Отчет по практике в ОАО «Башнефть»

а) Использование взрывчатых веществ. К ним относятся пулевая, кумулятивная перфорация, различные варианты торпедирования.

При недостаточной сообщаемости между пластом  и скважиной можно повторно провести обычную перфорацию пулевым перфоратором. Для повышения её эффективности скважина заполняется не глинистым раствором или водой., а жидкостями, не загрязняющими вновь созданные перфорационные отверстия.

При твердых и плотных породах можно торпедировать продуктивный пласт взрывчатым веществом, спускаемым в интервал залегания пласта в гильзах, и электрическим взрывателем, который подрывают с помощью кабеля с устья скважины. Гильзы изготавливают из металла асбеста или пластмасс. В качестве взрывчатых веществ наиболее часто используют нитроглицерин, динамит тротил и др. Взрыв может создавать в продуктивном пласте каверны и трещины. Таким образом, одновременно с улучшением сообщаемости пласта со скважиной  увеличивается и проницаемость пласта в зоне с большим радиусом (создание микро и макротрещин, которые могут распространяться на десятки метров).

Направленное торпедирование можно осуществить за счет использования соответствующей внешней формы заряда и вставок на пути взрывной волны. В зависимости от необходимости можно использовать торпеды бокового рассеянного действия, бокового сосредоточенного и вертикального действия.

Перфораторы с разрывными снарядами создают круглые отверстия в колонне и с цементом кольце, проникая в породу, и, взрываясь, образуют каверны и трещины. Кумулятивный перфоратор состоит из устройства, в ячейках которого содержатся заряды кумулятивного действия. Каждая ячейка  с противоположной стороны взрывателя оснащена выемкой соответствующего профиля. Таким образом, газообразные продукты взрыва направляются вдоль оси заряда в виде мощной струи, которая создает в колонне, цементе и породе канал в соответствующем направлении.

б) Очистка ствола скважины и зоны перфорации поверхностно активными веществами или кислотными ваннами. Используемые при этом жидкости состоят либо из раствора 1 5%ных поверхностно активных веществ, растворенных (или диспергированных) в воде, либо из раствора с содержанием 15% HCI, В который добавляется 0,5 2% ингибитора коррозии и иногда 1 4% фтористоводородной кислоты. В некоторых случаях используют смешанные составы кислот и ПАВ. Обычно скважину промывают одним из упомянутых растворов, затем в пласт заключают рабочую жидкость в объёме 0,3 0,7 м3 на каждый метр интервала перфорации. Для кислотных составов даётся выдержка 1 6 часов, для ПАВ без кислоты выдержка составляет 24 ч, затем отработанный раствор удаляют и скважину пускают в работу или приступают к обработке пласта, используя способ с большим радиусом воздействия.

Использование поверхностно активных растворов для промывки скважины или закачки в пласт на небольшую глубину обеспечивает деспергирование и удаление со стенок скважины и из пласта твердых частиц и фильтрата бурового раствора, а также водонефтяной эмульсии.

Кислотные ванны очищают от глинистого раствора в новых скважинах (или вышедшие из капитального ремонта), а также ликвидируют отложения солей из пластовой воды, накопившейся в процессе эксплуатации.

в) Повышение температуры в стволе скважины в интервале продуктивного пласта. Термические способы. Для повышения температуры можно использовать циркуляцию горячей жидкости в скважине, термохимические процессы, электрические нагреватели. Продолжительность нагрева зоны перфорации скважины обычно составляет 5 50 часов. При этом происходит разжижение отложений твердых углеводородов (парафина, смол, асфальтенов и т.д.), которые потом удаляются при пуске скважины в эксплуатацию. Циркуляция горючих жидкостей в скважине легко реализуема, но при глубинах более 1000 2000м. мало эффективна в следствие больших потерь теплоты из скважины в отложения вскрытого геологического разряда.

В электрических нагревателях применяют систему электрических сопротивлений, смонтированных в трубе, которую устанавливают на конце колонны НКТ. Питание электрической энергией осуществляется по кабелю с поверхности. Существуют и нагреватели, основанные на использовании тонов высокой частоты. Электрические нагреватели могут находиться на забое скважины и во время ее эксплуатации. Запуск и остановка нагревателей в этом случае осуществляются включением и выключением питания электрической энергии

Газовые горелки состоят из трубчатой камеры, спущенной в скважину, с двумя концентрическими колоннами насосно компрессорных труб. По трубам малого диаметра нагнетают горючие газы, по кольцевому пространству   первичный воздух, а по колонне  вторичный. Инициирование горения осуществляется подачей электрической энергии по кабелю с поверхности. Другим кабелем с термопарой измеряется температура с наружи, которая не должна превышать 300 400 0С, чтобы не повредить колонну скважины. Температуру на желаемом уровне поддерживают соответствующим регулированием объемов нагнетания газов и воздуха.

Термохимическая обработка базируется на выделении теплоты на забое скважины за счет химического процесса, которая расправляет тяжелые углеводороды, выпавшие в зоне перфорации скважины, с целью последующего их удаления. Для этого используют реакцию 15% ного раствора HCI с едким натром ( NaОН ), алюминием и магнием.

В результате реакции 1 кг едкого натра с соляной кислотой выделяется 2868 кДж теплоты. Большое количество теплоты получают при реакции HCI с алюминием (которая генерирует 18924 кДж на  кг Al). Однако при этом образуется хлопья гидроокиси алюминия Al(OH)3, которые способны забивать поры и проточные каналы в продуктивном пласте. Наиболее эффективно использование магния, который при реакции с HCI выделяет 19259 кДж, а хлористый магний MgCi2 хорошо растворяется в воде.

Основные способы улучшения сообщаемости продуктивного пласта со скважиной с большим радиусом воздействия:

а) Кислотные обработки призабойной зоны продуктивного пласта. Эти способы главным образом используются в песчаных породах с содержанием карбонатов более 20% или с цементирующим материалом, состоящим из карбонатов кальция или магния.

Основной используемой кислотой является HСI. Она эффективно воздействует на карбонат кальция или магния, образуя растворимые и легко удаляемые хлориды. Соляная кислота является дешевой и недефицитной. Используются и другие кислоты: уксусная, муравьиная и др. В кислотные растворы вводятся и различные присадки: ингибиторы коррозии, присадки для уменьшения поверхностного натяжения, замедления реакции, рассеивании и т. д.

При закачке в пласт кислотного раствора при давлениях нагнетания меньших, чем давление гидроразрыва, очищаются и расширяются поры в призабойной зоне пласта или трещины и микротрещины в породе коллекторе, восстанавливая, таким образом, ухудшенную проницаемость обработанной зоны,   а в некоторых случаях даже увеличивая её первоначальное значение.

Технология работ следующая: скважину очищают и заполняют нефтью или водой (солёной или пресной) с присадкой 0,1 0,3% ПАВ. На поверхности готовят кислотный раствор с добавками необходимых компонентов, последовательность введения которых устанавливает преимущественно по данным лабораторных исследований. Кислотный раствор закачивают в НКТ при открытой задвижки на затрубном пространстве скважины. Когда он достигает интервала перфорации скважины, закрывают упомянутый вентиль и закачивают кислотный раствор по трубам до тех пор, пока он не проникнет в продуктивный пласт, при чем на последнем этапе раствор продавливает нефтью или водой с присадкой 0,1 0,3% ПАВ. Выдерживают 1 6 часов (но не более) для реакции кислоты, затем раствор удаляют. Скважину вводят в эксплуатацию. При этом внимательно наблюдают за изменением дебита для определения эффекта от проведенной обработки.

Существуют различные технологические варианты кислотной обработки, как то: простая, селективная, повторная, поочередная, с вибрацией и т.д.

б) Гидравлический разрыв продуктивного пласта в призабойной зоне скважины. Этот способ используется в пластах, представленных твердыми, плотными породами с низкой проницаемостью (песчаники, известняки, доломиты и т.д. Давление разрыва достигают закачкой в скважину жидкости под высоким давлением. В продуктивном пласте при этом открываются существующие трещины  и микротрещины или создаются новые, которые могут заметно улучшить гидродинамическую связь между пластом и скважиной.

в) Подземные ядерные взрывы. Взрывы были экспериментально исследованы с положительными результатами в твердых, плотных породах с низкой проницаемостью. Вокруг зарядной скважины в продуктивном пласте в следствии ядерного взрыва образуется полость, заполненная разрушенной породой, затем зона дробления и за ней зона с системой трещин и микротрещин. Этот способ представляет интерес, особенно для газовых скважин, дебит которых может быть таким образом увеличен в несколько десятков раз.

г) Термические способы.  Они основываются на повышении температуры в пласте вокруг скважины и используются в продуктивных отложениях, насыщенных высоковязкими нефтями с повышенным содержанием парафина. Эти способы аналогичны способам повышения температуры в стволе скважины, но требуют большей теплоты для прогрева пласта в радиусе 2 15 м. С этой целью можно использовать термохимическую кислотную обработку, основанную на закачке в пласт нагретой кислоты в результате её реакция с некоторыми металлами, периодическую закачку в пласт ограниченных объёмов пара (циклическая закачка пара) или круговой фронт подземного горения вокруг эксплуатационной скважины, определяемой расчетным радиусом, до которого необходимо разогреть пласт. Кроме     того за последние годы разработаны различные новые технологии воздействия на призабойную зону пласта, основанных на использовании современных реагентов и отходов химической промышленности.

9  Текущий и капитальный ремонт скважин

Различают два вида ремонта скважин – наземный и подземный. Наземный ремонт связан с восстановлением работоспособности оборудования, находящегося на устье скважины трубопроводов, станков качалок, запорной арматуры, электрической аппаратуры и т.д.

Подземный ремонт включает работы, направленные на устранение неисправностей в оборудовании, спущенном в скважину, также восстановление или увеличение  дебита скважины. Подземный ремонт связан с подъемом оборудования из скважины.

По сложности выполняемых операций подземный ремонт подразделяется на текущий и капитальный.

Под текущим ремонтом скважины понимают комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на восстановление ее производительности, и ограниченный воздействием на призабойную зону пласта и находящееся в скважине оборудование.

Текущий ремонт включает следующие работы: замена отказавшего оборудования, очистка забоя и ствола скважины, восстановление продуктивности пласта за счет отдельных методов интенсификации(прогрев, промывка, закачка химреагентов).

Текущий ремонт может быть планово предупредительным и проводиться с целью профилактического осмотра, выявления и устранения отдельных нарушений в работе скважины, пока не заявивших о себе.

Второй вид текущего ремонта – восстановительный, проводимый с целью устранения отказа – это, по сути дела, аварийный ремонт. На практике такие ремонты преобладают из за разных причин, а в основном из за несовершенства технологий и низкой надежности применяемого оборудования.

Показателями, характеризующими работу скважины во времени, являются коэффициент эксплуатации (КЭ) и межремонтный период (МРП). КЭ – это отношение отработанного скважиной времени, например, за год (ТОТР), к календарному периоду (ТКАЛ). МРП – это среднее время между двумя ремонтами за выбранный период, или отношение общего отработанного времени ТОТР за год к количеству ремонтов Р за этот же срок.

КЭ = ТОТР / ТКАЛ;

МРП= ТОТР / Р;

Путями повышения КЭ и МРП являются сокращение количества ремонтов, продолжительности одного ремонта и увеличение времени пребывания скважины в работе.

В настоящее время более 90% всех ремонтов выполняется на скважинах с ШСНУ и менее 5%   с ЭЦН.

При текущем ремонте проводятся следующие операции

1. Транспортные – доставка оборудования на скважину;

2. Подготовительные – подготовка к ремонту;

3. Спускоподъемные – подъем и спуск нефтяного оборудования;

4. Операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации мелких аварий;

5. Заключительные – демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке.

Если оценить затраты времени на эти операции, то можно заметить, что основные потери времени идут на транспортные операции (они занимают до 50% времени), поэтому основные усилия конструкторов должны быть направлены в сторону сокращения времени на транспорт – за счет создания монтажеспособных  машин и агрегатов, спускоподъемных операций – за счет создания надежных автоматов для свинчивания развинчивания труб и штанг.

Поскольку текущий ремонт скважины требует обеспечения доступа в ее ствол, т.е. связан с разгерметизацией, следовательно, необходимо исключить случаи возможного фонтанирования в начале или в конце работы. Это достигается двумя путями: первый и широко применяемый – «глушение» скважины, т.е. закачка в пласт и скважину жидкости с плотностью, обеспечивающей создание на забое скважины давления P заб. , превышающего пластовое. Второй – применение различных устройств – отсекателей, перекрывающих забой скважины при подъеме НКТ.

Спуско подъемные операции (СПО) занимают основную долю в общем балансе времени на ремонт скважины. Они неизбежны при любых работах по спуску и замене оборудования, воздействии на забой, промывках колонн и т.д. Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (или развинчивании) насосно компрессорных труб, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях – инструментом для ловильных, очистных и других работ. Это многообразие функций сделало НКТ обязательным компонентом оборудования скважины любого без исключения способа эксплуатации.