

9. Андреев В.В., Уразаков К.Р., Данилов В.У. Справочник по добыче нефти / Под редакцией Уразакова К.Р. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». - 2000. - 374 с.

10. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М.: М71 ФГУП «Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина. - 2003. -- 816 с.

12. Ивановский В.Н. и др. Оборудование для добычи нефти и газа. - М.: ВНИИОНГ. - 2000.

13. Основы нефтепромыслового дела: Справочное пособие / Под редакцией Матвеева С.Н. - Сургут: Нефть Приобья. - 2004.

14. Ибрагимов Г.З., Артемьев В.Н. Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа. - Москва. - 2005.

15. Ривкин П.Р. Техника и технологии добычи и подготовки нефти на нефтепромыслах. - Уфа. - 2007.

16. Андреев В.В., Уразаков К.Р. Справочник по добыче нефти. - Москва. - 2002.

17. Лопухов А.Н. Справочник инженера по добыче нефти. - Нижневартовск. 2008.

18. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03.

19. Правила ведения ремонтных работ в скважинах РД 153-39-023-97.

20. Технические условия на ведение монтажных работ при текущем, капитальном ремонте, освоении и испытании cкважин после бурения. Утверждены главным инженером ОАО «Сургутнефтегаз». - 2008.

21. Административный регламент Ростехнадзора. Административный регламент Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору по исполнению государственной функции по выдаче разрешений на применение конкретных видов (типов) технических устройств на опасных производственных объектах. Утвержден приказом Ростехнадзора от 29.02.2008 №112.

22. ГОСТ 12.0.004-90 ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения.

23. Федеральный закон от 21.11.95 №170-ФЗ «О пожарной безопасности».

24. Федеральный закон от 21.07.97 №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

25. Коршак А.А., Шаммазов А.М. - Основы нефтегазового дела: Учебник для вузов. - 3 изд., испр. и доп. - Уфа.: ООО «Дизайнполиграфсервис», 2005 г. - 528 с.

Размещено на Allbest.ur