Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Весь агрегат  спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб. Энергия к двигателю подается по специальному кабелю, свиваемому с устанавливаемого на поверхности барабана. Кабель спускается вместе с колонной труб и крепится к последним снаружи с помощью специальных хомутов. Откачиваемая жидкость поступает на поверхность по насосно-компрессорным трубам. На устье монтируют легкую арматуру, которая обеспечивает подачу струи в выкидную линию, возможность измерения буферного, а при необходимости и затрубного давления, возможность установки регулирующего штуцера (при необходимости), лубрикатора для спуска приборов и отбора проб извлекаемой жидкости с целью определения обводненности нефти.

Характеристики  центробежных погружных электронасосов. Основные параметры центробежного  электронасоса: подача Q м³/сут и развиваемый напор (давление) Н. Напор насоса принято измерять в метрах водяного столба. Его величина характеризует высоту, на которую жидкость (вода) может быть поднята данным насосом. Напор и подача — характеристики взаимозависимые: чем выше развиваемый данным насосом напор, тем ниже его подача

Отечественная промышленность выпускает несколько  типов ЭЦН в диапазоне подачи (при максимальном КПД) от 40 до 700 м³/сут и напора от 400 до 1800 м. Разрабатывают ЭЦН и на более высокие значения Q и Н. Внешний диаметр установок разного типа изменяется в пределах 114—137 мм.

Наиболее простой  способ регулирования подачи насоса — дросселирование потока (установка  штуцера). Однако этот способ приводит к снижению КПД установки, к необходимости  оборудования устья скважины арматурой повышенного давления и к увеличению нагрузок на вал и рабочие колеса насоса, что укорачивает срок службы установки. От этих недостатков свободен способ регулирования характеристики установки путем изменения числа рабочих ступеней насоса. Чем больше ступеней, тем выше развиваемый напор при той же подаче. Эффективность работы ЭЦН значительно снижается при содержании в откачиваемой продукции свободного газа.

2.9. Шахтный способ добычи нефти

Шахтная добыча нефти, способ добычи нефти, основанный на проведении системы подземных горных выработок. Применяется для разработки залежей с высоковязкими нефтями (битумами), а также неоднородных энергетически истощённых залежей нефти средней вязкости. 

Шахтная добыча нефти может осуществляться с помощью очистных или дренажных систем разработки.

При очистных системах нефтенасыщенная порода отбивается (разрушается), как правило, при помощи буровзрывных работ, грузится в забое погрузочными машинами на средства подземного транспорта и через шахтный ствол подаётся на поверхность, где перерабатывается на специальных установках с выделением нефтяных фракций. При этом возможно комплексное использование минерального сырья (вмещающие породы продуктивного пласта после выделения нефтяной фракции — строительный материал, сырьё для химической промышленности и др.). При дренажных системах разработки нефть извлекается посредством буровых скважин, пробурённых из предварительно сооруженных горных выработок. Применяются в тех случаях, когда природное углеводородное сырьё либо находится в подвижном (текучем) состоянии, либо может быть приведено в такое состояние искусственно — термическим воздействием на продуктивный пласт (это позволяет повысить конечную нефтеотдачу до 50—60 % против 5—6 %, достигнутых др. методами). Подземные скважины (вертикальные, наклонные, горизонтальные) могут быть пробурены на значительную глубину. Например, подземный буровой станок ПБС-2Т позволяет бурить подземные скважины протяжённостью 300м, максимальный диаметр скважины — 370 м. Сбор нефти производится в горных выработках, откуда она насосами подаётся на поверхность земли. 
 Технологические преимущества — непосредственный доступ к продуктивному пласту, что позволяет свести к минимуму потери теплоносителей до внесения их в продуктивный пласт, осуществить более полное вскрытие продуктивного пласта и использование запасов нефти, а также независимость выполнения всех работ от погодных условий. Однако шахтная добыча нефти сопряжена с необходимостью работы людей под землёй. Наличие активных газопроявлений, газовой шапки, активных подошвенных или контурных вод, рыхлых пород или плывунов, представляющих продуктивный пласт, осложняют шахтную добычу нефти

Наибольший опыт накоплен на Ярегском месторождении (Коми АССР), где с 1939 ведётся промышленная добыча нефти таким способом. В 1968 здесь были начаты опытнопромышленные работы по воздействию на пласт теплоносителем. Перспективными по геологотехническим условиям для шахтной добычи нефти являются отдельные месторождения Азербайджана, Казахстана, Грозненской области, Краснодарского края и др.

Шахтная добыча нефти, способ добычи нефти, основанный на проведении системы подземных горных выработок. Применяется для разработки залежей  с высоковязкими нефтями (битумами), а также неоднородных энергетически истощённых залежей нефти средней вязкости. ШДН может осуществляться с помощью очистных или дренажных систем разработки. Технологические преимущества ШДН — непосредственный доступ к продуктивному пласту, что позволяет свести к минимуму потери теплоносителей до внесения их в продуктивный пласт, осуществить более полное вскрытие продуктивного пласта и использование запасов нефти, а также независимость выполнения всех работ от погодных условий. Однако ШДН сопряжена с необходимостью работы людей под землёй. Наличие активных газопроявлений, газовой шапки, активных подошвенных или контурных вод, рыхлых пород или плывунов, представляющих продуктивный пласт, осложняют ШДН.

2.10. Подземный (текущий 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. В связи с этим простои скважин  учитываются коэффициентом эксплуатации К„ т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98.

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 технологических 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. Эта продолжительность определяется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине.

Основными путями повышения K_э (что рвнозначно добыче нефти) являются : сокращение сроков подземного ремонта скважин; максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

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).

Выше приведенные  работывыполняются 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 (напрмер, извлечение НКТ), не занимающих много времени.

Капитальным ремонтом скважин (КРС ) называется комплекс работ связанных с восстановлением работоспособности обсадных солонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

Наряду с  понятием текущий и капитальный  ремонт скважины, введено понятие  скважино-оперция по повышению нефтеотдачи  пластов, также отнесенная к ремонтным  работам в скважинах. Скважино-оперцией ремонтных работ по повышению  нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов, направленные на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи.

Данными работами занимаются, как правило, бригады капитального ремонта скважины или другие специализированные бригады, входящие в состав Управления повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин (УПНП и КРС).

2.11. Гидродинамические методы исследования скважин, применяемые приборы, оборудование, аппаратура

Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) — совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию во времени.

Интерпретация ГДИС позволяет оценить  продуктивные и фильтрационные характеристики пластов и скважин (пластовое давление, продуктивность или фильтрационные коэффициенты, обводнённость, газовый фактор, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность и т. д.), а также особенности околоскважинной и удалённой зон пласта. Эти исследования являются прямым методом определения фильтрационных свойств горных пород в условиях залегания (in situ), характера насыщения пласта (газ/нефть/вода) и физических свойств пластовых флюидов (плотность, вязкость, объёмный коэффициент, сжимаемость, давление насыщения и т. д.).

Различают ГДИС на установившихся режимах фильтрации – метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) и на неустановившихся режимах – методы кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления (КПД), кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой притока (КП).

Оборудования, приборы, аппаратура:

• Инклинометр цифровой ИЦК-9 
• Каверномер малогабаритный КМ-42 
• Каверномер-профилемер СКП-76 
• Компенсированный прибор акустического каротажа КПАК-48 
• Комплексный прибор контроля за разроботкой месторождения ПКР-42 
• Манометр 
• Манометр 36 мм 250 гр. 
• Микрозонд двухканальный МЗ-2 
• Опробыватель пластов на кабеле ОП100/170 
• Опробыватель пластов на кабеле ОП 100/180 
• Опробыватель пластов на кабеле ОП 100/240 
• Прибор каротажа пористости малогаборитный ППМ-42 
• Прибор акустического каротажа разночастотный АКР-5 
• Прибор волонового акустического каротажа ПВАК-7 
• Прибор индукционного каротажа ПИ-73 
• Прибор индукционного каротажа ПИ-80 
• Прибор каротажа насыщенности ПКН-42 
• Прибор каротажа пористости ПП-90 
• Прибор каротажа пористости ППМ-42 
• Прибор плотностного каротажа ППК-90 
• Прибор спектометрического каротажа 
• Прибор спектометрического каротажа ПСК-90 
• Прибор электрического каротажа Э-14М  
• Прибор электрического каротажа Э-15М 
• Прибор электрического каротажа Э-17М 
• Прибор электрического каротажа Э-19М 
• Прихватоопределители 
• Расходомер-дебитомер РДК-3 
• Сверлящий керноотборник СКП-5 
• Термометр 28 мм 
• Термометр 36 мм  
• Термометр 60 мм 
• Термометр малогаборитный 
• Термометр малогаборитный ТМ-2 
• Термометр скважинный ТР-12 
• Термометр-локатор 
• Термометр локатор ТЛ-28 
• Цементомер ЦМ-2 
• Прибор плоскостного каротажа термостойкий ППК-90Т 
• Прибор акустическойцементометрии ПАЦ-80 
• Компенсированный прибор акустического каротажа КПАК-48 
• Прибор пластовой наклонометрии НМП-2 
• Прибор спектрометрического каротажа ПСК-90

2.12. Методы воздействия на призабойную зону, применяемое оборудование

  Дополнительный приток нефти в скважины, а следовательно, и дополнительный дебит обеспечивают применение методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. На окончательной стадии бурения скважины глинистый раствор может проникать в поры и капилляры призабойной зоны пласта, снижая ее проницаемость. Снижение проницаемости этой зоны, загрязнение ее возможно и в процессе эксплуатации скважины. Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счет применения различных методов:

• химических (кислотные обработки),
• механических (гидравлический разрыв пласта и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов),
• тепловых (паротепловая обработка, электропрогрев) и их комбинированием.

  Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под  давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10¸15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25¸28 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки. Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов — температуры на забое скважины, генезиса пород продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12¸16 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40°С и 2¸3 ч при забойных температурах 100¸150°С.

  Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз.