Файл: Министерство науки и в ысшего образования Российской Федерации.pdf

20 соляной кислоты глубже проникает в поры породы. Кроме того, уксусная кислота также растворяет карбонатную породу и предотвращает выпадение в осадок гидрата окиси железа Fe(ОН)3.
При закачке в скважину концентрированной серной кислоты Н2SO4 положительный эффект достигается двумя путями. Во-первых, за счет теплоты, выделяющейся в процессе ее смешения с водой, снижается вязкость нефти и, соответственно, увеличивается дебит скважины. Во-вторых, при смешении серной кислоты с нефтью образуются ПАВ, также улучшающие приток нефти из пласта в скважину.
Концентрированная серная кислота предназначается для воздействия на продуктивные пласты, образованные песчаниками. Дело в том, что при ее взаимодействии с карбонатными породами образуется нерастворимый в воде сульфат кальция СаSO4, ухудшающий проницаемость призабойной зоны.
Концентрированная (98 %) серная кислота не разрушает металла.
Коррозия начинается только при ее разбавлении водой.
Угольная кислота применяется для воздействия на породы, содержащие карбонаты кальция и магния, а также асфальтосмолистые отложения.
Обработка призабойной зоны пластов ПАВ преследует цель удаления воды и загрязняющего материала. Отрицательная роль воды проявляется в том, что, попадая на забой скважины, она «закупоривает» часть пор, препятствуя притоку нефти и газа. Кроме того, вступая в контакт с глинистыми частицами пород, вода вызывает их набухание и разрушение. Это приводит к закупорке тонких поровых каналов и уменьшает дебит скважины.
Механизм действия ПАВ заключается в снижении поверхностного натяжения на границе воды с нефтью, газом и породой. Благодаря этому размер капель воды в поровом пространстве уменьшается в несколько раз и облегчается их вынос.
Некоторые ПАВ, кроме того, делают поверхность поровых каналов в породе несмачиваемой для воды, но смачиваемой для нефти, что облегчает фильтрацию последней.

21
С помощью химреагентов и органических растворителей (СНПХ- 7р-1,
СНПХ-7р-2, газовый конденсат, газовый бензин, толуол и др.) удаляют асфальто- смолистые и парафиновые отложения.
К физическимметодам воздействия на призабойную зону относятся тепловые обработки и вибровоздействия.
Целью тепловых обработок является удаление парафина и асфальтосмолистых веществ. Для этого применяют горячую нефть, пар, электронагреватели, термоакустическое воздействие, а также высокочастотную электромагнитоакустическую обработку.
Привибровоздействии призабойная зона пласта подвергается обработке пульсирующим давлением. Благодаря наличию жидкости в порах породы обрабатываемого пласта, по нему распространяются как искусственно создаваемые колебания, так и отраженные волны. Путем подбора частоты колебания давления можно добиться резонанса обоих видов волн, в результате чего возникнут нарушения в пористой среде, т. е. увеличится проницаемость пласта.
Методы повышения пластового давления и увеличения проницаемости пласта позволяют, главным образом, сокращать сроки разработки залежей за счет более интенсивных темпов отбора нефти и газа.
7.2. Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов
Помимо сокращения сроков разработки, необходимо также добиваться наиболее полного извлечения нефти и газа из недр. Это достигается применением методов повышения нефте- и газоотдачи пластов.Для повышения нефтеотдачи пласта существуют следующие методы:
• закачка в пласт воды, обработанной ПАВ;
• вытеснение нефти растворами полимеров;
• закачка в пласт углекислоты;
• нагнетание в пласт теплоносителя;
• внутрипластовое горение;
• вытеснение нефти из пласта растворителями.

22
При закачке в нефтяной пласт воды, обработанной ПАВ, снижается поверхностное натяжение на границе нефть-вода, что способствует дроблению глобул нефти и образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой необходимы меньшие перепады давления. Одновременно резко снижается и поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор и смывается с поверхности породы.
Для повышения газоотдачи применяют кислотные обработки скважин, гидроразрыв пласта, торпедирование скважин, а также отбор газа из скважин под вакуумом.
8. Подземный и капитальный ремонт скважин.
Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины. При ремонтных работах скважины не дают продукции.
Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущий ремонт подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный. Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологи- ческих режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово- предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта. Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п. Межремонтный период работы скважин - это продолжительность фактической эксплуатации скважины от предыдущего ремонта до последующего.
Текущим ремонтом скважи (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а так же по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений
(парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии).

23
В соответствии с Правилами ведения ремонтных работ в скважинах, введенными в действие с 01.11.97, к текущему ремонту относятся следующие работы: оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию
(из бурения, освоения, бездействия, консервации); ввод фонтанных скважин; перевод скважин на другой вид эксплуатации; оптимизация режима эксплуатации; изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН; изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН; ремонт скважин оборудованных и многое другое. Выше приведенные работы выполняются бригадой текущего ремонта скважин, однако в промысловой практике их чаще называют бригадами подземного ремонта скважин, что не совсем правильно, так как подземный ремонт скважины включает в себя как текущий, так и капитальный ремонт, т.е. это понятие шире. Бригадами текущего ремонта скважин могут выполняться работы по устранению некоторых аварий (например, извлечение НКТ), не занимающих много времени.
Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке. Данные работы выполняют бригады капитального ремонта скважин. Виды работ по КРС: ремонтно- изоляционные работы; отключение отдельных обводненных интервалов пласта; отключение отдельных пластов; исправление негерметичности цементного кольца; наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором; устранение негерметичности эксплуатационной колонны … Наряду с понятием текущий и капитальный ремонт скважины, введено понятие скважино- оперция по повышению нефтеотдачи пластов, также отнесенная к ремонтным работам в скважинах.
Все ремонты, связанные с восстановлением нормальной работы скважины или призабойной зоны (пласта) и оборудования для ее эксплуатации, разделяют на текущие и капитальные. Все ремонтные работы, связанные с созданием нормальных условий функционирования технической системы, с восстановлением или заменой

24 ее отдельных элементов или всей системы в целом, будем относить к текущему ремонту.
При проведении работ по капитальному ремонту скважин широко применяются геофизические методы контроля, а качество выполняемых работ оценивается информационно-измерительным комплексом, разработанным в последние годы в России.
9. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа. Объекты поддержания
пластового давления и их эксплуатация.
9.1. Сбор и подготовка скважинной продукции
Из нефтяных и газовых скважин добываются не чистые продукты, а их эмульсия, в которой присутствуют пластовая вода, попутный газ и различные твердые примеси: песок, цемент, горные породы, окалина. По мере того как проводится сбор и подготовка нефти, газа и воды, меняются их характеристики:
1.
Пластовая нефть – сложная смесь жидких и газообразных углеводородов из нефтеносного пласта. Под действием температуры и давления она может распадаться на жидкую и газовую фазы.
2.
Сырая нефть
– углерод и водород, смешанные в форме битума, жидкости или природного газа. Залегает в осадочных и сланцевых горных породах.
3.
Товарная нефть. Уже готовый к транспортировке, подготовленный, обезвоженный и дегазированный продукт.
Перед направлением в нефтепровод в целях экономии средств и повышения эффективности производства сырье подвергают специализированной подготовке, для того чтобы обессолить, обезводить, провести дегазацию и отфильтровать твердые частицы.
9.2. Системы сбора и подготовки нефти и природного газа
После поднятия пластового сырья на поверхность его направляют в системы сбора и подготовки нефти и газа. Их вид и тип зависят от проекта обустройства

25 месторождения, разработанного специалистами. Системы, целью создания которых является сбор и подготовка нефти и газа, представляют собой сложный комплекс нефтепромышленного оборудования: трубопроводов, технического оснащения для управления, измерительных установок, сепараторов и резервуаров.
Сбор, подготовка и транспортировка газа и нефти – комплексная задача, требующая многих структурных элементов и узлов, полностью зависящая от качества техники. Магистральные трубопроводы не предназначены для транспортировки необработанных нефтяных и газовых эмульсий. Транспортировка пластовой воды не увеличивает доход и сама она усиливает коррозию, а совместное течение нефти, газа и воды приводит к потере давленияДегазация – проводится в сепараторах для отделения газа от нефти. От количества ступеней сепарации зависит объем извлечения дегазированного продукта из одного и того же количества пластовой эмульсии. Обычно достаточно провести очистку два-три раза.
После того как был осуществлен сбор газа на месторождении, в нем все еще находятся примеси твердых частиц, воды, углеводородов и в некоторых случаях сероводорода.
Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.
Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа "вода в нефти". В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы: гравитационный отстой нефти, горячий отстой нефти, термохимические методы, электрообессоливание и электрообезвоживание нефти. Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 ч и более). Во время выдержки происходят

26 процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды.
9.3. Назначение системы поддержания пластового давления (ППД)
ППД относится к гидродинамическим методам повышения нефтеотдачи и кроме повышения нефтеотдачи, обеспечивает интенсификацию процесса разработки, поддерживает или повышает пластовое давление.
На практике применяются следующие системы заводнения:
1) Законтурное заводнение-применяют на сравнительно небольших по размерам залежах с литологически однородными коллекторами, с хорошей проницаемостью в законтурной части. Нагнетательные скважины располагаются на расстоянии 1000- 1200м от внешнего ряда добывающих скважин для однородных, для неоднородных с низкой проницаемостью 600-700м.
2) Приконтурное заводнение – применяется при низкой проницаемости нагнетательные скважины размещают на небольшом расстоянии от контура нефтеносности или непосредственно на этом контуре в более проницаемых частях залежи.
3) Внутриконтурное заводнение –применяется при разработке значительных по размерам нефтяных залежей. Площадь залежи разрезается рядами нагнетательных скважин, которые разрабатываются как самостоятельные участки.
При закачке воды на линии нагнетательных скважин образуются зоны повышенного
Очаги, которые образуются возле нагнетательных скважин сливаются в валы, передвижение которых можно регулировать.
4) Блоковое заводнение – залежь разрезают на самостоятельные участки рядами нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно оси структуры рядов добывающих скважин, каждый нагнетательный ряд действует на 2,5 ряда добывающих скважин

27
9.4. Блочные кустовые насосные станции (БКНС). Назначение и принцип
работы.
Системы водоснабжения для систем ППД состоят из подсистем, включающих водозаборные сооружения, напорные станции, блочные кустовые насосные станции
(БКНC), водораспределительные гребенки, нагнетательные скважины.
Кустовые насосные станции предназначены для создания необходимого напора и закачки воды через нагнетательные скважины в продуктивные горизонты с целью поддержания пластового давления. Вода нагнетается в пласт под давлением
10-20 МПа с помощью специальных центробежных насосов типа ЦНС-180 и ЦНС-
500.
Насосное оборудование КНС подбирают в зависимости от объема закачиваемой воды и требуемого давления нагнетания. Число кустовых насосных станций на месторождении определяется многими факторами: объемом закачиваемой воды, системой нагнетательных водоводов, числом нагнетательных скважин и их приемистостью, площадью месторождения, системой разработки месторождения.

28
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В результате прохождения практики было произведено знакомство с процессами строительства нефтяных и газовых скважин, добычи нефти и газа, обустройством нефтяного месторождения, технологическими процессами и применяемом при этом оборудовании.

29
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1985. –
306 c.
2. Иванов С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам: учеб. пособие. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. – 565 с.
3. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: Нефть и газ, 2003. – 816 с.
4. Технология и техника добычи нефти. В.И. Щуров. Учебник для вузов. – М.:
Недра, 1983. – 510 с.
5. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин, 2003. – 1007.
6. Куличихин Н. И., Воздвиженский Б. И. Бурение нефтяных и газовых скважин, М., 1961.
7. Коршак А.А, Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. – Уфа: Изд-во
УГНТУ, 2011.
8. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин, 2003. – 1007.
9. Куличихин Н. И., Воздвиженский Б. И. Бурение нефтяных и газовых скважин, М., 1961.
10. Коршак А.А, Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. – Уфа: Изд-во
УГНТУ, 2011.
11. Бурже Ж., Комбарну М., Сурио П. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов Издание:Недра, Москва, 1989 г.
12. Амиров А.Д., Карапетов К.А., Леберанский Ф.Д., Яшин А.С., Джафаров.
А.А.