С «22» февраля 2016 Г. По «20» марта 2016г.

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Филиал в г. Нижневартовске

 

 

Кафедра «Нефтегазовое дело»

 

Отчет

По учебной практике

С «22» февраля 2016 г. по «20» марта 2016г.

на предприятии ЗАО СП “МеКаМинефть”

 

 

Студента группы НДбзу-15(9)А.А. Шамсутдинова

^{Ф. И. О.}

Руководитель практики от кафедры:

ст. преподаватель Г.Ф. Бабюк ^{(уч. степень, звание) Ф. И. О.}

Руководитель практики от предприятия:

мастер по КРС Торобцев М.А.

^{(должность) Ф. И. О.}

 

Нижневартовск, 2016г.

 

Содержание

 

Введение…………………………………………………………………...
1. Характеристика предприятия………………………………………….
1.1 Организационная структура предприятия…………………………..
2. Конструкция скважины………………………………………………..
2.1 Конструкция скважин и призабойной зоны…………………………
3. Фонтанная эксплуатация скважин…………………………………….
3.1 Назначение и устройство фонтанной арматуры…………………….
4. Эксплуатация скважин глубинными насосами………………………
4. 1 Схема УЭЦН………………………………………………………….
4.2 Винтовые насосы……………………………………………………...
5. Бурение скважин……………………………………………………….
6. Подземный ремонт скважин…………………………………………...
6.1 Виды работ по текущему ремонту скважин…………………………
6.2 Цементирование пеноцементным раствором……………………….
7. Методы воздействия на призабойную зону пласта…………………..
7.1 Технология проведения ГРП…………………………………………
7.2 Промывка призабойной зоны ПАВ………………………………….
8. Сбор и подготовка скважинной продукции…………………………..
8.1 Двухтрубная самотечная система сбора…………………………….
Заключение………………………………………………………………..
Список использованной литературы…………………………………….

 

 

 

Введение

 

Мировая цена на нефть — один из ключевых для России макроэкономических параметров, поскольку нефть и нефтепродукты были и, очевидно, еще долгое время останутся основой российского экспорта [1]. В 1997г. на них пришлось почти 25% экспорта страны. Ситуация на внешнем рынке определяет и финансовое положение российских нефтяных компаний. Кризис мировых цен на нефть представляет серьезную угрозу не только нефтяной промышленности, но и всей экономике России. Происходит остановка скважин с безвозвратной потерей части запасов. Как следствие – сокращение поступлений в бюджет, ликвидации рабочих мест, свертывание производства в смежных областях, усиление налогового бремени на всех отраслях экономики.

Состояние нефтяной отрасли можно охарактеризовать как сложное. Падение в 1998 году цен на мировом нефтяном рынке с $18-20 до уровня $ 10-12 за баррель войдет в историю мирового нефтяного сектора. Нынешняя ценовая катастрофа сравнима, по мнению многих экспертов, с нефтяными кризисами начала 70-х и середины 80-х годов. Основными факторами снижения мировых цен на нефть признаются:

- повышение квот странами — экспортерами, рост экспорта иракской нефти и следовательно, рост предложения нефти;

- азиатский экономический кризис, принимающий глобальный характер;

- возрастание технологических способностей увеличить запасы и добычу нефти практически в каждой стране — экспортере;

- потепление климата.

Снижение мировых цен на нефть и нефтепродукты стало мощным фактором уменьшения соответствующих внутренних цен в России в сочетании с влиянием финансово-экономического кризиса. В результате внутренние цены на нефть в 1998 году уменьшились (до августовско-сентябрьского кризиса) на 30%. Влияние российских факторов на понижение цен выразилось в ежегодном снижение внутреннего спроса на нефтепродукты на 5-7 % (до последнего квартала 1997 года, мировой спрос в противоположность, ежегодно рос на 1,3-1,5 %). Резко снизились как ввод в действие новых месторождений, так и эксплуатационное бурение, что сказалось на добыче нефти в России. В подобных условиях многие нефтяные компании обанкротились.

Следовательно, возникает проблема повышения отдачи уже действующих скважин. Существенное изменение структуры запасов нефти обусловливает необходимость поиска, создания и промышленного внедрения новых технологий воздействия на нефтеносные пласты. Одним из таких новых методов является метод гидравлического разрыва пласта. Данный метод предполагает использование специальных материалов в своей технологии. В связи с тем, что гидравлический разрыв пласта является очень дорогостоящим, возникает необходимость использования его в качестве одного из видов услуг сторонним нефтедобывающим организациям. Что позволит расширить рынок использования данного вида услуг за пределами России и СНГ. Для этого необходимо осуществить целый ряд исследований, в которых должен быть сделан особый акцент на маркетинговые исследования.

Ханты Мансийский автономный округ — это главная топливно-энергетическая база страны. Более 50 % российской нефти добывается в данном округе. Развитие отрасли здесь началось в 1964году с промышленной эксплуатации нефтяных промыслов Сургута, а в 1967 году Югорская нефть стала поступать по трубопроводу Усть-Балык-Омск на Омский нефтеперерабатывающий завод. За прошедшие десятилетия из недр округа извлечено свыше 6 млрд. т нефти — больше, чем в любом другом нефтедобывающем регионе России.

В связи со значительным падением уровня добычи нефти в начале 90-х годов активизировались усилия по внедрению на нефтяных месторождениях современных технологий и оборудования с целью увеличения продуктивности существующих скважин, а также повышения качества строительства и экологической безопасности новых скважин. Для быстрого разрешения вышесказанных проблем в течение 1992-1993 гг. были созданы несколько совместных предприятий с бельгийской компанией «MickoFinance & Trading Co.», которая ранее в течение долгого времени занималась поставками нефтепромыслового оборудования и технологий на российский рынок.

Одним из таких предприятий в России и единственным в Западной Сибири является — ЗАО СП «МеКаМинефть».

ЗАО СП “МеКаМинефть” - одно из немногих предприятий, не только успешно выдержавших разразившийся в стране кризис, но и продолжающих развиваться в сложных экономических условиях России.

Совместное предприятие “МеКаМинефть“ – юридическое лицо, действующее на основании законодательства РФ, устава и соглашения о создании СП.

Учредителями Совместного Предприятия “ МеКаМинефть “являются:

- с Российской стороны — АООТ “ Мегионнефтегаз “;

- с Иностранной стороны — Фирма “ Микко Файненс энд Трейдинг “ — компания с ограниченной ответственностью (юридическое лицо Бельгии);

- Фирма “ Кат Оил Гмбх “- компания с ограниченной ответственностью (юридическое лицо по законам ФРГ).

Зарегистрировано 3 июня 1992 года комитетом по иностранным инвестициям и размещено на территории Нижневартовского района в поселке Вата. Уставной капитал — 24млн.долл. США.

Бизнес-идея фирмы состоит в том, чтобы на примере компактного, мобильного, правильно организованного предприятия создать модель организации производства, которую можно переложить на ОАО «Мегионнефтегаз» в целом. В условиях финансового дефицита привлечь денежные средства западных инвесторов. Но на мой взгляд для экономики страны важнее непросто получать дополнительные материальные ресурсы, а с их помощью оживлять собственные «омертвленные средства производства», использовать высокую эффективность предприятия для выхода на внешний рынок.

Характеристика предприятия

 

Производственной деятельностью ЗАО СП «МеКаМинефть»является

- производство работ по подземному ремонту скважин;

- производство работ по капитальному ремонту скважин;

- производство работ по ремонту скважин установкой гибкая труба;

- прокат, ремонт и сервисное обслуживание гидравлических ключей, используемых при подземном, капитальном ремонте и освоение скважин;

- геологоразведочные работы.

Основная деятельность ЗАО СП «МеКаМинефть» — гидравлический разрыв пластов. Существенное изменение структуры запасов нефти обусловливает, необходимость поиска, создания и промышленного внедрения новых технологий воздействия на пласты и их призабойную зону. Все большее применение находят технологии, связанные с методом гидравлического разрыва пластов. Гидроразрыв пластов (ГРП) является одним из вторичных методов воздействия на нефтеносный пласт. Данная технология на сегодняшний день является наиболее эффективным средством повышения производительности и нефтеотдачи из малопродуктивных, низко- и высокопроницаемых пластов. Суть технологии сводится к образованию новых или расширению имеющихся в продуктивном пласте трещин путем повышения давления в призабойной зоне коллектора, с последующим закреплением их высокопроницаемым расклинивающим агентом.

Первый ГРП был произведен в апреле 1993 года. А до этого производилось заключение контрактов, поставки, обучение специалистов на месте и за границей. Технологии в работе применяются западные, всё применяемое оборудование произведено американской фирмой “ Stewart & Stevenson “. Разработка всех технологических операций производится с использованием программного обеспечения фирмы “ MeyerDesign Software”. Оборудование дорогое, чтобы окупить оборудование, надо выполнять ежемесячно 20 операций. СП является единственным владельцем такого оборудования.

СП “МеКаМинефть “ проделало путь от небольшого предприятия, до самостоятельной производственной единицы обладающей передовой технологией: установкой “ гибкая труба “ в комплексе с насосной установкой, оборудованием для освоения скважин путём свабирования, семью бригадами КРС (Капитальный ремонт скважин) и ПРС (подземный ремонт скважин), отличной производственной базой, имеющей все возможности обслуживания и ремонта зарубежного и отечественного оборудования, сервисным центром по ремонту и обслуживанию гидравлических трубных ключей и спайдеров фирмы Oil Country и Ecke.

Среди заказчиков СП — ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», ДАООТ «Нижневартовcкнефть», ДАООТ «Белозернефть», ОАО«Черногонефть», ОАО «Ноябрьскнефтегаз», ОАО «Лукойл-Пермнефть», «Лукойл-Лангепас-нефтегаз» и др.

 

У фирмы существуют следующие общекорпоративные цели:

- главное - выжить в условиях экономического спада и роста инфляции;

- как можно быстрее адаптировать хозяйственную деятельность и систему управления к изменяющимся внешним и внутренним экономическим условиям;

- в условиях финансового дефицита привлечь денежные средства западных предприятий;

- расширение географии - выход на рынки по сервисному обслуживанию нефтяных скважин;

- освоение рынков СНГ;

- проработка вариантов по оказанию сервисных услуг по гидроразрыву пластов и капитальному ремонту скважин в странах Дальнего Зарубежья;

- охрана окружающей среды.

Внутренние цели:

- получение прибыли от реализации нефти, добываемой при сервисном обслуживании скважин на рынках СНГ и Дальнего Зарубежья;

- полное использование существующих производственных мощностей для увеличения уровня добычи нефти из скважин, подвергшихся ГРП и ГПП в регионе;

- увеличение объемов производства работ;

- интенсивное использование оборудования;

- рациональная и эффективная организация производственного процесса;

- рационализация транспортных потоков;

- совершенствование организации труда, улучшение условий труда;

- сокращение потерь рабочего времени;

- обеспечение высококвалифицированными кадрами на всех стадиях производства;

- модернизация и обновление оборудования, применение новых современных технологий.

 

Конструкция скважины

 

Скважина - это цилиндрическая горная выработка, у которой длина ствола гораздо больше, чем ее диаметр[2]. Какие еще признаки делают скважину скважиной? Мы знаем, что есть такие сооружения как колодцы, шахты. В эти сооружения человек может попасть. В скважину - нет. Таким образом, скважина – это горная выработка без доступа в нее человека. В некоторых книгах еще дают дополнительное условие: с диаметром ствола не более 0,75 м. Но это, как говорят американцы, optional. Верхняя часть скважины называется устье, нижняя – забой. Стенки скважины – это ствол скважины. Мы привыкли говорить, что скважины бурят. На самом же деле скважины строят. Скважины - это сложные капитальные сооружения. Их, кстати говоря, относят к основным средствам предприятия, а затраты на бурение скважин и их обустройство - к капитальным вложениям.

Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин.

Элементы конструкции скважин приведены на рис. 2. Начальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2.

Рисунок 2. Конструкция скважины:

1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна.

Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором II.

Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.

Для извлечения из пластов нефти и газа применяют различные методы вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают (перфорируют) ряд отверстий 4 в стенке обсадных труб и цементной оболочке.

В устойчивых породах призабойную зону скважины оборудуют различными фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли продуктивного пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины.

Устье скважины в зависимости от ее назначения оборудуют арматурой (колонная головка, задвижки, крестовина и др.).

При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие скважины.

Схема УЭЦН

 

Установка погружного центробежного электронасоса (Рисунок 11) включает в себя маслозаполненный электродвигатель ПЭД 1 [4]. Насос, протектор и электродвигатель являются отдельными узлами, соединяемыми болтовыми шпильками. Концы валов имеют шлицевые соединения, которые стыкуются при сборке всей установки. При необходимости подъема жидкости с больших глубин секции погружного центробежного электронасоса соединяются друг с другом так, что общее число ступеней достигает 400. Всасываемая насосом жидкость последовательно проходит все ступени и покидает насос с напором, равным внешнему гидравлическому сопротивлению. УЭЦН отличаются малой металлоемкостью, широким диапазоном рабочих характеристик, как по напору, так и по расходу, достаточно высоким к. п. д., возможностью откачки больших количеств жидкости и большим межремонтным периодом. Обеспечивают подачу 10 ÷ 1300 м³/сут и более напором 450 ÷ 2000 м вод.ст. (до 3000 м). Следует напомнить, что средняя по России подача по жидкости одной УЭЦН составляет 114.7 т/сут, а УШСН-14.1 т/сут.

 

Рисунок 11. Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса.

 

Винтовые насосы

 

Винтовые насосы обычно выполняют с одним, двумя, тремя или пятью винтами при этом один винт ведущий, а остальные ведомые. Винты многовинтовых насосов помещают в плотно охватывающий их кожух. Всасывающую и нагнетательную камеры помещают со стороны торцов винтов (Рисунок 12).

Рисунок 12. Устройство винтового насоса: 1 - крышка корпуса; 2 - обойма роторов; 3 - ведомый ротор; 4 - нагнетательный патрубок; 5 - ведущий ротор; 6 - нажимная втулка уплотнителъного сальника; 7 - корпус; 8 - опорная втулка ведущего ротора; 9 - ведомый ротор; 10 - всасывающий патрубок; 11 и 13 - разгрузочные поршни ведомого ротора; 12 -разгрузочный поршень ведущего ротора.

 

При вращении винтов в раскрывающуюся впадину винтового канала, находящуюся во всасывающей полости, поступает жидкость. При дальнейшем вращении винтов эта впадина замыкается и жидкость, находящаяся в ней, переносится к нагнетательной полости, где впадина размыкается, и жидкость, находящаяся между входящими в зацепление винтами, проталкивается в нагнетательный трубопровод.

Винтовые насосы имеют ряд преимуществ перед шестеренчатыми: меньше габариты и вес, бесшумность работы, отсутствие перебалтывания перекачиваемой жидкости, способность к перекачиванию жидкостей с самой различной вязкостью, большое допустимое число оборотов. Наибольшее распространение имеют насосы трехвинтовые.

Особенность винтовых насосов - возможность превращения их в гидравлические двигатели (турбины) путем подведения к ним жидкости под давлением. КПД винтовых насосов достигает 80...90 %.

Погружные одновинтовые насосы применяются в нефтяной промышленности для откачки высоковязкой нефти из скважин.

 

Бурение скважин

Бурение скважин осуществляется с помощью буровых установок, оборудования и инструмента [5].

Буровая установка - это комплекс наземного оборудования необходимый для выполнения операций по проводке скважины. В состав буровой установки входят:

буровая вышка;

оборудование для механизации спускоподъемных операций

наземное оборудование, непосредственно используемое при бурении

силовой привод;

циркуляционная система бурового раствора;

привышечные сооружения.

Буровая вышка - это сооружение над скважиной для спуска и подъема бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб, размещения бурильных свечей (соединение двух-трех бурильных труб между собой длиной 25...36м) после подъема их из скважины и защиты буровой бригады от ветра и атмосферных осадков.

Виды бурения

Колонковое бурение - наиболее широко распространенный способ проходки скважин. Основным преимуществом такого вида бурения являются универсальность (возможность проходки скважин почти во всех разновидностях горных пород), возможность получения керна с незначительными нарушениями природного сложения грунта, сравнительно большие глубины бурения, хорошая освоенность технологии. Существенные недостатки - малый диаметр скважин.

Медленновращательное бурение. Сущность его состоит в том, что скважина углубляется инструментом режущего типа путем срезания с забоя сплошной стружки. Способ бурения отличается простотой технологии.

Шнековое бурение. Особенность способа состоит в том, что процессы углубления скважины и продуктов разрушения совмещены. Преимущества: высокая механическая скорость, сравнительно большой диаметр скважин, не нужна вода для промывки.

Винтовое бурение. Применяется редко. Сущность состоит том, что винтовой породоразрушающий инструмент завинчивается в грунт, а затем извлекается на поверхность. При этом размещенный на лопастях инструмента грунт срезается по боковым поверхностям. Способ может использоваться только в рыхлых и мягких грунтах.

Роторное бурение. Применяется только для бурения гидрогеологических скважин на воду, позволяет бурить скважины любого диаметра на любую глубину.

Ударно-канатное бурение. Отличается простотой технологии, высокой производительностью. Недостатки метода: невозможность проходки скважин в скальных грунтах, малая длина рейса, невозможность отбора качественных монолитов.

Вибрационный метод бурения. Наиболее производительный метод (до 50-70 м/смену). Вибрационное бурение обеспечивает проведение качественной геологической документации исследуемого разреза.

 

Рисунок 13. Общая схема буровой установки

Подземный ремонт скважин

Технология проведения ГРП

 

В скважине, выбранной для ГРП, определяют дебит (приемистость), забойное и пластовое давление, содержание воды в добываемой продукции, газовый фактор [7].

Проверяют герметичность эксплуатационной колонны и цементного кольца.

Спускают НКТ (как можно большего диаметра для уменьшения потерь давления) с пакером и якорем. Пакер устанавливают на 5-10 м выше разрываемого пласта против плотных непроницаемых пород (глина, аргиллит и т. д.). Ниже пакера устанавливаются НКТ (так называемый «хвостовик») с заглушенным концом и перфорированными отверстиями в нижней части. Длину хвостовика выбирают максимально возможной для того, чтобы песок двигался к трещине снизу вверх и не выпадал в зумпф скважины.

Промывают и заполняют скважину до устья собственной дегазированной нефтью в нефтяных добывающих и нагнетаемой водой - в водонагнетательных скважинах.

Производят посадку и опрессовку пакера путем закачки нефти или воды в НКТ при открытом затрубном пространстве. При обнаружении пропусков в пакере его срывают и производят повторную посадку и опрессовку. Если и в этом случае не достигается герметичность пакера, то изменяют место посадки или его заменяют.

Рисунок 14. Схема проведения ГРП

Устанавливают арматуру устья, обвязывают установки насосные, пе-скосмесительные и емкости.

1. 3акачивают жидкость разрыва минимальной вязкости одной насосной установкой на 2-3 режимах работы насоса. При этом замеряют давление, приемистость и определяют коэффициент приемистости скважины на каждом режиме. Затем ту же жидкость разрыва закачивают несколькими насосными установками при максимально возможной производительности насосов. Определяют величину четвертого коэффициента приемистости. Если при последнем режиме нагнетания достигается увеличение коэффициента приемистости в 3-4 раза по сравнению с первым режимом нагнетания одной насосной установкой на низшей скорости и зависимость расхода жидкости от давления нагнетания имеет вид, показанный на рис 15, то делают вывод о наличии трещин в разрываемом пласте. Если по данным закачивания жидкости разрыва с минимальной вязкостью трудно однозначно установить образование трещин и достигнутое давление намного ниже развиваемого насосными установками, то работы повторяют с использованием жидкости разрыва повышенной вязкости.

Рисунок 15. Соотношение расхода жидкости Q (1) и коэффициента приемистости K (2) с давлением Р при гидравлическом разрыве пласта.

 

На длительно разрабатываемых месторождениях величина давления разрыва (или его градиента) и наиболее эффективный тип жидкости разрыва уже известны. Поэтому нет необходимости проведения перечисленных исследований в полном объеме на каждой скважине.

После установления признаков наличия трещин в разрываемом пласте имеющимися на скважине насосными установками приступают к их закреплению. Для дальнейшего развития трещин и облегчения ввода в них песка перед жидкостью-песконосителем закачивают 3-4 м³ слабофильтрующейся жидкости повышенной вязкости. Затем закачивают жидкость с песком при максимально возможных производительности и давления для обеспечения максимального раскрытия созданных трещин. Продавочную жидкость закачивают непосредственно за песчано-жидкостной смесью без снижения темпов закачивания. Объем продавочной жидкости должен быть равным или больше (в зависимости от длины «хвостовика») объема НКТ, на которых спущен пакер).

Для предупреждения выноса песка из трещин и образования песчаных пробок на забое после завершения продавливания песчано-жидкостной смеси в трещину устье скважины закрывают до момента снижения давления до атмосферного. Одновременно демонтируют насосные установки и другое наземное оборудование.

После снижения давления на устье скважины срывают и извлекают пакер с якорем, отбивают забой скважины для определения количества осевшего песка.

После ГРП нефтяные добывающие скважины осваивают путем спуска в них глубинного насоса или предварительного снижения уровня жидкости поршневанием, компрессором и т. д. Водонагнетательные скважины промывают до чистой воды и подключают к водоводу. Если в водонагнета-тельных скважинах величины давления разрыва и продавливания песка близки к величине давления нагнетания воды от К.НС, то после окончания окачивания продавочной жидкости продолжают нагнетать воду насосными установками в течение 2-3 ч при постепенном снижении давления закачи-нания до давления КНС. После этого скважину сразу же подключают к иодоводу. Если давления разрыва и продавливания песка высоки, то после подъема НКТ с пакером и якорем рекомендуют извлекать жидкость-песконоситель из пласта и трещин свабированием или другими методами.

К сожалению, ГРП не в состоянии изменить энергетику пласта, он призван, лишь обеспечить беспрепятственный доступ флюида в ствол скважины.

Именно поэтому, ГРП не может считаться панацеей от всех проблем связанных с работой скважин. Нормальный эффект от ГРП может быть обеспечен лишь при комплексном подходе всех заинтересованных служб к экусплуатации скважин после производства ГРП. Это подразумевает под собой производство заключительных работ после ГРП с применением жидкостей глушения, которые не могут навредить пласту, снизить его фазовую проницаемость по нефти. Этот вопрос становится особо актуальным после ГРП, так как приемистость скважин кратно возрастает, и при неаккуратном обращении со скважиной, ее легко можно «переглушить» и свести на нет все усилия, связанные с производством ГРП. Следующим моментом является качественное освоение скважин после ГРП. Производить его необходимо методом, не допускающим высоких и мгновенных депрессий (свабирование), что предотвратит вынос закрепляющего агента (пропант) из трещины. Вывод скважин на режим (особенно при использовании высокодебитных установок) также должен производиться с большой осторожностью. Нельзя допускать резких снижений динамического уровня в скважинах после ГРП, иначе мы рискуем привести к выносу пропанта из трещины и потерять ее. И наконец, работы по смене (оптимизации/деоптимизации) установок в процессе эксплуатации скважин после ГРП. Зачастую, досрочное прекращение эффекта от производства ГРП связано с глушением скважин неочищенными и необработанными химреагентами солевыми растворами при ПРС.

Что касается выноса проппанта из трещин в процессе освоения, вывода на режим подземных установок и эксплуатации скважин, СП МеКаМинефть прорабатывает вопрос о приобретении "обрезиненного" пропанта. Это новейшая разработка компании "Santrol", позволяющая практически полностью контролировать вынос пропанта из трещин без снижения их проводимости.

Общие требования ко всем трем жидкостям, называемым рабочими, следующие:

-рабочие жидкости не должны уменьшать ни абсолютную, ни фазовую проницаемости породы пласта, поэтому при ГРП в добывающих скважинах применяют жидкости на углеводородной основе, а в водонагнетательных - на водной;

-Свойства рабочих жидкостей должны обеспечивать наиболее полное удаление их из созданных трещин и порового пространства пород, они должны быть взаимно растворимы с пластовыми флюидами;

-Вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильной в пластовых условиях в течение времени проведения ГРП.

Рабочая жидкость, при закачивании которой в пласт создается давление, достаточное для нарушения целостности пород, называется жидкостью разрыва. В зависимости от проницаемости пород оптимальная вязкость жидкости разрыва составляет 50-500 мПа-с, а иногда она достигает 1000-2000 мПа-с. В качестве жидкости разрыва используют сырые дегазированные нефти; нефти, загущенные мазутными остатками; нефтекислотные эмульсии (гидрофобные), водонефтяные эмульсии (гидрофильные), кислотно-керосиновые эмульсии. Эмульсии приготавливаются путем механического перемешивания компонентов с введением необходимых химических реагентов. В нагнетательных скважинах в качестве жидкости разрыва используют чистую или загущенную воду. К загустителям относятся компоненты, имеющие крахмальную основу, полиакриламид, сульфит-спиртовая барда (ССБ), карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ).

Рабочая жидкость, используемая для транспортирования песка с поверхности до трещин и для их заполнения, называется жидкостью-песконосителем. Она должна быть слабофильтрующейся и иметь высокую пескоудерживающую способность. Способность жидкости удерживать песок во взвешенном состоянии находится в прямой зависимости от ее вязкости. Повышение вязкости жидкости-песконосителя также достигается добавлением в них загустителей. Для углеводородных жидкостей загустителями служат соли органических кислот, высокомолекулярные и коллоидные соединения.

Продавочная жидкость предназначена для вытеснения жидкости-песконосителя из насосно-компрессорных труб, по которым осуществляется процесс ГРП. Ее объем определяется объемом насосно-компрессорных труб и ствола скважины в интервале вскрытого продуктивного разреза. В качестве продавочной жидкости используется практически любая недорогая жидкость, обладающая минимальной вязкостью для уменьшения потерь напора и имеющаяся в достаточном количестве (чаще всего обычная вода).

Требования к песку. Песок предназначен для заполнения образовавшихся при ГРП трещин с целью предупреждения их смыкания после уменьшения давления ниже давления разрыва [7]. Поэтому песок должен иметь достаточную механическую прочность и сохранять высокую проницаемость. Этим требованиям удовлетворяет хорошо окатанный однородный кварцевый песок. Для ГРП применяют песок размером от 0,25 до 1,6 мм.

Объем жидкости разрыва устанавливают исходя из конкретных условий. Для плотных пород рекомендуются следующие объемы: 4-6м³ на 10м толщины пласта, если вскрытая перфорацией толщина пласта не более 20м. Если вскрытая толщина больше 20м, то на каждые ее 10м количество жидкости разрыва увеличивается на 1-2м³. Если породы слабосцементированные, рыхлые, то количество жидкости разрыва увеличивается в 1,5-2 раза по сравнению с объемом для плотных пород.

где (Q_п - количество закачиваемого при ГРП песка, кг; C - концентрация песка в жидкости-песконосителе, кг/м³, С=400/V (здесь V - скорость падения зерен песка в жидкости-песконосителе).

 

Заключение

 

Учебная практика проходила в ЗАО СП “МеКаМинефть”. Основная деятельность предприятия — гидравлический разрыв пластов, разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений, обустройство нефтяных и газовых месторождений.

В ходе данной практики ознакомился с основными направлениями деятельности и структуры предприятия, основным оборудованием, применяемым при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, процессами бурения нефтяных и газовых скважин, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения. Также закреплены знания, полученные в курсе "Нефтегазовое дело" и получен навык работы в производственном коллективе.

По результатам проведенной работы можно сделать следующие выводы:

1) В условиях резкого снижения спроса на нефть на международном рынке и падением ее цены, возникает проблема внедрения новых технологий с целью повышения добычи нефти на действующих скважинах;

2) Одним из перспективных и экономически эффективных методов повышения дебита скважин является гидравлический разрыв пластов.

3) Гидроразрыв пластов (ГРП) является одним из вторичных методов воздействия на нефтеносный пласт. Данная технология на сегодняшний день является наиболее эффективным средством повышения производительности и нефтеотдачи из малопродуктивных, низко- и высокопроницаемых пластов.

 

 

 

Список использованной литературы

 

1. Алькушин Ш. К., Андриасов Р. С. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. – М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. – 455 с.

2. Андреев И. И., Фадеев В. Г. Межскважинная и внутрискважинная перекачка воды в системе поддержания пластового давления. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2006. – 232 с.

3. Булатов А. И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. – М.: «Недра», 1977. – 252 с.

4. Валиханов А. В., Хисамутдинов Н. И., Ибрагимов Г. З. Подземный ремонт насосных скважин. – М.: «Недра», 1978. – 198 с.

5. Виницкий М. М. Рациональное управление спуско-подъемными операциями. – М.: «Недра», 1978. – 252 с.

6. Измайлов Л. Б. Методы повышения долговечности обсадных колонн. – М.: «Недра», 1984. – 181 с.

7. Коршак А. А., Шаммазов А. М. Основы нефтегазового дела. Учебник для вузов: - Уфа: ООО «Дизайн Полиграф Сервис», 2001. – 544 с.

8. Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды: учебник для вузов. – М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. – 319 с.

9. Скляренко В. К., Прудников В. М., Акуленко Н. Б., Кучеренко А. И. Экономика предприятия (в схемах, таблицах, расчетах): учеб.пособие / В. К. Скляренко. - М.: ИНФРА-М, 2008. – 256 с.

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Филиал в г. Нижневартовске

 

 

Кафедра «Нефтегазовое дело»

 

Отчет

По учебной практике

с «22» февраля 2016 г. по «20» марта 2016г.

на предприятии ЗАО СП “МеКаМинефть”