Особенности применения солянокислотной обработки в Бобровском месторождении

Особенности применения солянокислотной обработки в Бобровском месторождении

Введение

Высокие темпы развития нефтяной промышленности обусловлены тем огромным значением, которое имеют нефть и газ для развития экономики нашей страны.

Природный газ и тяжелые остатки переработки нефти - это дешевое и удобное энергетическое и бытовое топливо. Рост удельного веса нефти и газа в топливном балансе позволяет экономить огромное количество условного топлива.

В настоящее время доля нефти и газа в топливном балансе составляет около 70 %. Из нефти получают жидкое топливо всех видов:

бензин,

керосин,

реактивные и дизельные сорта горючего для двигателей внутреннего сгорания,

мазуты,

различные виды смазочных материалов,

битумы,

синтетические и жирные кислоты.

Значение же химизации, то есть внедрения во все отрасли народного хозяйства дешевых равноценных или более высоких по качеству заменителей дерева, металла, пищевых продуктов трудно переоценить.

В результате прекращения использования продовольственного сырья для производства спирта экономится товарное зерно, высвобо-ждаются растительные пищевые жиры, расходовавшиеся ранее при производстве моющих средств. Продукты нефтехимии - полимерные материалы и пластические массы, синтетические волокна, каучук, моющие средства, спирты, альдегиды и многие другие - широко применяются во всех отраслях народного хозяйства.

Использование полимерных материалов к значительной степени определяет технический прогресс в автомобильной, авиационной, судостроительной, электротехнической и других отраслях промышленности. Так, автомобильная промышленность превратилась в крупного потребителя пластмасс, искусственных и синтетических волокон, искусственного каучука и резины, лаков и красок.

Применение пластмасс дает возможность заменить сотни тысяч тонн металла, сократить производственные площади, уменьшить потребности в инструменте и оснастке, сократить число технологических операций и их трудоемкость.

Широкое применение получают пластмассы в кабельной промышленности. Это высвобождает для других отраслей народного хозяйства большое количество свинца, хлопчатобумажной ткани, каучука.

Огромное значение имеют синтетические материалы для шинной промышленности. Потребность в шинах во многом определяется сроком их службы. Срок службы автомобильных шин с кордом из искусственных волокон увеличивается более чем в 1,5 раза.

Применение нефтяных газов и газов деструктивных процессов нефтеперерабатывающих заводов как сырья для нефтехимии много эффективнее применения газов коксового производства, пищевого сырья.

Оптимальное сочетание угля, нефти и газа в топливном балансе страны с учетом преимущественного использования нефтяного сырья в химической промышленности позволит получить наибольший народнохозяйственный эффект и будет способствовать дальнейшему подъему производственных сил.

В связи с этим основной задачей в предстоящие годы является проведение комплексной переработки нефтегазового сырья с повышением качества продукции, по переходу к более эффективному использованию продуктов переработки нефти и газа на внутреннем и внешнем рынке.

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией - снижение проницаемости призабойной зоны пласта.

Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальто-смолистых веществ, закупоривающих поровое пространство коллектора. Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмечается и в результате проникновения в нее рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ.

Решением проблемы снижения проницаемости ПЗС являются методы увеличения нефтеотдачи призабойной зоны пласта, которые включают в себя механические, химические, физические методы воздействия на ПЗП.

Наибольшее распространение среди методов воздействия на ПЗС получили химические методы, в особенности солянокислотная обработка скважин.

Вопросы применения солянокислотной обработки рассмотрены в данном курсовом проекте на примере ее проведения на скважине №927 Бобровском месторождении. В связи с чем рассмотрено его геологическое строение, техника-технология проведения обработки. Рассчитаны рабочие параметры процесса СКО.

1. Геологический раздел

.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Бобровское месторождение расположено в Курманаевском районе Оренбургской области.

Ближайшим промышленным центром является г.Бузулук, расположенный в 15 ÷ 20 км. от рассматриваемого месторождения на железнодорожной ветки Самара - Оренбург.

Наиболее крупными населенными пунктами в непосредственной близости от месторождения являются села: Курманаевка (районный центр), Бобровка, Ромашкино и другие, сообщение между которыми осуществляется по грунтовым и проселочным дорогам. Районный центр с г. Бузулуком связан шоссейной дорогой.

На рассматриваемой площади в долине р. Бузулук находится крупный Скворцовский глинокарьер. Климат района резко-континентальный : с жарким летом (до + 40 ⁰С) и холодной зимой (до -40 ⁰С). Среднегодовое количество осадков не превышает 400 мм. Глубина промерзания грунта достигает 1,5 м.

Бобровская площадь занимает обширную территорию левобережья среднего и нижнего течения р. Бузулук. В орогидрографическом отношение она приурочена к северо-западной части общего Сырта и представляет собой плоскую часть водораздела р. Бузулук и её притоков рек Домашки и Елшанки, а также часть водо-разделительного плата между реками Домашка и Бобровка. Плато изрезано многочисленными оврагами с крутыми и обрывистыми склонами и характеризуется абсолютными отметками + 200 м., лишь на горе Ромашкинский шихан отметки достигают -250, -270 м. Пониженные части рельефа приурочены к пойме р. Бузулук. Общее понижение рельефа происходит на юго-восток. Основодный артерией является р. Бузулук с асимметричной долиной -правый склон высокий, крутой, а левый - пологий.

1.2 Стратиграфия

В геологическом значении платформенного чехла Бобровской площади принимают участие отложения палеозойской (девонская, каменноугольная и пермская системы), мезозойской (триасовская и юрская системы) и кайнозойской (неогеновая и четвертичная системы).

Присутствие в разрезе осадков триаса и юры связана с прогибанием Прикаспийской впадины, вовлекшей в погружение и краевые участки Русской платформы.

Хотя отложения девона вскрыты лишь одной скважиной № 88, полученные данные по ней позволяют судить о формациях этого комплекса.

Девонская система.

Нижнедевонский отдел на месторождении отсутствует.

Средний девон. Эйфельский ярус.

Пестро- цветная толща слюдистой, скорлуповатой, с зеркалами скольжения, алевритистой и песчанистой, переходящей в алевролит и песчаник. Мощность толщи изменяется от 2 ÷ 5м.

Живетский ярус на Бобровской площади выделяется в составе: Воробьевских, Ардатовских и Муменских слоев.

Отложение афонинского горизонта отсутствует.

Воробьевский слой.

В нижней части сложен песчаниками с прослоями алевролитов и глин индексируемых как Д-IV.

Указанный пласт содержит в себе промышленную залежь нефти. В кровле пласта разрез становится более глинистым с постепенным переходом в алевритистую черную глину. Заканчивается разрез пачкой глин и алевролитов толщиной 18 ÷ 43м.

Ардатовский слой.

В подошвенной части представлен слоем песчаников мелко и тонкозернистыми, хорошо отсортированными, среди них встречаются отдельные пропластки глин и алевролитов. В указанном пласте содержатся основные залежи нефти на месторождении. Выше по разрезу залегает глинисто-алевролитовые пачка, которая в свою очередь перекрывается прослоем песчаников и алевролитов, переходящих иногда в песчаники кварцевые мелкозернистые, хорошо отсортированные, залегающие как правило в виде двух прослоев. Общая толщина песчаников по площади не постоянна и меняется от 7м до 22м. В них выявлена небольшая залежь нефти. Перекрываются песчаники глинами толщиной 3м. и карбонатными прослоем толщиной 5÷8м. Заканчивается разрез пачкой глины.

Толщина ардатовских слоев 58 ÷ 105м.

Муллинские слои.

В нижней части представлены прослоями карбонатов, выделенных в "черный известняк", сложена известняками темно-серыми до черного, сильно-глинистыми, плотными, с многочисленными бляшками криногрей.

Верхняя пачка сложена алевролитами светло и темно-серыми, коричневыми, песчанистыми, и глинистыми.

Глины темно-серые и коричневатые на контакте с "черным известняком" известковистые, переходящие в алевролиты глинистые. Мощность пород 13÷28м.

Верхний девон. Франский ярус. Нижнефранский подъярус.

В центральной и восточных частях пашийский горизонт представляют два проницательных пласта Д I - Д II, разделяемых пачкой глин. Пласт Д I на описываемой площади нефтеносен.

Нижняя часть пласта Д I представлена кварцевыми песчаниками, хорошо отсортированными, пористыми и водонасыщенными и алевролитами светло-серыми, слоистыми, песчаниками с включением серосидерита.

Пласт Д II сложен песчаниками и алевролитами и прослоями глин. Песчаники светло-серые, серые, темно-серые, кварцевые, мелкозернистые, пористые, хорошо отсортированные, средней крепости, нефтенасыщенные.

Глины зеленовато-серые, скарлуповато-серые, слоистые. Раздел между пластами сложен глинистыми темно-серыми, алевролитистыми, скарлуповато-слоистыми с обломками фауны. Мощность пород от 31÷62м. с тенденцией возрастания.

Кыновский горизонт.

Представлен в основном глинисто-алевролитовыми осадками и лишь иногда встречается известняковая и мергельно-известняковая пачка пород. Известняки, лежащие в кровле горизонта, серые и коричневато-серые, ос кольчатые.

Выше по разрезу залегают преимущественно карбонатные породы средней и верхнефранского подъярусов и фаменского яруса, сложенных известняками и прослоями глинистых известняков и мергелей.

Общая толщина данного комплекта 97÷196 м.

Нижний карбон.

Разрез нижнекаменноугольных отложений представлен турнейскими, визейскими, серпуховскими ярусами.

Турнейский ярус.

Литологически сложен карбонатными породами с постоянными включениями терригенных, преимущественно развитых в верхней части до перехода в террегенно-карбонатную фракцию.

Органогенные известняки состоят из скопления разнообразных органических остатков, значительная часть которых принадлежит мелким фораминиферам.

Глины темно-серые, плотные, тонкослоистые, иногда слабо известковистые, довольно чистые от примесей алевролитого материала, участками терригенные.

Мощность яруса 120 м.

Визейский ярус.

Малиновский надгоризонт.

Елховский горизонт.

В нижней части представлен пачкой пород состоящей из переслаивающихся между собой мергелей, гранулированных доломитов, глин и глинистых известняков.

Остальная часть разреза сложена прослоями алевролитов и песчаников, толщина и количество которых закономерно увеличивается в верх по разрезу. Глины преимущественно темно-серые, почти черные, плотные, тонкослоистые и скорлуповато-оскольчатые.

Толщина осадков горизонта составляет 110÷160 м.

Радаевский горизонт.

Довольно резко отличается от ольховского по литологическому составу. Радоевский горизонт начинается слоем песчаников (пласты С -IV а -IV б).Выше по разрезу, изолированные друг от друга пачками глинистых пород залегают еще два пласта песчаников С-III,С-II, которые представлены песчаниками серыми, желтоватыми, мелкозернистыми, неравномерно- пористыми.

Песчаники пласта С-II,C-III,С-IV: нефтенасыщенные. Глины темно-серые, тонкослоистые, неравномерно алевритистые до перехода в алевролиты слюдистые, местами терригенные. Алевролиты серые и темно-серые, кварцевые, неровнамерно-глинистые и слюдистые, участками терригенные, а в отдельных пластах переполненные ходами пластов.

Толщина радаевского горизонта до 140 м.

Яснополянский подгоризонт.

Бобриковский горизонт.

Сложен песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Песчаники наибольшее развитие имеют в той части горизонта, где располагается пласт С I.

По грамулометрическаму составу они характеризуются неравномерной отсортированностью зерен с преобладанием фракции 0,25÷0,1 мм.

Глины и алевролиты как верхней, так и нижней части горизонта близки по литологическим признакам обычно они имеют темно-серую, почти черную окраску с обилием обуглившегося растительного детритуа, местами терригизированные.

В отдельных частях встречаются глины плотные острооскольчатые с шаровидной отдельностью, с зеркалами скольжения.

Алевролит кварцевого людисто-кварцевого состава, цементные в различной степени глинистые, переходящие в глины, встречаются алевролиты, переполненные ходами слюидов. Мощность 65 ÷ 80 м.

Тульский горизонт.

Разделяется на две пачки: нижнюю, начинающую монолитной толщей, темно-серых до черных известняков органо-обломочных, окремнелых, местами доломитизированных, сверху перекрытых глинами, черными, алевролитистыми, с прослоями алевролитов, песчаников кварцевых известняковых и известняков острокодовых, глинистых сульфатизированных. скважина кислотный обработка нефть

Верхняя пачка сложена известняками серыми, доломитизированными теригизированными, сульфатизированными переслоенными черными глинами.

Мощность горизонта 40÷83м.

Окский подгоризонт.

Нижняя часть сложена карбонатными породами преимущественно доломитами, реже известняками глинистыми. Верхняя часть представлена ангидритами и известняками, доломитами, органногенно обломочными.

Мощность горизонта 234÷320м. Серпуховский ярус.

Представлен толщей кристаллических доломитов перекрытых известняками аргоноглинистыми и цементноморфными. Среди доломитов встречается линза черного цвета.

Серпуховский ярус характеризуется перекристализованными, трещинистыми и ковернозными известняками. Мощность горизонта 91÷117м.

Средней карбон.

Бошкирский ярус.

Представлен светло-серыми, серыми кристаллическими, плотными, трещиноватыми, крепкими, глинистыми, иногда с маломощными прослоями глин. Мощность горизонта 16÷87м.

Московский ярус.

В составе Московского яруса выделяется верейский, каширский, подольский, мячковский горизонты.

Верейский горизонт.

Сложен глинами, алевролитами с прослоями песчаников и известняков. Глины темно-серые, тонкослойные, терригизированные, прослоями алевритистые, участками углистые, известковистые. Алевролиты распространены значительно реже. Они темно-серые, глинистые, терригизированные.

Песчаники светло-серые, глинистые известковистые мелкозернистые. Известняки органогеннобломочные, песчанистые. Для верхнего весьма характерен полиминеральный-минералогический состав обломочного материала. Мощность горизонта 65÷70м.

Каширский горизонт.

Сложен преимущественно известняками с подчиненными прослоями доломитов и реже мергелей. Известняки серые и светло-серые, плотные аморфовидные, иногда отмечаются темные глинистые прослои.

Доломиты светло и темно-серые, кристаллические зернистые мергели темно-серые, известковистые, политоморфные, плитчатые. Мощность горизонта 17-56м.

Подольский горизонт.

Представлен преимущественно известняками, реже доломитами. Известняки серые и светло-серые, плотные, массивные, с линзовидными прожилками ангидрита.

Мощность горизонта 126÷172м. Мячковский горизонт.

Сложен известняками и доломитами. Известняки светло серые, микрокристаллические, участками отличаются окремнением с обильной фауной фораминифер.Мощность горизонта 56÷73м. Верхний карбон. Гжельский ярус.

Представлен доломитами, известняками. В верхней части с прослоями ангидрита. Доломиты светлые и коричневато- серые, микрокристаллические и пелитоморфные, мелкозернистые, плотные, с гнездами ангидрита. Известняки светло и коричневато-серые, пелитоморфные, участками обломочные, неравномерно пористые, неравномерно доломитизированные, участками трещиноватые.

Поры и трещины заполнены ангидритом.

Мощность горизонта 237÷293 м.

Оренбургский ярус.

Представлен известняками и доломитами, аналогичными выше описанным.

Мощность яруса 340÷380 м.

Пермская система. Сакмарский ярус.

Представлен карбонатно-сульфатной пачкой, сложенной доломитами и ангидритами, налегающими на карбонат ассельского яруса без каких-либо следов размыва.

Доломиты светло и темно-серые, крепкие, мелкозернистые, ангидритизированные, участки с запахом нефти. Ангидриты голубовато-серые, участками доломитизированные.

Мощность яруса 70÷90 м. Артинский ярус.

Сложен ангидритами голубовато-серого цвета, плотными, крепкими, кристаллическими и доломитами темно и светло-серыми, крепкими, неравномерно загипсованными.

Мощность яруса 24÷39 м.

Кунгурский ярус.

Верхняя граница размыта, нижняя по прослою глинистого доломита, мощностью несколько метров, залегающего под пластом II.

Сложен доломитами темно-серыми, почти бурыми, известковистыми, прослоями глинистыми, с прослоями ангидрита. Мощность яруса 22÷44 м.

Верхняя пермь.

На размытую поверхность нижнепермских пород трансгрессивно налегают отложения верхней перми, представленные уфимским, казанским и татарскими ярусами.

Уфимский ярус.

Сложен частым чередованием зеленовато-серых и темно-серых песчаников, песчанистых мергелей, алевролитов с доломито-известняковыми цементоми с прослоями доломитов.

Мощность яруса 16÷32 м.

Казанский ярус.

Калиновская свита в нижней части сложена известняками серыми и темно-серыми, кавернозными, в верхней- доломитами серыми, тонкозернистыми, глинистыми. Мощность свиты 73÷91 м.

Гидрохимическая свита слагается преимущественно серыми, зеленовато-серыми антигидритами с тонкими линзами и пропластками темно-серого доломита и единичными гнездами гипса. Мощность 12÷22 м.

Сосновская свита сложена доломитами серыми и зеленовато -серыми, плотными, пелитоморфными, участками ковернозными, переслаивающими с мергелями. Наблюдается включения линз и прослоев гипса и ангидрита. Мощность 25÷59 м.

Переходная толща представлена чередованием прослоев доломита светло-серого, большей частью глинистого, мергеля розового и сиреневого, песчаника серого и красновато-бурого и красноцветных глин. Мощность 24÷25 м.

Татарский ярус.

Подразделяется на сокскую, большекинельскую, аманакскую, малокинельскую свиты. Кутулукская свита полностью размыта.

Сокская свита, сложена преимущественно песчаниками коричневыми и зеленовато-серыми, кварцевыми, переслаивающие с красно-бурыми алевритами, глинами с прослоями доломитов. Мощность 34÷38 м.

Большекинельска свита характеризуется преимущественным развитием красно-бурых и коричневых глин и в меньшей степени красно- бурых песчаников. Реже в свите встречаются прослои мергелей, алевритов, известняков и доломитов, а также линзы, прослой и желваки гипсов. Мощность 63÷65 м.

Аманакская свита представлена в основном зеленовато-серыми и коричневыми глинами, переслаивающими с песчаниками с глинисто-карбонатным цементом. Встречаются прослои известняков, мергелей. Мощность свиты 48÷52 м.

Малокинельская свита, сложена красноцветными глинами и песчаниками красновато-бурыми. Встречаются прослои известняков. Мощность до 57 м.

Неоген.

Третичные отложения.

На размытую поверхность татарских отложений налегают неогеновые образования. Осадки неогена выполняют пониженные участки древнего рельефа. Представлены древнеаллювиальными образованьями.

Древнеаллювиальные отложения слагаются плотными желтовато-коричневыми с прослоями песков и глин.

Современные отложения представлены песчаным аллювием речек и оврагов и делювиальными суглинками склонов водоразделов. Мощность четвертичных отложений непостоянна и достигает до 17 м.

1.3 Тектоника

В региональном тектоническом плане Бобровкое месторождение расположено на юго-восточном погружении Средневолжского свода в пределах Курманаевского выступа кристаллического фундамента, выявленного электроразведочными работами.

Глубинное тектоническое строение площади изучено лишь до отложений турнейского яруса включительно.

Разрез девонских отложений и поверхность кристаллического фундамента вскрыты лишь скважиной № 88, что не дает представление о структурно геологических условиях этих образований.

По верхнепермским отложениям рассматриваемое месторождение приурочено к восточному окончанию Кулешевской зоны поднятий, а по более глубоким горизонтам к Бобровско-Покровскому валу.

Вал характеризуется крупным северным погружением - влияние южного борта Камско-Кинельской системы прогибов, заполненных на рассматриваемой территории терригенными породами маниловского надгоризонта.

Бобровское месторождение по кровле турнейского яруса представляется многокупольным. Выделяются две зоны северо-восточного простирания : на севере северо-западе площади зона Проскуринских и на юго-востоке зона Савельевских куполов. Последняя распространяется в пределы Майского купала. Наиболее высокое гипсометрическое положение занимает Савельевский купол, свод которого оконтурен изогибсои минус 2580 м.

Структурный план по кровле бобриковского горизонта имеет почти полную аналогию с выше описанным планом. Отличается лишь некоторое выполаживание структурных форм. Так, если в турнейских отложениях угол падения северного крыла достигает 3,46, то по бобриковскому горизонту он составляет 2 ,30 .

Некоторая перестройка структурного плана в окское время относительно описанных явилась результатом влиянием факторов седиментационного и тектонического характера.

Так в конце окского времени структура имеет форму складки неправильной конфигурации, осложненной шестью (в том числе и Майским) куполами. При этом зона Проскуринских куполов, оконтуренных изогипсой минус 2260 м. и Савельевский купол располагается на едином цоколе в пределах изогипсы минус 2270 м. Наиболее высокое положение здесь занимает уже не Савельевский, а Северо-Проскуринский купол.

Наблюдается небольшое смещение куполов относительно куполов в турнейских отложениях.

По отложениям башкирского яруса относительно окских пород наблюдавшиеся изменения в структурном плане выражаются в более пологом залегании структурных форм.

Кроме того, собственно Проскуринский купол характеризуется одной вершиной, а в пределах Савельевской зоны куполов появляется Заподно-Савельевский купол. Но высокое гипсометрическое положение сохраняет Северо-Проскуринский купол. Приуроченность Бобровского поднятия к южному борту Камско-Кинельской системы прогибов отразилась на сложности строения вышеописанных каменноугольных отложений.

На структурно геологические условия верхнепермских отложений оказало влияние значительное увеличение мощности кунгурского яруса в юго-восточном направлении (в сторону Прикаспийской синеклизы) за счет появления в разрезе мощных пластов каменной соли.

1.4 Нефтегазоносность

Бобровское месторождение расположено в западной части Бобровско-Покровского нефтегазоносного района Оренбургской области.

В разрезе выявлены нефтегазовая залежь в отложении артинского яруса нижней перми и нефтяные залежи в башкирском ярусе - пласт А₄, окском надгоризонте - пласты О₁, О₂, О₃, О₄, бобриковском горизонте - пласты Б₂ и турнейском ярусе - В₁ карбона.

Газовая залежь с нефтяной оторочкой в отложениях артинского яруса расположена за пределами рассматриваемых в настоящей работе опытных участков, в районе Западно-Савельевского купола и приурочена к террасовидному выступу. С севера и запада залежь экранируется линией замещения коллекторов пористо-кавернозных доломитов и известняков плотными непроницаемыми разностями этих пород и ангидритов. Покрышкой залежи служит пласт ангидритов мощностью 4÷7 м.

Залежь структурно-литологического типа. Мощность продуктивного пласта 5÷16 м., максимальная газонасыщенность - 5 м., нефтенасыщенная -6 м.

Коллекторами нефти пласта А₄ являются пористые и кавернозные известняки приуроченные к кровельной части башкирского яруса.

Покрышкой служит пачка глин и аргиллитов верхнего горизонта.

В пределах рассматриваемой площади выявлено две залежи: первая, основная, расположена в районе Западно-Проскуринского, Проскуринского и Северо-Проскуринского куполов, вторая на Майском куполе.

Первая занимает наибольшую площадь месторождения (5334,7 га) и содержит 97 % запасов нефти пласта А₄ башкирского яруса. опробована в скважинах 78 и 91. Полученный дебит (44,4 и 186,4 т/сут) безводной нефти свидетельствует о промышленном значении залежи.

На Майском куполе залежь (631га) опробована в скважинах 90 и 65. Из первой через 5 мм. штуцер получен приток безводной нефти дебитом 2,7 т/сут.

Водонефтяной контакт определен по результатам опробования и промыслово-геофизических исследований. Для основной залежи он установлен на абсолютной отметке минус 1920м., а на Майском куполе на обсалютной отметке минус 1917м.

Залежи массивного типа. Нефтеносность основной залежи -39м., на Майском куполе-10,4м. Соответственно максимальная нефтеносность равна - 32,8 и 9,3м., средневзвешенная нефти насыщенная мощность составила 7,54 и 3,06м.

В окских отложенных нефтеносность связана с кровельной 100-метровой сульфатно-карбонатной пачкой надгоризонта.

Коллекторами служат пласты доломитов, реже известняков, разобщенных прослоями трещиноватых ангидритов.

Покрышкой являются пласты ангидритов в кровле надгоризонта и мергилисто-глинистые образования пачки серпуховского надгоризонта.

Всего выделяются пять продуктивных пластов-О₁,О₂,О₃,О₄,О₅, из которых первые четыре содержат основные запасы нефти Бобровского месторожния. Пласт же О₅ опробован лишь в одной скважине, при чем, получен приток нефти с водой. Из-за недостаточного количества данных запасы поэтому пласту не подсчитывались, поэтому в настоящей работе он не рассматривается.

Пласты О₁, О₂, О₃ гидродинамически связаны, на что указывает широко развитая трещиноватость ангидритов, разделяющих эти пласты. Последняя установлена петрографическими исследованиями: трещинная пористость ангидритов равна в среднем 0,01 %, в отдельных случаях 0,02 %, А трещинная проницаемость 34 мДа. Трещины часто заполнены битумом.

Кроме того в ряде скважин (72, 85, 88, 91, 97, 98 и др.) против интервалов, соответствующих пачкам ангидридов, кривые микрозондирования имеют характеристику, аналогичную породам-коллекторам.

К сожалению, проведение с целью проверки гидродинамической связи пластов специальное опробование ряда интересных с той же точки зрения интервалов разреза не внесло ясности.

По имеющимся косвенным признакам продуктивная пачка пластов О₁, О₂, О₃ рассматривается как единый объект, представляющий самую крупную залежь нефти из известных на сегодня залежей окского надгоризонта Волго-Уральской нефтеносной провинции. Причем наибольшими запасами и продуктивностью характеризуется пласт О₂.

Рассмотрим отдельную характеристику продуктивной пачки пластов О1, О₂, О₃ и пласта О₄ имеющей хорошую покрышку, представленную 8÷9метровым слоем ангидрита.

Продуктивная пачка пластов О₁+О₂+О₃,именнуемая ОГУ верхним продуктивным пластом, образует две залежи: основную, которая занимает наибольшую площадь месторождения (7709,5 га) и объединяет три Проскуринских и Савельевских купола, и небольшую (1510,3 га) залежь в пределах Майского купола.

Продуктивная пачка пластов О₁+О₂+О₃ основной залежи опробована большим числом скважин № 54, 55, 68, 71, 72, 78, 81, 82, 83, 84, 85, 89, 91, 92, 97, 98, 107, 108, 203 из которых в семнадцати получена безводная нефть, в одной №107-нефть с водой и в скважине 84 небольшой приток, по-видимому, посторонней воды.

Залежь продуктивной пачки (пласт О₂+О₃) на Майском куполе отработано в четырех скважинах № 90, 106, 132, 135. Получены притоки без водной нефти. Нефтесодержащими здесь являются пласты О₂+О₃. Пласт О₁ в пределах Майского купола представлен плотными разностями пород.

Водонефтяной контакт для основной залежи определен по результатам опробования скважин с учетом промыслово-геофизических данных в пределах абсолютных отметок минус 2300-2306, 7м. При подсчете запасов ВНК принимается на абсолютной отметке минус 2303м. На Майском куполе водонефтяной контакт принимается по абсолютной отметке нижних отверстий перфорации в скважинах № 90 (- минус 2283м).

Эта же нефтеносность основной залежи 68,8м., на Майском куполе 35,7м. Соответственно средневзвешенная нефтенасыщенная мощность равна -5,97 и 4,1м. Максимальная нефтенасыщенная мощность вскрыта на Проскуринском куполе в районе скважин № 89 основной залежи. Обе залежи массивного типа.

Пласт О₄ представляется двумя залежами приуроченными к Проскуринскому и Северо-Проскуринскому куполам. Обе залежи характеризуются близким геометрическим положением водонефтяного контакта- минус 2317 и (-2318м.) ВНК определен по результатам опробования скважин с учетом геофизического материала.

Пласт О₄ в пределах залежи опробован в скважине №72 на Проскуринском и в скважине 91 на Северо-Проскуринском куполах.

Залежи, по-видимому, гидродинамически связаны. Различное положение ВНК можно объяснить недостаточным количеством данных.

Залежи пластового типа. Площадь на Проскуринском куполе составляет 536 га., на Северо-Проскуринском - 749,7 га. Соответственно этаж нефтеносности - >8 и 9,5 м., средневзвешенная нефтенасыщенная мощность 5,09 и 5,7 м. Максимальная нефтенасыщенная мощность вскрыта скважина 91 Северо-Проскуринского купола.

Продуктивный пласт Б₂ залегает на 1,2÷8,7 м. ниже кровле бобриковского горизонта. Литологически он представлен песчанистыми пропластками.

Залежи пласта Б₂ приурочены к сводовым частям Заподно-Проскуринского, Проскуринского и Савельевского куполов Бобровского месторождения.

При дальнейшем разбуривании месторождения может быть выявлена залежь и на Северо-Проскуринском куполе. Это объясняется тем, что в скважине 91 по керну и геофизике продуктивный песчаниковый пласт интерпретируется как нефтенасыщеный, а получение воды при опробовании этого интервала объясняется некачественным цементированием колонны.

Покрышкой залежи служат плотные окремнелые известняки тульского горизонта и глинистые алевролиты и аргиллиты кровельной части бобриковского горизонта.

Залежь пласта Б₂ опробована на Западно-Проскуринском куполе в скважине 98, на Проскуринском в скважине 72 и на Савельевском - в скважине 54 и 55.

Из первых трех получены фонтаны нефти дебитом соответственно 63,2; 59,7; и 112,5 т./сут. Из приконтурной скважины 72 получена пластовая вода с пленкой нефти.

Водонефтяной контакт установлен по данным геофизики: для Западно-Проскуринского купола по скважинам 97 и 98 и принят на абсолютной отметке (минус 2569 м.) ; для Савельевского по скважине 54 (минус 2547 м.) Площади залежей соответственно составили 923,5 ; 419,4 и 599,9 га., этаж нефтеносности - 16,5 ; 8,5 ; и 8,9 м., средневзвешенная нефтенасыщеная мощность равна 2,8; 1,6 и 1,8 м.

Максимальная нефтенасыщенная мощность залежь Западно-Проскуринского купола - 9,7 м. в скважине 98 .

Залежь пласта В₁- турнейского яруса имеет аналогичное бобриковское расположение на площади. Нефтеносный пласт находится на 0,8÷3 м. ниже кровли яруса. Коллекторами служат прослои пористых, слабо трещиноватых известняков, перекрытые маломощным пропластком плотных известняков турнейского яруса, которые совместно с аргиллитами Малиновского надгоризонта образуют покрышку залежам.

Опробован пласт в тринадцати скважинах. Безводная нефть получена из скважины 97 Западно-Проскуринского, 72 Проскуринского и 54 и 55 Савельевского куполов.

Водонефтяные контакты установлены на основании опробования скважин с учетом геофизического материала. Для Западно-Проскуринского купола ВНК принимается на абсолютной отметке (минус 2599 м.) (скважина 97), для Проскуринского купола - минус 2593 м.(скважина 72), для Савельевского минус 2594 (скв. 54, 55).

Залежи массивные. Площадь нефтеносности составила на Западно-Проскуринском куполе -562,3га., Проскуринском 788,3га., Савельевском- 1145,8га.

Соответственно этаж нефтеносности равен: 8,7; 8,5 и 18,4; средневзвешенные нефтенасыщенные мощности составили: 1,68; 1,57 и 5,04 м.

Максимальная нефтенасыщенная мощность пласта Б₂ вскрыта скважинами на Майском копале в скв. 55.

1.5 Физико-химическая характеристика нефти, газа и воды

Физико-химическая характеристика нефти и газа пласта А4 башкирского яруса и продуктивной пачки пластов О₁+О₂+О₃ окского надгоризонта.

Определения физико-химических свойств нефти и газа как по поверхностным, так и по глубинным пробам производились лабораториями институтов "Гипровостокнефть" и ВНИИ НПУ "Бугурусланнефть" и Центральной лабораторией ОГУ.

Пласт А₄.

Нефть изучена по двум поверхностным пробам из скв. 78 и 91 и одной глубинной из скв. 91. Как показали результаты анализов содержание серы находится в пределах 0,98÷1,04 %, парафина 6,21÷6,79 %, селикагелевых смол 8,32÷11,19%; температура плавления парафина +47,6÷51,7 ^оС, застывания -10 ^оС.

Удельный вес на поверхности колеблется от 0,8431 до 0,8460 г/см³, при подсчете запасов для обоих залежей принят 0,8384 г/см³ с учетом разгазированных глубинных проб. Газовый фактор, замеренный на трапе, при I_ат- 68,5 м³/т.

Нефть в пластовых условиях характеризуется следующими параметрами удельный вес в среднем по залежи составляет 0,7790 г/см³, вязкость ~ 1,7 сп.

Газовый фактор при подсчете запасов в пластовых условиях принят по глубинной пробе из скв. 91-80,7 м³/т.

Газ не исследовался.

Продуктивная пачка пластов О₁+О₂+О₃.

В пределах основной залежи физико-химические свойства нефти определялись по 21 поверхностным и четырем глубинным пробам, отобранным в первом случае из скв. № 54, 55, 68, 71, 72, 81, 82, 85, 89, 92, 98, 107 и во втором - из скв. № 68, 71, 72 и 89. Кроме того, проведен полный анализ нефти из скв. 71.

Нефть сернистая (серы 1,7%), смолистая (смол силикагелевых 8,09%, сернокислых 20%, асфальтенов- 1,28%), парафинистая (парафина 3,6% с температурой 54 ^оС).

Удельный вес на поверхности определен по 13 поверхностным и 4-м разгазированным глубинным пробам из скв. № 54, 55, 68, 71, 72, 81, 82, 85, 89, 92, 98, 107. При подсчете запасов он принят равным 0,8419 г/см³

Вязкость в условных единицах при 20 ^оС составляет 1,46-9,43. Газовый фактор принят 62,9 м³/т.

Содержание светлых фракций выкипающих от 28% до 200 ^оС - 36,3% - до 350 ^оС - 64,1%, считая на нефть.

Бензиновые фракции не являются благоприятным сырьем для каталитического риферлинга в следствии невысокого содержания нафтеновых углеводородов (53-62 %), содержание ароматических углеводородов составляет 38-45 %.

Физико-техническая характеристика нефти по поверхностным пробам приведена в таблице 1.

Удельный вес колеблется в пределах от 0,7477 до 0,7871 г/см³, газовый фактор от 55,4 до 78,1 м³/т. При подсчете запасов газовый фактор в пластовых условиях принят 66,43 м³/т.

Газ растворенный в нефти, жирный, содержание метана 27,16-30,21%, азота + редких 10,03 - 11,92. Сероводород отсутствует. Содержание гелия достигает 0,271%. Удельный вес газа 1,183 - 1,240

Нефть из залежи на Майском куполе пачки пластов О₁+О₂+О₃.

Нефть характеризуют анализы поверхностных проб из скв. % 90, 106, 132 и одной глубинной пробы из скв. 106.

Нефть сернистая (серы 1,11-2,11%), смолистая (смол силикагелевых 10,3-14,16%), парафинистая (парафина 4,79-6,69%).

Удельный вес в поверхностных условиях колеблется от 0,8534 до 0,9006 г/см3. При подсчете запасов принят 0,8603 г/см³ с учетом разгазированной глубинной пробы из скв. 106. Газовый фактор принят 55,1 м³/т.

Выход легких фракций при температуре 100 ^оС - 1,6 - 11%, при 200 ^оС - 7,6-28,6%, при 300 ^оС-31- 48%.

Таблица 1 - Физико-техническая характеристика нефти по поверхностным пробам.

1.6 Состояние разработки объекта

Разработка месторождения ведется с 1969 г. МГТО был достигнут в 1977 году - 5,3 % от НИЗ находящихся в разработке. Месторождение является одним из основных в НГДУ.

В разработке находятся залежи нефтяных пластов Т₂,Т₁ - Турнейского яруса; Б₂ - Бобриковского горизонта; О₁-О₅ - окского надгоризонта; А₄ - башкирского яруса; Б₀ - тульского горизонта.

Основным по запасам нефти является пласт А₄ башкирского яруса, представлен залежами приуроченными к Проскуринскому поднятию, Савельевскому и Майскому куполам.

Запасы нефти пласта Б₂ приурочены к группе Западно-Проскуринских куполов, Проскуринскому, Савельевскому и Семеновскому купалам. Промышленная нефтеносность установлена лишь на Савельевском куполе.

Анализируя проектные фактические показатели разработки видно,что фактические показатели разработки близки к проектным, а некоторое отсутствие в накопленной добыче жидкости, закачке воды объясняется отставанием в фонде скважин. Фактическая обводненность ниже проектной.

За период введены из бурения 3 добывающих скважины. Дополнительная добыча нефти из новых скважин составляла 2196 тонн нефти. Действующий добывающий фонд скважин составил на 1.01.2000 год 300 скважин; в бездействии - 160 скважин. Действующий нагнетательный фонд 74 скважины, в бездействии 86 скважин.

За счет проведения ГТМ на 120 скважина дополнительно добыто 101256 тонн нефти. За счет применяемых американских компрессоров (фирмы Нью-Тек) для снижения затрубного давления добыто дополнительно 8449,7 тонн нефти, за счет ГРП 55054 тонн нефти.

В 1999 году среднесуточные показатели разработки составили:

нефти 2186 т/сут;

жидкости 9023 т/сут;

закачки 8182 м³/ сут;

обводненность 75,8 %.

В 2000 году добыто 798,0 тыс.тонн нефти.

Залежи нефти пласта А₄ - Башкирского яруса.

Разработка яруса ведется с октября 1969 г. МГТО был достигнут в 1975 г. - 7,1 % от НИЗ находящихся в разработке. С 1981 г. ведется разработка залежи на Савельевском и Майском куполах. Начальное пластовое давление - 22,9 МПа. Текущее пластовое давление по залежи А₄ Проскуринского купола стабилизировалось и составила 20,8 Мп. По залежи А₄ Савельевского купола давление составляет 16,2 МПа.

По Майскому куполу, где желательно ввести закачку воды в пласт, текущее пластовое давление составляет 19,2 МПа.

На 01.01.2000 г. из залежи отобрано 86,7 % от НИЗ. Фонд действующих добывающих скважин составил 48, в бездействии 28 скважин. Фонд действующих нагнетательных скважин 17, в бездействие 18 скважин.

За счет проведения ГТМ на 22 скважинах дополнительно добыто 839,1 тонн нефти.

В 1999 году среднесуточные показатели разработки составили:

нефти 439 т./сут.

жидкости 2354 т./сут.

закачки 2442 т. /сут.

обводненность 86,7 %

В 2000 году добыто 146,2 тысяч тонн нефти.

Остаточный фонд:

добывающих- 5

нагнетательных- 5

2. Технико-технологический раздел

.1 Существующие способы повышения производительности скважин

Известно, что в период эксплуатации нефтяных скважин их производительность со временем снижается. Для определения направлений и методики исследований, имеющих целью повышение производительности скважин, необходимо проанализировать и систематизировать причины их дебита.

Результаты научных исследований отечественных и зарубежных ученых дают основание полагать, что одной из основных причин снижения производительности скважин в период их эксплуатации является естественная кольматация поровых каналов призабойной зоны адсорбционными слоями, состоящими из мелкодисперсных частиц асфальтенов, смолистых веществ, кристаллов парафина и других поверхностно-активных органических соединений нефти

Основное назначение методов воздействия на призабойную зону пласта или интенсификации добычи нефти и газа состоит в увеличении проницаемости призабойной зоны за счет очистки поровых каналов и трещин от различного рода материалов, отложившихся в них (смолы, асфальтены, парафин, глина, соли и др.)., а также их расширения и создания новых трещин и каналов, улучшающих гидродинамическую связь пласта со скважинами.

По характеру воздействия на призабойную зону пласта все методы делятся на химические, механические, тепловые и комплексные (физико-химические).

В основу химических методов положено воздействие различными кислотами на породы призабойной зоны пласта с целью растворения частиц, засоряющих поровое пространство, и увеличения диаметров поровых каналов. Наиболее распространенным методом химического воздействия на призабойную зону пласта является солянокислотная обработка.

Кислотные обработки скважин, составляющие основу химических методов, нашли наиболее широкое применение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны, доступности реагентов и часто встречающихся благоприятных условий для их проведения. Основной компонент кислотных растворов, применяемых при воздействии на ПЗП - соляная кислота. Растворами соляной кислоты обрабатываются карбонатные породы, содержащие известняки, доломиты или терригенные коллекторы, в составе которых присутствуют карбонатные цементирующие вещества. Известняк и доломит растворяются в соляной кислоте:

СаСОз + 2НСl = СаСl2 + СО2 + Н2О(CO3)2 + 4НСl = СаСl2 + MgCl2 = 2СО2 + 2Н2О

Хлористый кальций и хлористый магний - соли, хорошо растворимые в воде - носители кислоты, и легко удаляются из скважины, а при давлении 7,6 МПа растворяются в той же воде.

Механические методы воздействия направлены на нарушение целостности горных пород за счет расширения существующих или создания новых трещин. Их применение наиболее эффективно в плотных, низкопроницаемых коллекторах. Основной метод механического воздействия - гидравлический разрыв пласта. К ним относятся также гидропескоструйная перфорация, торпедирование, виброобработка.

Методы комплексного воздействия на призабойную зону пласта, сочетающие в себе элементы химического, механического и теплового воздействий, применяются в сложных горно-геологических условиях, где проявляются одновременно несколько факторов, ухудшающих фильтрационные свойства пласта. К ним относятся термохимические обработки, внутрипластовые термохимические обработки, термогазохимическое воздействие.

Кроме перечисленных методов широкое применение получила обработка призабойной зоны пласта поверхностно-активными веществами, снижающими поверхностное натяжение на жидкой или твердой поверхности раздела вследствие их адсорбции на этих поверхностях.

Выбор конкретного метода воздействия осуществляется на основе комплекса исследований, направленных на изучение состояния призабойной зоны пласта, состава пород и жидкостей, а также систематического обобщения и изучения геолого-промыслового материала по рассматриваемому объекту.

2.2 Выбор скважины под кислотную обработку, технико-эксплуатационная характеристика скважины №927

Для стабильности уровня добычи нефти применяются различные методы воздействия на призабойную зону пласта. Выбор конкретного метода зависит от многих показателей, от геологического строения месторождения, состава пород.

В условиях Бобровского месторождения наиболее эффективным методом воздействия на призабойную зону пласта с целью увеличения проницаемости пород и улучшения условий притока жидкости является солянокислотная обработка. Для проведения СКО была выбрана скважина №927, продуктивный пласт О₃. На основание таблицы 2 рассмотрим конструкцию скважины.

Способ эксплуатации - УЭЦН

Продуктивный пласт - О₃

Сложен - карбонатными породами

Таблица 2 - Конструкция скважины

Текущий забой - 2553 м

Интервал перфорации - (2529 ÷ 2543) м

Вскрытая перфорированная мощность - 14 м

Глубина зумпфа - 10 м

Пластовое давление - 9,9 МПа

Дебит скважины - 15 м³ / сут

Обводненоость - n_в = 15 %

Плотность нефти - ρ_н = 788 кг / м³

Плотность воды - ρ_в = 1170 кг / м³

Вязкость нефти - µ_н = 1,56 · 10-3 Па · с

Подземное оборудование:

Погружной агрегат - УЭЦН25÷2650

НКТ d = 73 мм

Глубина спуска L = 2370 м

Вид ремонта: Соляно - кислотная обработка

Причина ремонта - снижение дебита скважины

Цель ремонта - увеличение производительности скважины

2.3 Оборудование, применяемое при кислотных обработках

Установку, монтируют на трехосном грузовом автомобиле высокой проходимости КрАЗ-257Б1А. В состав оборудования установки входят трехплунжерный горизонтальный насос одинарного действия, коробка отбора мощности, промежуточная силовая передача, манифольд, цистерна основная на агрегате и цистерна на прицепе.

Трехплунжерный насос 5НК-500 установлен на раме за кабиной автомобиля. Клапанная коробка насоса кованая, клапаны тарельчатые, взаимозаменяемые. Объемный всасывающий коллектор гуммирован с внутренней стороны. Детали приводной части насоса смазывают посредством разбрызгивания из масляной ванны, а крейцкопфного узла, плунжера и коренного вала - принудительно от шестеренчатого насоса, смонтированного на крышке подшипника вала силовой передачи и получающего вращение от последнего. Диапазон давлений насоса обеспечивается двумя комплектами плунжеров диаметрами 100 и 120 мм.

Коробку отбора мощности крепят к раздаточной коробке автомобиля; обе коробки находятся в постоянном зацеплении. Управление коробкой отбора мощности осуществляют рукояткой, находящейся в кабине автомобиля, через систему рычагов и тяг. Промежуточная силовая передача состоит из карданного вала, редуктора и зубчатой муфты. Карданный вал соединяет вал коробки отбора мощности с нижним валом редуктора.

Редуктор одноступенчатый с парой цилиндрических косозубых колес. Зубчатая муфта соединяет верхний вал редуктора с валом силовой передачи насоса.

Цистерна вместимостью 6 м³ смонтирована на раме агрегата. Она разделена на два отсека по 3 м³ каждый. Их внутренние стенки гуммированы. Сверху на цистерне имеется дощатый настил, по обеим сторонам которого смонтированы складывающиеся перила. Каждый отсек снабжен зачистным люком, к крышке которого крепят крышку наливной горловины, сапун и трубопровод, подводящий воду от промысловой сети.

Приемные трубы гуммированы и опущены в чашеобразные углубления отсеков.

Отсеки снабжены поплавковыми указателями уровня, которые состоят из поплавка, сваренного из винипластовых труб, направляющей трубы и штока. Направляющая труба металлическая, гуммирована изнутри и снаружи, имеет два продольных паза, в которых скользит поплавок. На штоке нанесены риски с интервалами, соответствующими изменению уровня при отборе каждых 0,5 м³ жидкости.

-автошасси КрАЗ-257Б1А; 2-коробка отбора мощности; 3 - приемный трубопровод; 4-насос 6НК-500; 5-напорный трубопровод; 6-редуктор; 7-приемный трубопровод (из цистерны); 8-цистерна; 9-вспомогательный трубопровод; 10-ящик для инструментов; 11-трубопровод для подвода воды из промысловой сети.

Рисунок 1 - Насосная установка с цистерной УНЦ1-160Х500К

Манифольд установки состоит из приемных и нагнетательных трубопроводов, которые позволяют забирать жидкость (кислоты, воду) из цистерн на автомобиле и прицепе и закачивать ее в скважину; забирать жидкость из любой емкости, расположенной вне установки; заполнять цистерны водой из промысловой сети; перекачивать жидкость из цистерн в любую емкость. В соответствие с рисунком 1 рассмотрим насосную установку с цистерной УНЦ1-160Х500К.

Техническая характеристика установки УНЦ1-160х500К:

Насос 5НК-500:

Диаметр сменных плунжеров, мм                   100; 120

Длина хода плунжера, мм              125

Наибольшее число двойных ходов плунжера

в минуту                      242

Условный диаметр, мм:

приемного коллектора .                100

нагнетательного коллектора                  50

Вместимость заправочная для масла, л          70

Цистерна:

Вместимость, м³                    6

Число отсеков                       2

Вместимость каждого отсека, м³            3

Масса транспортируемой жидкости,

т, не более                             6,5

Для забора жидкости цистерны оборудованы приемными линиями, состоящими из резиновых рукавов и трехходового пробкового крана. Приемная линия цистерны на автомобиле соединена непосредственно с приемным коллектором насоса. Для подсоединения к насосу дополнительной цистерны, а также посторонней емкости агрегат оборудован вспомогательным приемным трубопроводом и резиновым рукавом с быстросоединяющимся наконечником.

Нагнетательная линия установки состоит из предохранительного клапана гвоздевого типа, воздушного колпака с показывающим манометром и датчиком самопишущего манометра, напорной и контрольной линий с двумя секторными кранами диаметром 29 мм. Предохранительный и воздушный клапаны крепят к клапанной коробке насоса со стороны кабины автомобиля, напорную и контрольную линии с кранами - с противоположной стороны.

Для соединения напорной линии с головкой на устье скважины установка снабжена вспомогательным напорным трубопроводом. Он состоит из четырех насосно-компрессорных труб с условным диаметром 50 мм, длиной 4,3 м с быстросоединяющимися наконечниками и четырех гибких шарнирных сочленений. Для заполнения водой из промысловой сети цистерны оборудованы специальными трубопроводами диаметром 50 мм.

Цистерна на прицепе (поставляется по требованию заказчика) разделена на два отсека вместимостью по 3 м³. Внутренние стенки отсеков гуммированы. Оборудование ее такое же, как и у основной цистерны.

Установка АКПП-500

Установка предназначена для транспортирования и нагнетания в скважины жидких сред при солянокислотной обработке призабойной зоны нефтяных и газовых скважин в районах с умеренным климатом. Установка состоит из насоса, цистерны, вспомогательного трубопровода, манифольда и другого оборудования.

Насос трехплунжерный горизонтальный с силовой передачей установлен на раме за кабиной автомобиля. Привод насоса осуществляется от тягового двигателя автомобиля через раздаточную коробку, коробку отбора мощности, карданную передачу и редуктор. Для обеспечения всего диапазона давлений и подач насос укомплектован сменными плунжерами двух типоразмеров.

Цистерна, установленная на раме за насосом, служит для транспортирования соляной кислоты. Она оснащена поплавковым указателем уровня. Внутренняя поверхность цистерны гуммирована.

Манифольд включает в себя всасывающую и нагнетательную линии. На последней расположены предохранительный клапан со срезным стержнем, запорная арматура и манометр.

Кислотовоз КП-6,5

Кислотовоз предназначен для перевозки раствора ингибированной 8÷12 %-ной соляной кислоты и подачи ее на прием насосной установки или в другие резервуары в районах с умеренным климатом. Кислотовоз включает в себя цистерну, центробежный насос, вакуумную систему, манифольд и силовую передачу, смонтированные на автошасси.

Цистерна - гуммированная, разделена на два отсека по 3 м³ каждый, оснащена поплавковым указателем уровня.

Центробежный насос приводится от тягового двигателя автомобиля через коробку отбора мощности, карданную передачу и редуктор.

Вакуумная система, состоящая из газоструйного эжектора, вакуумного клапана, а также механизмов управления, предназначена для заполнения насоса перекачиваемой жидкостью перед началом работы.

При отсутствии специальных кислотных агрегатов в некоторых случаях скважины обрабатывают при помощи обычных передвижных насосных или промывочных агрегатов с последующей тщательной промывкой водой гидравлической части насосов.

Устьевое оборудование

При солянокислотной обработки пласта и других технологических операциях устье скважины оборудуют специальной арматурой, которая носит название арматура устья скважины универсальная типов 2АУ-70 и 2АУ-70СУ. Этой арматурой можно пользоваться также при гидропескоструйной перфорации и цементировании скважин. Арматура устья состоит из крестовины с патрубком диаметром 80 мм, устьевой головки с сальником, пробковых кранов и других элементов. У крестовины имеются три горизонтальных отвода, к двум из которых через пробковые краны присоединяют напорные линии от насосных агрегатов. На крестовине установлен манометр с разделителем, заполненным маслом. Устьевая головка имеет четыре отвода. Три отвода с пробковыми кранами, а к четвертому крану присоединены манометр и предохранительный клапан гвоздевого типа. На нижнем конце головки нарезана резьба для присоединения к эксплуатационной колонне диаметром 168 мм. К колонне другого размера головку присоединяют при помощи переводника или фланца. Арматура может присоединяться к подъемным трубам диаметрами 73 и 89 мм. Отводы арматуры имеют гибкие соединения.

Арматура устья укомплектована проходными кранами с цилиндрическими пробками, легко управляемыми при любом давлении.

Техническая характеристика устьевого оборудования:

Трубная головка:

Рабочее давление, МПа                                    70

Число присоединительных линий                             2

Условный проход присоединяемых линий, мм                 50

Устьевая головка:

Рабочее давление, МПа                                    32

Число присоединяемых линий                         2

Условный проход присоединяемых линий, мм                 50

Пробковые краны:

Условный проход линии, мм:

нагнетательной                              50

контрольной (с зубчатым сектором)                        25

Габаритные размеры арматуры устья, мм 1828х1695х1532

Масса арматуры в сборе, кг                            500

В соответствие с рисунком 2 рассмотрим арматуру устья 2АУ-70

-манометр; 2-трубная головка; 3-пробковые краны; 4- устьевая головка.

Рисунок 2 - Арматура устья 2АУ-70

2.4 Сущность соляно-кислотной обработки. Применение химических реагентов

Солянокислотная обработка может применяться в скважинах, эксплуатирующих карбонатные, трещинно-поровые пласты любой толщины. Объектами обработок могут быть некачественно освоенные (после бурения или капитального ремонта) скважины и скважины, существенно снизившие дебит в процессе эксплуатации. Обработки назначаются по определению текущего и потенциального коэффициентов продуктивности.

Для проведения солянокислотной обработки нагнетательных скважин следует выбирать скважины, которые должны удовлетворять следующим требованиям:

а) проницаемость вскрытых пластов - 300÷600 мД

б) приемистость скважины более 500 м³ /сутки и со временем снижения до 100 м³ /сут и ниже;

в) скважина должна изливать;

г) устьевая арматура и эксплуатационная колонна должны быть герметичными.

Солянокислотная обработка призабойных зон скважин предназначена для очистки поверхности забоев (фильтровой части) скважин и увеличения проницаемости призабойной зоны пласта в целях увеличения дебита добывающих или приемистости нагнетательных скважин, сокращения сроков их освоения.

Солянокислотная обработка основана на способности растворения карбонатных пород (известняков и доломитов) соляной кислотой в результате химических реакций, протекающих при взаимодействии соляной кислоты с породами следующим образом.

Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами - двухлористый кальций (СаСl₂) и двухлористый магний (MgCl₂) хорошо растворяются в воде. Эти продукты вместе с остатками прореагировавшей кислоты извлекаются на поверхность при промывке скважины. Углекислый газ (СО₂) в зависимости от давления выделяется в виде свободного газа или растворяется. В результате реакции соляной кислоты с карбонатными породами и вымыванием продуктов реакции в призабойной зоне пласта образуют поровые каналы большого сечения, что ведет к увеличению проницаемости призабойной зоны пласта, а следовательно, и производительности (приемистости) скважин.

Эффективность солянокислотлых обработок скважин зависит от концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое, характера пород и других факторов. Для проведения кислотных обработок объем, и концентрация раствора кислоты планируются для каждого месторождения и каждой скважины индивидуально, так как точно подсчитать эти параметры затруднительно. Предельные значения этих параметров обычно следующие: объем - 0,4÷1,5 м³ на 1 м обрабатываемой мощности пласта: концентрация 12÷16 % HCI с уменьшением ее в отдельных случаях до 8 % и увеличением до 20 %.

Наименьшие объемы кислоты в 0,4÷1,0 м³ на 1 м мощности обрабатываемого интервала пласта применяют для малопроницаемых карбонатных пород при малых начальных дебатах скважин. Для этих условий принимают наиболее высокую концентрацию раствора - с 15÷16 % HCI, а при отдельных обработках и 20 % НСl.

Для скважин с высоким начальным дебитом и породами высокой проницаемости следует планировать 1,0÷1,5 м³ раствора кислоты на 1 м мощности обрабатываемого пласта.

Для песчаных коллекторов первичные обработки рекомендуется начинать с малыми объемами раствора кислоты (0,4÷0,6 м³ на 1 м мощности) при сниженной до 8,0÷10 %-ной концентрации кислоты.

При повторных обработках во всех случаях объем кислотного раствора постепенно увеличивают по сравнению с предыдущими обработками до максимального.

Процесс солянокислотной обработки скважины заключается в нагнетании в пласт раствора соляной кислоты насосом или самотеком, если пластовое давление низкое).

Порядок работ при этом следующий. Скважину очищают от песка, грязи, парафина и продуктов коррозии. Для очистки стенок скважины от цементной и глинистой корки и от продуктов коррозии при открытом забое применяют «кислотную ванну». При этом раствор кислоты подают на забой скважины и выдерживают ее там, не продавливая в пласт. Через несколько часов отреагировав кислоту вместе с продуктами реакции вымывают на поверхность обратной промывкой, нагнетая промывочную жидкость (нефть или вода) в затрубное пространство скважины.

Кислотная ванна предупреждает попадание загрязняющих материалов в поровое пространство пласта при последующей обработке. Поэтому кислотная ванна считается одним из первых и обязательных этапов кислотного воздействия на пласт.

Перед обработкой скважины у ее устья устанавливают необходимое оборудование и опрессовывают все трубопроводы на полуторократное рабочее давление. В случае закачки раствора кислоты самотеком опрессовку оборудования не производят.

Параллельно с обвязкой устья скважины к месту работы подвозят подготовленный раствор соляной кислоты или готовят его тут же у скважины.

Сначала скважину заполняют нефтью и устанавливают циркуляцию. Затем в трубы нагнетают заготовленный раствор соляной кислоты. Объем нефти, вытесненной из скважины через кольцевое пространство, измеряют в мернике. Количество первой порции кислоты, нагнетаемой в скважину, рассчитывают так, чтобы она заполняла трубы и кольцевое пространство от башмака труб до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на отводе из затрубного пространства и остатки заготовленного кислотного раствора под давлением закачивают в скважину. Кислота при этом поступает в пласт. Оставшуюся в трубах и в нижней части скважины кислоту также продавливают в пласт водой или нефтью.

При низких давлениях в скважинах не всегда удается установить циркуляцию при промывке нефтью вследствие поглощения ее пластом. В этом случае в скважину прокачивают с максимально возможной скоростью от 10 до 20 м3 нефти и при этом наблюдают за положением уровня в кольцевом пространстве при помощи эхолота или других приборов (например, газовых счетчиков). Установив, что уровень в скважине перестал подниматься, не прерывая процесса, в скважину вслед за нефтью на той же скорости нагнетают весь рассчитанный объем кислоты, а затем закачивают нефть для вытеснения кислоты из труб.

Нагнетать кислоту в пласт необходимо с максимально возможными скоростями, чтобы кислота проникала на большие расстояния от ствола скважины.

После продавливания кислотного раствора в пласт скважину оставляют на некоторое время в покое для реагирования кислоты с породой, после чего пускают скважину в эксплуатацию.

Технология проведения солянокислотных обработок неодинакова и может изменяться в зависимости от физических свойств пласта, его мощности и прочих условий. В простейшем случае процесс обработки сводится к обычной закачке кислоты в пласт насосом или самотеком, как описано выше.

При обработке слабопроницаемых пород часто не удается прокачать в пласт сразу значительное количество кислоты. В этом случае хорошие результаты дает двухстадийная обработка. На первой стадии в пласт закачивают 2-З м3 раствора кислоты и выдерживают скважину под давлением в течение нескольких часов. После того как давление в закрытой скважине снизится, закачивают вторую порцию кислоты в количестве 5÷7 м³.

Другой разновидностью солянокислотных обработок являются серийные обработки, заключающиеся в том, что скважину последовательно 3÷4 раза обрабатывают кислотой с интервалом между обработками 5÷10 дней. Серийные обработки дают хорошие результаты в скважинах, эксплуатирующих малопроницаемые пласты.

Эффект от солянокислотной обработки определяется разностью в величине коэффициента продуктивности скважин до и после обработки, а также количеством дополнительной нефти, добытой из скважины после ее обработки.

Кислотную обработку газовой скважины проводят так же, как и нефтяной. При этом глушение газового фонтана производится нагнетанием в скважину нефти, воды или глинистого раствора. Наряду с этим применяется также метод кислотной обработки под давлением без глушения скважины. Тогда после закачки в скважину кислоты ее продавливают в пласт воздухом или газом при помощи компрессора.

В последнее время получены успешные результаты при кислотных обработках «под давлением». Сущность метода заключается в том, что давление нагнетания кислоты в пласт искусственно повышается до 15÷30 МПа путем предварительной закачки в высокопроницаемые пропластки высоковязкой нефтекислотной эмульсии. Высокое давление продавливания кислоты способствует уменьшению скорости реакции, глубокому проникновению кислоты в пласт, охвату кислотным раствором малопроницаемых пластов и участков, что значительно повышает эффективность кислотных обработок.

Успешно применяются также специальные кислотные обработки скважин через гидромониторнне насадки - направленными струями кислоты высокого напора, которые способствуют быстрой и хорошей очистке открытого ствола скважины.

2.5 Расчет объема кислоты, химикатов и продавочной жидкости

Выбираем кислоту, концентрацию соляно-кислотного раствора и норму его расхода. Для соляно-кислотной обработки скважины выбираем техническую соляную кислоту синтетическую марки Б, имеющую наибольшую концентрацию 31,5 % и наименьшее количество вредных примесей (см. таблицу 3). Концентрацию раствора выбираем в зависимости от проницаемости и пластового давления, и повторности обработки - 10 %. Этими показателями руководствуемся при выборе нормы расхода на 1 метр обрабатываемой мощности пласта (см. таблицу 4) и составляет 1 м^3. На основание таблицы 3 рассмотрим характеристику соляной кислоты.

Объем соляно-кислотного раствора:

V_p = n · h ,

где n - норма расхода раствора на 1 м мощности пласта, м³ / м;

h - мощность пласта, м

Таблица 3 - Характеристика соляной кислоты

Расчет количества концентрированной кислоты, воды и добавок.

В соответствие с таблицей 4 рассмотрим рекомендуемую концентрацию раствора и нормы расхода.

Таблица 4 - Рекомендуемые концентрации раствора и нормы расхода

Объем товарной кислоты определяем по формуле:

где V_p - объем соляно-кислотного раствора, м³

a - переводной коэффициент (берется из таблицы 5 в зависимости от концентрации товарной кислоты и концентрации раствора)

В качестве химических реагентов при соляно-кислотной обработке используют стабилизаторы (замедлители реакции), ингибиторы коррозии и интенсификаторы.

Как правило, в технической соляной кислоте содержится до 0,4 % серной кислоты, которую нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которого рассчитывают по формуле:

где c - объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, % с - 0,4 %

х_р - концентрация соляно-кислотного раствора, %

х_к - концентрация товарной соляной кислоты, %

Так как в выбранной кислоте содержание серной кислоты не превышает 0,05 %, добавку хлористого бария считаю не целесообразной. На основании таблицы 5 рассмотрим значение переводного коэффициента.

Таблица 5 - Значение переводного коэффициента

В качестве стабилизатора используют уксусную кислоту, объем которого рассчитывают по формуле:

где  - норма добавки 100% уксусной кислоты = 3%;

 - объемная доля товарной уксусной кислоты = 80%.

В качестве ингибитора используют реагент В-2, объем определяют по формуле:

где  - норма добавки ингибитора, % = 0,2 %;

 - объемная доля товарного ингибитора, % = 100%

В качестве интенсификатора используют Марвелан-К. Его объем определяют по формуле:

где  - норма добавки интенсификатора, % = 0,5 %;

 - объемная доля товраного интенсификатора, % = 100 %

При необходимости в качестве ингибитора и интенсификатора можно взять другие вещества, нормы добавки которых представлены в таблицах 6 и 7.

Объем воды для приготовления кислотного раствора равен:

Расчет процесса обработки скважин

В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена нефтью.

Зумпф скважины изолируется закачкой бланкера - концентрированного раствора хлористого кальция. Трубы спускают до нижних отверстий интервала перфорации и при небольшой подаче насоса УНЦ1-160-500К закачивают раствор СаСl₂ плотностью 1200 кг/м³.

Объем закачиваемого бланкета в (м³):

где  - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

 - глубина зумпфа, м.

В соответствие с таблицей 6 рассмотрим применяемые ингибиторы.

Таблица 6 - Применяемые ингибиторы

Для получения 1 м³ раствора СаСl₂ плотностью 1200 кг/м³ требуется 540 кг СаСl₂ и 0,66 м³ воды. Для изоляции зумфа потребуется:

Транспортировка бланкета осуществляется продавкой нефтью в объеме выкидной линии длиной 25 метров и НКТ длиной:

Объем выкидной линии в (м³):

На основание таблицы 7 рассмотрим применяемые интенсификаторы.

Таблица 7 - Применяемые интенсификаторы

Объем НКТ:

Общий объем продавочной нефти составляет:

Трубы приподнимают и устанавливают на  = 1-2 метров выше нижних отверстий перфорации, размещают и обвязывают оборудование:

Закачивают кислотный раствор в объеме выкидной линии, НКТ и ствола скважины вдоль интервала перфорации:

Закрывают задвижку на затрубном пространстве и насосом агрегата закачивают остальной кислотный раствор:

Для задавливания кислоты в пласт закачивают нефть в объеме

Затем закрывают задвижку на выкидной линии. Буферное давление падает. Продолжительность реагирования кислоты (210) часов (6 часов).

Выбор оборудования для проведения обработки

Для закачки соляно-кислотного раствора необходим насосный агрегат УНЦ1-160-500К, который состоит из цистерны (6 м³), имеющий два отсека, трубопровода и трехплунжерного насоса 5НК-50, приводимого в движение двигателем автомобиля КРАЗ-257Б1А.

Для транспортировки кислотного раствора используют кислотовоз КП-6,5, который состоит из цистерны, центробежного насоса 3Х-98-3-51 и трубопровода, смонтированных на шасси автомобиля КРАЗ-255Б. Для перевозки промывочных и продавочных жидкостей использует автоцистерны. Количество спецтехники обусловлено объемами перевозимой жидкости. Чтобы подобрать агрегаты нужно знать объем кислотного раствора и промывочно-продавочных жидкостей, необходимых для проведения обработки и объемы емкостей, установленных на выбираемых агрегатах.

Расчет режима работы насосного агрегата

Определяем необходимое давление на выкиде насоса при закачке продавочной жидкости на разных скоростях:

где  - максимальное забойное давление при продавке раствора, МПа

где  - теоретическая подача насоса л/с (см. таблицу) при 100 мм плунжере насоса

К - коэффициент приемистости м³/сут, МПа, принимаем К=5,5

В соответствие с таблицей 8 рассмотрим техническую характеристику насоса на агрегате УНЦ1-160-500К.

Таблица 8 - Техническая характеристика насоса на агрегате УНЦ1-160-500К

 - гидростатическое давление столба продавочной жидкости плотностью 850кг/, МПа

 - потери давления на трение, МПа

где  - коэффициент гидравлического сопротивления;

 - скорость движения жидкости по трубам, м/с.

где d - внутренний диаметр промывочных труб, м;

 - динамическая вязкость продавочной жидкости.

где Re - число Рейнольдса

 - коэффициент гидравлического сопротивления

Тогда потери на трение составят:

Давление на выкиде насоса составит:

Как видно из расчета закачку и продавку соляно-кислотного раствора можно вести на II скорости, когда требуемое давление 29,79 МПа меньше развиваемого агрегатом УНЦ1-160-500К 47,6 МПа.

Продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора на II скорости:

где  - объем кислотного раствора, м³;

 - объем продавочной нефти, м³;

 - подача насоса на выбранной скорости, л/с.

Вывод: Для проведения соляно-кислотной обработки в скважине № 970 Бобровского месторождения требуется 14 м³ соляно-кислотного раствора 10 % концентрации, продавочной жидкости 7,54 м³.

Транспортировку, закачку и продавку кислотного раствора производим агрегатом УНЦ1-160-500К на II скорости. Продавочную и промывочную жидкость доставляем к устью скважины в автоцистернах ППЦ-23.

2.6 Порядок проведения работ

Переезд на скважину бригады КРС;

Разрядка скважины;

Установить емкости V = 25 м³, заполнить нефтью p = 788 кг/м³;

Монтаж УПА-60;

Разборка устьевой арматуры (сорвать планшайбу);

Установить ГКО, опрессовать (5 МПа);

Подъем УЭЦН с глубины 2370 метров;

Демонтаж УЭЦН;

Демонтировать ГКО;

Установить ОГС;

Спуск НКТ в скважину до нижнего интервала перфорации - 2543 метров;

Изоляция зумпфа, СаСl₂ V = 0,133 м³;

Продавить СаСl₂ нефтью V = 7,54 м³;

Приподнять НКТ на 1 метр до 2542 метра;

Агрегат УНЦ1-160-500К с прицепом, 2 автоцистерны устанавливают на территории скважины с соблюдением правил техники безопасности;

Обвязка техники между собой и устьем скважины осуществляется согласно схеме;

Производится опрессовка нагнетательных линий и устья скважины при закрытых задвижках на устье, на полуторократное ожидаемое рабочее давление в процессе обработки;

На нагнетательной линии от агрегата, закачивающего кислоту в скважину, устанавливается обратный клапан;

Прокладывается выкидная линия от затрубья к емкости для сбора задавочной жидкости;

Промывка скважины до устойчивого перелива из затрубного пространства в объеме V = 30 м³;

Закачивается раствор в скважину в объеме 7,54 м³ на произвольной скорости и при открытом затрубном пространстве;

Закрыть задвижку на отводе из затрубного пространства и продолжить закачку оставшегося раствора в объеме 6,46 м³ уже на сильно сниженной скорости;

Продавить раствор в скважину нефтью в объеме 7,54 м³;

Закрыть скважину и оставить на реакцию, срок выдержки кислоты зависит от температуры пласта и от активности применяемых мер защиты металла от кислотной коррозии - 6 часов;

Демонтировать ОГС, установить АФТ;

После выдерживания кислотного раствора продукты реакции и хлористый кальций вымываются на поверхность с помощью промывки нефтью. В объеме 35 м³ с допуском до забоя 2553 метра;

Приподнять НКТ на 2520 метров;

Освоить скважину свабированием, отобрать 40 м³ жидкости;

Снять при освоении КВУ в течении 2-х часов;

Долить скважину;

Демонтировать АФТ;

Установить КГО, опрессовать;

Подъем НКТ с глубины 2520 метров;

Монтаж УЭЦН;

Спуск УЭЦН до 2370 метров;

Демонтаж КГО;

Монтаж устьевой арматуры;

Вывод установки на режим;

Демонтаж подъемника;

Уборка территории.

3. Охрана труда и противопожарная защита

3.1 Основные правила техники безопасности при проведении кислотной обработки

Для безопасного ведения работ каждый работник капитального ремонта скважин должен знать основные правила обращения с оборудованием, механизмами и инструментами, правила пользования ими и правила поведения работника во время проведения работ.

Каждую вышку необходимо периодически осматривать и испытывать на прочность статической нагрузкой превышающей номинальную на 50 %.

До начала работ необходимо проверить состояние рабочего места, используемого оборудования, инструментов, приспособлений и в случае их обнаружения принять меры к их устранению путем ремонта или замены.

Категорически запрещено стоять под поднимаемыми грузами. Главное внимание должно уделяться состоянию рабочей площадки у устья скважины, т.к. она должна быть всегда чистой, без посторонних предметов.

Кислотную обработку проводят только под руководством инженерно-технических работников. До начала работ проверяют исправность оборудования. Нагнетательная линия опрессовывается на ожидаемое рабочее давление с коэффициентом запаса прочности. Опрессовку производят водой.

Во время закачки раствора кислоты в скважину запрещается ремонтировать трубопроводы. При необходимости ремонта прекращают закачку кислоты, снижают давление до атмосферного и промывают трубопроводы водой.

На месте проведения работ по закачке агрессивных реагентов следует иметь:

) запас чистой пресной воды;

) нетрализационные компоненты для раствора.

Запрещается закачивать кислоту при силе ветра 12 м/с, при тумане и в темное время суток.

Правила техники безопасности при проведении СКО.

) Химическая обработка скважин (кислотная, растворителями, поверхностно-активными веществами) должна осуществляться под руководством мастера или другого инженерно-технического работника по плану, утвержденному главным инженером предприятия.

) Рабочие бригады должны быть обеспечены защитными средствами, предусмотренными при работе с кислотами.

) Слив кислоты, растворителей из бидонов в емкости (автоцистерны) должен быть механизирован.

) Сосуды, предназначенные для хранения и транспортирования кислот и запорные устройства к ним должны быть кислотостойкими и герметичными.

) Бутыли с кислотами должны храниться, перевозиться и переноситься в плетеных корзинах или деревянных ящиках с ручками.

) На крышке мерника, используемого для приготовления раствора кислоты, должно быть не менее двух отверстий: одно для залива кислоты, другое для отвода ее паров. У отверстий должны быть козырьки или защитные решетки.

) Для выливания кислоты из бутылей в мерник должна быть оборудована удобная площадка, позволяющая работать на ней двум рабочим. Переносить бутыли необходимо по трапам с перилами.

) При приготовлении раствора во избежание разбрызгивания кислоту следует вливать в воду, а не наоборот.

) При наполнении автоцистерны кислотой оператор должен следить за ее уровнем, находясь с наветренной стороны.

) В случае перелива из автоцистерны кислота, растворители и раствор ПАВ должны засыпаться песком или смываться водой. Плавиковая кислота смывается только водой.

) Сальники насосов для перекачки кислоты должны быть закрыты специальными щитками, которые снимаются только во время ремонта.

) Для закачки раствора кислоты (растворителей, ПАВ) в скважину нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление, но не выше давления, указанного в паспорте насоса.

) Запрещается ремонтировать нагнетательную линию или ударять по ней в процессе закачки химреагента.

) При необходимости ремонта нагнетательной линии следует прекратить закачку кислоты (растворителей, ПАВ), снизить давление до атмосферного, а линию промыть водой.

) Запрещается производить химическую обработку скважин при силе ветра более 12 м/с, при тумане и в темное время суток.

) После окончания работ по закачке кислоты в скважину все оборудование и коммуникации должны быть промыты водой. Перед разборкой трубопроводов давление должно быть снижено до атмосферного.

) На местах работы с химреагентами должен быть необходимый запас воды и песка.

3.2 Противопожарные мероприятия

Опасность возникновения пожаров на нефтегазодобывающих предприятиях определяется прежде всего физико-химическими свойствами нефти, попутного нефтяного и природного газов и других горючих материалов, которые используются или получаются в процессе производства.

Степень пожарной опасности зависит и от особенностей технологического процесса добычи нефти и газа: наличия большого количества нефти и нефтепродуктов, возможности воспламенения нефтяных паров и газа, наличия аппаратов, трубопроводов, электроаппаратуры и разнообразных механизмов, работающих под высоким давлением и с высокими температурами.

Для устранения этих опасных моментов работникам нефтегазо-добывающих предприятий необходимо соблюдать противопожарные мероприятия и строго выполнять следующие правила безопасности при ведении работ.

Территория нефтегазодобывающего предприятия и особенно площадки, на которых расположены замерные и сепарационные установки, резервуарные парки, установки по подготовке нефти, газосборные пункты, должны содержаться в чистоте. Разлитую нефть необходимо собирать, а загрязненную площадь зачищать.

На каждом объекте промыслового хозяйства необходимо иметь комплект первичных средств пожаротушения: ящики с сухим песком, лопаты, огнетушители и т. п., количество и перечень которых устанавливаются в соответствии с нормами.

Основные объекты нефтегазодобывающих предприятий должны быть обеспечены водой для тушения пожара в соответствии с противопожарными нормами.

Резервуарные парки (или индивидуальные резервуары) должны быть обвалованы согласно нормам пожарной безопасности. Резервуары должны быть заземлены.

Электропривод и электрооборудование насосов для откачки нефти, датчики и средства автоматики, установленные на резервуарах и аппаратах, а также осветительная аппаратура должна быть выполнена во взрывозащищенном исполнении.

Применение электрооборудования в нормальном исполнении и его установка допускаются лишь в местах, где исключено проникновение и накопление нефтяного газа.

Индивидуальные и групповые сборно-замерные сепарационные установки необходимо оборудовать факельными стояками, вынесенными не менее чем на 80 м от ближайшего пожароопасного объекта.

При отсутствии утилизации трапного газа последний должен сжигаться через стояки.

Факельные стояки необходимо ограждать земляной обваловкой во избежание распространения пламени при случайном выбросе нефти.

Передвижные агрегаты с двигателями внутреннего сгорания при работе на скважинах и нефтесборных установках должны иметь на выхлопной трубе искрогаситель.

При ремонтных работах в местах, где возможно скопление газа (в колодцах, внутри насосных зданий, у люков резервуаров и т. п.), пользоваться инструментом, не дающим искр.

Курить на территории нефтегазодобывающего предприятия разрешается только в специально отведенных местах.

При работе на объектах добычи нефти и газа и несоблюдении правил техники безопасности возможны взрывы и пожары, как результат нарушения герметичности газовых систем и разливов нефти, поэтому при проведении капитального ремонта площадка вокруг скважины не должна быть залита нефтью, а в случае разлива она должна быть очищена и засыпана песком. На каждом производственном объекте необходимо иметь песок и огнетушитель. Каждый работник должен уметь владеть огнетушителем.

В качестве огнегасительных веществ используют воду, твердые вещества (песок), такие газы как азот, углекислый газ, пены. Для ликвидации пожара механически воздействуют на пламя, изолируя его от воздуха, охлаждают или удаляют горючие вещества из очага горения. Для этого используют водяные гидранты, шланги, стволы, пеногенераторы, пенокамеры, пенозакидные мачты и др.

При возникновении пожара необходимо немедленно оповестить пожарную охрану, пользуясь радиосвязью.

4. Охрана недр и окружающей среды

.1 Источники загрязнения окружающей среды в нефтяной промышленности

Нефтяная и газовая промышленности остаются потенциально опасными по загрязнению окружающей среды и её отдельных объектов. Возможное воздействие их на основные компоненты окружающей среды (воздух, воду, почву, растительный, животный мир и человека) обусловлено токсичностью природных углеводородов, их спутников, большим разнообразием химических веществ, используемых в технологических процессах.

Все технологические процессы в нефтяной промышленности (разведка, бурение, добыча, сбор, транспорт, хранение и переработка нефти и газа) при соответствующих условиях могут нарушать естественную экологическую обстановку. Нефть, углеводороды нефти, нефтяной и буровой шламы, сточные воды, содержащие различные химические соединения, способные опасно воздействовать на воздух, воду, почву, растительный мир и человека.

Наиболее тяжелыми и опасными по последствиям являются загрязнения подземных и наземных пресных вод и почвы. К основным их загрязнителям в глобальном масштабе относится нефть. Загрязнение окружающей среды возможно при добыче и промысловой обработке газа. Вредные жидкие отходы в данном случае представлены дренажными водами, содержащими значительное количество метанола, поступающего от установки регенерации. Загрязнителями атмосферы на объектах дальнего транспорта являются природные газы от газоперекачивающих агрегатов, их спутники и т.д. Мощным источником опасных загрязнителей воздушного бассейна нефтяной и газовой промышленности продолжают оставаться продукты сгорания нефти, конденсата, природного нефтяного газа в факелах.

Источниками загрязнения атмосферного воздуха в процессе эксплуатации действующих и проектируемых нефтепромысловых объектов являются:

) организованные источники - вытяжная вентиляция замерных установок;

) неорганизованные источники - утечки через неплотности оборудования и фланцевые соединения на устьях скважин и технологических сооружениях ДНС.

Основными загрязняющими веществами являются: сероводород, окислы азота, сажа, группа суммации «сернистый ангидрид + сероводород».

К возможным источникам загрязнения вод относятся аварийные порывы нефтегазосборных коллекторов, для предотвращения аварийных сбросов предусматривается следующее:

Контроль сварных стыков, испытание трубопроводов и сооружений на прочность и герметичность в соответствии с действующими нормативными документами.

Для защиты от коррозии высоконапорных водоводов системы заводнения предусматривается ввод ингибитора коррозии «Нефтехим». Кроме того, с этой целью все трубопроводы, коллекторы и водоводы покрываются наружной изоляцией.

С целью исключения разлива нефтепродуктов на устьях нефтяных скважин предусматривается установка клапанов-отсекателей, срабатывающих при понижении давления в выкидных трубопроводах, обваловка нефтяных скважин;

Для предотвращения разлива нефтепродуктов, находящихся в аварийных емкостях, предусмотрено ограждение площадки бетонной стенкой высотой 0,5 м. Сброс дождевых сточных вод с бетонных площадок, ограждённых бордюрным камнем, предусмотрен в канализационные ёмкости объёмом 5 м³ каждая.

4.2 Мероприятия по охране окружающей среды при проведении СКО

Все завозимые на скважину химические реагенты и материалы должны быть упакованы в специальную тару или контейнеры и храниться в закрытом помещении.

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

Запрещается выпускать в атмосферу газосодержащие вредные вещества без сжигания или нейтрализации.

По окончании ремонта скважины необходимо:

вывести оставшиеся растворы для повторного их использования или регенерации;

очистить загрязненные нефтью участки вокруг скважины;

бытовой и производственный мусор, как в процессе ремонта скважины, так и после его завершения, следует собирать и вывозить в места свалки.

В процессе ремонта скважин каждая смена должна начинать работу с анализа экспресс-методом воздуха, взятого у открытого устья. Результаты анализа регистрируются в специальном журнале.

В случае газопроявлений в процессе ремонта (за счет колебания уровня закачиваемой жидкости) всякая работа на скважине должна быть прекращена.

Также при капитальном ремонте скважин проводят следующие мероприятия охраны окружающей среды:

использование закрытой системы циркуляции промывочной жидкости, включающей слив отработанной или оставшейся жидкости в специальную емкость, нефтеловушку или канализацию;

обваловка площадки вокруг скважин;

применение ПВО;

рекультивация территории, примыкающей к скважине, для сельскохозяйственного и иного пользования, в случае причинения ущерба.

Список использованных источников

1 Е.И. Бухаленко «Нефтепромысловое оборудование», М. «Недра» 1990-590с.

2 А.Д. Амиров, С.Т. Овнатанов, А.С. Яшин «Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин», М. «Недра», 1975-470с.

3 А.Д.Амиров, К.А. Карапетов «Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин» М. Недра, 1979 г.

А.Т. Молчанов «Подземный ремонт скважин», М. «Недра», 1986-380с.

Н.С. Горохов «Справочник по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин», М. «Недра», 1988-350с.

Е.И. Бухаленко, В.Е. Бухаленко «Оборудование и инструмент для ремонта скважин», М. «Недра», 1991-459с.

А.Б. Сулейманов, К.А. Карапетов, А.С. Яшин «Практические расчёты при текущем и капитальном ремонте скважин», М. «Недра» 1984-347с.

А.Б. Сулейманов, К.А. Карапетов, А.С. Яшин «Техника и технология капитального ремонта скважин», М. «Недра», 1987-460с.

Ш.К. Гиматудинов «Справочная книга по добыче нефти» М. Недра, 1980 г.

Б.М. Сучков «Причины снижения производительности скважин» Нефтяное хозяйство, 1988 г., №5.