Задание Елемесов Т.М. РЭМ 541. Пояснительная записка к отчету о производственной практике по модулю пп 04. 01
 Скачать 75.04 Kb.
|
|
Министерство образования и науки АО ГБПОУ АО «Астраханский государственный политехнический колледж» ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА к отчету о производственной практике по модулю ПП 04.01. Выполнил: ст-гр. РЭМ - 541 Елемесов Т.М. Проверил: Шевченко В.М. Астрахань, 2022 Содержание
2.1 Проведение сборки и разборки устьевого оборудования скважины при проведении работ по испытанию ПЗП Перед разборкой устьевой арматуры фонтанной, газлифтной и глубинно-насосной скважин следует в трубном и затрубном пространствах постепенно снизить давление до атмосферного. Фонтанную арматуру разбирают следующим образом: вначале отсоединяют боковые фланцы, снимают буферный и вместо него устанавливают подъемный патрубок. После отвинчивания болтов, крепящих тройник к центровой задвижке, элеватор подводят под муфту подъемного патрубка и осторожно поднимают арматуру вверх.  Рисунок 1 - Фонтанная фланцевая арматура крестового типа для однорядного лифта 1-манометр; 2-трехходовой кран; 3-буфер; 4-задвижки; 5-крестовик; 6-переводная катушка; 7-переводная втулка; 8-крестовик трубной головки; 9-21/2" задвижки; 10-штуцер; 11-фланец колонны. Если ёлка не уравновешена по осевому направлению, то для центрирования ее применяют обычный строп и строп-откос. Ёлку осторожно укладывают на вспомогательную рабочую площадку, подъемный патрубок переносят на фланец переводной катушки-пьедестала и, после освобождения болтов-шпилек на колонной головке, плавно поднимают трубную головку до выхода первой муфты НКТ из колонной головке на высоту 30-40 см и на устье устанавливают трубный хомут или элеватор для подвески колонны НКТ. Муфтовое соединение развинчивают и трубу вместе с трубной головкой укладывают на мостки. На мостках трубу вывинчивают из трубной головки и трубную головку укладывают рядом с ёлкой на вспомогательной рабочей площадке. Фланец колонной головки освобождают от уплотняющего металлического кольца, готовя его таким образом, как опорную площадку для СПО. Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования Общие положения Монтаж противовыбросового оборудования должен производится в соответствии со схемой обвязки устья скважины, которая определяется из геолого-технических условий; технической документацией (технический паспорт, технические условия или инструкция по эксплуатации); соответствующих правил; схем и ГОСТов при освоении, текущем и капитальном ремонте и в соответствии с положениями настоящей инструкции. Выбранная схема должна быть указана в плане работ на ремонт (освоение) скважины. В процессе работ допускается переход от одной схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием к другой. Все изменения должны указываться в плане работ. К работе по монтажу и эксплуатации допускаются работники, прошедшие подготовку по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП». Устьевое оборудование и провентора должны собираться из узлов и деталей заводского изготовления, должны иметь паспорта, и быть спрессованы на пробное давление. Периодичность проверки ПВО в условиях базы -- гидравлическая опрессовка на рабочее давление через 6 месяцев. Дефектоскопия один раз в год. После проведения проверки составляется акт. Устье скважины с установленным ПВО, должно быть обвязано с доливной емкостью. При температуре воздуха ниже -10°С превентора должны быть обеспечены обогревом. Для подъема превенторов на высоту должны использоваться стропы соответствующей грузоподъемности (вес ПВО указывается в техническом паспорте), прошедшие испытание и имеющие соответствующую маркировку. Подготовительные работы к монтажу ПВО Произвести планировку территории вокруг скважины для предотвращения возможных разливов технологических жидкостей. Провести инструктаж с членами бригадами по безопасному ведению работ с записью в журнале. Смонтировать подъемник и рабочую площадку согласно технических условий и требований ОТ и ТБ. Собрать и подготовить к работе линии обвязки (выкидные и глушения) для закачки технологических жидкостей в скважину и сброса флюида в коллектор. Проверить центровку мачты относительно устья скважины. Перед демонтажем фонтанной арматуры необходимо убедится в отсутствии избыточного давления в трубном и межтрубном пространствах скважины. Подготовить запорную компоновку (или аварийную трубу с шаровым краном), спрессованную на рабочее давление ПВО. Наружный диаметр дистанционного патрубка запорной компоновки или аварийной трубы должен соответствовать типоразмеру трубных плашек превентора. При использовании разно размерных труб обязательно наличие переходного переводника. Произвести визуальный осмотр. Запорная компоновка должна быть чистой, без снега и льда, не иметь вмятин, трещин и т.п. Запорная компоновка должна находится ни рабочей площадке, иметь свободный доступ к ней и защищена от попадания грязи и брызгов. Подготовить противовыбросовое оборудование, очистить фланцы и канавки фланцевых соединений, произвести визуальный осмотр. Корпус пpeвентора не должен иметь вмятин, задиров трещин. Штоки штурвалов не должны быть погнуты и свободно вращаться. Превентор малогабаритный трубный серии - ПМ1 Превентор позволяет: герметизировать на устье скважины НКТ трубными плашками; герметизировать устье скважины при отсутствии НКТ глухими плашками; герметизировать на устье скважины кабель геофизический (при установке герметизатора кабельного разъёмного (ГКР) в верхний патрубок превентора); герметизировать на устье скважины трубу и кабель ЭЦН одновременно при использовании трубно-кабельных плашек и трубно-кабельного центратора. Базовая модель превенторов ПМТ выпускается с условным проходом 125 и 156 мм. Монтаж ПВО Демонтировать фонтанную арматуру, проверить состояние уплотнительных колец и канавок фланцевых соединений. Превентор с трубными плашками монтируется на крестовину (или через переходную катушку). Плашки должны соответствовать диаметру дистанционного патрубка запорной компоновки. Профиль уплотнительных колец фланцев должен соответствовать профилю канавок на фланцах фонтанной арматуры и противовыбросового оборудования. Кольца и канавки должны быть очищены от льда и грязи и при установке ПВО плотно входить друг в друга. Присоединение ПВО к крестовине фонтанной арматуры производится на все шпильки, при этом гайки должны быть навернуты так, чтобы после наворота гайки на шпильке оставалось 2-3 витка резьбы. Затяжка их производится крест-накрест. После монтажа противовыбросового оборудования скважина спрессовывается технической водой на максимально ожидаемое давление, но не выше опрессовки эксплуатационной колонны. После монтажа противовыбросового оборудования на скважине с перфорированной или негерметичной колонной ПВО спрессовывается на давление не менее 3,0 МПа. Давление опрессовки определяется, исходя из технического состояния и приемистости скважины и указывается в плане работ. Результаты опрессовки оформляются актом. Управление превентором производится непосредственно на устье скважины. Рабочая площадка должна обеспечивать удобный и беспрепятственный доступ к штурвалам превентора. 2.2 Расчет технологической эффективности работ по увеличению нефтеотдачи пластов Дано: трубы НКТ d 101,6х5,74 мм спущены в эксплуатационную колонну d 168х10 мм. Башмак НКТ на глубине 3561м. Мощность пласта 5,1 метров. Пласт коллектор крупнозернистый, высокопроницаемый K = 2,16. Нефти в НКЭ 60 %. Рассчитать объем нефтекислотной эмульсии НКЭ y = 1,07 г/см^3 для закачивания в скважину. Определить количество соляной кислоты и содержание нефти в эмульсии. Определить количество соляной кислоты и содержание нефти в эмульсии. Рассчитать объем продавочной жидкости (нефти y = 0,82 г/см3). При циркуляции в скважине P раб. = 76 атм. НКЭ закачать на поглощение в продуктивный пласт при P макс. = 175 атм. Решение. 1. Определим количество нефтекислотной эмульсии  где k − проницаемость пор пласта; h − мощность продуктивного пласта. 2. Определим количество разбавленной водой 27% соляной кислоты до 10% кислотного раствора, воды и нефти, приготовленной в 10% НКЭ. По условию нам известно, что нефти в 10% НКЭ − 35%. Так как V_НКЭ = 11м3, то можно узнать количество нефти:   Таблица 2.1. − Количество соляной кислоты и воды, необходимое для получения 1м3 раствора различной концентрации.
В таблице 2.1 указано, что в 10% растворе нефти в 27% соляной кислоты необходимо 0,34% кислоты на 1м3 и 0,66% воды на 1 м3. Следовательно, объём соляной кислоты равен:   Необходимо закачать для обработки призабойной зоны скважины  и  . Следовательно, необходимое количество НКЭ равно:  3. Высота НКЭ равна  где  – внутренний диаметр НКТ d(вн.НКТ)=d(нар.НКТ)-2δНКТ   4. Высота раствора соляной кислоты равна  5. Определение количества продавочного раствора Объём продавочной жидкости на глубину 4028м:  6. Объём продавочной жидкости на глубину 2358:  где    6. Давление столба жидкости в НКТ   6. Давление гидроразрыва пласта p_гид=p_заб+p_цирк=42,44+76=118,44 атм При проведении расчёта технологии соляно−кислотной обработки призабойной зоны скважины 10% нефтекислотной эмульсией были соблюдены все условия для проведения этой задачи, так как давление гидроразрыва пласта совпала с суммарным количеством буферного давления и давления столба жидкости. 2.3 Проведение работ по поддержанию пластового давления С целью поддержания пластового давления применяют законтурное и внутриконтурное заводнение с разрезанием крупных площадей на отдельные участки, осевое, сводовое и очаговое заводнение месторождений. В настоящее время широко используются новые методы разработки нефтяных месторождений путём применения для закачки растворов неионогенных поверхностно-активных веществ (ПАВ), карбонизированной воды, сухого газа при высоком давлении, горячей воды и пара (внутрипластового движущегося очага горения). Эти методы разработки наряду с интенсификацией добычи нефти направлены на увеличение нефтеотдачи. Работы по поддержанию пластового давления на нефтегазодобывающем предприятии проводит цех поддержания пластового давления (ЦППД). Его основная задача — обеспечение закачки рабочего агента в продуктивные пласты в объемах, соответствующих утвержденному проекту разработки и, следовательно, обеспечивающих заданный отбор нефти. Цех поддержания пластового давления подчиняется непосредственно генеральному директору НГДУ. Сюда поступает соответствующая информация, на основании анализа которой централизованно принимают решения о ведении технологических процессов по поддержанию пластового давления. Цех ППД обеспечивает заданный режим закачки воды, контролируя ее объем и качество с помощью контрольно-измерительных приборов, а также наблюдает за приемистостью скважины. Для этого цех ППД имеет инженера и звено по заводнению, занимающееся обслуживанием насосных станций и системы внутренних водоводов. Круглосуточное оперативное руководство работой по заводнению осуществляют начальники смен. Цех ППД ведет ежесуточный учет закачки воды в продуктивные горизонты. Со всеми объектами, контролируемыми и управляемыми по системе телемеханики, предусмотрена и существует телефонная связь по этой системе. В цехе ППД создаётся четыре участка: участок эксплуатации (нагнетательный участок), участок водоочистки, участок освоения скважин и ремонтно-восстановительный участок. Участки эксплуатации имеют водозаборы, которые при помощи подрусловых скважин добывают воду и подают её на блочные кустовые насосные станции, которые нагнетают воду в пласт через куст обслуживаемых ими нагнетательных скважин. При наличии рек и водоёмов забор воды может осуществляться через систему гребёнок. Цех осуществляет рациональную эксплуатацию всех находящихся в его распоряжении сооружений: водозаборов, насосных и блочных кустовых насосных станций, а также нагнетательных скважин. Для этих целей участки имеют машинистов насосных станций, электромонтёров, слесарей-обходчиков. С целью обслуживания нагнетательных скважин создаются специальные бригады. Профессиональный состав бригад по обслуживанию нагнетательных скважин: операторы и помощники операторов по обслуживанию нагнетательных скважин, электромонтёры, слесари по КИП и автоматике. Качество нагнетаемой воды контролируется на участке водоочистки, на котором следят за содержанием железа и механических примесей в ней. На этом участке занято 5% рабочих цеха ППД. На участке освоения скважин занято 30% рабочих цеха ППД. С целью пуска в эксплуатацию новых нагнетательных скважин и восстановления упавшей приёмистости нагнетательных скважин на участке функционируют три бригады: бригады по освоению скважин, подготовительные бригады и исследовательские бригады. Подготовительная бригада готовит рабочее место для бригад по освоению скважин. Бригады по освоению скважин занимаются собственно освоением нагнетательных скважин различными методами: свабированием, торпедированием, соляно-кислотными обработками, гидроразрывом и т.п. Исследовательская бригада следит за контрольно-измерительными приборами и контролирует приёмистость скважин. Ремонтно-восстановительные работы ведёт ремонтно-восстановительный участок, на котором занято до 25% рабочих цеха ППД. Эти работы выполняют специализированная ремонтная бригада, обслуживающая всю сеть магистральных и разводящих водоводов, а также ремонтирует наземную арматуру нагнетательных скважин. Затраты по цеху ППД учитываются в калькуляции себестоимости добычи нефти статьей “Расходы по искусственному воздействию на пласт” и составляют примерно 10% всех затрат на добычу нефти. 2.4 Обслуживание скважин при воздействии на пласт и призабойную зону Призабойная зона скважины (ПЗС) является областью, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. В этой области линии тока сходятся при извлечении жидкости и расходятся при закачке; скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине. Важно сохранить ПЗС в таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗС, была бы мала как при отборе жидкости из пласта, так и при нагнетании в пласт. Бурение скважины уже влияет на напряженно-деформированное состояние горной породы призабойной зоны. Перфорация обсадной колонны сопровождается кратковременным воздействием на ПЗС ударных волн различных частот, которые воздействую на кристаллы, слагающие породу, и вызывают пьезоэлектрический эффект на гранях этих кристаллов. Возникающее электрическое поле, в зависимости от его полярности, интенсивности и продолжительности существования, может либо тормозить, либо способствовать фильтрации, влиять на формирование аномальных жидкостных слоев на границе с поверхностью пор пласта. В процессе добычи нефти вся извлекаемая пластовая жидкость проходит через призабойные зоны добывающих скважин и вся нагнетаемая в пласты вода – через ПЗС нагнетательных скважин. Эти процессы происходят при температурах и давлениях, отличных от тех, при которых эти жидкости были первоначально на поверхности или в пласте. В результате в ПЗС, как в фильтре, могут откладываться как различные углеводородные компоненты – смолы, асфальтены, парафины и др., так и различные соли, выпадающие из растворов в результате нарушения термодинамического равновесия. Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на ПЗС для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой области пласта. Все методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые. Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка. Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта. Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых или очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями. Существуют разновидности методов воздействия на ПЗС, которые сочетают характерные особенности перечисленных трех основных. Например, термокислотная обработка скважин сочетает в себе как химическое воздействие на породу пласта, так и тепловое воздействие в результате выделения большого количества теплоты при химической реакции со специально вводимыми веществами и т.д. Таким образом, выбор метода воздействия основывается на тщательном изучении термодинамических условий и состояния ПЗС, состава пород и жидкостей, а также систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении. Кислотная обработка призабойных зон пласта. При кислотных обработках поступающая в пласт кислота вступает в реакцию с материалом породы – песчаником, доломитами и известняками и растворяют ее. В результате увеличиваются диаметры поровых каналов и возрастает проницаемость пористой среды. В зависимости от химического состава породы для обработки используют различные кислоты. В кислоте присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать не растворимые в растворе нейтрализованной кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах пласта снижает проницаемость ПЗС. Для обработки скважин готовится раствор соляной кислоты с содержанием чистой соляной кислоты в пределах 10-15% , так как при большом ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор пласта. К раствору соляной кислоты добавляют следующие реагенты: 1. Ингибиторы – вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор соляной кислоты транспортируют, перекачивают и хранят. Обычно ингибиторы добавляются в количестве до 1% в зависимости от типа ингибитора и его исходной концентрации. 2. Интенсификаторы – поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3-5 раз поверхностное натяжение на границе нефти – нейтрализованная кислота, ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и от отреагированной кислоты. Добавка ПАВ увеличивает эффективность кислотных обработок. Учитывая потерю ПАВ на поверхности породы в результате абсорбции в головной части нагнетаемого раствора соляной кислоты, концентрацию реагента увеличивают примерно в 2 – 3 раза. 3. Стабилизаторы – вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции примесей раствора соляной кислоты с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария Рабочий раствор кислоты готовят на центральных промысловых кислотных базах или редко у скважины. Существует строгая последовательность операции приготовления кислоты. Для приготовления рабочего раствора в расчетное количество воды вводят сначала ингибитор и стабилизатор, а затем техническую соляную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий, снова перемешивают до исчезновения хлопьев хлористого бария, что контролируется анализом проб. Затем добавляют интенсификатор, перемешивают снова и далее дают возможность раствору отстояться до полного осветления и осаждения сернокислого бария. Растворы соляной кислоты готовят с обязательным соблюдением правил по технике безопасности, которые предусматривают наличие специальной одежды, резиновых перчаток и очков. Особые меры предосторожности необходимы при обращении с фтористоводородной кислотой, пары которой ядовиты. Соляную кислоту перевозят в гуммированных железнодорожных цистернах или автоцистернах. Иногда для защиты железа цистерн от коррозии их внутри окрашивают в несколько слоев химически стойкой эмалью. Фтористоводородную кислоту транспортируют в эбонитовых 20-литровых сосудах. Различают несколько видов обработки соляной кислотой скважин, вскрывших карбонатные коллекторы: кислотные ванные, простые кислотные обработки и обработки под давлением призабойной зоны скважин, термокислотные обработки, поинтервальные кислотные обработки. Кислотные ванны применяются во всех скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении, для очистки поверхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют. Объем кислотного раствора должен быть равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала, а башмак НКТ, через который закачивают раствор, спускается до подошвы пласта или забоя скважины. Применяется раствор соляной кислоты повышенной концентрации, так как его перемешивания на забое не происходит. Время выдержки для нейтрализации кислоты для данного месторождения устанавливается опытным путем по замерам концентрации кислоты в отработанном и вытесненном на поверхность через НКТ растворе. Простые кислотные обработки – наиболее распространенные, осуществляются задавкой раствора соляной кислоты в призабойную зону скважины. При многократных обработках для каждой последующей операции растворяющая способность раствора должна увеличиваться за счет наращивания объема закачиваемого раствора, повышения концентрации кислоты, а также и за счет увеличения скорости закачки. Простые кислотные обработки осуществляются с помощью одного насосного агрегата в тщательно промытой и подготовленной скважине без применения повышенных температур и давления. При парафинистых и смолистых отложениях в НКТ и на забое их удаляют промывкой скважины соответствующими растворителями: керосином, пропан-бутановыми фракциями и другими нетоварными продуктами предприятий нефтехимии. При открытом забое кислотная обработка проводится только после кислотной ванны. После закачки расчетного объема раствора кислоты в НКТ закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему НКТ. В качестве продавочной жидкости обычно используется нефть для добывающих скважин и вода с добавкой ПАВ для нагнетательных скважин. В процессе закачки раствора соляной кислоты уровень ее в межтрубном пространстве поддерживается у кровли пласта. Кислотная обработка под давлением. При простых соляно-кислотных обработках (СКО) кислота проникает в хорошо проницаемые прослои, улучшая их и без того хорошую проницаемость. Плохо проницаемые прослои остаются неохваченными. Поэтому применяют кислотные обработки под повышенным давлением. При этом четко выраженные высокопроницаемые прослои изолируются пакерами или предварительной закачкой в эти прослои буфера – высоковязкой эмульсии типа кислота в нефти. Таким способом при последующей закачке кислотного раствора можно значительно увеличить охват пласта по толщине воздействием кислоты. Кислотная обработка под давлением обычно является третьей операцией после ванн и простых СКО. Предварительно на скважине проводятся обычные подготовительные мероприятия: удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляция обводнившихся прослоев или создание на забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнившегося низа скважины. Обычно перед проведением СКО под давлением продуктивный пласт изучается для выявления местоположения поглащающих прослоев и их толщины. Для предохранения обсадной колонны от высокого давления у кровли пласта на НКТ устанавливают пакер с якорем. Для изоляции или для снижения поглотительной способности высокопроницаемых прослоев в пласт нагнетают эмульсию. Эмульсию приготавливают прокачкой смеси 10-12%-ного раствора соляной кислоты и нефти центробежным насосом из одной емкости в другую. Эмульсия обычно составляется из 70% по объему раствора соляной кислоты и 30% нефти. В зависимости от способа и времени перемешивания можно получить эмульсии различной вязкости. Обычно на 1 м толщины высокопроницаемого прослоя необходимо 1,5-2,5 м3 эмульсии. Рабочий раствор закачивается в тех же объемах, что и при простых СКО. Эмульсия в объеме НКТ и подпакерного пространства закачивается при открытом затрубном пространстве и негерметизированном пакере. Затем спущенным на НКТ пакером герметизируют кольцевое пространство, и в пласт закачивается оставшийся объем эмульсии под меньшим давлением. После эмульсии закачивается рабочий раствор соляной кислоты объемом, равным внутреннему объему НКТ, также при умеренном давлении, а по достижении кислотой башмака НКТ закачка продолжается на максимальных скоростях для создания на забое необходимого давления. После рабочего раствора соляной кислоты без снижения скорости закачивается продавочная жидкость объемом равным объему НКТ и подпакерного пространства. Время выдержки раствора для полной нейтрализации такое же, как и при простых СКО. После выдержки пакер с якорем и НКТ извлекаются, и скважина пускается в эксплуатацию. Термокислотная обработка. Призабойная зона скважины обрабатывается горячей кислотой, нагрев которой происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами в специальном реакционном наконечнике, расположенном на конце НКТ, через который прокачивается рабочий раствор соляной кислоты. Существуют два вида обработки. Термохимическая обработка призабойной зоны скважины – обработка горячей кислотой, при которой для растворения магния подается избыточное количество кислоты для растворения карбонатов породы пласта так, чтобы сохранялась концентрация соляной кислоты 10-12%. Термокислотная обработка призабойной зоны скважины – сочетание термохимической и непрерывно следующей за ней кислотной обработки ПЗС. Кислотная обработка может быть как обычной, так и под давлением. Термохимические солянокислотные обработки ПЗС эффективны в скважинах с низкими пластовыми температурами, в призабойной зоне которых наблюдается отложение твердых углеводородов (смолы, парафины, асфальты). Этот вид обработки может быть применен как для карбонатных коллекторов, так и для терригенных при достаточно высокой их карбонатности. Поинтервальная или ступенчатая соляно-кислотная обработка. При вскрытии нескольких самостоятельных прослоев общим фильтром или общим открытым забоем, а также при вскрытии пласта большой толщины, в разрезе которого имеются интервалы с различной проницаемостью, одноразовая солянокислотная обработка всего интервала всегда положительно сказывается на наиболее проницаемом прослое. Другие прослои с ухудшенной гидропроводностью фактически остаются необработанными. В таких случаях применяют поинтервальную солянокислотную обработку, т.е. обработку каждого интервала пласта или пропластка. Для этого намечаемый для обработки интервал изолируется двумя пакерами, которые устанавливаются непосредственно у границ интервала или пропластка. Эффективность обработки существенно зависит от герметичности затрубного цементного камня, предотвращающего перетоки нагнетаемого раствора соляной кислоты по затрубному пространству в другие пропластки. При открытых забоях намеченный для СКО интервал также выделяют с помощью пакерных устройств. После обработки одного интервала и последующей его пробной эксплуатации для оценки полученных результатов переходят к СКО следующего интервала. 2.5 Подготовка насосных, цементировочных и насосно-бустерных агрегатов к работе Перед пуском насоса необходимо сделать следующее: проверить вращения ротора от руки (при этом ротор должен вращаться легко без заедания); проверить направления вращения электродвигателя при отсоединенной муфте (направление вращения должно быть по часовой стрелке, если смотреть со стороны электродвигателя); удалить с насоса все посторонние предметы, проверить, нет ли повреждений частей насоса, нет ли ослабленных болтов в обвязке насоса; проверить наличие и качество масла в подшипниках, исправность системы смазки, а также смазать движущиеся части в местах их соединения; проверить установку ограждений на муфтах сцепления и их крепление; проверить состояние сальников, нет ли перекоса грундбуксы и достаточно ли сальники набиты и затянуты; проверить наличие и исправность манометров на выкиде насоса и приемном трубопроводе; убедиться в наличие заземления насоса и электромотора; пользуясь специальным ключом закрыть задвижку на нагнетательном трубопроводе и открыть на приемном трубопроводе (если управление задвижками автоматическое – закрытие и открытие запорной арматуры необходимо производить путем нажатия кнопок «пуск» и «стоп» на пульте управления); произвести заливку насоса продуктом, воздух из насоса стравить через дренажную линию. Если насос установлен выше уровня перекачиваемой жидкости, заполнить его можно одним из следующих способов: а) открыванием вентиля на перепускной линии из нагнетательного трубопровода; при этом нужно отключить вакуумметр во избежание поломки; б) отсасыванием воздуха и паров из насоса и всасывающего трубопровода, для чего насос подключают к вакуум-насосу или эжектору; в) ручной заливкой через воронку; перед заполнением насоса должны быть открыты краники для спуска воздуха или паров из корпуса. В зимнее время при длительных остановках насосов необходимо пускать их в работу после подогрева обвязки паром или горячей водой и пробной прокачки жидкости по трубам. Запрещается прогревать обвязку насоса открытым источником огня. Пуск насоса необходимо производить только при закрытой нагнетательной задвижке. Перед запуском убедитесь, что давление на приеме насоса соответствует режимным параметрам. Пуск насоса осуществляется нажатием кнопки «Пуск» на щите управления насосом. После пуска насоса, как он набрал полное число оборотов и манометр покажет соответствующее давление, необходимо открыть кран у вакуумметра и постепенно открывать на напорном трубопроводе запорную задвижку и добиться получения требуемых подачи и напора, регулируя степень открытия задвижки. Запрещается: · работать при закрытой задвижке более 5 минут, так как это приводит к значительному нагреву жидкости в насосе; · открывать быстро и полностью задвижку на нагнетательной линии, так как это может привести к срыву подачи жидкости; · пускать насос в работу без предварительной его заливки продуктом, даже на очень короткое время; · производить регулировку производительности и давления насоса задвижками на приемном трубопроводе. После пуска следует дополнительно послушать и осмотреть насос: нет ли в нем постоянных стуков. Для нормальной работы насоса характерен почти бесшумный его режим. Если все параметры насоса соответствуют режимным, его оставляют в работе, при этом на нем должна находиться табличка: «Агрегат в работе». Перед началом цементирования скважины необходимо рационально расставить цементировочные агрегаты и цементно-смеси-тельные установки. В каждом конкретном случае следует учитывать местные условия (рельеф местности, расположение оборудования и коммуникаций буровой, расположение водяных гидрантов и др.). Но, независимо от этого, при любых обстоятельствах следует соблюдать следующие условия:подъездной путь к цементно-смесительным машинам должен быть освобожден от посторонних предметов;емкости с водой или гидранты промыслового водопровода должны располагаться в непосредственной близости от цементно-сме-сительных установок; между установками должен быть свободный проход для рабочих.В начале закачки цементного раствора приходится преодолевать давление, вызванное гидравлическими сопротивлениями. Это давление зависит от вязкости и статического напряжения сдвига бурового раствора, находящегося в скважине. Давление при начале операции примерно равно давлению в конце промывки скважины. Для снижения давления в начале операции во многих нефтяных районах практикуется поочередное включение в работу цементно-смесительных установок. После закачки цементного раствора лицо, ответственное за пуск заливочной пробки, вывинчивает стопоры цементировочной головки, удерживающие пробку. В это время очищаются насосы и нагнетательные трубопроводы от остатков цементного раствора. Чтобы получить наибольшую скорость подъема цементного раствора в затрубном пространстве, следует снизить простой цементировочных агрегатов при наборе продавочной жидкости. Скорость поступления жидкости в мерные баки цементировочного агрегата должна несколько превышать скорость ее откачки в скважину. В процессе цементирования рекомендуется производить расха-живание обсадной колонны, если это не сопровождается значительными дополнительными нагрузками из-за наличия перегибов ствола, кривизны и т.п. Величина расхаживания выбирается в зависимости от длины обсадной колонны, применяемой обвязки устья при цементировании, возникающих дополнительных нагрузок и др. (в пределах от 2 до 10 м). Высокой скорости расхаживания обсадной колонны не требуется. Последние 1...2 м3 продавочной жидкости прокачиваются одним-двумя цементировочными агрегатами до получения четкого «стоп-удара». При отсутствии «стоп-удара» после прокачивания расчетного объема продавочной жидкости дальнейшее продавлива-ние ведется по указанию лица, ответственного за крепление данной скважины. Вследствие так называемого «вспенивания» негоризонтальной установки мерных емкостей цементировочных агрегатов, неполной откачки, неточности замера иногда приходится перекачивать от 2 до 10 %. Давление гидравлического удара («стоп-удара») больше, чем на 1... 2 МПа по сравнению с конечным давлением операции поднимать не следует. При цементировании газовых скважин следует стремиться путем комбинации облегченных и утяжеленных цементов обеспечить к моменту окончания процесса равенство гидростатических давлений — столба в затрубном пространстве (цементного плюс бурового раствора) с давлением столба бурового раствора, заполнившего скважину перед спуском колонны. В колоннах, оборудованных обратным клапаном, после окончания продавливания цементного раствора давление на цементировочной головке следует снизить до нуля; для предотвращения роста давления в процессе ожидания затвердевания цементного раствора (ОЗЦ) в высокотемпературных скважинах кран на цементировочной головке оставляют приоткрытым. В случае перетока через обратный клапан и отсутствии последнего на цементировочной головке следует поддерживать давление минимальным только в начальный период. Установка бустерно-насосная компрессорная УНБ 125×40 БК пред- назначена для нагнетания газожидкостных смесей с высоким газосодер- жанием и жидкостей при выполнении следующих технологических операций: вскрытии продуктивных пластов при бурении с промывкой пеной и вызов притока; освоении скважин с использованием попутного газа или инертных газов при применении в комплекте с компрессорно-мембранной установкой для обогащения воздуха азотом; проведении внутрискважинных работ с промывкой пеной, включая капитальный ремонт скважин, пенокислотную обработку коллектора, промывку песчаных пробок; перекачке по внутрипромысловой системе трубопроводов продукции скважин, включая попутный газ; цементировании обсадных колонн с применением пеноцемента; пневмоиспытаниях нефте- и газотрубопроводов и другого нефтепромыслового оборудования; запуске газовых скважин. Установка включает бустерный насос высокого давления, воздушный компрессор, подпорный и дозирующий насосы, мерную емкость и манифольд. Монтажной базой для размещения оборудования установки слу- жит шасси автомобиля КрАЗ-65101, при этом двигатель автомобиля используется в качестве привода бустерного насоса марки МТБ (или 9ТМБ), воздушного компрессора марки 4ВУ1-5/9, К5 (или АВШ-6/8), а также подпорного НБ320/10 (или 1.1.ПТ32) и дозирующего (1.1.ПТ14) насосов. 2.6 Подготовка смеси ПАВ ПАВ – вещества, которые могут абсорбироваться на поверхности раздела фаз и снижать ее свободную поверхностную энергию. В нефти содержатся вещества, в состав которых, помимо углерода и водорода, входят кислород, азот, сера. Молекулы этих соединений обладают полярностью, могут концентрироваться на поверхностях раздела фаз, относятся к ПАВ. Причины образования и старения нефтяных эмульсий Причины образования эмульсий 1. наличие эмульгаторов, которые понижают поверхностное натяжение на границе раздела фаз 2. при добыче нефти вследствие непрерывного перемешивания нефти и воды 3. выделение растворенных газов 4. окисление нафтеновых кислот с образованием эмульгаторов Старение – повышение устойчивости эмульсии со временем. Старение интенсивно протекает в начальный период после образования эмульсий, а затем замедляется. Способы разрушения нефтяных эмульсий Механические методы: 1. Гравитационное разделение (отстой) Вода удаляется из нефти путем отстоя в присутствии деэмульгаторов. 2. Центрифугирование 3. Фильтрация Материал фильтра избирательно смачивается веществом дисперсной фазы. Термохимические методы Данные методы воздействуют на эмульсию химическими реагентами-деэмульгаторами и тепловой энергией. Пленка из эмульгирующих веществ вокруг глобулы воды разрушается, или снижается ее прочность и защитные свойства, глобулы осаждаются под действием силы тяжести. Электрические методы Попадая между электродами глобулы воды, зараженные отрицательно, испытывают воздействие со стороны электрического поля. Адсорбционные оболочки на глобулах воды разрушатся, глобулы сливаются и оседают под действием силы тяжести. Воздействие электрического поля на эмульсию усиливает обезвоживание воды. Для обессоливания нефти ее промывают пресной водой. Процесс обезвоживания и обессоливания протекает в электродегидраторах. Пластовые воды нефтяных месторождений: Значение пластовых вод при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Общие понятия о составе и свойствах пластовых вод. Методы определения содержания воды в нефти: проба на потрескивание, метод Дина-Старка. Вода, залегающая в одном и том же пласте вместе с нефтью или газом, называется пластовой. В нефтегазоносных залежах распределение жидкостей и газов соответствует их плотностям: верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Однако пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||