Производственная практика по РНМ

- на других способах – 29 ремонтов.

По видам работ:

- на скважинах, оборудованных УЭЦН – 48 ремонтов;

- на скважинах, оборудованных УШГН – 603 ремонта;

- на нагнетательных скважинах – 78 ремонтов;

- внедрение ГНО после КРС – 97 ремонтов;

- на скважинах, дающих техническую воду – 9 ремонтов;

- на пьезометрических скважинах – 23 ремонта;

- на прочих способах – 8 ремонтов.

В целях сохранения коллекторских свойств пластов произведено 225 ремонтов без глушения.

В целях сокращения продолжительности ремонта и предотвращения износа резьб эксплуатационных НКТ на 123 скважинах ремонты произведены без подъема НКТ, что положительно отразилось на сокращении простоев бригад в ожидании завоза НКТ.

Основной объем работ приходится на подготовку скважин к закачке различных реагентов: для изоляции вод, ОПЗ, ПНП, потокоотклоняющих полимеров для регулирования профилей приемистости на нагнетательных скважинах.

По сравнению с 2003 и 2004 годами в 2005 году увеличились ремонты из-за отворота штанг. За 2003 год было 17 отворотов, за 2004 год было 47 отворотов, а в 2005 году произведено 49 ремонтов по причине отворота штанг. Также возросло количество ремонтов из-за обрыва штанг с 59 до 75. Происходит физический износ штанг, т.к. фонд скважин сильно устарел. Проанализировав все ремонты за 2005 год нефтяному фонду видно, что основное количество ремонтов произведено по причинам: ОПЗ и ПНП – 110, неисправности насоса – 125, обрыва штанг – 75, не герметичности или износа НКТ – 72, отворота штанг – 49, прочих отложений и засорений в насосе – 54.

Против образования эмульсии внедрили 4 забойных дозатора и 10 разделителей фаз пластовой жидкости. Много ремонтов производится по причине не герметичности НКТ, т.к. происходит физический износ фонда эксплуатационных и технологических НКТ. За 2005 год произведена замена полной подвески НКТ на 679 скважинах и частично на 101 скважине. На 516 скважинах произвели замену колонны штанг и на 120 скважинах частично. На сегодня 1386 скважин оборудованы вставными насосами разных типоразмеров.

В целях предотвращения истирания колонны штанг и НКТ на 103 скважинах были внедрены штанги с центраторами, и в целях предотвращения запарафинивания колонны НКТ на 71 скважине. На данный момент 1053 скважины оборудованы центраторами.

Ремонты на скважинах оборудованных ЭЦН в основном производились по причине пробития кабеля (кабель «0») – 7 скважин, оптимизация – 6, ОПЗ и ПНП – 9, засорение забоя и насоса – 5.

Полностью исключили ремонты из-за отложения солей и выхода из строя устьевого оборудования по УШГН.

В 2005 году возросло количество осложнений и составило 50 осложнений. Основные причины осложнений при ведении ремонтных работ: полет НКТ, обрыв штанг, обрыв подпъедестального патрубка, растрескивание муфты НКТ, АСПО, отсутствие забоя, отложение солей, а так же полет инструмента при ведении ремонтных работ.

1.7.6. Применение различных методов воздействия

на призабойную зону скважин.

Призабойная зона скважин (ПЗС) – наиболее уязвимое место системы пласт-скважина. Поэтому от ее проводимости в значительной мере зависит дебит скважин. Эта зона подвергается интенсивному воздействию буровым и цементным растворами, которые в ряде случаев значительно ухудшают фильтрационные свойства пород. Дебиты скважин со временем могут падать в связи с отложением в поровых каналах призабойной зоны парафина, смолистых веществ и минеральных солей. В зависимости от причин низких фильтрационных свойств пород этой зоны предложены различные методы воздействия на призабойную зону скважин с целью повышения дебитов скважин.

Сущность большинства этих методов одинакова как для нефтяных, так и для газовых залежей.  В основе этих методов воздействия на призабойную зону скважин, лежит принцип искусственного увеличения проводимости пор, осуществляемый химическими, механическими или тепловыми средствами. К химическим методам относятся различные виды кислотных обработок. Механическое воздействие осуществляется для формирования в породах трещин и каналов высокой проницаемости путем гидравлического разрыва пластов и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов. Тепловые обработки применяют для удаления из поровых каналов отложений парафина и смол. Для обработки скважин применяют соляную, серную и фтористоводородную кислоты и др. Основная задача кислотной обработки – образование глубоко проникающих в пласт каналов разъедания, соединяющих забой скважин с насыщенным нефтью и газом участками пласта.

Результативность кислотных обработок определяется по изменению коэффициента продуктивности скважины или же по дебиту (при тех же забойных давлениях, что и до обработки).

Сущность гидравлического разрыва заключается в образовании высокопроницаемых трещин большой протяженности под воздействием давления нагнетаемой в скважину плохо фильтрующейся жидкости. Этот процесс состоит из следующих последовательных этапов: 1)закачки в пласт жидкости разрыва для образования трещин, заполняемых крупнозернистым песком; 2) нагнетания жидкости-песконосителя; 3) закачки жидкости для продавливания песка в скважину. Момент разрыва пласта отмечается резким увеличением расхода жидкости разрыва.

В качестве жидкостей разрыва и песконосителей используют: для нефтяных скважин – высоковязкие нефти, эмульсии, загущенные мылами углеводородные жидкости, для нагнетательных скважин – растворы сульфит-спиртовой барды (ССБ) или воду, загущенную полимерами.

Если пласты газоносны, во избежание проникновения жидкостей разрыва вглубь, рекомендуется перед началом работ в скважину закачивать меловые растворы, растворы хлористого кальция или рассолы. При пластовом давлении ниже гидростатического используют водоконденсатные эмульсии, водные растворы ПАВ с добавками мела, карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) и другие понизители фильтрационных свойств среды. Меловые добавки после гидроразрыва удаляются из пор последующей кислотной обработкой.

Гидравлический разрыв пласта – эффективное средство повышения дебитов скважин, но этот процесс трудоемок и требует затрат значительных средств и материалов. Целесообразность его осуществления определяют с учетом ожидаемых экономических показателей.

В ряде случаев в связи с загрязнением призабойной части пористой среды метод перфорации с помощью пулевых и кумулятивных зарядов недостаточно эффективен. Со снижением пластового давления возможны необратимые механические изменения в строении пород в результате ухудшения их фильтрационных свойств под влиянием возрастающего эффективного вертикального напряжения. Эти изменения наиболее интенсивны в зоне повышенных касательных напряжений, действующих вокруг ствола на расстояниях до 2-3 радиусов скважины от ее центра и возрастающих в соответствии с ростом эффективного горного давления. Касательные напряжения особенно велики на стенке скважины и вблизи ее. Они могут достигать двойного значения горного давления.

Перфорация осуществляется гидропескоструйным перфоратором, спускаемым в скважину на трубах (НКТ). Перфоратор со сменными насадками с диаметром отверстий 3, 4, 5, и 6мм создает направленную высоконапорную струю песчано-жидкостной смеси, которая прорезает обсадные трубы в течение 15-20 мин (при точечном воздействии).

Кроме перфорации гидропескоструйный метод используют для вырезки старых обсадных колонн, расширения забоев, для установки водоизоляционных экранов и т.д. Все эти операции осуществляют путем соответствующих перемещений перфоратора в скважине.

Теплофизические методы воздействия на призабойную зону (циклический и стационарный электропрогрев, термоакустические и электромагнитные обработки, циклическое паротепловое воздействие) применяют для улучшения фильтрационных свойств пород. Их назначение – удаление парафина, смол, солей; периодический прогрев пород пласта вокруг скважины для сохранения фильтрационных свойств пород; ликвидация последствий проникновения в пласт фильтрата бурового раствора.

1.                       Комплексное химико-депрессионное воздействие (КХДВ) проводилось на 29 скважинах (6 нагнетательных и 23 добывающих). Дополнительно по этим скважинам добыто 10145 тонн нефти, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто 116002 тонн нефти. Удельная эффективность – 0,535тыс.т/скв. или 2,76т/сут.

2.                       ГРП – гидравлический разрыв пласта был произведен на 15 скважинах. Дополнительная добыча нефти составила 7873 тонн, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто 46899 тонн нефти. С начала проведения мероприятия дополнительно добыто 148694 тонн нефти. Прирост на одну скважину составил 4,23т/сут.

3.                       Создание каверн (КНН) произвели на 13 скважинах, дополнительная добыча нефти составила 6228 тонн, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто 14594 тонн нефти. Удельная эффективность – 2,63т/сут.

4.                       Закачка ЩСПК+HCl проводилась на 17 скважинах, дополнительно добыто по ним 4999 тонн нефти, за 2005 год с переходящим эффектом с прошлых лет добыто 11818 ьонн нефти. Удельная эффективность составляет 1,927 т/сут.

5.                       КПАС закачали на 17 скважинах, дополнительно добыто 4169 тонн нефти, с учетом переходящих скважин 21329 тонн нефти. Удельная эффективность 1,5т/сут.

6.                       Обработка реагентом ДН-9010 производилась на 5 скважинах, дополнительно добыто по ним 1386 тонн нефти, с учетом переходящего эффекта дополнительно добыто 2910 тонн нефти. Прирост на одну скважину составил 3,594т/сут

7.                       НСКВ – направленное солянокислотное воздействие производилось на 17 скважинах, дополнительно добыто по ним 4197 тонн нефти, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто 12398 тонн нефти. Прирост на одну скважину составил 1,697т/сут.

8.                       Закачка реагента СНПХ-9030 проводилась на 4 скважинах, дополнительно добыто по ним 575 тонн нефти, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто 1403 тонн нефти, прирост на одну скважину составил 1,41т/сут.

9.                       Электровоздействие произвели на 2 скважинах, дополнительно добыто по ним 346 тонны нефти. Прирост на одну скважину составил 1,007 т/сут.

10.                   Газоимпульсное воздействие произвели на 9 скважинах, дополнительно добыто 3552тонн нефти, с начала проведения мероприятий – 5936 тонн нефти. Прирост на одну скважину составил 1,697т/сут.

1.8.           Охрана недр и окружающей среды

Нефтяные месторождения РТ расположены на территории альметьевского района республики и 3-х соседних районов с общей площадью более 3-з тас.м2. Этот регион характеризуется плодородными пашнями, лесами, водоемами, здесь расположены города, сотни деревень и поселков с населением свыше 100 тысяч человек. На 1998г. Для предприятий нефтедобычи было отчуждено более 30 тыс.га. земель. На них размещено около 5 тыс. скважин, сотни различных установок, протянуто 5 тыс.км. различных трубопроводов, сотни километров дорог, линий электропередач и др.

Как и любая производственная деятельность, разработка нефтяных месторождений приводит к загрязнению окружающей среды. В последние годы увеличивается доля добычи высокосернистых нефтей (до 30% от общего объема), а вместе с этим сероводорода в попутных газах и сероводородсодержащих пластовых вод. Увеличивается доля вязких нефтей, при добыче которых применяется большая гамма химических реагентов и используются различные тепловые методы, что ухудшает экологическую ситуацию. Поэтому охрана окружающей среды при разработке нефтяных месторождений на поздней стадии имеет свои особенности и эта проблема приобретает в связи с этим особую остроту.

Разработка нефтяных месторождений в экологическом отношении является сложным и ответственным видом деятельности человека. Последствия этой деятельности проявляются в виде загрязнения воздуха различными вредными примесями, водных источников и земель нефтью и сточными водами. В последние годы в общей добыче нефти увеличивается доля более опасной в экологическом плане сернистой нефти, сероводородсодержащих пластовых вод и сернистого нефтяного газа.

Повышение надежности нефтепромысловых коммуникаций и оборудования с использованием их в антикоррозионном исполнении, позволило резко снизить количество прорывов в трубопроводной системе.

Природоохранная работа в НГДУ ведется в плановом порядке на основе выполнения комплексных организационно-технических мероприятий, разрабатываемых в соответствии с руководящими и нормативными документами, регламентирующими вопросы охраны окружающей среды. Ежегодно, в начале года, издается приказ «О дальнейшем усилении охраны природы и улучшения использования природных ресурсов», где все земельные участки с приходящими на них ручьями, родниками закреплены за ответственными лицами на уровне начальников цехов. На них возложена обязанность за выполнение природоохранного законодательства.  Ежегодно составляются мероприятия по улучшению состояния охраны недр и окружающей среды на территории деятельности НГДУ «Елховнефть» по разработанной программе «Экология».

1.8.1. Мероприятия по охране недр в санитарно-защитных

зонах населенных пунктов, родников и рек.

В 2005 году были составлены и выполнены мероприятия по исследованию герметичности эксплуатационной колонны на 33 скважинах, расположенных вблизи осолоненных родников и населенных пунктов.

За 2005 год исследовано техническое состояние эксплуатационных колонн 958 скважин при плане – 760 скважин. Силами НГДУ выполнено исследование на 859 скважинах при плане 631 скважин, из них силами УПНП и КРС - 99 скважин при плане 129 скважин.