Отчет о практике специальности Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений

герметичности наземных газопроводов, так и за равномерным движением газа в

пласте. Прорывы газа в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам

наиболее частое осложнение в этой системе.

5.12.Закачка теплоносителей

Известно, что повышение температуры ведет к снижению вязкости, а,

следовательно, и подвижности нефти. В этом смысле извлечение нефти с

вязкостью в сотни и тысячи Мпа-с путем повышения температуры пласта может

оказаться наиболее приемлемым методом.

Следует также иметь ввиду, что и на вполне благополучных

месторождениях закачка огромных объемов холодной воды для целей ППД ведет к

постепенному охлаждению пласта, выпадению парафина в нем, загустению нефти

и снижению ее подвижности. Это ухудшает процесс нефтеизвлечения, а в

конечном итоге – снижает нефтеотдачу. Так по находящимся в эксплуатации

30…40 лет месторождения Зыбза-Глубокий, Яр, Холмское, Северо-Украинское,

текущий коэффициент нефтеотдачи (КНО) не превышает 0,1.

Для разработки таких месторождений в стране создано научно-

производственное объединение «Союзтермнефть».

Опыты, проведенные институтом «КраснодарНИПИнефтьь», показали, что при

закачке горячей воды коэффициент нефтеотдачи может быть повышен: при

температуре закачиваемой воды 30оС – до 0,432, при 100оС – до 0,745, при

200оС – до 0,783.

С повышением температуры уменьшается поверхностное натяжение нефти на

границе с пластовой водой: при Т – 20оС поверхностное натяжение 6,05

эрг/кв.см., при 60оС – 2,34 эрг/кв.см.

Установлено, что лучшие показатели достигаются при закачке пара КНО –

86,3%, горячей воды – 78,31%, горячего воздуха – 46,24%.

5.13. Закачка горячей воды

Способ сравнительно легко осуществим. При закачке в пласте формируются

две зоны: зона с подающей температурой и зона с первоначальной пластовой

температурой. Именно в первой зоне и происходит эффективный процесс

вытеснения: снижается вязкость, увеличивается объем нефти и ее подвижность,

ослабляются молекулярно-поверхностные силы. Это приводить к увеличению КНО.

Технологические расчеты, связанные с закачкой горячей воды, ведут в

следующей последовательности.

Радиус теплового влияния через известное время t определяют по

уравнению:

[pic]

где а – средний коэффициент температуропроводности горных пород,

окружающих нагнетательную скважину, кв.м/ч; t – время, ч (а=3,077 10-3

кв.м/м).

5.14. Закачка пара

При закачке пара в пласт формируются три зоны: первая зона, насыщенная

паром, температура которой зависит от давления в этой зоне; вторая – зона

горячего конденсата (воды), в которой та снижается от температуры

насыщенного пара до начальной пластовой; третья – зона, не охваченная

тепловым воздействием, в которой температуры равна пластовой.

Закачка пара ведет к увеличению КНО по сравнению с горячей водой

вследствие более низких капиллярных сил, из-за более высокой температуры

пара, более высокой его смачиваемости и подвижности.

Механизм вытеснения нефти аналогичен вытеснению при закачке горячей

воды.

В качестве примера рассмотрим паротепловое воздействие (ПТВ) на пласт

на месторождении Оха (Сахалин), которое характеризуется следующими данными:

текущий КНО до ПТВ – 20%, пласты – сцементированный песок, нефтенасыщенная

толщина 22…36 м, глубина залегания 100…950 м, пористость 27%, проницаемость

– 1500 мД, плотность 0,92…0,95 г/куб.см, вязкость – 2000 Мпа-с.

В 1968 г. начали ПТВ с расходом пара 2 тыс.т, в течение 8 лет КНО

возрос до 52%, добыча нефти увеличилась со 147,4 тыс. т до 250 тыс.т, а

объем закачки пара со 156 тыс. т до 750 тыс.т в год.

ПТВ в настоящее время ведется на месторождениях Катангли (Сахалин),

Ярегском (Коми), Хорасаны (Азербайджан) и других.

Эффективность метода доказана. В настоящее время разрабатываются новые

разновидности метода – циклическая закачка пара, закачка

высокотемпературной воды (Т = 320…340оС при давлении 16…22 Мпа) и другие.

На территории СНГ к настоящему времени несколько сот залежей

высоковязких нефтей, 50% из них законсервировано. КНО на таких

месторождениях не превышает 15%.

5.15.Создание движущегося очага внутрипластового горения

Закачка теплоносителей сопряжена с большими потерями тепла в наземных

коммуникациях. Так, в поверхностных паропроводных теряется 0,35…3,5

млн.кДж/сут на каждые 100 м трубопровода, а в скважине – 1,7 млн.кДж/сут на

каждые 100 м длины НКТ.

Поэтому более эффективным представляется источник тепла, расположенный

непосредственно в пласте. Таким источником является очаг внутрипластового

горения.

Метод заключается в следующем.

На забое нагнетательной скважины с помощью горелок различной

конструкции создается высокая температура, вызывающая загорание нефти в

пласте.

Для поддержания горения в пласт через эту же скважину подают

окислитель-воздух или кислородосодержащую смесь в объемах, обеспечивающих

горение. Горение нефти вызывает повышение температуры до 400оС и улучшает

процесс вытеснения нефти.

Факт горения представлен несколькими зонами, т.е. при внутрипластовом

горении (ВГ) действуют одновременно все известные методы воздействия на

пласт: горячая вода, пар, растворитель, газы из легких углеводородов.

Физический процесс горения представляется таким образом. После поджога

в пласте происходит процесс термической перегонки нефти, продукты которой –

коксоподобные остатки нефти – являются топливом, поддерживающим очаг

горения. Зона горения перемещается от нагнетательной скважины вглубь в

радиальном направлении. Образующийся тепловой фронт с температурой

450…500оС вызывает следующие процессы в пласте. 1. Переход в газовую фазу

легких компонентов нефти. 2. Расщепление (крекинг) некоторых углеводородов.

3. Горение коксоподобного остатка. 4. Плавление парафина и асфальтенов в

порах породы. 5. Переход в паровую фазу платсовой воды, находящейся перед

фронтом. 6. Уменьшение вязкости нефти перед фронтом и смешивание

выделяющихся легких фракций нефти и газов с основной массой. 7. Конденсация

продуктов перегонки нефти и образование подвижной зоны повышенной

нефтенасыщенности перед фронтом горения. 8. Образование сухой выгоревшей

массы пористой породы за фронтом горения.

В пласте образуются несколько зон: I – выгоревшая зона со следами

несгоревшей нефти или кокса; II – зона горения, в которой максимальная

температура достигает 300…500оС; III – зона испарения, в которой происходит

разгонка нефти на фракции и крекинг нефти, пластовая и связанные воды

превращаются в пар; IV – зона конденсации, в которой происходит конденсация

углеводородов и паров, нефть и вода проталкиваются к добывающим скважинам

газами, образовавшимися в результате горения СО2, СО, N; V – зона

увеличенной насыщенности; VI – зона увеличенной нефтенасыщенности, в

которую перемещается нефть из предыдущих зон, температура в этой зоне

близка к первоначальной; VII – невозмущенная зона, в которой пластовая

температура остается первоначальной.

Экспериментальные работ позволили установить следующие количественные

данные: 1) на горение расходуется до 15% запасов пластовой нефти; 2)

горение ведется при температуре около 375оС, на что требуется 20…40 кг

кокса на 1 куб.м. породы; 3) для сжигания 1 кг кокса требуется 11,3 куб.м.

воздуха при коэффициенте его использования 0,7…0,9.

Например, на залежи Павлона Гора за 66 суток было закачено 600

тыс.куб.м. воздуха.

Материальный баланс процесса ВГ представляется так:

Iн = Iнд + Iнг + Iуг

где Iн – количество нефти до процесса; Iнд - количество добытой нефти

в регультате ВГ; Iнг – количество сгоревшей нефти; Iуг – количество нефти,

превратившейся в углеводородный газ.

5.16. Закачка углекислоты

Углекислый газ СО2, закачиваемый в пласт в жидком виде, смешиваясь в

нефтью, уменьшает ее вязкость, увеличивает подвижность, снижает

поверхностное натяжение на границе «нефть-порода» Жидкая углекислота

экстрагирует из нефти легкие фракции, создавая активно-действующий на

породу вал из смеси СО2, и углеводородов и способствующий лучшему отмыванию

нефти из пласта. Установлено и химическое взаимодействие СО с породой,

ведущее к увеличению ее проницаемости.

По данным БашНИПИнефть нефтеотдача заметно увеличивается после

применения СО концентрацией 4…5% (по массе).

Свойства СО2,: бесцветный газ, относительная плотность 1,529

кг/куб.м., критическая температура 31,1 СО2; критическое давление 7,29 Мпа;

плотность 468 кг/куб/м; при Т=20оС Р = 5,85 Мпа превращается в бесцветную

жидкость с плотностью 770 кг/куб.м. Хорошо растворяется в воде и нефти,

снижая ее вязкость на 10…500%.

В настоящее время реализовано несколько технологических схем закачки

углекислоты в пласт. Вот несколько из них: закачка карбонизированной воды,

закачка углекислого газа, создание оторочки из СО с последующим вытеснением

водой, углеводородами или их смесью.

По данным исследований нефтеотдача при применении углекислоты

значительно возрастает при увеличении оторочки до 10% порового объема

пласта.

Источниками СО2 являются обработанные газы тепловых установок (11…13%)

побочная продукция химических производств (до 99%), месторождения нефтяных

газов (до 20%).

Закачка СО2 впервые была осуществлена на Александровской площади

Туймазинского месторождения в 1967 г. На 1.01.1975 г. в пласт было закачено

252,5 тыс.куб.м. карбонизированной воды с концентрацией СО2 – 1,7%.

Израсходовано 4,1 тыс.т. углекислоты. Установлено увеличение охвата пласта

заводнением по мощности на 30%, приемистость нагнетательных увеличивается

на 10…40%.

Возврат углекислоты в виде добытой жидкости составил 238,8 т (5,7% от

закачанной в пласт).

Крупномасштабные работы по закачке СО2 ведутся на ряде месторождений

США. Так, на месторождении Форд-Джерелдин с 1981 г. ведется закачка СО2 в

объеме 570 тыс.куб.м./сут через 98 нефтяных скважин по пятиточечной сетке.

Нефть добывают из 154 скважин. Характеристика месторождения: глубина

пласта 815 м, пористость 23%, толщина 7 м, проницаемость 64-10 кв.мкм,

вязкость нефти 1,4 Мпа-с, плотность 815 кг/куб.м., пластовая температура

28оС. Давление закачки 13,6 Мпа, стоимость СО2 46..53 долл. За 1000 куб.м.

Эффективность применения СО2 оценивается дополнительно добытой нефтью,

величина которой различна для разных районов и составляет до 12% от

начальных геологических запасов.

5.17. Оборудование для осуществления технологий

Закачка газа в пласт осуществляется компрессорами высокого давления. В

частности, промышленность выпускает для этих целей автономные компрессорные

станции КС-550, а также газомоторкомпрессоры 10-ГКМ1\55-125 с подачей 24000

куб.м./час и давлением на выкиде 12,5 Мпа. Могут быть выбраны и другие

типоразмеры, исходя из условий.

Одной из принципиальных особенностей закачки в пласт теплоносителей

является необходимость доставки на забой скважины и продвижения в пласте

теплоносителя с высокой температурой, способной воздействовать не только на

нефть, но и на породу с целью отделения от нее компонентов, отличающихся

высокими адгезионными свойствами. Поэтому оборудование, применяемое для

этой цели, должно удовлетворять ряду требований, главные из них: а)

возможность генерировать расчетные объемы теплоносителей (пара) в течение

длительного времени; б) доставка теплоносителя на забой с возможно меньшими

потерями.

Система пароподготовки включает в себя следующие узлы: узел

водоподготовки; узел парообразования; узел подготовки пара перед закачкой в

скважину.

Воздействие на пласт движущимся очагом горения (ДОГ) предполагает

создание на забое нагнетательной скважины очага горения и последующее его

перемещение к эксплуатационной скважине.

Отечественная промышленность выпускает для этих целей оборудование

типа ОВГ-1м, ОВГ-2, ОВГ-3, ОВГ-4, разработанное в ТатНИИнефтемаш.

Технологическая схема процесса следующая.Компрессоры низкого давления

подают воздух к компрессорам высокого давления, которые закачивают его в

пласт.

Инициирование (зажигание) горения производится электрическими

нагревателями, спускаемыми в скважину на кабель тросе. В комплект установки

входит блок измерения и регулирования, рассчитанный на подключение 8

скважин.

Закачка окиси углерода требует специальной технологии и оборудования.

Учитывая специфику СО2 (ее агрегатное состояние зависит от давления и

температуры), перекачку можно проводить в газообразном (критическая

температура более 31оС и давление 7,29 МПа) или жидком состоянии

(температура минус 15…40оС, давление 2,5 МПа). Особенность закачки окиси

углерода состоит также в том, что растворяясь в воде, она образует

углекислоту, отличающуюся высокой коррозионной активностью к оборудованию.

Эти факторы следует принимать во внимание, проектируя разработку

месторождения. Выбор средств перекачки зависит от физического состояния

СО2; для газообразного – компрессоры, для жидкого – насосы.

5.18.Применение мицеллярных растворов

Мицеллярные растворы – смесь диспергированных одна в другой жидкостей,

например, углеводорода в воде, нефти в воде и т.д. Повышение нефтеотдачи

при применении мицеллярных растворов (МЦР) достигается за счет уменьшения

поверхностного натяжения на границе фаз, регулирование вязкости вытесняемой

и вытесняющей сред, восстановление проницаемости коллектора и его охват

воздействием.

Мицеллярыне растворы – термодинамически устойчивые системы с размером

частиц 10-6…10-4 мм. Стабилизация растворов поверхностно-активными

веществами придает им устойчивость, они образуют агрегаты (мицеллы),

способные удерживать воду.

МЦР могут быть и гидрофильными и гидрофобными, они не коагулируют и не

коалесцируют.

Опыты показали, что МЦР успешно применимы в песчаниках, малоэффективны

в карбонатах. Проницаемость ниже 50 кв.мкм для применения МЦР не

рекомендуется, остаточная нефтенасыщенность более 20…25%, вязкость нефти от

2…3 до 10…20 Мпа-с, предельное содержание солей в пластовой воде 4…5%,

температура пласта не более 65…75оС.

При закачке воздают оторочку из МЦР, затем идет волна буферной

жидкости.

5.19.Вытеснение нефти растворами полимеров

Применение воды, отличающейся пониженной по сравнению с нефтью

вязкостью и следовательно, более высокой подвижностью, вызывает

неравномерное ее продвижение по пласту, образование языков и направленных

потоков.

В целях повышения эффективности процесса применяют методы

искусственного увеличения вязкости закачиваемой воды путем добавки в воду

полимеров.

Получил применение полиакриламид (ПАА), отличающийся хорошей

растворимостью в воде и высоким молекулярным весом. Регулируя количество

ПАА, можно добиться требуемой вязкости вытесняющего раствора и повышения

нефтеотдачи на 7…10%. Концентрация раствора – 0,025…0,5%, объем оторочки –

не менее 30% порового пространства.

Критерием эффективности применения полимерного заводнения является

количество дополнительно добытой нефти на 1т полимера.

Установлено, что применение загустителей приводит к снижению расхода

для заводнения, выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин,

снижению темпа обводнения.

Промышленное воздействие применялось с 1975 года на Ново-Хазинской

площади Арланского месторождения. Закачку раствора полиметра с

концентрацией 0,05% вели в пласт с характеристикой нефти – 18 Мпа-с, р =

0,886 г/куб.см, обладающей неньютоновскими вязкопластичными свойствами.

5.20. Применение углеводородных растворителей

Физической смысл применения углеводородных растворителей в качестве

вытесняющих агентов очевиден: вязкая нефть, парафин, смолы могут быть

эффективно растворены, а также отмыты от породы различными растворителями.

Проблема состоит в том, чтобы подобрать наиболее дешевый и эффективный

растворитель, добиться оптимального процесса вытеснения, при котором

критериальный показатель – количество дополнительно извлеченной нефти на 1

т растворителя, был бы максимальным.

Были изучены вытесняющие свойства растворителей – бензола, толуола,

этилового спирта, дивинила, ароматических углеводородов и других.

Рациональным решением применения растворителя является создание

оторочки из него и последующее вытеснение растворителя буферной жидкостью,

например, загущенными полимерами жидкостями.

Известны данные о промышленном применении жидкости РСУО –

реологической системы на углеводородной основе, состоящей из двухфазной

пены и углеводородного растворителя. Она обладает псевдопластическими

свойствами, регулирующими подвижность фаз находящейся в пласте жидкости.

Испытание метода на Сураханском месторождении производилось в течении

1976-77 годов. В нагнетательную скважину была закачана оторочка РСУО из

смеси 100 куб.м. воды, 2,5 т сульфанола и 17 куб.м. углеводородного

растворителя. Оторочка позволила ликвидировать прорыв воздуха к добывающим

скважинам, возникавший при осуществлении ППД с помощью сжатого воздуха.

Было получено увеличение добычи нефти.

5.21.Применение щелочного заводнения

Метод закачки в пласт щелочей основан на снижении поверхностного

натяжения на границе нефть щелочной раствор и преобразования характера

смачиваемости породы вытесненным агентом из гидрофобного в гидрофильный.

Раствор щелочи NaOH при концентрации до 0,1% ведет к увеличению КНО на

10...15%. При контакте с нафтеновыми кислотами, содержащимися в нефти,

щелочи образуют натриевые мыла (они снижают поверхностное натяжение фазы) и

нефтяные эмульсии. Последние устремляются в зоны повышенной проницаемости,

создавая вследствие своей повышенной вязкости (по сравнению с водой)

фильтрационные сопротивления и, направляя, таким образом, поток жидкости в

зону пониженной проницаемости.

Щелочи могут закачиваться в виде оторочки. Вследствие доступности и

низкой стоимости из закачка более экономична. Однако применение щелочей не

рекомендуется для продуктивных пластов, содержащих соли Са и Mg при

концентрации более 0,025 г/л, т.к. это может вызвать выпадение осадка. Н е

следует применять щелочи и в пластах с глинистыми пропластками, которые

вследствие смачиваемости будут набухать, уменьшая проницаемость пласта.

5.22.Применение поверхностно-активных веществ

Существует много проектов закачки ПАВ, физические основы действия

которых на залежь сводятся к снижению поверхностного натяжения на границе

нефть-порода, уменьшению вязкости нефти и улучшению ее отмыва от породы.

Данные об эффективности ПАВ противоречивы и требуют дальнейших

исследований.

6. Ремонт нефтяных 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.

6.1. Общие сведения о текущем ремонте скважины.

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.

Капитальный ремонт обладает большой трудоемкостью и напряженностью,

т.к. требует значительных затрат мощности специального оборудования и

физических усилий для извлечения из скважины спущенных устройств. Следует

учесть, что текущий ремонт выполняется на открытом воздухе, порой в сложных

климатических условиях.

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 PЗАБ , 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.

Операции с НКТ монотонны, трудоемки и легко могут быть механизированы.

Кроме подготовительных и заключительных операций, которые имеют свою

специфику для различных способов эксплуатации, весь процесс СПО с НКТ

одинаков для всех видов текущего ремонта. Спуско-подъемные операции со

штангами производятся так же, как и с трубами, а отвинчивание (свинчивание)

штанг производят механическим штанговым ключом.

В случае заклинивания плунжера в цилиндре насоса или штанг в НКТ

(запарафинивание), а так же при их обрыве возникает необходимость

одновременного подъема труб и штанг. Процесс ведут путем поочередного

отвинчивания трубы и штанги.

6.2.Технология капитального подземного ремонта скважин.

Капитальный подземный ремонт скважины объединяет все виды работ,

требующие длительного времени, больших физических усилий, привлечения

многочисленной разнофункциональной техники. Это – работы, связанные с

ликвидацией сложных аварий, как со спущенным в скважину оборудованием, так

и с самой скважиной, работы по переводу скважины с одного объекта

эксплуатации на другой, работы по ограничению или ликвидации водопритока,

увеличению толщины эксплуатируемого материала, воздействие на пласт,

зарезка нового ствола и другие.

Учитывая специфику работ, в нефтегазодобывающих управлениях создаются

специализированные цехи по капитальному ремонту, объединяющие бригады. В

состав бригады входит мастер, бурильщик, помощник бурильщика, рабочий.

Работа выполняется по геологическому наряду, в котором указывается

характеристика скважины, а так же перечень всех планируемых работ.

Скважина, вышедшая в капитальный ремонт, остается в эксплуатационном

фонде, но исключается из действующего фонда.

6.2.1 Обследование и исследование скважин перед капитальным ремонтом.

Выбор технологии ремонта и технических средств для его проведения

зависит от того, насколько правильно установлен характер повреждений

оборудования или колонны, или насколько верно установлена причина снижения

производительности скважины. Обследование включает в себя определение

глубины забоя, уровня жидкости, состояния эксплуатационной колонны,

характер аварии и размещения в скважине оборудования, величины коэффициента

продуктивности и других параметров, характеризующих забой и скважину.

Состояние колонны и характер оборвавшейся части оборудования

устанавливается печатями, представляющими собой свинцовый или алюминиевый

стакан, спускаемый на трубах в скважину. При соприкосновении с предметом,

находящимся в скважине, на мягкой поверхности печати остается отпечаток, по

которому судят о характере обрыва. Получили применение гидравлические

печати с резиновым копирующим элементом и скважинные фотоаппараты.

Целесообразно рассмотреть результаты исследований в динамике. Особенно это

касается выбора способа воздействия на забой или пласт. Чем обстоятельнее

будет информация, тем успешнее будет ремонт.

Исследование проводится известными способами, представляющими к

настоящему времени широкий выбор: термометрия, дебитометрия, гамма (ГК) – и

нейтронный каротаж (НГК) и другие.

6.2.2 Технология ремонта эксплуатационной колонны.

Одним из часто встречающихся дефектов колонны является нарушение ее

целостности в результате повреждения оборудованием или инструментом в

процессе эксплуатации или коррозийного износа. В обоих случаях через

повреждения начинается интенсивное движение в скважину посторонних вод.

Интервал повреждения может быть определен дебитометром или термометром,

которые фиксируют аномалии показаний. Ремонт колонны может быть проведен

несколькими способами, но наиболее прогрессивным является ремонт обсадных

труб металлическими пластырями. Этот метод включает в себя проведение

шаблонирования и очистки колонны, ликвидацию смятия, уточнение формы и

размеров повреждения.

Пластырь – тонкостенная цельнотянутая продольно-гофрированная труба с

наружным периметром, равным периметру обсадной колонны и покрытая

герметизирующим антикоррозийным составом.

Дорн состоит из дорнирующей головки, силовых гидроцилиндров и полых

штанг. Принцип работы устройства основан на расширении гофрированной трубы

до плотного контакта с колонной за счет создания избыточного давления в

полости дорнирующей головки с последующей протяжкой устройства талевой

системой. Силовые цилиндры создают условия для начала операции, расширяя

трубы и закрепляя ее в колонне.

Комплекс устройств используется на промыслах «Башнефти», «Татнефти» и

других объединений.

Наиболее уязвимыми к разрушениям являются эксплуатационные колонны

нагнетательных скважин, испытывающие в процессе работы действие высоких

давлений при закачке воды и гидравлическом разрыве пласта и коррозийно-

активные жидкости, действие кислот при интенсификации. Следует иметь ввиду,

что ремонт колонны, каким бы методом он не проводился, ведет к уменьшению

ее диаметра, снижает и без того ограниченные возможности применения

эксплуатационного и исследовательского оборудования.

6.2.3. Технология изоляционных работ по устранению или ограничению

водопритоков.

Обводнение скважин может происходить по разным причинам. Вот несколько

из них: негерметичность заколонного цементного кольца, вследствие чего

возникает сообщение между нефтеносным и водоносным пластами; подтягивание к

фильтру скважины подошвенных вод из-за интенсивного отбора или заводнения;

прорыв вод из верхних водоносных горизонтов через дефекты в

эксплуатационной колонне.

Наличие заколонного перетока может быть определено закачкой в пласт

через фильтр радиоактивных изотопов, растворенных в 1.5…2 м3 воды

(радиоактивное железо, цирконий, цинк). Наличие перетока позволит попасть

части радиоактивной жидкости в водонасыщенный пласт, что будет отмечено на

кривой гамма-каротажа аномальным всплеском по сравнению с аналогичной

кривой, снятой до закачки изотопа. Изоляция притоков производится

несколькими способами, одним из которых является закачка цементного

раствора в трещину с целью ее повторного цементирования, или закачка

специальных смол.

6.2.4. Изоляция притока подошвенной воды.

В практике часто встречаются случаи обводнения путем подтягивания

подошвенной воды за счет форсированного отбора. При этом образуются конуса

обводнения, высота которых может быть соизмерима с толщиной пласта. В таких

случаях прибегают к ограничению отбора жидкости по скважине или изоляции

обводнившейся части пласта: устанавливают цементный мост и перекрывают

часть пласта, закачивают в подошвенную часть пласта под давлением цементный

раствор или различные пластмассы, схватывающиеся в водяной среде и

образующие горизонтальный экран.

Перевод скважины на другой эксплуатационный объект.

В связи с обводнением эксплуатирующегося пласта может возникнуть

необходимость в переводе скважины на эксплуатацию с другого пласта, если

таковой имеется в разрезе месторождения. При этом этот пласт может ниже или

выше эксплуатируемого.

Технология перевода состоит в надежной изоляции обводненного пласта

посредством закачки в него тампонирующего материала (цемента, смол) под

давлением, образовании на забое цементного стакана, его разбуривании и

углублении скважины до следующего, продуктивного пласта, спуске

эксплуатационной колонны и ее цементировании, простреле фильтра, вызове

притока из нового объекта.

6.2.5. Ловильные работы в скважине.

Технология ловильных работ разрабатывается применительно к характеру

аварии в конкретной скважине на основе тщательного обследования.

Устанавливается характер аварии, глубина расположения оставшегося

оборудования, диаметр скважины, возможность применения известных средств

захвата, необходимость разработки новых средств. Ловильные работы сопряжены

с возникновением больших, иногда непредсказуемых нагрузок, поэтому требуют

высокой квалификации персонала. Опишем некоторые из часто встречающихся

технологий ловильных работ.

6.2.6. Извлечение упавших труб.

Устанавливают состояние конца трубы с помощью печати. Если он

позволяет осуществить захват изнутри или снаружи, то производят спуск

соответствующего инструмента. Если захват невозможен, то производят

подготовку конца трубы путем фрезерования, нарезки резьбы, или другими

способами. При этом возможны случаи прихвата труб, т.е. заклинивания их в

колонне. Тогда прибегают к их расхаживанию, подаче промывочных жидкостей,

созданию повышенных нагрузок с целью натяжения или отрыва отдельных труб

или части колонны.

6.2.7. Извлечение установки ЭЦН.

Технология извлечения УЭЦН с оборвавшимися трубами не отличается от

принятой для извлечения обычных труб. Работы могут осложниться, если трубы

окажутся покрытыми оборвавшимся кабелем.

В этом случае проводят работы по извлечению кабеля для получения

доступа к трубам.

Не исключено заклинивание узлов УЭЦН в колонне ослабленным кабелем и

металлическими поясами, что потребует создания больших усилий, которые

могут закончится разрушением труб или соединительных частей УЭЦН. Работы

могут потребовать фрезерования оставшихся частей, нарезания на них резьбы и

длительных спуско-подъемных операций по извлечению частей УЭЦН.

6.2.8. Испытание колонны на герметичность.

Нормальная длительная работа скважины обеспечивается периодическим

испытанием ее эксплуатационной колонны на герметичность. Это, тем более,

необходимо делать после аварийных и изоляционных работ.

Испытания на герметичность проводят двумя способами: опрессовкой и

снижением уровня жидкости в стволе скважины. Технология испытательных работ

состоит в следующем.

Для опрессовки устье скважины оборудуется опрессовочной головкой,

через которую в ствол нагнетают жидкость.

6.2.9. Зарезка второго ствола.

Если аварию в скважине устранить не удается, и ствол ее не может быть

использован для добычи нефти, следует рассмотреть вопрос о ликвидации

скважины или возможность бурения с некоторой глубины нового ствола. При

этом следует провести тщательный технико-экономический анализ, чтобы

убедиться в целесообразности зарезки второго ствола по сравнению с бурением

новой скважины.

Технология зарезки второго ствола состоит в следующем. На основании

исследований и обследования эксплуатационной колонны выбирают интервал

бурения: он должен быть по возможности ниже. В этом интервале колонна не

должна иметь смятий, нарушений, а в разрезе не должно быть поглощаемых

горизонтов.

Устанавливают цементный стакан высотой 5..6 м на глубине выбранного

интервала, и после затвердения цемента проверяют колонну, спуская в нее

направление диаметром на 6 мм меньше диаметра эксплуатационной колонны и

длиной 6..8 м.

Спускают отклонитель на бурильных трубах и сажают его на цементный

стакан.

Создают нагрузку, расклинивают отклонитель на заданной глубине,

поднимают трубы и спускают фрейзер-райбер.

Вращаясь по отклонителю, райбер прорезает «окно» в эксплуатационной

колонне, которое затем расширяется райбером большего диаметра.

После прорезки и расширения «окна» приступают к проводке скважины по

технологии, принятой для обычной скважины.

6.2.10. Ликвидация скважин.

Ликвидация скважин – комплекс работ, связанный с выводом скважины из

эксплуатации по следующим причинам: а) скважины геологоразведочные,

выполнившие свое назначение (первая категория); б) сухие эксплуатационные

скважины (вторая категория); в) аварийные скважины с осложнениями при

бурении или эксплуатации (третья категория); г)обводнившиеся

эксплуатационные скважины (четвертая категория); д) скважины, оказавшиеся в

зонах строительства или стихийных бедствий (пятая категория).

Ликвидация скважины согласуется с органами надзора и предполагает

проведение на скважине следующих работ.

Интервал пластов со слабыми нефтяными проявлениями цементируется на

глубину толщины пласта, плюс 20 м ниже подошвы и выше кровли. Над

продуктивным пластом устанавливается цементный мост высотой не менее 50 м.

Ствол скважины заполняется буровым раствором, позволяющим создать давление

на забой выше пластового.

Если в разрезе скважины не встречаются напорные минерализованные или

сероводородные воды, допускается извлечение технических колонн, при этом в

башмаке последней колонны устанавливают цементный мост высотой не менее 50

м.

Устье ликвидированной скважины оборудуют репером, представляющим собой

сплюснутую сверху 73 мм трубу, на нижний конец которой насаживается

деревянная пробка. Труба опускается в скважину на глубину не менее 2 м и

заливается цементом. Над устьем устанавливают бетонную тумбу размером 1*1*1

м, из которой должен выходить репер высотой не менее 0.5 м. При извлеченной

колонне репер над шахтной тумбой не устанавливают.

6.3. Механизмы и оборудование для ремонтных работ.

Для механизации подготовительных работ используют специальные

агрегаты.

Агрегат для механизированной установки якорей для оттяжек – АМЯ-6Т

смонтирован на трелевочном тракторе ТДТ-75. Агрегат состоит из мачты,

ротора, механизма вращения ротора, лебедки, трансмиссии, гидро- и

электросистемы.

Ротор служит для передачи крутящего момента якорю. Лебедка

предназначена для подъема и удержания на мачте рабочей штанги. Перемещение

ротора вверх-вниз, подъем мачты и стрелы обеспечивается гидравлическими

насосами. Диаметр заглубляемых якорей 350, 500 мм, при грузоподъемности

мачты 60 кН и максимальном крутящем моменте ротора 30 кН*м.

Передвижной агрегат ремонта скважины (ПАРС) применяется для выполнения

земляных работ при подготовке скважины к ремонту: установка оттяжек, рытье

траншей, укладка мостков, труб, штанг и т.д.

Выполнен на базе трактора и состоит из гидравлического крана,

бульдозерного отвала, механизма для резки грунта, лебедки.

Стрела грузоподъемностью 5 кН и с вылетом 3,6 м смонтирована на

бортовом фрикционе.

Механизм для резки грунта готовит траншеи глубиной 1.5…1.7 м и шириной

400 мм.

Агрегат для механизированной погрузки, транспортировки и разгрузки

штанг (АПШ) предназначен механизировать процесс перевозки штанг, сохранив

при этом их качество.

Включает в себя тягач, гидравлический кран, полуприцеп. Кран

установлен за кабиной, управление с пульта (есть переносной пульт – до 10

м). Штанги при погрузках пакетируются и поднимаются специальной траверсой.

Грузоподъемность агрегата до 55 кН.

В настоящее время получило преимущественное развитие самоходных

ремонтных агрегатов. Основными узлами такого агрегата являются вышка,

укрепленная оттяжками, талевый кронблок, кронблок, лебедка, гидравлический

домкрат для вышки, винтовой домкрат для снятия усилий с колес, кабина для

управления лебедкой.

6.3.1. Стационарные и передвижные грузоподъемные сооружения.

Стационарные вышки являются грузоподъемным сооружением скважины и

предназначены для подъема глубинного оборудования и устройств из скважины.

Подразделяются на стационарные и передвижные.

Вышки изготавливаются из сортового проката и труб. Наиболее часто

применяют вышки высотой 24 и 22 м и грузоподъемностью 750 и 500 кН.

Вместо вышек могут применяться стационарные или передвижные мачты,

грузоподъемностью 150, 250 кН.

Следует иметь ввиду, что стационарные вышки используются лишь 2…3%

времени в году. Поэтому в последние годы для подземного ремонта широко

используют передвижные агрегаты, оснащенные своими вышками.

Вторым, не менее важным компонентом в технологической цепочке

оборудования для подземного ремонта, является лебедка, монтируемая на шасси

трактора или автомобиля отдельно или совместно с грузоподъемным

сооружением. Наиболее широкое распространение на промыслах получили лебедки

с приводом от двигателя трактора или автомобиля и тяговым усилием до 10 кН.

Для безвышечной эксплуатации скважин применяются самоходные агрегаты

А-50у, «Бакинец-3М», «АзИНМАШ-43А», «АзИНМАШ-37А».

6.3.2. Ловильный инструмент.

Конструкции ловильного инструмента весьма многообразны. Однако по

принципу захвата их можно подразделить на три основные группы:

a) Плашечные ловильные инструменты, работающие на принципе

заклинивания предмета снаружи или изнутри ловителя;

b) Нарезные ловильные инструменты, работающие на принципе нарезания

резьбы на предмете с одновременным наворачиванием на него ловителя;

c) Прочие типы.

Рассмотрим некоторые конструкции ловильного инструмента.

Наружная труболовка предназначена для захвата труб, штанг, или других

предметов в скважине за тело или муфту. Представляет собой разрезной

гребенчатый захват, помещенный в корпус и укрепленный на трубах. Ловимый

предмет накрывается захватом, который при входе вверх увеличивает диаметр

отверстия, пропуская предмет в ловитель. При натяжке шлипс идет вниз и его

зубья врезаются в тело предмета, заклинивая его в ловителе.

Внутренняя труболовка предназначена для спуска внутрь ловимой трубы.

Состоит из корпуса, на котором укреплена плашка, связанная со стержнем и

подвижным кольцом. Корпус вводится внутрь ловимой трубы, при этом плашка

поднимается вверх, уменьшая диаметр ловителя, и создавая условия для входа.

При натяжке плашка уходит вниз, увеличивая диаметр корпуса ловителя и

заклинивая трубу.

Овершот эксплуатационный предназначен для ловли труб или штанг за

муфту при помощи плоских пружин укрепленных на внутренней поверхности

корпуса. При надвигании на предмет пружины расходятся, пропуская его внутрь

ловителя, а затем сходятся.

Клапан для ловли штанг применяется для ловли штанг за муфту. Состоит

из корпуса, в котором укреплены раскрывающиеся подпружиненные плашки.

Плашки раскрываются, пропуская предмет, а затем сходятся.

Фрезер с внутренними зубьями применяется для фрезирования верхних

концов аварийных труб или штанг для того, чтобы затем можно было работать

ловителями. Состоит из корпуса, в котором нарезаны продольные зубья.

Метчик эксплуатационный предназначен для ловли за внутреннюю

поверхность трубы или муфты. Состоит из корпуса, на котором в его усеченной

части имеется резьба. Она может быть нарезана на ловимом предмете, а затем

заловлена.

7. Сбор и подготовка нефти.

7.1. Групповая замерная установка.

Поднятая из скважины на поверхность газожидкостная смесь за счет

пластовой энергии или установленных в скважине насосов, доставляется на

групповые пункты. Они объединяют до 14 скважин и позволяют осуществлять

следующие операции:

a) Замерять дебит скважины;

b) Определять количество воды в жидкости;

c) Отделять газ от жидкости и замерять его объем;

d) Передавать информацию о дебите отдельно по каждой скважине и

суммарное количество добытой жидкости в целом по групповой

установке на диспетчерский пункт.

В настоящее время на промыслах получили распространение

автоматизированные групповые замерные установки блочного типа (АГЗУ)

«Спутник». Они разработаны Октябрьским объединением «Башнефтемашремонт».

Технологическая схема внутрипромыслового сбора нефти и газа

описывается так. Скважинная газожидкостная смесь (ГЖС) поступает в

распределительную батарею групповой установки, рассчитанную на подключение

14 скважин. По заданной программе поочередно каждая из подключаемых скважин

специальным вращающимся устройством переключается на замер.

Переключатель представляет собой два вставленных один в другой

цилиндра. Наружный цилиндр соединен со всеми скважинами, работающими на эту

групповую. Внутренний цилиндр имеет возможность вращаться автоматически по

заданной программе и, вращаясь, он поочередно подставляет имеющееся на его

цилиндрической поверхности отверстие к каждому скважинному трубопроводу,

подключенному к наружному цилиндру. Таким образом образуется канал, по

которому ГЖС из отдельной скважины поступает в сепаратор. Другие скважины в

это время работают в общий трубопровод.

Из переключателя ГЖС направляется в сепаратор, где происходит

отделение газа от жидкости, после чего жидкость поступает к турбинному

расходомеру, газ – к расходомеру газа. Отсепарированный газ и прошедшая

замер жидкость сбрасываются в общий трубопровод.

Сепаратор групповой установки выполнен в виде двух горизонтальных

цилиндров, снабженных гидроциклонами. В гидроциклоне за счет центробежной

силы, возникающей при винтообразном движении ГЖС, жидкость, как наиболее

тяжелый агент, отбрасывается к стенкам сосуда, газ остается в центральной

части. В верхнем цилиндре происходит сепарация, в нижнем накапливается

жидкость.

Замерная установка снабжена влагомером, который определяет количество

воды в нефти, и блоком местной автоматики, управляющим работой и передающим

информацию (БМА).

Если сборный пункт расположен на значительном удалении от скважин, их

энергии может оказаться недостаточно для доставки туда ГЖС. Тогда сооружают

промежуточные насосные станции, получившие название дожимных (ДНС). Здесь

поступившая от групповых установок ГЖС проходит частичную сепарацию и

водоотделение, после чего жидкость поступает к перекачивающим насосам и

подается на сборный пункт. Газ по отдельному трубопроводу направляется на

газоперерабатывающий завод.

7.2. Установка комплексной подготовки нефти.

Установка комплексной подготовки нефти (УКПН) выполняет следующие

функции:

a) Отделяет газ от нефти;

b) Отделяет воду от нефти;

c) Очищает нефть от солей;

d) Очищает нефть от механических примесей;

e) Производит отбор бензиновых фракций из газа (стабилизация

нефти);

f) Производит откачку нефти товарно-транспортному управлению (ТТУ);

g) Производит откачку газа газодобывающему промыслу;

h) Производит откачку бензина газоперерабатывающему заводу;

i) Подготавливает воду для закачки в пласт.

УКПН выполняют заключительные операции с добываемой нефтью и формируют

качественные и количественные показатели работы нефтегазодобывающих

промыслов.

В зависимости от принципа очистки нефти от воды получили применение

термохимические (ТХУ) и электрообезвоживающие (ЭЛОУ).

Газожидкостная смесь из групповой установки поступает в сепаратор

первой ступени, где происходит частичное отделение газа от жидкости. Затем

ГЖС поступает в сепараторы второй ступени – концевые сепарационные

установки. Здесь происходит окончательное отделение газа, и жидкость через

теплообменник направляется в трубчатую печь. По пути движения в жидкость

вводят деэмульгатор, который при нагреве жидкости ускоряет процесс

разрушения эмульсии. Для очистки от солей в нефть вводят пресную воду,

которая отмывает соли. Стабилизация нефти – процесс отделения легких

фракций. Он осуществляется путем направления нефти, прошедшей обезвоживание

и обессоливание после нагревания в ректификационную колонну. Здесь

происходит испарение легких фракций, подъем их вверх и последующая

конденсация.

8. НГДУ «Чекмагушнефть»

Август 1954 года. Из скважины № 11, пробуренной бригадой бурового

мастера М. Ш. Газизуллина из треста «Башзападнефтеразведка», близ деревни

Верхне-Манчарово забил нефтяной фонтан с дебитом 150 тонн в сутки. Так

начиналась большая нефть северо-запада Башкортостана.

1956 год. Манчаровская площадь подготовлена к промышленной разработке.

Открыта нефть на Крещено-Булякской площади. Создана новая нефтедобывающая

организация – Культюбинский укрупненный нефтепромысел – с целью освоения

нефтяных богатств перспективного района.

Сентябрь 1957 года. Добыты первые тонны промышленной манчаровской

нефти.

1960 год. Введены в промышленную разработку Манчаровский, Игметовский,

Крещено-Булякский и Тамьяновский участки Манчаровской группы

месторождений. Работает 59 нефтяных скважин, годовая добыча нефти – около

0,5 млн т; суммарная закачка воды в нагнетательные скважины – 117 тыс. м3.

Продолжается планомерное и, вместе с тем, быстрое освоение базового

Манчаровского месторождения. Рост добычи происходит за счет наращивания

фонда нефтяных скважин и освоения системы заводнения.

Вторая половина шестидесятых годов характеризуется широким

развертыванием буровых работ на Грем-Ключевском и Иванаевском участках

Юсуповской площади, Таймурзинском, Карача-Елгинском, Шелкановском,

Чермасанском и Мене-узовском нефтяных месторождениях.

1968 год. Начало бурения на Саитовской площади. Ввод новых скважин в

промышленную экс-плуатацию.

Ускоренные темпы разработки новых месторождений позволили нефтяникам

достичь максимального уровня добычи нефти – 6282 тыс, тонн в год. 10 лет

назад, в 1958 г., этот показатель составлял чуть более 40 тыс. тонн. Таких

сжатых сроков освоения не знал ни один нефтедобывающий район страны.

1970 год. Начало разбуривания Андреевского месторождения нефти.

Возникшая проблема обводненности нефти и связанные с этим технологические

трудности привели к увеличению числа проводимых геолого-технических

мероприятий (ГТМ) до 3000 в год.

1970-1980 годы. Начался упорный труд нефтедобытчиков по стабилизации

уровня добычи нефти в объеме 5,3-4,9 млн т в год, а в следующие 1980-1990

годы – на уровне 4,8-4,1 млн т нефти в год.

В эти годы шло интенсивное разбуривание нефтяных месторождений,

увеличение объемов закачки пресных и сточных вод и добычи жидкости путем

внедрения высокопроизводительных установок ЭЦН.

В 1990 году достигнут максимальный годовой объем закачки воды в

продуктивные горизонты – 43,8 млн м3 и максимальный объем добычи жидкости –

50,2 млн т.

За 40 лет, прошедших со дня образования НГДУ «Чекмагушнефть» введено в

эксплуатацию 3490 нефтяных скважин из бурения, 803 нагнетательных скважины.

В продуктивные пласты закачано 794 млн м3 воды. Добыто 871 млн т жидкости.

В настоящее время удалось стабилизировать добычу нефти на уровне 2 млн

т в год. Это стало возможным благодаря проведению большого количества

геолого-технических мероприятий, внедрению достижений науки и техники по

повышению нефтеотдачи, использованию технико-технологических разработок с

целью интенсификации добычи нефти,

В 70-х годах на промыслах НГДУ началось внедрение принципа комплексной

автоматизации и обустройства нефтяных предприятий; в 1973 году была сдана

первая комплексно-автоматизированная районная инженерно-технологическая

служба № 2, а к концу 1975 года эта работа была завершена в масштабе всего

НГДУ.

Вошли в технологические схемы объектов добычи нефти разработки

инженеров НГДУ в области сбора нефти и автоматизации. Среди них:

– технологическая схема дожимной насосной станции и сепарационной установки

со сбросом сточной воды,

– устьевая арматура скважины;

– способы предупреждения отложений неорганических солей в скважинах;

– бригадные узлы учета нефти;

– установка трубная наклонная для очистки и сброса воды и т. д.

Впервые в Башкортостане на промыслах НГДУ «Чекмагушнефть» успешно решена

проблема отложений неорганических солей в нефтяных скважинах на основе

периодической обработки гипсующихся скважин отечественными и импортными

ингибиторами солеобразования.

Серьезное внимание обращается в НГДУ на экономическую работу, улучшение

структуры управления цехов и бригад, внедрение новых форм организации

производства и труда.

Так, созданные в 70-е годы по результатам деятельности фонды

экономического стимулирования – материального поощрения, развития

производства, жилищного строительства и социального развития, – позволили

освоить за эти годы 1758 млрд рублей капиталовложений.

Впервые в отрасли в НГДУ была разработана система обслуживания нефтяных

скважин на промыслах на основе широкого совмещения профессий. Сегодня на

промыслах каждый рабочий владеет несколькими смежными профессиями.

Комплексные механизированные звенья, начавшиеся с Кушульского

экономического эксперимента, успешно выполняют весь комплекс работ,

обеспечивающих нормальный ритм технологического процесса добычи нефти и

газа. Так, бригада по добыче нефти и газа мастера Р. М. Галеева

обеспечивает бесперебойную работу около 200 скважин и других объектов

нефтедобычи. Бригада нефтепромысла № 4 по добыче нефти и газа (мастер Ф. М.

Акрамов) обслуживает до 280 скважин

Для поддержания эксплуатационных скважин в работоспособном состоянии и

обеспечения надежного функционирования скважинного оборудования в НГДУ

созданы цехи подземного и капитального ремонта. Сегодня подземники в

совершенстве овладели секретами своей профессии. Не случайно один из

основных показателей подземного ремонта – межремонтный период работы

скважин (МРП) – составляет свыше 600 суток. Бригада ПРС мастера 3. И.

Ахметзянова достигла самого высокого показателя МРП – 645 суток, а по

электро-центробежным насосам – 697 суток.

Бригадами КРС ежегодно производится 550-600 капитальных ремонтов

скважин. Выполняются они с учетом экологических требований, при этом

обращается внимание на изоляцию попутной воды, восстановление герметичности

колонн и цементного кольца за колонной и кондуктором, ликвидацию перетоков.

Благодаря слаженной работе бригад КРС, руководимых мастерами Ф. Ф.

Хайдаровым, М. С. Туктаровым, Р. Л. Насибуллиным, А. М. Молчановым,

средняя продолжительность одного ремонта составляет 1103 б/час при плане

120,3 б/час, Производительное время -98,2%.

В коллективе НГДУ «Чекмагушнефть» значительно активизировалась

природоохранная деятельность, направленная на предотвращение загрязнения

недр, водных, земельных ресурсов и атмосферы. Нефтедобытчики понимают, что

в этом деле нет мелочей, поэтому все вопросы решаются при активном участии

каждого работника управления.

Для контроля качества поверхностных и подземных вод создана сеть

контрольных водопунктов. В 1996 году эта сеть расширена с 30 до 88 точек

(пунктов), из которых.по графику осуществляется отбор и анализ воды и, при

необходимости, принимаются меры по определению и ликвидации причин.

вызвавших ухудшение ее качества.

Для снижения агрессивной активности попутно-добываемой жидкости и

закачиваемой воды на трубопроводы системы сбора и подготовки нефти,

поддержания плотового давления (ППД) скважин и их глубинного оборудования

со 183 точек осуществляется их дозировка ингибиторами коррозии.

НГДУ «Чекмагушнефть» – пионер в разработке и внедрении трубных

водоотделителей (ТВО), позволяющих с незначительными расходами сбрасывать

воду непосредственно на объектах нефтедобычи. ТВО не нуждаются в постоянном

обслуживании, вода, сбрасываемая после них, хорошего качества. При этом

экономятся средства для транспортировки этих вод до установок

предварительного сброса (УПС) и обратно, чем ликвидируется потенциальная

опасность аварийного воздействия на окружающую среду сточной воды при ее

транспортировке. В настоящее время в НГДУ эксплуатируются

13 ТВО, ведутся строително-монтажные работы еще двух водоотделителей.

В НГДУ постоянно ведется работа по снижению потребления пресной воды на

производственные нужды, особенно на ППД. Удельный вес пресной воды в объем

объеме закачки в 1996 году составляет З%.

Для снижения выбросов газов в атмосферу введены в эксплуатацию

установки по улавливанию легких фракций углеводородов в нефтесборочных

парках «Калмаш» (1993 г) и «Манчар» (1996 г). Только в НСП «Калмаш» с

начала пуска уловлено более 450 тыс.м3 газа. Проводится большая работа по

повышению надежности и герметичности устьев скважин, запорной арматуры

нефтепромыслового оборудования, снижению утечек насосов, своевременному

ремонту и производству антикоррозиониых покрытий.

С 1990 года в НГДУ идет интенсивная замена металлических труб на трубы

антикоррозиониого исполнения (металлопластовые, гибкие

полимернометаллические, футероваииые). В начале 1997 года сдан в

эксплуатацию цех по производству металлопластовых труб производительностью

200 км труб в год.

9. Заключение

В ходе ознакомительной практики произошло ознакомление с процессами,

оборудованием и принципами его функционирования для бурения нефтяных и

газовых месторождений, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного

месторождения. Также закреплены знания, полученные в курсе "Основы

нефтегазовой деятельности" и получен навык работы в производственном

коллективе.

Страницы: 1, 2, 3, 4