Методы интенсификации добычи нефти на Первомайском месторождении

Методы интенсификации добычи нефти на Первомайском месторождении

Введение

В настоящее время на разрабатываемых месторождениях России образовался большой фонд бездействующих скважин (около 40 000), ввод которых задерживается из-за отсутствия необходимых материально-технических средств. Это обстоятельство не только приводит к текущей потере в добыче нефти, но и изменяет проектные системы разработки месторождений, что в свою очередь ведет к уменьшению конечной нефтеотдачи.

Оценки показывают, что сейчас Россия занимает третье место в мире (после США и Канады) по уровню добычи нефти за счет применения прогрессивных методов интенсификации нефтеотдачи, что составляет около 9 млн. т/год (максимальная добыча равна 12 млн. т/год в 1990 - 1991 годах). Из них механические методы обеспечивают 59 % этого объема. Так же в нашей стране широкое применение получили химические методы, когда в США тепловые (63 %), а в Канаде - тепловые и газовые (около 50 %).

За последние 30 лет методы увеличения нефтеотдачи пластов применялись в России на 150 месторождениях, а в настоящее время только на 120 месторождениях. Возникает опасность резкого сокращения опытно-промышленных работ по испытанию методов нефтеотдачи пластов. Причем в первую очередь это относится к более мощным (обеспечивающим большой прирост нефтеотдачи) методам, которые, как правило, требуют использования дорогостоящих специальных технических средств (тепловые и газовые методы) и химических реагентов - полимеров, поверхностно-активных веществ и т.д. Преимущественное развитие начали получать более простые, менее мощные методы, не требующие для своей реализации значительных капитальных вложений и дефицитных реагентов. Примером может служить активно внедряемая на месторождениях Западной Сибири технология системного действия на пласт, обеспечивающая за счет определенной последовательности обработки скважин (специально подобранными растворами химических реагентов) увеличение на 2 - 5 % нефтеотдачи пласта. За короткий срок применения этой сравнительно простой технологии вовлечено в разработку более 2 млрд. т балансовых запасов и дополнительно добыто свыше 10 млн. т нефти. Однако использование этой технологии не может кардинально решить проблему увеличения нефтеотдачи месторождений. Необходимо применять технологии, повышающие степень нефтеизвлечения не менее чем на 8 - 10 пунктов по сравнению с процессом обычного заводнения - технологии гидродинамических методов воздействия на пласт, освоение комплексных технологий, обеспечивающих постоянный контроль за выработкой запасов нефти (такие методы строятся Научно-исследовательскими Нефте-газовыми Институтами).

В дипломной работе описаны методы увеличения добычи нефти на Первомайском месторождении, а также описано оборудование, применяемое при проведении этих методов.

1.      Геологический раздел

скважина кислотный нефтегазоотдача призабойный

1.1    Общие сведения о месторождении

В административном отношении Первомайское нефтяное месторождение своей большей (южной) частью расположено в Каргасокском районе Томской области, его меньшая (северная), часть находится на территории Сургутского района Тюменской области Ханты-Мансийского автономного округа в 600 км к северу от города Томска (рисунок 1). Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой, абсолютный минимум температуры в январе до минус 55оС, и коротким летом. Среднемесячная температура января минус 21°С, июля плюс 17°С. Ближайший населенный пункт - вахтовый поселок Пионерный, который расположен в 20 км восточнее месторождения. Через поселок Пионерный проходит насыпная грунтовая дорога с бетонным покрытием, соединяющая его с Игольско-Таловым месторождением и городом Стрежевым, а зимой действует зимник, соединяющий его с Томском. В поселке Пионерный имеется аэродром с взлетной полосой с бетонным покрытием, принимающий самолеты типа Ан-24, Ан-26. Доставка грузов осуществляется в основном в весенне-летний период речным транспортом по рекам Обь и Васюган. К Первомайскому месторождению подходит ЛЭП (линия электропередач). В поселке Пионерный распложены ремонтно-механические мастерские НГДУ (нефте- газодобывающее управление), база обслуживания бурения.

1.2 Стратиграфия

В геологическом строении района работ и месторождения принимают участие образования палеозойского складчатого фундамента, несогласно перекрытые мезозойско-кайнозойскими отложениями осадочного платформенного чехла мощностью от 2500 до 3500 м в глубоко погруженных зонах. Продуктивные пласты находятся в юрской системе в васюганской свите.

Юрская система J.

Васюганская свита J3 vs.

Тюменская свита трансгрессивно перекрывается прибрежно-морскими отложениями васюганской свиты, в составе которой выделяются две подсвиты: нижняя, представленная тёмно-серыми аргиллитами, и верхняя, сложенная песчано-глинистыми породами. Песчано - алевролитовые пласты верхне-васюганской подсвиты слагают регионально нефтегазоносный горизонт Ю1. Песчаники серые, светло-серые, мелко- и среднезернистые, полевошпатово-кварцевые.В кровле горизонта Ю1 обычно залегают зеленовато-серые глауконитовые песчаники барабинской пачки. Песчаники плотные, крепкосцементированные, мощностью от десятков сантиметров до 1 - 2 метров. Кимериджскому времени соответствуют чёрные плитчатые аргиллиты, слагающие георгиевскую свиту. Однако из-за малой мощности и неповсеместного развития по площади выделение георгиевской свиты в пределах изученного района нецелесообразно, и "георгиевские" аргиллиты рассматриваются в составе васюганской свиты. Мощность отложений васюганской свиты 60 - 75 м.

.3   Тектоника

В тектоническом плане Первомайское месторождение расположено в пределах Каймысовского свода и приурочено к Весеннему и Первомайскому локальным подеятиям, осложняющим центральную часть Нововасюганского вала.

С запада и юга к Каймысовскому своду примыкают Юганская и Нюрольская впадины, с востока - Колтогорский мегапрогиб. На севере Каймысовский свод узким прогибом отделяется от Нижневартовского свода.

Каймысовскому своду в фундаменте соответствует Верхне-Васюганский антиклинорий, выделяющийся четкими аномалиями в гравитационном и магнитном поле.

В пределах оконтуренной зоны выделялись Весеннее, Игайское и Первомайское локальные поднятия преимущественно северо-западного простирания. Размер Первомайского месторождения (поднятия) по изогипсе -2480 м составил 8*5 км, амплитуды 130 м.

По изогипсе - 2460 м Первомайское, Игайское и Весеннее поднятия объединяются в единую брахтантиклинальную складку северо-западного простирания, осложненную более мелкими складками и куполамию.

Рисунок 2. Тектоническая карта района работ

IV - Каймысовский свод 6 - Первомайский вал

VII - Нововасюганский вал 7 -Лохтыньяхский вал

.4 Нефтегазоносность

Промышленная нефтеносность месторождения Каймысовского нефтеносного района стратиграфически связана исключительно с отложениями васюганской свиты (J3VS), залегающими непосредственно под региональной покрышкой - аргиллитами баженовской свиты.

Залежь Первомайского месторождения приурочена к горизонту Ю1 васюганской свиты, сложенному двумя песчаными пластами Ю1-0; Ю1-1 и разделяющим их глинистым экраном мощностью от 7 до 14 м.

Пласт Ю1  литологически неоднородный, представлен мелкозернистыми полевошпатово-кварцевыми песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Мощность пласта варьирует в широких пределах от 7 до 30 м. Пласт по данным промысловой геофизики и керна водоносный, при опробовании его в четырех скважинах получены притоки пластовой воды от 4,7 м3/сут при динамическом уровне 187 м до 0,7 м3/сут при переливе.

Выше залегает продуктивный пласт Ю1-0, литологически однородный, хорошо выдержанный и коррелируемый по площади. Мощность пласта в пределах большей части месторождения закономерно увеличивается от 8,2 м в присводовой части структуры до 15 м на крыльях, при общей тенденции уменьшения мощности пласта в северном направлении за счёт постепенного замещения песчаников глинистыми разностями до полного выклинивания в районе скважины № 259. Литологически пласт представлен серыми, мелко- и среднезернистыми песчаниками, полевошпатово-кварцевыми, реже полимиктовыми. Коллекторские свойства пласта характеризуются значениями открытой пористости 14,5 - 20,4 %, проницаемости параллельно напластованию 11,5 - 103,6 мд. По керну кровля пласта Ю1-0 также уверенно отбивается на контакте коричневато-серых битуминозных аргиллитов баженовской свиты с чёрными плитчатыми аргиллитами и зеленовато-серыми глауконитовыми песчаниками в кровле васюганской свиты. Опробование пласта проведено в двадцати семи скважинах. Пласт вскрыт пробуренными скважинами на глубинах 2444,0 - 2547,2 м, абсолютная отметка 2346,6 - 2462,2 м Залежь пласта Ю1-0 Первомайского месторождения - пластовая сводовая, литологически ограниченная на северо-западе в районе скважины № 259, вытянута с юго-востока на северо-запад на 40 км, шириной 3 - 9 км. Высота залежи 67 - 97 м. Ширина водонефтяной зоны изменяется от 100 - 500 м до 1000 м в пределах южной периклинали. Общая толщина пласта изменяется от 1,2 м до 19 м, закономерно уменьшаясь в северо-западном направлении до полного замещения в районе скважины № 259. Эффективная толщина пласта в приподнятых его частях составляет 6 - 7 м и увеличивается на склонах до 8 - 14 м. Средняя эффективная толщина составляет 7,7 м, нефтенасыщенная - 6,6м.

По промыслово-геофизическим данным удельное электрическое сопротивление нефтеносного пласта составляет 4,5 - 28 Ом*м, водоносного - 2,2 - 4,8 Ом*м. Внешние контуры нефтеносности залежей определены на структурной карте по кровле проницаемой части пласта Ю1, внутренние контуры - на структурной карте по подошве пласта.

Данные по водообильности напорам контурных вод, химизм и метаморфизм вод юрского водоносного комплекса позволяют определить режим залежей как водонапорный. Пластовое давление в залежи, приведённое к абсолютной отметке 2440 м, составляет 258,3 - 265,5 атмосферного, пластовая температура 86,5 - 93°С.

Газовый фактор изменяется в пределах залежи от 17,6 до 76,0 м3/м3. Водонефтяной контакт на месторождении установлен по совокупности промыслово-геофизических данных результатов опробования и насыщения по керну.

В пределах основной залежи выявлен региональный наклон плоскости водонефтяного контакта (ВНК) с востока на запад. Для восточного склона ВНК принят на абсолютной отметке 2423 м, при опробовании пласта выше данной отметки получены притоки безводной нефти. На западном склоне месторождения ВНК по результатам опробования уверенно устанавливается раздел вода - нефть в интервале отметок от 2440 до 2445 м. В переклинальных частях залежи ВНК принят на отметках от 2423 до 2440 м. Наклон плоскости ВНК в пределах основной залежи обусловлен особенностями гидродинамического режима.

1.5 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

Исследуемый разрез наунакской свиты, представлен терригенными отложениями континентального генезиса. Условно он разделяется на 3 пачки Ю, Ю и Ю, каждая из которых представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов, песчаников и углей. Границы между пачками проводятся довольно уверенно, особенно между пачками Ю, Ю где их разделяет пласт угля, получивший распространение на всей площади месторождения. Корреляция песчаных тел возможна с определенной долей условности только в пределах пачки, и поэтому все песчаные пропластки в пачке называются Ю, Ю и Ю. Коллекторами являются, как правило, песчаники в основном, полимиктовые, реже кварцево-полевошпатовые, мелкозернистые, с незначительными прослоями среднезернистых разностей, крепко сцементированные, в различной степени известковистые и сильно глинистые.

Коллекторские свойства (пористость, проницаемость, нефтенасыщснность) продуктивных пластов наунакской свиты Первомайского месторождения определялись по данным исследования керна и интерпретации геолого-геофизических исследований. В связи с тем, что продуктивные пласты имеют распространение по всей территории месторождения, керн отбирался и анализировался в разрезах всех скважин. Всего проанализировано 70 образцов, но при подсчете запасов и построении геологической модели месторождения использовались только результаты исследований керна по скважинам, находившимся в пределах залежей (№ 131, 132, 133, 135), которых оказалось 69 образцов.

Анализ фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, выполненных на керновом материале в лабораторных условиях, показывает на незначительные вариации пористости в пределах разностей коллекторов при общем их низком значении, проницаемости 0,5 - 10 мд. По фильтрационно-емкостным свойствам коллекторы данного типа можно назвать уплотненными. Установленный предел коллектора пласта Ю составляет по пористости 10,1 %, по проницаемости 0,54 мд.

.6 Физико-химические свойства и состав пластовой жидкости и газа

Поверхностные пробы нефти были отобраны в скважинах № 131, 133, 135 и повторно в скважине № 133 в процессе повторного испытания. Проведенные исследования показали, что замеры плотности нефти в поверхностных условиях изменяются в интервале 816,2 - 838,6 кг/м3 и в среднем принятое значение плотности равно 832 кг/м3 по результатам анализа в скважине № 131. Вязкость нефти в поверхностных условиях изменяется в интервале 5,3 - 6,3 мПа*с. и принята равной 5,3 мПа*с. также по результатам анализа в скважине № 131. Содержание серы составляет 0,13 - 0,22 %, а парафинов 2,5 - 2,9 %

Определение газовых факторов также проводилось при испытании скважин № 131 и 133, где он составлял 66,6 м3/ м3 и 43 м3/ м3.

Относиться к результатам исследования проб пластовых флюидов по результатам исследования скважины № 135 и повторного исследования в скважине № 133, вероятно, необходимо с осторожностью, так как перфорация и последующий за ней гидроразрыва проведен в нефтенасыщенным пласте Ю совместно с газоконденсатонасыщенным пластом Ю.

Верхнеюрский водоносный комплекс представлен двумя водоносными комплексами, соответствующими продуктивным пластам Ю10 и Ю11, разделенными глинами толщиной 7 - 14 м. Скважины, вскрывшие пласт Ю10, средне- и высокодебитные. Минерализация изменяется от 32 до 40 г/л, с более высокими значениями в восточной части месторождения. Тип вод хлоридно-натриевый. Из редких элементов отмечено высокое содержание стронция (до 540 мг/л); в восточной части месторождения концентрация железа выше и достигает 150 мг/л.

Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс представлен отложениями покурской свиты. Воды комплекса используются для поддержания пластового давления. Воды по составу хлоридно-натриевые с минерализацией 17,9 г/л, бессульфатные, содержание общего железа около 1,9 мг/л.

Воды апт-альб-сеноманских отложений, применяемые для заводнения, близки по составу к водам продуктивных пластов, при смешивании не дают осадка.

2. Технико-технологический раздел

.1 Методы увеличения проницаемости призабойной зоны пласта

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) приводит к снижению дебитов в нефтяных скважинах и приемистости в нагнетательных скважинах. Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают или восстанавливают за счет создания или увеличения имеющихся дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, удаления из призабойной зоны смолопарафиновых отложений, окислов железа, механических примесей и т.д. Условно методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны скважин разделяют на: химические, механические, тепловые, физические и вибрационные. Нередко эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно для получения лучших результатов. Химические методы чаще применяются и дают хорошие результаты в карбонатных коллекторах, а также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества. Химические методы воздействия применяют, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗП (соли, железистые отложения и т.д.). Наиболее распространенным методом при этом является проведение кислотной обработки. Механические методы увеличения проницаемости ПЗП применяют в продуктивных пластах, сложенных плотными породами, с целью создания дополнительных новых или расширения существующих трещин в ПЗП с целью приобщения к процессу фильтрации новых удаленных частей пласта. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта, щелевая разгрузка и т.д.

Тепловые методы применяются в тех случаях, когда в ПЗП образуются смолопарафиновые отложения, а также при добыче вязких и высоковязких нефтей. Прогрев призабойной зоны с целью удаления из нее смол, парафина, асфальтенов осуществляют с помощью прогрева ПЗП глубинными электронагревателями, острым паром, перегретой водой, горячей нефтью и т.д. При этом в ПЗП должна создаваться и поддерживаться температура выше температуры плавления смолопарафиновых отложений. Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что и увеличивает проницаемость пород для нефти.

Последнее время с целью улучшения проницаемости ПЗП в нефтяных и нагнетательных скважинах применяют волновой, вибрационный, гидроимпульсный и акустический методы. Эти методы находятся в стадии доработки и совершенствования.

.2 Оборудование, применяемое при проведении кислотной обработки

Для проведения кислотной обработки применяют специальный агрегат «Азинмаш-30» (рисунок 3), смонтированный на шасси вездеходного автомобиля КРАЗ-257 или другого мощного автомобиля. Агрегат оснащен цистерной с двумя гуммированными секциями по 5,3 м3 каждая и дополнительной прицепной цистерной емкостью 6 м3 с гуммированной внутренней поверхностью ее двух отсеков. Агрегат «Азинмаш-30» оснащен трехплунжерным насосом типа 2НК-500; насос обеспечивает подачу от 1,03 до 12,2 л/с при давлениях закачки 5 - 7,6 Мпа. На промыслах иногда применяют цементированные агрегаты ЦА-320 (рисунок 4) и 2АН-500. Если поршневая система этих агрегатов выполнена не в кислотоупорном исполнении, то после окончания работ всю систему промывают чистой пресной водой.

Приготовление и перевозку кислотных растворов осуществляют в автоцистернах 4ЦР вместимостью 9 м3 или ЦР-20 вместимостью 17 м3 и в мерниках, гуммированных (гуммирование - покрытие резиной для предохранения от коррозии) или покрытых специальными лаками или эмалями. В промысловых условиях в карбонатных коллекторах применяют несколько видов обработок: кислотные ванны, простые кислотные обработки, термокислотные обработки, поинтервальные кислотные обработки, кислотные обработки в динамическом режиме и т.д.

Рисунок 3. Насосный агрегат для кислотных обработок Азинмаш-30: 1 - кабина машиниста (пульт управления); 2 - коробка отбора мощности; 3 - емкость для реагента; 4 - насос 4НК-500; 5 - выкидной трубопровод; 6 - редуктор; 7 - шланг для забора раствора кислоты из цистерны; 8 - цистерна для раствора кислоты; 9 - комплект присоединительных шлангов; 10 - ящик для инструментов; 11 - горловина цистерны

Рисунок 4. Цементировочный агрегат ЦА-320: 1 - шасси автомобиля КрАЗ-250, КрАЗ-65101, Урал-4320-1912-30; 2 - коробка отбора мощности, редуктор; 3 - блок водоподающий с центробежным насосом; 4 - насос НЦ-320; 5 - колено шарнирное 50*70; 6 - колено шарнирное сдвоенное 50*70; 7 - бак мерный с донными клапанами; 8 - бачок цементный; 9 - манифольд; 10 - труба L = 4065; 11 - труба L = 2065; 12 - труба L = 1140

.3 Технология проведения кислотной обработки

Перед началом проведения кислотной обработки в скважину спускают насосно-компрессорные трубы до забоя, промывают скважину, проводят опрессовку всей системы (от агрегата до забоя) водой или нефтью на полуторакратное давление от ожидаемого давления закачки раствора в пласт. На рисунке 5 показана схема обвязки устья и оборудования скважины для проведения кислотной обработки.

Рисунок 5. Схема размещения оборудования при кислотной обработке скважины

В схеме показан обратный клапан (10), который предназначен для предотвращения излива кислотного раствора из скважины при вынужденных остановках насосов, связанных с пропусками в системе, отказом насосных агрегатов и т.д.

После заполнения скважины водой или нефтью, промывки и опрессовки системы, при открытом межтрубном пространстве (задвижка 3) и устьевой задвижки (10) через устьевую арматуру (1) через НКТ начинают закачивать в скважину кислотный раствор насосными агрегатами (6) из емкости (7). Закачку раствора ведут до тех пор, пока первые порции кислотного раствора не дойдут до забоя. После этого закрывают задвижку межтрубного пространства (3) и в скважину закачивают расчетное количество кислотного раствора с продавкой его в призабойную зону пласта (11). Затем насосные агрегаты (6) останавливают и насосным агрегатом (8) залавливают кислотный раствор из НКТ в пласт продавочной жидкостью (обычно той, которой промывали скважину) из емкости (9).

Объем продавочного раствора берут из расчета емкости НКТ, межтрубного пространства прифильтровой зоны скважины плюс 200-300 л дополнительной жидкости для того, чтобы кислотный раствор несколько оттеснить от стенки скважины внутрь пласта.

После завершения продавки заданного объема кислотного раствора в пласт демонтируют обвязку устья, отсоединяют агрегаты и оставляют скважину для реагирования кислотного раствора с породами пласта. Время реагирования кислотного раствора с породой зависит от концентрации раствора, температуры и давления в пласте, а также от состава пород (карбонатности, глинистости и так далее). Скважину после кислотной обработки начинают осваивать через 10 - 12 часов, если пластовая температура не превышает 40°С, а на скважинах высокотемпературных (100°С и выше) - через 2-3 часа. Освоение чаще всего проводят с помощью компрессора. Компрессор в этих случаях заранее транспортируют на скважину, и после демонтажа обвязки устья и насосных агрегатов сразу обвязывают компрессор (УКП-80 или КС-100). Скважины осваивают через НКТ, нагнетая газ в затрубное пространство. Скважины могут осваиваться и другими способами (свабирование, промывка нефтью и так далее). После кислотной обработки нагнетательной скважины продукты реакции можно выбросить на поверхность самоизливом скважины или с применением метода аэрации (насыщение жидкости воздухом). В нагнетательных скважинах промывку, опрессовку системы и продавку кислотного раствора осуществляют той же водой, которую нагнетают в скважину.

При обработке скважин соляной кислотой кислота проникает, прежде всего, в наиболее проницаемые части пласта и трещины, а плохо проницаемые пропластки и участки остаются не охваченные кислотным раствором. В таких случаях делают повторные кислотные обработки под повышенным давлением. Высокопроницаемые участки при этом изолируют с помощью пакеров или закачивают в наиболее проницаемые участки высоковязкие эмульсии. После этого делают кислотную обработку, и кислота под давлением поступает в менее проницаемые участки.

На скважинах, где интенсивно выпадают смолопарафиновые отложения в ПЗП, эффективность кислотных обработок будет значительно выше, если предварительно расплавить и удалить из ПЗП эти отложения. Удаление смолопарафиновых отложений осуществляют или с помощью прокачки горячей нефтью, или делают так называемую термокислотную обработку.

Термокислотная обработка заключается в том, что на забой скважины, чаще всего, опускают магний, который при соприкосновении с соляной кислотой вступает с ней в химическую реакцию, сопровождающуюся выделением большого количества тепла. После спуска на забой магния (обычно прутки диаметром 2-4 мм, длиной 60 см) приступают к закачке кислоты в скважину как при обычной обработке. Можно применять и другие металлы. Например, при реакции соляной кислоты с твердым едким натром выделяется 592 ккал тепла на 1 кг натрия, при реакции с едким калием - 450 ккал тепла, а при реакции с магнием выделяется 4520 ккал тепла на 1 кг магния. После закачки первой порции соляной кислоты, предназначенной для термохимической обработки, сразу же закачивают кислотный раствор для заключительной стадии отработки. После завершения реакции скважину осваивают (удаляют продукты из пласта) и пускают в эксплуатацию. Чтобы солянокислотный раствор более глубоко проник в пласт, с целью повышения эффективности кислотной обработки применяют пенокислотные обработки.

Сущность пенокислотных обработок заключается в том, что в призабойную зону продуктивного пласта закачивается не обычный кислотный раствор, а аэрированный (аэрация - насыщение жидкости воздухом) раствор поверхностно-активных веществ с соляной кислотой в виде пены. При проведении пенокислотных обработок замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене, что способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт и приобщению к дренированию участков пласта, ранее не охваченных процессом фильтрации. Малая плотность кислотных пен (400-800 кг/м2) и их повышенная вязкость позволяют значительно увеличить охват пласта воздействием кислоты всей продуктивной толщины пласта.

При пенокислотной обработке улучшаются условия очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции: присутствие поверхностно-активных веществ снижает поверхностное натяжение как активной, так и отреагировавшей кислоты на границе с нефтью, а наличие сжатого газа в отреагировавшем растворе, расширяющегося во много раз при освоении скважины (компрессором при снижении забойного давления), улучшает условия и качество освоения. Оборудование для закачки в скважину кислотных пен состоит из кислотного агрегата, передвижного компрессора и смесителя-аэратора. В аэраторе происходит перемешивание раствора кислоты с воздухом и образование пены. Степень аэрации при объеме воздуха в м3 на 1м3 кислотного раствора обычно принимается в пределах 15-25. При пенокислотных обработках применяются следующие ПАВ: сульфанол, ОП-10, катапин А, дисольван и другие. Для замедления реакции добавки ПАВ к раствору соляной кислоты составляют от 0,1 до 0,5 % от объема раствора соляной кислоты. Обработку продуктивных пластов, сложенных песчаниками с глинистым цементом, проводят смесью плавиковой (фтористоводородной) кислоты НР с соляной кислотой. Такую смесь кислот называют грязевой кислотой или глино-кислотной. Такая смесь кислот не может применяться для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников, т.к. при ее воздействии на породу образуется осадок фтористого кальция СаF2, который способен закальматировать поровое пространство пласта. Взаимодействие грязевой кислоты с песчаником или песчано-глинистой породой приводит к растворению глинистых фракций и кварцевого песка (частично). При взаимодействии грязевой кислоты глины утрачивают пластичность и способность к разбуханию, а взвесь их в воде теряет свойство коллоидного раствора. Обрабатывают скважины грязевой кислотой в такой последовательности. Вначале в продуктивном пласте делают соляно-кислотную ванну. Если предполагают, что стенки эксплуатационной колонны покрыты цементной коркой, то в раствор соляной кислоты добавляют 1-1,5 % раствора плавиковой кислоты.

После этого в пласт закачивают 10-15 % раствора соляной кислоты для растворения в призабойной зоне карбонатов. Затем скважину осваивают с целью удаления продуктов реакции из пласта.

Рисунок 6. Схема технологической операции кислотной обработки ПЗП в динамическом режиме с использованием струйного насоса: а - расположение подземного оборудования в скважине, заполнение НКТ кислотным раствором; б - запакеровка межтрубного пространства, закачка кислотного раствора в пласт; в - спуск в НКТ шарового клапана, прокачка жидкости через струйный насос (создание депрессии); г - приподъем шарового клапана и закачка кислотного раствора в пласт; 1 - НКТ; 2 - струйный насос; 3 - пакер; 4 - хвостовик; 5 - шаровой клапан; 6 - продавочная жидкость; 7 - раствор кислоты

В скважину на НКТ (1) опускают струйный насос (2) и пакер (3) с хвостовиком (4), длина которого соответствует объему 1 - 1,5 м3. Конец хвостовика устанавливается против обрабатываемого пласта. НКТ заполняют ингибированным раствором соляной кислоты (рисунок 6 а), при этом скважинная жидкость вытесняется в затрубное пространство.

После этого с помощью пакера разобщают межтрубное пространство и цементировочным агрегатом ЦА-320 или АН-700 закачивают в пласт расчетное количество кислотного раствора на повышенной скорости. Раствор кислоты из НКТ вытесняется пресной или минерализованной водой (рисунок 6 б). Затем в скважину по НКТ спускают на скребковой стальной проволоке шаровой клапан (5). В конструкции струйного насоса используется шарик, который спускается в комплекте с насосом или сбрасывается в НКТ после спуска насоса. Шаровой клапан садится в клапанное седло и перекрывает центральный канал. Вслед за этим цементировочным агрегатом при заданном давлении через НКТ струйным насосом в затрубное пространство прокачивают жидкость.

При этом в призабойной зоне создается депрессия на пласт. Раствор соляной кислоты вместе с продуктами реакции выходит из пласта и частично заполняет хвостовик (рисунок 6 в). После этого приподнимают шаровой клапан и через определенное время (5 - 10 минут) расчетный объем раствора кислоты из хвостовика закачивают в пласт (рисунок 6 г). Затрубное пространство в этом случае перекрывают задвижкой. По вышеизложенной технологии проводят несколько циклов. В каждом последующем цикле увеличивают объем поступающей из пласта жидкости, а объем возвращаемой в пласт жидкости уменьшается. Процесс продолжается до полного освоения скважины. Кислотную обработку пласта в динамическом режиме можно проводить с помощью передвижного компрессора (УКП-80 или КС-100) и специального клапана. Схема кислотной обработки в динамическом режиме с использованием передвижного компрессора показана на рисунке 7.

Рисунок 7. Последовательность проведения кислотной обработки в динамическом режиме с использованием передвижного компрессора и клапана: а - расположение подземного оборудования в скважине, замещение скважинной жидкости на кислотный раствор; б - продавка кислотного раствора в пласт; в - спуск шарового отсекателя, вытеснение воздухом скважинной жидкости в межтрубное пространство; г - отток кислотного раствора из пласта за счет создавшейся депрессии; д - закачка кислотного раствора в пласт продавочной жидкостью; 1 - НКТ; 2 - корпус клапана; 3 - пакер; 4 - шаровой отсекатель

Кислотная обработка пласта проводится практически в той же последовательности, что и при использовании струйного насоса.

Способ кислотной обработки в динамическом режиме широко применяется на месторождениях с карбонатными.

.4 Гидравлический разрыв пласта

Для увеличения проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта, наряду с другими способами, применяется гидравлический разрыв пласта (ГРП).

ГРП - технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта за счет образования трещин или расширения и углубления в нем естественных трещин. Для этого в ПЗП закачивается жидкость под высоким давлением, превышающим горное давление и прочностные свойства породы пласта. В образовавшиеся при этом трещины вместе с жидкостью закачивается отсортированный кварцевый песок, чтобы не сомкнулись трещины после снятия давления на пласт.

ГРП происходит, как правило, при давлении ниже полного горного давления для глубоких скважин и равным или несколько большим, чем полное горное давление, для скважин небольшой глубины. Чаще всего давление разрыва на забое скважины превышает в 1,5 - 2 раза гидростатическое давление (давление, оказываемое покоящейся жидкостью).

Трещины, образовавшиеся в процессе ГРП шириной 2 - 4 мм, могут достигать в длину несколько десятков метров и, соединяясь между собой и с другими трещинами, значительно увеличивают проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта. ГРП является одним из эффективных способов повышения дебитов скважин. Дебиты скважин после ГРП увеличиваются в 2 и более раза. Однако в промысловой практике имеются случаи увеличения дебитов нефти по скважинам после ГРП в десятки и более раз. ГРП не только интенсифицирует выработку запасов, находящихся в зоне дренирования скважины (дренаж - удаление воды с участка), но и зачастую существенно расширяет эту зону, приобщая к выработке слабодренируемые пропластки, за счет чего увеличивается конечное извлечение.

ГРП применяется:

·        для интенсификации добычи нефти из скважин с сильно загрязненной призабойной зоной за счет создания трещин;

·        с целью обеспечения гидростатической связи скважины с системой естественных трещин пласта и расширения зоны дренирования;

·        для ввода в разработку низкопроницаемых залежей и перевода забалансовых запасов нефти в промышленные (к забалансовым относятся запасы <#"887656.files/image011.gif">

Рисунок 8. Арматура 2АУ-700: 1 - трубная головка (крестовина);  2 - патрубок; 3 - устьевая головка с сальником; 4 - пробковый кран

Рисунок 9. Схема расположения оборудования при ГРП: 1 - насосные агрегаты 4АН-700 или 5АН-700; 2 - пескосмесительные агрегаты типа 3ПА или 4ПА; 3 - автоцистерны для перевозки жидкостей ЦР-20; 4 - песковозы; 5 агрегаты для перевозки блока манифольда 1БМ-700; 6 -арматура устья 1АУ-700 или 2АУ-700; 7 - станция контроля и управления процессом (расходомеры, манометры и радиосвязь)

Рисунок 10. Насосный агрегат для ГРП 4АН-700: 1 - автомобиль КрАЗ-257; 2 - кабина управления; 3 - силовой агрегат; 4 - коробка скоростей; 5 - муфта сцепления; 6 - насосный агрегат; 7 - выкидной маинфольд; 8 - соединительные трубы высокого давления

Насосные агрегаты 4АН-700 (рисунок 10) и 5АН-700 изготавливаются в износостойком исполнении, монтируется на шасси трехосных грузовых автомобилей КРАЗ-257, максимальное давление этих агрегатов 70 Мпа при подаче 6 л/с. В качестве привода силовому агрегату используется дизельный двигатель мощностью 588 кВт. Двигатель установлен на платформе автомобиля и через коробку скоростей связан с приводным валом силового насоса.

Рисунок 11. Пескосмесительный агрегат ЗПА: 1 - центробежный насос 4ПС; 2 - силовой блок двигателя ГАЗ-51; 3 - смесительное устройство; 4 - наклонный шнек; 5 - бункер для песка; 6 - приемный трубопровод; 7 - раздаточный трубопровод; 8 - автомобиль КрАЗ-257

Для смешивания жидкости-пескосмесителя с песком (или другим наполнителем) применяются пескосмесительные установки типа 3ПА (рисунок 11) или 4ПА, смонтированные на автомобилях с высокой проходимостью. Смешение песка с жидкостью и подача смеси на прием насосных агрегатов механизированы.

Пескосмесительный агрегат 4ПА имеет грузоподъемность 50 т. Агрегат оборудован загрузочным шнеком. В этих агрегатах готовится смесь песка с жидкостью необходимой концентрации.

Перевозка жидкостей, потребных при ГРП, осуществляется в автоцистернах. При ГРП чаще используются автоцистерны ЦР-20, которые монтируются на автоцистернах 4МЗАП-552 и транспортируются сдельными тягачами КРАЗ-258. Кроме автоцистерны на шасси прицепа монтируется двигатель ГАЗ-51, центробежный насос 8К-18 и трехплунжерный насос 1В. Насосы приводятся в действие через коробку скоростей и редукторы от двигателя ГАЗ-51. Цистерна имеет емкость 17 м3, поплавковый указатель уровня и змеевик для подогрева жидкости с помощью паропередвижной установки в зимнее время. Трехплунжерный насос 1В снабжен воздушным компрессором, имеет подачу 13 л/с, максимальное давление 1,5 Мпа при 140 ходах в минуту. Центробежный насос 8К-18 имеет подачу 60 - 10 л/с (по воде), напор до 20 м и предназначен для подачи жидкости в пескосмесительный агрегат. Блок манифольда 1БМ-700 высокого давления (70 МПа) с подъемной стрелой для погрузки и разгрузки деталей манифльда предназначается для обвязки выкидных линий нескольких насосных агрегатов высокого давления и присоединения их к арматуре устья скважины.

Манифольдный блок транспортируется на специально изготавливаемой платформе вездеходного автомобиля. Для дистанционного контроля за процессом ГРП применяется станция контроля и управления. Эта станция комплектуется контрольно-измерительной и регистрирующей дистанционной аппаратурой, а также громкоговорителями и усилителями для звуковой и телефонной связи с отдельными агрегатами и исполнителями. Для соблюдения техники безопасности все агрегаты оснащаются искрогасителями и располагаются радиаторами от скважины, чтобы можно было беспрепятственно отъехать при аварийной или пожарной безопасности. Это особенно важно, когда ГРП проводится с использованием жидкостей на нефтяной основе.

В последнее время применяются агрегаты для перевозки наполнителя и подачи его с помощью шнековых винтов ко второму специальному агрегату-смесителю, снабженному шнековыми винтами, насосом, подающим жидкость-песконоситель в смесительную камеру, и различными дополнительными механизмами, автоматизирующими дозировку жидкости и наполнителя в зависимости от требуемой концентрации и темпов закачки песконосителя в скважину. Бункерный агрегат и смесительная машина монтируется на шасси тяжелогрузных автомобилей. Совершенствуются и создаются новые технологии ГРП. Вместе с этим совершенствуются и создаются новые, более эффективные агрегаты и оборудование для ГРП.

.5 Механические методы воздействия на пласт

.5.1 Использование взрывных веществ

К ним относятся:

·        Пулевая перфорация;

·        Кумулятивная перфорация;

·        Общее торпедирование;

·        Направленное торпедирование;

·        Направленная перфорация взрывными снарядами.

При недостаточной нефтеотдачи можно повторно произвести обычную перфорацию пулевым перфоратором. Для повышения ее эффективности скважину заполняют жидкостями, не загрязняющими вновь созданные перфорационные отверстия.

При наличии твердых и плотных пород можно торпедировать продуктивный пласт взрывчатым веществом, спускаемым в интервал залегания пласта в гильзах, оснащенных электрическими взрывателями. Гильзы изготавливают из металла, асбеста или пластмассы. В качестве взрывчатых веществ наиболее часто применяют нитроглицерин, динамит, тротил и т.п. Взрыв может создать в продуктивном пласте каверна и трещины. Таким образом, увеличивается проницаемость пласта в зоне с большим радиусом (создание микро- и макротрещин, которые могут распространяться на десятки метров).

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

Перфораторы с взрывными снарядами создают круглые отверстия в колонне и цементном камне, проникая в породу и взрываясь, образуют каверны и трещины.

Кумулятивный перфоратор состоит из устройства, в ячейках которого содержатся снаряды кумулятивного действия. Каждая ячейка с противоположной стороны взрывателя оснащена выемкой соответствующего профиля (например, в форме конуса). Таким образом, газообразные продукты взрыва распространяются вдоль оси заряда в виде мощной струи, которая создает в колонне, цементе и породе канал соответствующего направления.

2.5.2 Гидропескоструйная перфорация <#"887656.files/image015.gif"> <#"887656.files/image016.gif"> <#"887656.files/image017.gif">

Рисунок 14. Гидравлический вибратор золотникового типа: 1 - ствол - стакан со щелевыми прорезями на образующей цилиндра; 2 - цилиндрический золотник; 3 - шариковые опоры

В корпусе ГВЗ жестко на резьбе закреплен ствол (1), имеющий щелевые отверстия по образующей цилиндра. На стволе, на подшипнике качения свободно вращается цилиндрический золотник (2), так же имеющий щелевые отверстия, выполненные под углом к образующей. Золотник устанавливается на шариковых опорах (3).

При прокачке золотник вращается и периодически открывает или закрывает проход потоку жидкости, в результате создаются небольшие гидравлические удары, число которых может быть доведено до 30 000 в минуту. В качестве рабочей жидкости применяют нефть, раствор соляной кислоты, керосин или их смеси.

3. Специальный раздел

.1 Устройство для разрыва пласта

Устройство для разрыва пласта относится к средствам для добычи нефти.

Известны способы воздействия на ПЗП для повышения притока, в которых для образования трещин используется сила взрыва порохового заряда в стволе скважины. При взрыве заряда, установленного в скважине против продуктивного пласта, образуется каверна, увеличивающая диаметр скважины и сеть трещин, расходящихся от скважины в радиальном направлении (ГРП).

На том же принципе воздействия на пласт основано использование порохового заряда замедленного действия (ракетного топлива). Напротив перфорированного интервала устанавливается цилиндр, заполненный твердым топливом. При поджигании топлива происходит взрыв длительностью 40 мс, в результате которого образуется большое количество углекислого газа. Давления углекислого газа достаточно для образования в окружающей породе длинных трещин (ГРП). Методы повышения производительности скважин, основанные на использовании силы взрыва, далеко не всегда приносят ожидаемый эффект и часто приводят к повреждению обсадной колонны или разрушению скважин. Кроме того, при использовании быстрогорящих зарядов в нефтяном пласте образуются вертикальные трещины, которые иногда не имеют сообщения с зной перфорации, что снижает эффект. Известны случаи спекания поверхностного слоя пласта, что приводит к снижению коллекторских свойств образованию кольматационного экрана. Продукты разрушения пласта перекрывают перфорационные отверстия, что также является отрицательным фактором. Конструкции известных газогенераторов также обладают рядом недостатков.

Корпусные, у которых топливо находится в металлическом корпусе с отверстиями для выхода газа, могут изменять поперечные размеры за счет нагрева корпуса и высокого давления внутри него, что приводит к аварийным ситуациям. Кроме того, может происходить поджег топлива выходящими газами через выше находящиеся отверстия, что отрицательно сказывается на динамике горения, то есть не обеспечивается торцевое горение.

Безкорпусные, у которых топливо находится в картонной гильзе, не обеспечивают направления струи газа, а иногда разрушаются от вибрации, создаваемой в процессе горения образующимися газами. В них трудно создать условия для торцевого горения заряда, что также отрицательно сказывается на качестве обработки пласта.

К общему недостатку известных термогазогенераторов можно отнести самопроизвольное перемещение по стволу скважины из-за несбалансированных потоков газа и создание реактивных составляющих.

Для увеличения эффекта ГРП при помощи пороховых газогенераторов в скважину закачивают различные химические реагенты, такие как ПАВ, кислоты, щелочи и т.д. Закачку производят по колонне НКТ, и реагент заполняет весь объем скважины.

При использовании кислот и щелочей интенсивному разрушению подвергаются обсадные трубы, колонна НКТ и вспомогательное оборудование.

При использовании гидрокислотного способа обработки требуется большое количество реагента, при этом невозможно создать высокую концентрацию кислоты и других активных реагентов. Процесс обработки занимает много времени, что увеличивает простой скважины. Большие сложности возникают при утилизации отработанного реагента.

Известно устройство для очистки призабойной зоны скважины, которое состоит из герметичного корпуса имплозионной камеры с клапаном и механизма открытия клапана. Имплозионная камера заполнена атмосферным воздухом. Для повышения притока камеру устанавливают в непосредственной близости от перфорированной зоны пласта. После открытия клапана происходит быстрое заполнение камеры скважинной и пластовой жидкостью. При этом в зоне, примыкающей к прибору, возникает сначала резкое снижение гидростатического давления, а затем его повышение, возникающее от движения столба жидкости, и в дальнейшем наблюдается затухающий колебательный процесс. Возникающие при этом перепады давления осуществляют очистку поровых каналов в пласте. Данная технология намного дешевле и безопаснее методов, основанных на использовании силы взрыва, но длительность и эффективность процесса воздействия на пласт зависит от емкости камеры и скорости ее заполнения жидкостью. При большой плотности и низкой проницаемости пород продуктивного пласта, технология имплозионной обработки пласта может вообще не дать должного эффекта. Использование имплозионного метода при помощи имплозионного устройства, спускаемого на каротажном кабеле, резко сокращает трудозатраты и время на обработку скважины, но имеет и недостатки, связанные с ограниченными прочностными свойствами кабеля. Известные устройства производят забор флюида с нижнего конца имплозионной камеры, таким образом создавая реактивное усилие, направленное на растяжение кабеля. Указанный недостаток ограничивает возможности имплозионного метода в кабельном варианте, так как невозможно увеличить объем камеры больше допустимой прочности используемого кабеля. По той же причине ограничена и скорость заполнения камеры пластовой и скважинной жидкостью.

За прототип может быть выбран способ и устройство для гидроразрыва горных пород, включающий заполнение продуктивной зоны пенообразующим раствором, создание высокого давления путем воздействия на стенки скважины продуктами сгорания с образованием в призабойной зоне пены высокого давления.

Устройство для применения этого способа представляет собой термогазогенератор, состоящий из корпуса, в нижней части которого размещены пороховые заряды, а выше расположена камера догорания с сопловидными отверстиями и пакерным механизмом, который приводится в действие газами, образовавшимися при сгорании пороховых зарядов замедленного действия. Устройство доставляется в обрабатываемый интервал на каротажном кабеле.

Недостатками этого способа является возможность перемещения устройства вверх по скважине под действием избыточного давления создаваемого газами в призабойной зоне, а также разрушения пакера и уплотнительных элементов в пакерном механизме под действием высокой температуры газа. Кроме того, использование НКТ для закачивания пенообразующих растворов в зону обработки приводит к простою скважины и дополнительным затратам на оплату этих услуг.

Рисунок 15. Устройство для ГРП

Предлагается устройство для ГРП (Рисунок 15), которое состоит из двух имплозионных камер (1), размещенных одна над другой и соединенных между собой соединительной муфтой (2) с радиальными сквозными щелями (3) и изолированных от окружающей среды двумя управляемыми клапанами (4). К нижнему концу имплозионной камеры присоединен термогазогенератор (5), в верхнюю часть которого помещают заряд из горючего материала, а снизу прикреплена камера догорания (6), с сопловидными отверстиями (7), число и площадь которых определяет скорость сгорания топлива, а форма - направление газовой струи.

Снизу к камере догорания прикреплен баллон с химическим реагентом (8), причем химический реагент испаряется в процессе сгорания топлива, а состав и количество реагента подбирают в зависимости от вещественного состава и типа обрабатываемого пласта коллектора. В качестве химического реагента могут быть выбраны кислоты, например соляная, серная, азотная, пенообразующие растворы, поверхностно-активные вещества, твердосплавные наполнители. Выше верхней имплозионной камеры устанавливают датчики давления и температуры (10) для измерения давления и температуры флюида как внутри, так и снаружи верхней имплозионной камеры, а результаты измерения обрабатываются и кодируются для передачи информации по каротажному кабелю (13) на поверхность электронным блоком (11), с помощью центраторов (9) устройство располагают строго по оси скважины для обеспечения равномерного воздействия на пласт. Наверху верхней имплозионной камеры размещен стравливающий клапан (12) для стравливания избыточного давления.

Устройство работает следующим образом:

Устройство на каротажном кабеле (13) опускают в скважину и устанавливают термогазогенератор (5) против интервала пласта, подвергаемого обработке. По команде оператора, переданной по каротажному кабелю (13), запускают термогазогенератор (5), при горении топлива выделяется газ, который заполняет камеру догорания (6) и, после достижения давления, превышающего гидростатическое, начинает истекать в скважину через сопловидные отверстия (7) в радиальном направлении. Температура газа, заполняющего камеру догорания (6), позволяет активно испарять химический реагент, который находится в баллоне (8), причем интенсивность газообразования определяется скоростью горения топлива, которая в свою очередь зависит от давления газа в камере догорания (6), то есть суммарную площадь сопловидных отверстий (7) выбирают таким образом, чтобы давление газа в скважине превышало давление ГРП.

Образовавшийся в скважине газовый пузырь проникает через перфорационные отверстия обсадной колонны и оказывает термохимическое воздействие на обрабатываемый пласт и, когда давление в газовом пузыре достигает давления гидроразрыва пласта, в пласте образуются трещины, поверхность которых также подвергается термохимическому воздействию, что позволяет получить трещины достаточной раскрытости и протяженности. Режим работы термогазогенератора (5) контролируют измерением давления и температуры датчиками (10), показания которых с помощью электронного блока (11) по каротажному кабелю (13) передают на поверхность и по полученным показаниям определяют время работы термогазогенератора (5).

После окончания работы термогазогенератора (5) устройство опускают и устанавливают соединительную муфту (2) против интервала пласта, подвергаемого обработке, и по сигналу с поверхности открывают управляемые клапана (4), после чего пластовый флюид с расплавленными и растворенными асфальтенами и обломками породы через радиальные сквозные щели (3) затягивается в имплозионные камеры (1).

В результате большого перепада давления между атмосферным в имплозионных камерах и давлением в пласте получается как бы резкий "хлопок", который способствует очищению пласта и перфорационных отверстий от продуктов термохимического воздействия, а вслед за этим действует гидродинамический удар всего столба жидкости на стенки скважины, в результате чего в пласте образуются новые и раскрываются ранее образованные трещины. В дальнейшем наблюдается затухающий колебательный процесс, и возникающие при этом перепады давления осуществляют дополнительную прочистку поровых каналов в пласте. Процесс, происходящий в имплозионных камерах и в скважине, фиксируют датчиками давления и температуры (10), по данным которых определяют эффективность воздействия и, в случае необходимости обработку пласта повторяют. Устройство состоит из отдельных частей, сборку которых обеспечивают унифицированные соединительные узлы. Поэтому в случае необходимости можно использовать различные варианты этих частей. В тех случаях, когда обрабатываемый пласт расположен близко к забою скважины, нижнюю имплозионную камеру можно не использовать. При необходимости дополнительной очистки пласта можно убрать термогазогенератор (5). В случае очистки призабойной зоны и забоя скважины можно убрать нижнюю имплозионную камеру (1) и термогазогенератор (5).

Таким образом, предлагаемое устройство позволяет одновременно воздействовать на пласт и призабойную зону комбинацией нескольких методов воздействия, а именно, теплового, газового, химического и физического, что значительно повышает эффективность воздействия и расширяет круг решаемых задач. К достоинствам предлагаемого устройства относится то, что оно равномерно воздействует на пласт за счет плавного нарастания давления в интервале обрабатываемого пласта, позволяет создавать в пласте горизонтальные трещины, дает возможность локального и мощного депрессионного удара по пласту, исключает смещение устройства по стволу скважины, обеспечивает высокую химическую агрессивность газа по отношению к пласту, позволяет производить экспресс-анализ эффективности воздействия и оптимизировать работы на скважине, а также обеспечить экологическую безопасность при использовании химических реагентов.

. Экономический раздел

.1 Расчет основной заработной платы

На заданное количество основных и вспомогательных рабочих составляется ведомость в таблицу 2.

Таблица 2. Ведомость количества работников

Заработную плату определяем по формуле (1):

                                                                                                   (1)

Где Ч - численность рабочих соответствующего разряда, чел.

Т - затраты времени рабочего соответствующего разряда на проведение мероприятия, ч.

Сч - часовая тарифная ставка рабочего соответствующего разряда, руб.

Расчет заработной платы сводим в таблицу 3:

Таблица 3. Расчет распределения зарплаты на основе часовых тарифных ставок

Рассчитываем сумму доплат, учитывающую размер премии по каждой категории работников по формуле (2):

                                                                                                           (2)

Где Нпр - размер премии в процентах от прямой заработной платы, %.

Определяем заработную плату рабочих с учетом доплат (расчетную заработную плату) по формуле (3):

                                                                                             (3)

Определяем заработную плату с доплатой по районному коэффициенту к зарплате по формуле (4):

                                                                                                  (4)

Где Кр - районный коэффициент к зарплате.

Рассчитываем доплату за работу в районах Крайнего Севера и приравненных к ним местностях по формуле (5):

                                                                                                           (5)

Где g - размер доплаты в процентах от расчетной заработной платы за работу в районах Крайнего Севера и приравненных к ним местностях.

Рассчитываем общую сумму основной заработной платы рабочих по формуле (6):

                                                                             (6)

Где N - количество скважин, шт.

4.2 Расчет дополнительной заработной платы

                                                                                                     (7)

Где Д - размер дополнительной заработной платы в процентах к основной заработной плате, %.

4.3 Расчет отчислений на социальные нужды

Стоимость материалов, расходуемых на проведение мероприятия, определяется по формуле (8):

                                                                                          (8)

Где О - размер отчислений на социальные нужды от суммы основной и дополнительной заработной платы, %.

4.4 Расчет стоимости материалов

Стоимость материалов, расходуемых на проведение мероприятия, определяется по формуле (9):

                                                                                                  (9)

Где Цм - цена материала, руб.

М - количество материала, расходуемого на проведение мероприятия.

Расчет стоимости материалов сводим в таблицу 4.

Таблица 4. Расчет стоимости материалов

5. Охрана окружающей среды

.1 Охрана окружающей среды при проведении ГРП

Окружающая среда при ГРП может быть загрязнена рабочими жидкостями, которые остаются по окончании процесса или же разлиты из-за небрежного обращения. В подготовительно-заключительный период из-за нарушений режимов глушения скважины или процесса освоения ее возможны выбросы скважинной жидкости вплоть до неуправляемого фонтанирования.

Примыкающим к скважине землям ущерб может быть причинен и техническими средствами: агрегатами, пескосмесителями, автоцистернами и другой спецтехникой, применяемой при гидроразрывах, в случаях отсутствия подъездных путей к скважине, при их неудовлетворительном состоянии и нарушении маршрутов следования.

Используемые для контроля гидроразрыва радиоактивные изотопы также могут оказаться источником заражения окружающей среды при небрежном обращении с ампулами и контейнерами или активированными материалами (зернистыми или жидкими).

Для предупреждения загрязнения окружающей среды при ГРП проводятся следующие основные мероприятия:

.        Остатки жидкостей гидроразрыва из емкостей агрегатов и автоцистерн сливаются в промышленную канализацию, нефтеловушку или специальную емкость. Сливать их на землю запрещается;

.        Все углеводороды, оказавшиеся на территории вокруг скважины, по окончании работ собираются и утилизируются либо вывозятся, если утилизация невозможна;

.        В случае если возникло неуправляемое фонтанирование, срочно сооружается земляной вал для ограничения возможности растекания пластового флюида по большой территории;

.        Территория вокруг добывающей скважины в соответствии с действующими нормами ограждена земляным валом и благоустроена;

.        Примыкающая к скважине территория в случае причинения ущерба при подъездах и т.д. рекультивируется для сельскохозяйственного или иного пользования;

.        По окончании работы территорию скважины и одежду работавших проверяется и необходимо убедиться в отсутствии опасных концентраций радиоактивных веществ;

.        Остатки неиспользованных изотопов, а также жидкость после промывки емкостей и насосов, подвергавшихся воздействию изотопов, разбавляется водой до безопасной концентрации и хоронится в специально отведенном месте.

Надо помнить, что любое вмешательство человека в природу не остается бесследно. Борьба с загрязнением окружающей среды - одна из важнейших проблем современности.

.2      Охрана окружающей среды при кислотной обработке скважин

Все работы по закачке химических реагентов в скважины должны осуществляться в соответствии с нормативными документами, актами, положениями и правилами по охране окружающей среды, действующими на территории РФ:

.        Закон РФ от 21.02.1992 г. № 2395-1 «О недрах»;

2.      Федеральный закон от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды»;

.        Федеральный закон от 04.05.1999 г. № 96-ФЗ «Об охране атмосферного воздуха»;

.        Федеральный закон от 24.06.1998 г. № 89-ФЗ «Об отходах производства и потребления».

Водный Кодекс Российской Федерации от 03.06.2006 г. № 74-ФЗ.

При обработках скважин в пойменных зонах естественных водоемов администрацией предприятия совместно с организациями санитарного надзора и бассейновой инспекцией должны быть разработаны дополнительно мероприятия, обеспечивающие предотвращение загрязнения грунтовых паводковых вод вредными веществами и производственными отходами.

Необходимо обеспечить герметичность системы по закачке химических композиций. При аварийных разливах химические реагенты следует немедленно собрать в приямок и на месте нейтрализовать.

Отложения и остатки химических реагентов, извлекаемые при очистке емкостей, аппаратов и коммуникаций подлежат захоронению в местах, отведенных по согласованию с местными органами пожарного и санитарного надзора.

По окончанию обработки скважины необходимо очистить загрязненные нефтью и химическими реагентами участки вокруг скважины.

При выбросах компонентов композиций из емкостей, разлива реагентов на грунт, необходимо загрязненные участки земли засыпать песком с последующим удалением в шламонакопитель для захоронения в соответствии с методическими указаниями.

6. Охрана труда и противопожарная безопасность

.1 Требования безопасности при повышении нефтегазоотдачи пластов и производительности скважин

.        Работы по нагнетанию в скважину газа, пара, химических и других агентов проводятся в соответствии с планом работ, утвержденным пользователем недр (заказчиком). В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.

.        Перед проведением работ по повышению нефтегазоотдачи пластов должна проводиться опрессовка эксплуатационной колонны на давление, установленное планом работ. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/см2 (0,5 МПа). Присутствие представителя заказчика на опрессовке обязательно. Результаты опрессовки оформляются актом.

.        В случае производства работ (ГРП, кислотные обработки, различные заливки и т.д.), требующих давлений, превышающих давления опрессовки обсадной колонны, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.

.        При закачке газа, пара, химических и других агентов на нагнетательной линии у устья скважины должен быть установлен обратный клапан.

.        Нагнетательная система после сборки до начала закачки должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

.        При гидравлических испытаниях нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, устанавливаемой планом работ. Ликвидация утечек под давлением в системе запрещается.

.        Перед началом технологического процесса на скважине с применением передвижных агрегатов руководитель работ обязан убедиться в наличии двусторонней переговорной связи.

.        Перед началом работы по закачке газа, пара, химических и других агентов и после временной остановки в зимнее время необходимо убедиться в отсутствии в коммуникациях насосных установок и в нагнетательных линиях ледяных пробок.

.        Обработка ПЗП и интенсификация притока в скважинах с негерметичными колоннами и заколонными перетоками запрещается.

.        На период тепловой и комплексной обработки вокруг скважины и применяемого оборудования должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 50 м.

.        Передвижные насосные установки необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Другие установки для выполнения работ (компрессор, парогенераторная установка) должны размещаться на расстоянии не менее 25 м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.

.        Технологические режимы ведения работ и конструктивное исполнение агрегатов и установок должны исключить возможность образования взрывопожароопасных смесей внутри аппаратов и трубопроводов.

.        На всех объектах (скважинах, трубопроводах, замерных установках) образование взрывоопасных смесей запрещается, в планах проведения работ необходимо предусматривать систематический контроль газовоздушной среды в процессе работы.

.        Выкидная линия от предохранительного устройства насоса должна быть жестко закреплена и выведена в сбросную емкость для сбора жидкости или на прием насоса.

.        Вибрация и гидравлические удары в нагнетательных коммуникациях не должны превышать показатели, установленные в планах работ.

.2 Требования безопасности при закачке химических реагентов

.        На месте проведения работ по закачке агрессивных химреагентов (серной, соляной, фторной кислоты) должен быть:

·        аварийный запас спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты;

·        запас чистой пресной воды.

.        нейтрализующие компоненты для раствора (мел, известь, хлорамин).

.        Остатки химреагентов следует собирать и доставлять в специально отведенное место, оборудованное для утилизации или уничтожения.

.        После закачки химреагентов или других вредных веществ до разборки нагнетательной системы агрегата должна прокачиваться инертная жидкость объемом, достаточным для промывки нагнетательной системы. Сброс жидкости после промывки должен производиться в сборную емкость.

.        Для определения концентрации паров серной кислоты и серного ангидрида бригада должна быть обеспечена газоанализаторами.

.        Загрузка термореактора должна проводиться непосредственно перед спуском его в скважину.

.        Загруженный термореактор, емкости и места работы необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от нагнетательных трубопроводов и емкостей с кислотами.

.3 Требования безопасности при гидравлическом разрыве пласта

.        ГРП проводится под руководством ответственного инженерно-технического работника по плану работ, утвержденному техническим руководителем организации.

.        Во время проведения ГРП находиться персоналу возле устья скважины и у нагнетательных трубопроводов запрещается.

.        Напорный коллектор блока манифольдов должен быть оборудован датчиками контрольно-измерительных приборов, предохранительными клапанами и линией сброса жидкости, а нагнетательные трубопроводы - обратными клапанами. Схема обвязки устья скважины перед проведением ГРП согласовывается с противофонтанной службой.

.        После обвязки устья скважины необходимо опрессовать нагнетательные трубопроводы на ожидаемое давление при гидравлическом разрыве пласта с коэффициентом запаса не менее 1,25.

.        При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применять ингибиторы коррозии.

.4 Противопожарная безопасность на предприятии

Во всех производственных, административных, складских и вспомогательных помещениях на видных местах должны быть вывешены таблички с указанием номера телефона вызова пожарной охраны.

Правила применения на территории предприятий открытого огня, проезда транспорта, допустимость курения и проведения временных пожароопасных работ устанавливаются общими объектовыми инструкциями о мерах пожарной безопасности.

Для тушения пожаров на производственных объектах применяются огнетушащие вещества разного состава, структуры и свойств во всех агрегатных состояниях. В число их входят: вода, воздушно-механическая пена, водяной пар.

Для ликвидации пожаров на стадии их возникновения широко используют ручные порошковые огнетушители типа ОП-2, ОП-5, ОП-10, углекислотные ОУ-2, ОУ-5, ОУ-8, а также передвижные порошковые огнетушители ОП-50, ОП-100.

Принцип действия огнетушителя основан на использовании энергии газа для аэрирования и выброса огнетушащего порошка. Для приведения огнетушителя в действие необходимо выдернуть опломбированную чеку и резко ударить по кнопке пуска. При этом боек приводит в действие ХИГ. В результате чего, рабочий газ поступает в корпус огнетушителя, аэрирует порошок и создает в корпусе огнетушителя в течении 5 сек. рабочее давление, после чего огнетушитель готов к работе. Дальнейшее управление работой огнетушителя осуществляется путем нажатия кисти на ручку пистолета-распылителя, при этом огнетушащий порошок через рукав и сопло пистолета-распылителя подается на очаг пожара.

Каждый работник, обнаруживший пожар или признаки горения (задымление, запах гари, повышение температуры и т.п.) обязан:

немедленно сообщить об этом в пожарную охрану по телефону - 01 (при этом необходимо назвать адрес объекта, место возникновения пожара, а также сообщить свою фамилию);

принять меры по эвакуации людей, тушению пожара и сохранности материальных ценностей;

сообщить руководителю предприятия или другому должностному лицу.

Старшее должностное лицо, прибывшее к месту пожара, обязано:

продублировать сообщение о возникновении пожара в пожарную охрану и поставить в известность руководителя предприятия, управления;

в случае угрозы жизни людей немедленно организовать их спасение, используя для этого имеющиеся силы и средства;

при необходимости отключить электроэнергию, остановить работы способствующие развития пожара и задымления помещений здания;

прекратить все работы в здании, кроме работ, связанных с мероприятиями по ликвидации пожара;

удалить за пределы опасной зоны всех работников, не участвующих в тушении пожара;

осуществить общее руководство по тушению пожара до прибытия подразделения пожарной охраны;

обеспечить соблюдение требований безопасности работниками, принимающими участие в тушении пожара;

одновременно с тушением пожара организовать эвакуацию и защиту материальных ценностей;

организовать встречу подразделений пожарной охраны и оказать помощь в выборе кратчайшего пути для подъезда к очагу пожара и наружному противопожарному водопроводу.

По прибытию пожарного подразделения руководитель предприятия ( или лицо, его замещающее) обязан проинформировать руководителя тушения пожара о наличии людей в здании, конструктивных и технологических особенностях объекта, прилегающих строений и сооружений, количестве и пожароопасных свойствах хранимых и применяемых веществ, и других сведениях, необходимых для успешной ликвидации пожара, а также организовать привлечение сил и средств объекта к осуществлению необходимых мероприятий, связанных с ликвидацией пожара и предупреждение его развития.

Лица, виновные в нарушении правил пожарной безопасности, в зависимости от характера нарушений и последствий, несут дисциплинарную, материальную или уголовную ответственность.

Ответственность за состоянием пожарной безопасности предприятий, за содержание в исправном состоянии средств пожарной защиты, использование пожарной техники по прямому назначению, а также выполнение предписаний Государственного пожарного надзора возлагается персонально на руководителя предприятия.

Ответственность за пожарную безопасность отдельных объектов (цехов, складов, мастерских и т.п.) несут руководители объектов или лица, исполняющие их обязанности, которые назначаются приказами руководителя предприятия

Территория объектов, производственных зданий и оборудование должно постоянно содержаться в чистоте и порядке.

Не допускать замазученность производственной территории, помещений и оборудования, загрязнение легковоспламеняющимися и горючими жидкостями (ЛВЖ и ГЖ) , мусором и отходами производства.

Хранение нефти, ЛВЖ и ГЖ в открытых ямах и амбарах не допускается.

Запрещается складирование сгораемых материалов в производственных помещениях и на территории цеха.

Закрытие переездов, участков дорог (с целью ремонта или по другим причинам) и устройство объездного пути допускается с разрешения руководителя цеха по согласованию с пожарной охраной.

Скорость, движение транспортных средств и грузоподъемных машин, а также перевозка крупногабаритного груза и оборудования по дорогам ДНС не более 15 км/час.

Глушители транспортных средств, осуществляющих движение по территории ДНС и кустовым площадкам, должны быть оборудованы искрогасителями.

Отогревать замерзшую аппаратуру, арматуру, трубопроводы,задвижки разрешается только паром или горячей водой. Использование для этих целей паяльных ламп и других способов применения открытого огня запрещается, а также запрещается применять для освещения объектов и складских помещений факелы, спички и т.д.

Дороги, проезды, подъезды и проходы к зданиям, сооружениям, водоисточникам, к наружным стационарным пожарным лестницам и пожарному инвентарю должны быть всегда свободными, а зимой очищаться от снега.

При раскопках дорог следует оставлять проезды шириной не менее 3,5 метра, а также устраивать мостики через траншеи. В случае невозможности оставления проезда должен быть устроен объезд шириной 3,5 м. для движения пожарных машин.

Проходы, выходы, коридоры, тамбуры, лестничные клетки должны постоянно содержаться в исправном состоянии и ничем не загромождаться. Все двери эвакуационных выходов должны свободно открываться в направлении выхода из здания.

Перед зданиями и сооружениями должны быть вывешены таблички с указанными местонахождения средств пожаротушения, которые обязаны знать все работающие.

Курение на территории цеха допускается в специально отведенных местах оборудованных урнами для окурков и емкостями с водой. В этих местах должны быть вывешены надписи “Место для курения“.

На проведение всех видов огневых работ на временных местах должен быть оформлен наряд-допуск.

Технологическое оборудование, на котором предусматривается проведение огневых работ, должно быть приведено во взрывопожаробезопасное состояние путем:

освобождения от взрывопожароопасных веществ;

отключения от действующих коммуникаций (за исключением коммуникаций, используемых для подготовки к проведению огневых работ);

предварительной очистки, промывки, пропарки, вентиляции и т.п.

С целью исключения попадания раскаленных частиц металла в смежные помещения, соседние этажи и т.п. все смотровые, технологические и другие люки (лючки), вентиляционные, монтажные и другие проемы (отверстия) в перекрытиях, стенах и перегородках помещений, где проводятся огневые работы, должны быть закрыты негорючими материалами.

.5 Противопожарная безопасность при гидравлическом разрыве пласта

Существует пожарная опасность, связанная с применением в качестве жидкости разрыва вязкой нефти, мазутных смесей и др. В связи с этим, особое внимание должно быть обращено на то, чтобы над местом установки насосных и пескосмесительных установок, автоцистерн или емкостей для нефти, а также напорных линий, не проходили силовые или осветительные воздушные электролинии.

Топливные баки силовой установки должны быть расположены в пожаробезопасном месте и защищены от повреждений. Автоцистерны с горючими веществами должны иметь надпись «Огнеопасно», а также должны быть оснащены углекислотными огнетушителями, кошмой и лопаткой.

Выхлопные трубы установок и других машин, применяемых при гидроразрыве, должны быть снабжены глушителем с искрогасителем.

При производстве ГРП с использованием огнеопасных жидкостей на кусте должны находиться 2 пожарных автомобиля. В одном из пожарных автомобилей должно находиться не менее 5 тонн сухого химического реагента, предназначенного для тушения пожаров на нефтяной основе. Во втором пожарном автомобиле должно находиться не менее 5 м3 воды и не менее 350 литров вспенивающего агента.

Пожарный автомобиль с сухим химическим реагентом должен быть установлен на расстоянии не менее 25 метров перед устьем скважины по направлению ветра. Этот автомобиль служит для обеспечения защиты устья скважины, насосных установок и прочего электрического оборудования. Он должен быть оборудован флагом для определения направления ветра.

Пожарный автомобиль, рассчитанный на использование пены, обслуживаемый одним профессиональным пожарным, должен быть установлен на расстоянии не менее 15 метров от булитов с жидкостью для ГРП в стороне, противоположной направлению ветра. Кабина должна быть направлена в сторону от булитов. Этот автомобиль служит для обеспечения защиты булитов ГРП и смесителя.

Запрещено устанавливать пожарные автомобили в местах, где они блокируют выезды с куста или аварийные маршруты оборудования ГРП.

Перед началом ГРП пожарные обязаны развернуть рукава, оборудованные соответствующими наконечниками.

Во время замешивания жидкости ГРП, опрессовки и процесса ГРП пожарные должны быть в состоянии готовности и находиться рядом со своими автомобилями для того, чтобы они могли принять немедленные меры в случае возникновения пожара.

В качестве дополнительных средств пожарной защиты должны также использоваться 12-килограммовые огнетушители ВС, установленные по окончании сборки нагнетательных линий в указанных местах, обычно перед транспортным средством с левой стороны.

Заключение

Методы увеличения нефтеотдачи позволяют нарастить мировые извлекаемые запасы нефти в 1,4 раза, то есть до 65 млрд. т. Среднее значение указанного коэффициента к 2020 году благодаря им увеличится с 35% до 50% с перспективой дальнейшего роста. Если в 1986 году добыча нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи составляла в мире около 77 млн. т., то в настоящее время она увеличилась до 110 млн. т. Всего по данным к 2006 году в мире, за исключением стран СНГ, реализовывался 301 проект по внедрению методов увеличения нефтеотдачи. Можно отметить также, что, по оценкам специалистов, использование современных методов увеличения нефтеотдачи приводит к существенному увеличению коэффициента извлечения нефти. А повышение коэффициента извлечения нефти, например, лишь на 1% в целом по России позволит добывать дополнительно до 30 млн. т. в год.

Таким образом, мировой опыт свидетельствует, что востребованность методов увеличения нефтеотдачи растет, их потенциал в увеличении извлекаемых запасов внушителен.

Литература

1.      Абдуллин Ф.С. Добыча нефти и газа. - М.: Недра. 1983.

.        Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. - М.: Недра. 1990.

.        Габриэляц Г.А. Геология нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра. 1984.

.        Гиматудинов Ш.К. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра. 1988.

.        Журнал «Нефтяное хозяйство», январь 2008 г.

.        Климов А.А. Методы повышения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра. 1991.

.        Махмудбеков В.М. Интенсификация добычи нефти. - М.: Недра. 2001.

.        Правила безопасности в нефтегазовой промышленности. - М.: Недра. 1974.

.        Русак О.Н. Введение в безопасность жизнедеятельности. - М.: ГТА. 1991.

.        Сидоров Н.А. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра. 1982.

.        Сулейманов М.М. Охрана труда в нефтяной промышленности. - М.: Недра. 1996.

.        Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. - М.: Недра. 1986.

.        Шматов В.Ф. Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра. 1990.

.        Щуров В.И. Техника и технология добычи нефти. - М.: Недра. 1983.