Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Основная цель геологоразведочных работ на нефть  и газ заключается в установлении истинной нефтегазоносности и коллекторских  свойств продуктивных пластов. Эта  цель достижима только при качественном вскрытии и опробовании пластов.

Необходимо применять такие способы вскрытия и опробования перспективных участков разреза, при которых сохранялось бы естественное состояние коллектора и, следовательно, были получены достаточно надежные результаты опробования на промышленный приток нефти и газа.

Только такие  данные, которые отражают фактическое  состояние коллектора, могут быть использованы для оценки общих и  извлекаемых запасов нефти и  газа. Недостаточный учет геолого-физических свойств коллектора и физико-химической характеристики насыщающих его флюидов в процессе бурения может привести к совершенно неправильным выводам об истинной нефтегазоносности объекта и даже к тому, что некоторые продуктивные пласты в разрезе могут быть пропущены.

В нефтепромысловой практике встречается немало фактов, когда скважины, при бурении которых отмечались интенсивные нефтегазопроявления, после ввода их в эксплуатацию либо совсем не давали притока нефти и газа, либо имели очень низкую производительность. Подобное положение значительно снижает технико-экономические показатели разработки отдельных залежей и сдерживает своевременное выявление нефтегазоносности на перспективных площадях.

Многолетняя практика применения буровых растворов на водной основе и лабораторные исследования показывают, что проникновение фильтрата и бурового раствора в пласт в период вскрытия является основной причиной ухудшения его коллекторских свойств.

По результатам  лабораторных исследований установлено, что проникающая в пласт вода снижает естественную проницаемость  пористой среды на 50 % и более.

Лабораторные  исследования показали, что добавка  к буровому раствору различных реагентов, улучшающих его структурно-механические свойства, снижает естественную проницаемость  коллектора.

Были исследованы  закупоривающие свойства растворов  химических реагентов и солей, широко применяемых для обработки буровых растворов. Было исследовано десять водных растворов химических реагентов и солей различной концентрации. Для сопоставления результатов исследований было изучено влияние технической воды на проницаемость породы.

Анализ полученных лабораторных данных показал, что все  исследованные химические реагенты в различной степени снижают  проницаемость породы. Наибольшая степень  закупоривания пористой среды отмечена при использовании гипана, УЩР. КССБ, ТПФН. Водные растворы этих химреагентов снижают проницаемость породы значительно больше, чем техническая вода, после воздействия которой коэффициент восстановления проницаемости составляет 60 %.

Закупоривающие  свойства водного раствора гипана резко  проявляются с ростом содержания его в растворе. После прокачивания 10 %-ного раствора гипана образцы породы стали практически непроницаемыми. Установлено, что из числа всех исследованных растворов реагентов и солей в наименьшей степени снижают проницаемость породы растворы хроматов калия или натрия и хлористого кальция.

В результате применения глинистых растворов в ряде случаев  вследствие кольматации необратимо снижается проницаемость пород  в призабойной зоне, что вызывает значительное снижение продуктивности скважины. Объясняется это тем, что при проникновении твердой фазы бурового раствора, в особенности глины, во вскрываемый пласт необратимо закупориваются его поры, в результате чего проницаемость может снизиться до нуля.

Для более полного  представления о механизме кольматации  поровых каналов гранулярных коллекторов ВНИИБТ проводились микроскопические исследования кольматационного слоя. Было установлено, что глубина кольматации образцов пород с высокой проницаемостью составляет в среднем Т>-6 мм, а с низкой проницаемостью - 1,5-2 мм.

На основании исследований сделано следующее заключение относительно изменения проницаемости продуктивного пласта при бурении:

• при исходной проницаемости 0,1-0,5 мкм после вскрытия она уменьшается на 50-30 %;
• при исходной проницаемости 1,О-2,0 мкм после вскрытия она уменьшается на 25-20 %.

Следует отметить, что при наличии в продуктивном пласте зон и прослоев с низкой проницаемостью продуктивность скважины в большинстве случаев снижается  необратимо.

Изучение механизма  явлений, происходящих в призабойной  зоне при проникновении в пласт фильтрата буровых растворов показывает, что часть перового пространства оказывается занятой водой. Вследствие этого нефть (газ) при движении к забою во время освоения скважины встречает труднопреодолимое препятствие, а проникшая в продуктивный пласт вода полностью не вытесняется - часть ее остается в призабойной зоне, что снижает дебит скважин. Наибольшее количество воды не извлекается из пластов и прослоев с низкой проницаемостью вследствие проникновения воды в поровые каналы в результате капиллярного впитывания.

Значительная  глинистость пород, слагающих продуктивный пласт, требует особого подхода  к его вскрытию. Проникновение  фильтрата в призабойную зону может вызвать набухание глин, что приведет к сужению поровых  каналов и даже к частичной их закупорке вследствие диспергирования и перемещения частиц глины потоком жидкости.

Наиболее значительно  уменьшение проницаемости коллекторов  вследствие набухания глин при низкой проницаемости пород в призабойной  зоне.

В связи с  тем, что в результате периодического изменения гидродинамического давления на стенки скважины происходит взаимное диспергирование воды (фильтрата) и нефти, то в определенных условиях в призабойной зоне в поровом пространстве пород может образоваться устойчивая эмульсия. Этому благоприятствует наличие в нефти асфальто-смолистых веществ, которые являются эмульгаторами.

В определенных условиях в пласт может проникать  часть выбуренной породы. Объясняется  это тем, что при использовании  глинистого раствора отделение частиц породы от поверхности забоя затрудняется вследствие скопления на забое слоя глинистого шлама. При этом ослабевает ударное воздействие долота и происходит повторное измельчение уже сколотой породы. В таких условиях естественно предположить, что часть шлама может проникнуть в пласт, в особенности, если последний представляет собой трещинный коллектор. Как уже отмечалось, проникновение воды (фильтрата буровых растворов на водной основе) в поровые каналы пласта-коллектора с низкой проницаемостью необратимо снижает его естественную проницаемость. Вода связывается с поверхностью стенок поровых каналов вследствие капиллярных сил и образования адсорбционных слоев. Очевидно, что способность таких твердых тел, как породы-коллекторы, взаимодействовать с водой определяется их свойствами: химическим составом, типом кристаллической решетки, состоянием поверхности.

Для поверхностных  явлений, к которым относится  взаимодействие жидкой и твердой  фаз, особое значение имеет поляризация  взаимодействующих поверхностей: чем  больше некомпенсированных электростатических зарядов находится на поверхности тела, тем интенсивнее оно гидратируется. Способность тела смачиваться водой зависит от состояния его поверхности.

В ряде случаев  молекулы твердой фазы вступают в  химическое взаимодействие с водой. При этом в результате переходу ионов твердого тела в раствор его поверхность приобретает заряд. Кроме того, возможно образование новых химических веществ (кристаллогидраты, гидроокиси и т.п.), поверхность которых хорошо смачивается водой. На взаимодействие пород-коллекторов с водой оказывает влияние наличие в ней посторонних ионов. Адсорбционный слой воды на поверхности пород может образовываться как при непосредственном соприкосновении с водой, так и при конденсации ее паров.

По термодинамическим  свойствам прочно связанная вода по существу представляет собой новую фазу. Адсорбированная вода отличается от обычной некоторыми аномальными свойствами. При соприкосновении воды с гидрофильной поверхностью происходит гидратация этой поверхности, т.е. адсорбция молекул воды.

Микрорельеф поверхности (впадины, выступы, щели) создает значительные трудности для перемещения адсорбированных  молекул воды, поэтому адсорбционный  слой обладает значительным сопротивлением сдвигу. Внешние концы притянутых молекул воды образуют новую поверхность, способную притягивать следующий слой молекул, также ориентируя их по направлению силовых линий молекулярного поля твердой поверхности. Второй слой адсорбированных молекул воды притягивает третий, третий - четвертый и так до тех пор, пока энергия силового поля твердого тела не станет меньше энергии броуновского движения.

Особенностями структуры адсорбционного слоя, составленного  из цепочек молекул воды, тянущихся  в глубь жидкости, объясняются  многие свойства пленок адсорбированной  воды, резко отличающейся по свойствам от обычной воды.

Одной из особенностей взаимодействия тонких слоев адсорбированной  воды с породами-коллекторами является их расклинивающее действие - возникновение  давления, создаваемого сольватными  адсорбционными слоями в микротрещинах твердого тела. Исходя из этого, можно предположить, что в процессе освоения скважины и ее эксплуатации в известных условиях из пласта может быть извлечено лишь незначительное количество воды, связанной с породой в результате адсорбции и действия капиллярных сил.

 

 

2. Добыча нефти и газа

 

 

2.1. Структура нефтегазодобывающего управления

 

Схема 2.1

 

2.2. Организация работы и работа цехов и лабораторий, обслуживающих промысел

 

  В состав организаций обслуживающих промысел входит:

• Цех КИПиА(Контрольно-измерительные приборы и автоматика)
• Лаборатория физико-химического анализа
• Цех по ремонту подземного оборудования
• Цех КРС(капитальный ремонт скважин)
• Цех КИПиА

  Выполняет работы по обслуживанию, ремонту и эксплуатации различного контрольно-измерительного оборудования и систем автоматического управления. Рабочее место рабочего по КИПиА является мастерская КИП, центральный и местный щиты, участки технологического цеха в местах расположения измерительных и передающих преобразователей, передаточные устройства по цеху и межкорпусные передаточные устройства.

  Лаборатория физико-химического анализа выполняет работы:

• комплексное исследование кернового материала;
• литолого-минералогические исследования;
• исследования глубинных проб нефти, воды;
• исследования газоконденсатных систем;
• исследование физико-химических свойств поверхностных проб нефти, газа, пластовой воды;
• исследование товарных характеристик нефти и конденсата;
• химический анализ пластовых и поверхностных вод, донных отложений, почв, снежного покрова;
• рентгеновские и хроматографические исследования;
• промысловые исследования скважин, отбор глубинных и поверхностных проб на нефтяных и    газоконденсатных скважинах;
• длительное хранение керна.

Цех по ремонту  подземного оборудования

Под подземным  ремонтом нефтяных скважин следует понимать мероприятия по ремонту скважины и подземного эксплуатационного оборудования. Ремонт скважин осуществляется специализированными бригадами подземного ремонта, имеющимися в составе промысла или цеха подземного ремонта. Текущий подземный ремонт должен выполняться в основном в плановом порядке с целью поддержания установленного режима эксплуатации скважин.

Цех КРС(капитальный  ремонт скважин)

Включает в  себя следующие виды работ: 1 - ремонтно-изоляционные работы (изоляция промыва флюидов), пластовых вод (пресных, сточных), отключение объектов из разработки, переход на другие объекты; 2 - ремонтно-исправительные работы - наращивание цементного камня, зарезка второго ствола, райбирование колонн, восстановление герметичности обсадных колонн; 3 - воздействие на призабойную зону пласта: физические методы, химические методы, физико-химические методы; 4 - ловильные работы; 5 - ликвидация скважин.

 

2.3. Работа операторов по добыче нефти и газа

 

В состав работ  выполняемых оператором по добыче нефти и газа входит: ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа, газового конденсата, закачки и отбора газа и обеспечение бесперебойной работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и других нефтепромысловых оборудования и установок. Участие в работе по освоению скважин, выводу их на заданный режим; опрессовка трубопроводов, технологического оборудования. Монтаж, демонтаж, техническое обслуживание и ремонт наземного промыслового оборудования, установок, механизмов и коммуникаций. Проведение профилактических работ по предотвращению гидратообразований, отложений парафина, смол, солей и расчет реагентов для проведения этих работ. Измерение величин различных технологических параметров с помощью контрольно-измерительных приборов. Снятие и передача параметров работы скважин, контроль за работой средств автоматики и телемеханики. Участие в работах по исследованию скважин. Техническое обслуживание коммуникаций газлифтных скважин (газоманифольдов, газосепараторов, теплообменников). Текущее обслуживание насосного оборудования.

При этом оператор должен знать: основные сведения о нефтяном и газовом месторождении, режиме залежей; физико-химические свойства нефти, газа и конденсата; технологический режим обслуживаемых скважин; устройство и принцип работы установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, систем сбора и транспортировки нефти, газа, конденсата, закачки и отбора газа, обслуживаемых контрольно-измерительных приборов, аппаратуры, средств автоматики и телемеханики;техническую характеристику, устройство и правила эксплуатации наземных промысловых оборудования, установок, трубопроводов и приборов; основные сведения о методах интенсификации добычи нефти и газа, исследования скважин, разработки нефтяных и газовых месторождений, подземного (текущего) и капитального ремонта скважин; основы техники и технологии бурения и освоения нефтяных и газовых скважин; правила эксплуатации промыслового электрооборудования и работы на электротехнических установках.