Звіт про практику спеціальності розробка та експлуатація нафтогазових родовищ - нгду «чекмагушнафта. Звіт з переддипломної практики в нгду кієнгоп оао удмуртнафта Виконуємо всі види студентських робіт

Робота з розділу: «Різне »
Зміст 1. Вступ 2. Технологія буріння свердловини 2.1. Породоруйнівний інструмент 2.2. Влаштування бурової установки 3. Розтин та освоєння нафтового пласта 3.1.1. Кульова перфорація 3.1.2. Торпедна перфорація 3.1.3. Кумулятивна перфорація 3.1.4. Гідропіскоструминна перфорація 3.1.5. Свердлувальна перфорація 3.2. Освоєння нафтових свердловин 3.2.1. Заміна у стовбурі свердловини рідини великої густини рідина меншої густини 3.2.2. Зниження тиску на пласт компресором 3.2.3. Звабування 3.2.4. Імплозія 4. Підйом нафти на денну поверхню 4.1. Фонтанний спосіб видобутку нафти. 4.1.1. Баланс пластової енергії 4.1.2. Ускладнення під час роботи фонтанної свердловини. 4.1.3. Устаткування фонтанної свердловини. 4.1.4. Насосно-компресорні труби. 4.1.5. Пакери, якорі 4.1.6. Фонтанна арматура 4.2. Видобуток нафти установками штангових насосів 4.2.1.Привод 4.2.2. Конструкція насоса штанги 4.2.3. Експлуатація свердловин, обладнаних установками глибинних штангових насосів (УШГН) 4.3.Выдобуток нафти безштанговими свердловинними насосами 4.4. Установки електровідцентрових насосів 5. Штучний вплив на пласт шляхом закачування води 5.1.Теоретичні основи підтримки пластового тиску 5.2.Законтурне заводнення 5.3.Внутрішньоконтурне заводнення 5.4. .7. Підземні кущові насосні станції 5.8. Очищення стічних вод 5.9. Конструкція нагнітальних свердловин 5.10. Освоєння нагнітальних свердловин 5.11. Закачування газу в пласт 5.12. Закачування теплоносіїв 5.13. Закачування гарячої води 5.14. Закачування пари 5.15.Створення вогнища внутрішньопластового горіння, що рухається 5.16. Закачування вуглекислоти 5.17. Обладнання для здійснення технологій 5.18. Застосування міцелярних розчинів 5.19. Витіснення нафти розчинами полімерів 5.20. Застосування вуглеводневих розчинників 5.21. Застосування лужного заводнення 5.22. Застосування поверхнево-активних речовин 6. Ремонт нафтових свердловин. 6.1. Загальні відомості щодо поточного ремонту свердловини. 6.2.Технологія капітального підземного ремонту свердловин. 6.2.1 Обстеження та дослідження свердловин перед капітальним ремонтом. 6.2.2. Технологія ремонту експлуатаційної колони. 6.2.3. Технологія ізоляційних робіт з усунення чи обмеження водоприток. 6.2.4. Ізоляція припливу підошовної води. 6.2.5. Ловильні роботи у свердловині. 6.2.6. Вилучення труб, що впали. 6.2.7. Вилучення установки ЕЦН. 6.2.8. Випробування колони на герметичність. 6.2.9. Зарізка другого ствола. 6.2.10. Ліквідація свердловин. 6.3. Механізми та обладнання для ремонтних робіт. 6.3.1. Стаціонарні та пересувні вантажопідйомні споруди. 6.3.2. Ловильний інструмент. 7. Збір та підготовка нафти. 7.1. Групова вимірювальна установка. 7.2. Встановлення комплексної підготовки нафти. 8. НГВУ «Чекмагушнафта» 9. Висновок 1. Введення. Після закінчення першого курсу студенти спеціальності 09.06.00 «Розробка та експлуатація нафтових та газових родовищ» проходять ознайомлювальну практику на нафтогазовидобувних підприємствах. Ознайомча практика є початковим етапом практичного навчання студентів. Оскільки до початку проходження ознайомлювальної практики не передбачається вивчення спеціальних дисциплін, що входять до комплексу професійних знань, основні її завдання можна сформулювати наступним чином. 1. Ознайомлення студентів з процесами буріння нафтових та газових свердловин, видобутку нафти та газу та облаштуванням нафтового родовища. 2. Ознайомлення з основним обладнанням, що застосовується під час буріння та експлуатації нафтових та газових свердловин. 3. Ознайомлення з основною ланкою нафтовидобувної промисловості – нафтовим промислом та його виробничо-господарською діяльністю. 4. Отримання певних практичних знань, сприяють кращому засвоєнню теоретичного матеріалу у процесі подальшого навчання за фахом. 5. Набуття першого досвіду роботи спілкування у виробничому колективі. 2. Технологія буріння свердловини Технологія - це комплекс операцій, що послідовно виконуються, спрямованих на досягнення певної мети. Зрозуміло, що здійснити будь-яку технологічну операцію можна лише із застосуванням необхідного обладнання. Розглянемо послідовність виконання операцій під час будівництва свердловини. Під будівництвом свердловини розуміють весь цикл спорудження свердловини від початку підготовчих операцій до демонтажу устаткування. Підготовчі роботи включають планування площі, встановлення фундаментів під бурову вишку та інше обладнання, прокладання технологічних комунікацій, електричних і телефонних ліній. Обсяг підготовчих робіт визначається рельєфом, кліматичною та географічною зоною, екологічною обстановкою. Так, в умовах болотистих родовищ Сибіру необхідно перед початком буріння споруджувати насипні греблі (острова), на морських родовищах – встановлювати платформи. Монтаж - розміщення на підготовчому майданчику обладнання бурової установки та його обв'язування. В даний час у нафтовій промисловості широко практикується блоковий монтаж - будівництво крупними блоками, зібраними на заводах та доставленими до місця монтажу. Це спрощує та прискорює монтаж. Монтаж кожного вузла закінчується випробуванням їх у робочому режимі. Буріння свердловини - поступове заглиблення в товщу земної поверхні до нафтового шару зі зміцненням свердловин. Будівництво свердловини виконується за заздалегідь складеним проектом та геолого-технічним нарядом документами, якими слід керуватися при будівництві та бурінні свердловини. Буріння свердловини починається із закладки шурфу глибиною 2..4 м, у який опускають долото, пригвинчене до квадрата, підвішеного на талевій системі вежі. Буріння починають, повідомляючи обертальний рух квадрату, отже, і долоту з допомогою ротора. У міру заглиблення в породу долото разом з квадратом опускається за допомогою лебідки. Вибурена порода виноситься промивною рідиною, що подається насосом до долоту через вертлюг і порожнистий квадрат. Після того, як відбудеться поглиблення свердловини на довжину квадрата, його піднімають зі свердловини і між ним і долотом встановлюють бурильну трубу. У процесі поглиблення можливе руйнування свердловин, тому їх необхідно через певні інтервали зміцнювати (обсаджувати). Це роблять за допомогою обсадних труб, що спеціально спускаються, а конструкція свердловини набуває ступінчастого вигляду. Угорі буріння ведеться долотом великого діаметра, потім менше і т.д. Кількість щаблів визначається глибиною свердловини та характеристикою порід. Під конструкцією свердловини розуміють систему обсадних труб різного діаметра, що спускаються в свердловину на глибину. Для різних районів конструкції нафтових свердловин різні та визначаються такими вимогами. - протидія силам гірничого тиску, які прагнуть зруйнувати свердловину; - Збереження заданого діаметра стовбура на всій його протяжності; - ізоляція свердловини горизонтів, що зустрічаються в розрізі, що містять різнорідні за хімічним складом агенти і виключення їх змішування; - можливість спуску та експлуатації різного обладнання; - можливість тривалого контакту з хімічно агресивними середовищами та протидія високим тискам та температурам. Частина свердловини, що примикає безпосередньо до нафтового пласта, обладнується фільтром, через нього відбувається перетікання нафти з пласта в свердловину. Фільтр - це перфорована по товщині пласта труба, що є продовженням експлуатаційної колони, або опускається окремо в свердловину. Якщо пласт складений міцними породами, фільтр може не встановлюватись. На родовищах споруджуються газові, нагнітальні, п'єзометричні свердловини, конструкції яких аналогічні нафтовій. Окремі елементи конструкції свердловини мають таке призначення: Напрямок запобігає розмиву верхніх пухких порід буровим розчином при забурюванні свердловини. Кондуктор забезпечує ізоляцію водоносних горизонтів, які використовуються для питного; водопостачання. Проміжна колона спускається для ізоляції зон поглинання перекриття продуктивних горизонтів з аномальними тисками. Іноді для ізоляції ділянки стовбура у глибоких свердловинах спускають частину, колони – хвостовик. Експлуатаційна колона забезпечує ізоляцію всіх пластів, що зустрічаються в розрізі родовища, спуск обладнання та експлуатацію свердловини. Залежно від кількості обсадних колон конструкція свердловини може бути одноколонною, двоколонною і т.д. Вибій свердловини, її фільтр, є основним елементом колони, оскільки безпосередньо забезпечує зв'язок з нафтовим пластом, дренування пластової рідини в заданих межах, вплив на пласт з метою інтенсифікації та регулювання його роботи. Конструкції вибоїв визначаються характеристикою породи. Так у механічно стійких породах (пісковиках) може виконуватися відкритий забій. Він забезпечує повний зв'язок із пластом і приймається за зразок, а показник ефективності зв'язку - коефіцієнт гідродинамічної досконалості, приймається за одиницю. Недоліком такої конструкції є неможливість вибіркового розтину окремих пропластків, якщо вони є, тому відкриті вибої отримали обмежене застосування. Відомі конструкції вибоїв з окремо спускаються, заздалегідь виготовленими фільтрами повністю розкритий не обсаджений пласт. Кільцеве місце між низом обсадної колони і верхньою частиною фільтра герметизується. Отвори у фільтрі виконуються круглими або щілинними - ширина 0,8...1,5 мм, довжина 50...80 мм. Іноді спускаються фільтри у вигляді двох труб, порожнина між якими заповнена відсортованим гравієм. Такі фільтри можна змінювати у міру їх забруднення. Найбільше застосування отримали фільтри, утворені в нафтовий пласт, що перекрила, і зацементованій експлуатаційній колоні. Вони спрощують технологію розтину, дозволяють надійно ізолювати окремі пропластки та впливати на них, але ці фільтри мають ряд недоліків. 2.1. Породоруйнівний інструмент Товща земної поверхні складена породами різної твердості. У верхній частині – пісок, глина, глибше – пісковики вапняки, потім – граніти, кварцити. Це слід враховувати при виборі конструкції породоруйнівного інструменту - долота, що є первинною ланкою у великому технологічному ланцюзі процесу буріння. Від долота-зубила, які застосовувалися при ударному бурінні, нафтовики пішли, хоча й ці долота, і метод ударного буріння продовжують застосовуватися для розтину неглибоких, переважно водяних свердловин. Щоправда, у новому, механізованому варіанті. РХ ("риб'ячий хвіст"), або дволопатеві долота, застосовують для проходки м'яких порід - в'язких глин, пухких пісковиків, м'яких вапняків, мергелів; трилопатеві долота - для м'яких, але не в'язких порід; шарошечні долота - для порід із різними механічними властивостями. Оскільки шарошкові, долота отримали переважне застосування, розглянемо конструкцію шарошкового долота. Воно складається з корпусу, до якого приварюються три лапи, що є опорними конструкціями для шарошок. Останні формою нагадують конічні шестерні з кількома рядами зубів. Шарошки-шестірні укріплені на осі лапи і обертаються у роликових та кулькових підшипниках. У корпусі виконані отвори для подачі рідини для промивання. При обертанні долота шарошки перекриваються по породі, відколюючи від неї шматочок за шматочком. Інтенсивність руйнування залежатиме від швидкості обертання долота, від зусилля, з яким долото тиснутиме на породу, і від швидкості очищення від вибуреної породи. Довговічність роботи долота впливає безпосередньо на час спорудження свердловини. Тому ведуться роботи з підвищення зносостійкості ріжучої частини доліт – шляхом наплавлення твердих та надтвердих матеріалів – карбіду вольфраму, алмазу. Алмазні долота дозволяють збільшити прохідку у твердих породах до 250...300 м і, таким чином, одним долотом замінити 15...20 звичайних шарошечних. 2.2. Раніше ми відзначили, що буріння свердловини є процес руйнування породи в заданому просторовому інтервалі, що має на меті утворення в земній поверхні свердловини. Однак цей результат може бути досягнутий за допомогою залучення в процес спеціального обладнання, функціонально об'єднаного одним завданням та технологічно складового єдиного комплексу - бурова установка. Сучасну бурову установку складає таке устаткування. Вишка є вантажопідйомною спорудою, для чого забезпечується спеціальною поліспастною (талевою) системою. До неї входять: кронблок, талевий блок, гак та металевий канат. Кронблок і таловий блок - система шківів, через які перекинутий канат. Один кінець каната закріплений нерухомо (мертвий кінець), другий – зміцнюється на барабані лебідки. Робота тальової системи заснована на відомому правилі механіки". при підйомі вантажу за допомогою блоку виграш у силі дорівнює програшу у відстані. Нас у даному випадку цікавить виграш у силі, оскільки безпосередній підйом вантажу значної маси вимагає великих витрат потужності. До талового блоку кріпиться гак, на який підвішується вантаж, що спускається в свердловину або підіймається з неї.У більшості випадків - це колона бурильних труб, до самого низу якої кріпиться долото. операцій Головним вузлом лебідки є барабан, обертальний рух якому повідомляє спеціальний привід Швидкість обертання барабана регулюється пневматичним або ручним гальмом Ротор - механізм, що здійснює обертання труб при бурінні свердловин, а також їх свинчування і розгвинчування Складається з корпусу, в якому на підшипниках встановлений стіл, що обертається, має отвір квадратної форми, в який вставляється перша труба бурильної колони і має квадратний переріз. Така конструкція труби та столу забезпечує їх надійний контакт. Обертання столу здійснюється через конічну пару шестерень, одна з яких пов'язана з карданним валом приводу, друга - зі столом, Насос - гідравлічна машина, що здійснює подачу рідини (її називають промивною) в свердловину в процесі буріння. При цьому досягаються такі цілі: натиск струменя рідини впливає на породу в області долота, що сприяє її руйнуванню; вибурена порода захоплюється струменем рідини та виноситься на поверхню. Як промивна рідина використовується вода з різними присадками і глинистий розчин. Насос складається з двох вузлів - гідравлічного та механічного. Гідравлічний вузол включає два (або три) циліндри, в яких здійснюють зворотно-поступальний рух поршні. Клапани, встановлені в циліндрах, забезпечують почерговий впуск та викид рідини, а повітряний ковпак згладжує пульсуючий характер подачі рідини. Переміщення поршнів забезпечує механічний вузол, що є редуктором з кривошипно-шатунним механізмом. Останній перетворює обертальний рух у зворотно-поступальний рух поршнів. Механічний вузол включає шків, кривошип (колінвал), шатун, крейцкопф. Крейцкопф забезпечує передачу зусиль від шатуна до штока поршня по осі поршня. Насос з метою безпеки обов'язково повинен бути укомплектований запобіжним клапаном, який монтується на нагнітальному трубопроводі і запобігає створенню в насосі і трубопроводі тиску вище критичного. Для цієї мети вертлюг виконаний з двох частин - нерухомої і рухомої.Нерухлива частина з'єднана за допомогою бурового шланга зі стояком, по якому подається промивна рідина, а рухома - через квадрат з бурильною колоною, що обертається. рідини, що несе частинки вибуреної породи та інших домішок і підготовки рідини для повторного використання Система укомплектовується спеціальними ситами для очищення рідини від вибуреної породи, дегазаторами для відділення газу, ємністю для збору очищеної рідини. 3. Розтин та освоєння нафтового пласта Буріння свердловини закінчується розтином нафтового пласта, тобто. повідомленням нафтового пласта зі свердловиною. Цей етап є дуже відповідальним з таких причин. Нафтогазова суміш у пласті знаходиться під великим тиском, величина якого може бути наперед невідомою. При тиску, що перевищує тиск стовпа рідини, що заповнює свердловину, може відбутися викид рідини зі стовбура свердловини та виникне відкрите фонтанування; - Попадання промивної рідини (у більшості випадків це глинистий розчин) в нафтовий пласт забиває його канали, погіршуючи приплив нафти в свердловину. Уникнути фонтанних викидів можна, передбачивши установку на гирлі спеціальних пристроїв, що перекривають стовбур свердловини - превенторів, або, застосувавши рідину для промивання високої щільності. Запобігання проникненню розчину в нафтовий пласт домагаються шляхом введення в розчин різних компонентів, за властивостями близькими до пластової рідини, наприклад, емульсій на нафтовій основі. Оскільки після розкриття нафтового пласта бурінням у свердловину спускають обсадну колону і цементують її, тим самим перекриваючи і нафтовий пласт, виникає необхідність повторного розкриття пласта. Цього досягають за допомогою простріл колони в інтервалі пласта спеціальними перфораторами, що мають заряди на пороховій основі. Вони спускаються у свердловину на кабель-канаті геофізичною службою. В даний час освоєно і застосовують кілька методів перфорації свердловин. 3.1.1. Кульова перфорація Кульова перфорація свердловин полягає. у спуску в свердловину на кабель-канаті спеціальних пристроїв - перфораторів, у корпус яких вбудовані порохові заряди з кулями. Отримуючи електричний імпульс із поверхні, заряди вибухають, повідомляючи кулям високу швидкість і більшу пробивну силу. Вона викликає руйнування металу колони та цементного кільця. Кількість отворів у колоні та їхнє розташування по товщині пласта заздалегідь розраховується, тому іноді спускають гірлянду перфораторів. Тиск палаючих газів у стовбурі-каморі може досягати 0.6...0.8 тис. МПа, що забезпечує отримання перфораційних отворів діаметром до 20 мм і завдовжки 145...350 мм. Кулі виготовляються з легованої сталі і для зменшення тертя під час руху по каморі покриваються міддю або свинцем. Застосовують перфоратор типів ПБ-2, ПВН-90. 3.1.2. Торпедна перфорація Торпедна перфорація за принципом здійснення аналогічна кульовій, тільки збільшена вага заряду. з 4...5 г. до 27 р. та в перфораторі застосовані горизонтальні стовбури. Діаметр отворів – 22 мм, глибина – 100...160 мм, на 1 м товщини пласта виконується до чотирьох отворів. 3.1.3. Кумулятивна перфорація Кумулятивна перфорація - утворення отворів за рахунок спрямованого руху струменя розжарених, що вириваються з перфоратора зі швидкістю 6...8 км/с із тиском 0,15...0,3 млн.МПа. У цьому утворюється канал глибиною до 350 мм і діаметром 8...14 мм. Максимальна товщина пласта, що розкривається кумулятивним перфоратором за спуск до 30 м, торпедним – до 1 м, кульовим – до 2,5 м. Кількість порохового заряду – до 50 г. 3.1.4. Гідропіскоструминна перфорація - утворення отворів в колоні за рахунок абразивного впливу піщано-рідинної суміші, що виривається зі швидкістю до 300 м/с з каліброваних сопел з тиском 15...30 МПа. Розроблений у ВНДІ та освоєний серійно під шифром АП-6М, піскоструминний апарат добре зарекомендував себе: глибина одержуваних ним каналів грушоподібної форми може досягати 1,5 м. 3.1.5. Свердлувальна перфорація - пристрій для утворення фільтра за допомогою свердління отворів. Для цієї мети застосовують розроблений у ВНДІГІСі (м.Октябрський) свердлильний керновідбірник, електропривід якого пов'язаний з алмазним свердлом. Максимальне радіальне становить 60 мм, що забезпечує за результатами практики проходження обсадної колони вхід у пласт на глибину не більше 20 мм. Перфорація отримала назву «щадної», тому що виключає пошкодження колони та цементного кільця, які є неминучими при вибухових методах. Свердлувальна перфорація має високу точність утворення фільтра в необхідному інтервалі. 3.2. Освоєння нафтових свердловин Освоєнням нафтових свердловин називається комплекс робіт, що проводяться після буріння, з метою викликати приплив нафти з пласта в свердловину. Справа в тому, що в процесі розтину, як говорилося раніше, можливе попадання в пласт бурового розчину води, що засмічує пори пласта, відтісняє від свердловини нафту. Тому не завжди можливий мимовільний приплив нафти до свердловини. У таких випадках вдаються до штучного виклику припливу, що полягає у проведенні спеціальних робіт. 3.2.1. Такий метод широко застосовується і заснований на відомому факті: стовп рідини, що має велику щільність, робить на пласт більший протитиск. Прагнення знизити протитиск за рахунок витіснення зі стовбура свердловини, наприклад, глинистого розчину густиною Qг = 2000 кг/куб.м прісною водою густиною Qb = 1000 кг/куб.м веде до зменшення протитиску на пласт удвічі. Спосіб простий, економічний та ефективний при слабкій засміченості пласта. 3.2.2. Зниження тиску на пласт компресором Якщо заміщення розчину водою не приносить результатів, вдаються до подальшого зменшення щільності: у ствол подають стиснене компресором повітря. При цьому вдається відтіснити стовп рідини до черевика насосно-компресорних труб, зменшивши таким чином протитиск на пласт до значних величин. У деяких випадках може бути ефективним метод періодичної подачі повітря компресором та рідини насосним агрегатом, створюючи послідовні повітряні порції. Кількість таких порцій газу може бути кілька, і вони розширюючись викидають рідину зі стовбура. З метою підвищення ефективності витіснення по довжині колони насосно-компресорних труб встановлюють пускові клапани-отвори, через які стиснене повітря надходить усередину НКТ відразу ж при вході в свердловину і починає працювати. піднімати рідину і в затрубному просторі, і НКТ. 3.2.3. Звабування Метод полягає у спуску в НКТ спеціального поршня-сваба, з зворотним клапаном (рис 2.15.). Переміщаючись вниз, поршень пропускає через себе рідину, при підйомі вгору - клапан закривається, і весь стовп рідини, що опинився над ним, змушений підніматися разом з поршнем, а потім викидатися зі свердловини. Оскільки стовп рідини, що піднімається, може бути великим (до 1000 м), зниження тиску на пласт може виявитися значним. Так, якщо свердловина до гирла заповнена рідиною, а сваб може бути спущений на глибину 1000 м, зменшення тиску відбудеться на величину зменшення стовпа рідини в затрубному просторі, звідки частина рідини перетіче з НКТ. Процес свабування може бути повторений багаторазово, що дозволяє знизити тиск на пласт дуже велику величину. 3.2.4. Імплозія Якщо в свердловину опустити посудину, заповнену повітрям під тиском, потім миттєво повідомити цю посудину зі стовбуром свердловини, повітря, що звільнилося, буде переміщатися із зони високого тиску в зону низького, захоплюючи за собою рідину і створюючи таким чином знижений тиск на пласт. Подібний ефект може бути викликаний, якщо свердловину спустити попередньо випорожнені від рідини насосно-компресорні праці і миттєво перепустити в них свердловинну рідину. При цьому протитиск на пласт зменшиться і збільшиться приплив рідини із пласта. Виклик припливу супроводжується виносом із пласта принесених туди механічних домішок, тобто. очищенням пласта. 4. Підйом нафти на денну поверхню Підйом нафти на денну поверхню отримав назву «видобуток нафти», за аналогією з відомими «видобуток вугілля», «видобуток руди». Однак, крім назви, вони суттєво відрізняються за технологією процесу вилучення. Поділяють два види здійснення цього процесу – фонтанний та механізований. При фонтанному способі нафту піднімається на поверхню за рахунок внутрішньої енергії пласта, при механічному способі - вдаються до примусового способу підйому за допомогою різних пристроїв, що спускаються в свердловину. Фонтанний спосіб видобутку економічний і у початковий період розробки родовища, поки запаси пластової енергії досить великі. Потім змінюють йому приходять механізовані способи. Залежно від методів, що застосовуються, механізовані способи поділяють на компресорний і насосний. Останній включає видобуток нафти за допомогою штангових і безштангових насосів. Розглянемо методи видобутку нафти, які у час застосування. 4.1. Фонтанний спосіб видобутку нафти. 4.1.1. Баланс пластової енергії Коли тиск, під яким знаходиться нафта в пласті, досить великий, нафта мимовільно піднімається на поверхню стовбура свердловини. Таким способом підйому нафти отримав назву фонтанного. На що ж витрачається тиск пластівок і яка має бути його величина, щоб забезпечити фонтанування? По-перше, необхідно подолати протитиск заповненого рідиною стовбура свердловини – гідростатичний тиск РГСТ. По-друге, треба компенсувати втрати, що виникають під час руху рідини в колоні обсадних труб та насосно-компресорних труб – гідравлічні втрати Ргід. По-третє, потрібно забезпечити транспортування рідини від гирла свердловини до збірного пункту – Ртр. Крім того гирло свердловини може виявитися вищим або нижчим за збірний пункт і коли необхідна енергія на подолання геометричної різниці висот – Рт. Треба також врахувати, що при русі рідини із зони підвищеного тиску (пласт) до зони зниженого тиску (свердловина) з неї виділяється газ, який, розширюючись, допомагає підйому. Позначивши цей вплив газу через Ргаз, отримаємо умову фонтанування: Рпл = Ргст + Ргід + Ртр - Ргаз + Рг (4.1) Докладно теорія фонтанування розроблена академіком А.П.Криловим. При проектуванні режиму роботи фонтанної свердловини слід мати на увазі таке. Приплив рідини із пласта тим більший, чим менше буде тиск на вибої – Рзаб. У той же час пропускна здатність підйомника буде тим вищою, чим більшим буде тиск на вибої. У процесі роботи пласта та підйомника встановиться рівновага системи – «пласт-підйомник». Приплив рідини із пласта описується формулою. qn = K (Pпл - Рзаб) n (4.2) Де К - коефіцієнт продуктивності, куб.м./сут.Мпа; Рпл-пластовий тиск, МПа; Рзаб - вибійний тиск, Мпа. Пропускна здатність підйомника визначається за формулою (4.5), тому необхідно прагнути дотримання умови qn = qmax Якщо НКТ спущено до вибою, то Рзаб у формулі (4.2) є вибійний тиск. Якщо НКТ вище забою, так що глибина свердловини Н більша за глибину спуску НКТ L: (LH), то: Рзаб – Рбаш + (H – L)* p*q (4.3) У цьому випадку формула (4.2) набуде вигляду qn = Kn (4.4) де РБАШ - тиск на вході в ліфт; р-щільність рідини. При глибині підвести ліфта L його діаметр d визначиться з формули (4.5) При заданому діаметрі ліфта глибина його спуску складе: (4.6) де Ру-тиск на гирлі свердловини. 4.1.2. Ускладнення під час роботи фонтанної свердловини. Відкладення парафіну Найпоширенішим ускладненням під час роботи фонтанних свердловин є випадання з нафти парафіну, солей, винесення піску, прориви газу. За змістом парафіну нафти прийнято поділяти на три класи: 1 - безпарафініста (містить менше 1% парафіну за масою); 2 - слабопарафініста (містить 1-2% парафіну по масі); 3 – парафініста (містить понад 2% парафіну за масою). Безводна девонская нафта Туймазинського нафтового родовища, наприклад, містить від 3,7 до 5,5% парафіну: пласт Д1 – 5%, пласт Дп – 6%, турнейський – 1,9%, вугленосний – 3,7%. Родовища Мангишлаку містять 15-20% парафіну (Узень та Жетибай). Видобуток нафти за наявності у ній парафіну ускладнюється випаданням парафінових відкладень у трубах, затрубному просторі, у викидних лініях, резервуарах. Парафінові відкладення складається з парафіну, нафти, смолистих компонентів нафти, а також води, твердих частинок, глини та піску. Парафінові відкладення порушують нормальну роботу свердловин: їх доводиться зупиняти на ремонт, що призводить до втрати видобутку нафти. В умовах Башкирії витрати на депарафінізацію промислового обладнання становлять близько 10% від собівартості нафти, що видобувається. Початок відкладення парафіну відзначається на глибині 800-900 м. Найбільші відкладення спостерігаються приблизно на глибині 100-200 м. Фонтанний ліфт діаметром 73 мм при дебіті свердловини 75 т/добу. повністю запарафінується приблизно за п'ять діб. За цей час у ліфті накопичується понад 1000 кг парафіну. Середній дебіт свердловини у своїй знижується до 50 т/сут. Розглянемо деякі чинники, що впливають випадання парафіну з нафти. У пластових умовах парафін зазвичай знаходиться у розчиненому стані. При зниженні тиску та температури порушується первісна фізико-хімічна рівновага. В результаті починає виділятися з розчину парафін у вигляді дрібних кристалів, які спочатку перебувають у нафті у зваженому стані, а згодом осідають на твердих поверхнях обладнання. Випадання парафіну сприяє зниження температури в ліфті. Температура початку кристалізації парафіну для родовищ Татарії та Башкирії знаходиться в межах 15…35 градусів С. Зниження температури в ліфтових трубах відбувається у зв'язку з виділенням газу з нафти, яке обумовлено своєю чергою зниженням тиску в міру переміщення частинок газу в нафту від вибою свердловини до гирлом, а також при зниженні гирлового тиску. Опишемо спосіб боротьби з парафіном, в основу якого покладено властивість парафіну прилипати тільки до шорстких поверхонь. Вчені С.Ф.Люшин та В.А.Оповідань встановили, що на гладких поверхнях відкладення парафіну не спостерігається. Групою вчених об'єднання «Башнафта» та НГВУ «Туймазанафта», інститутів «УралНІТІ» та «ОФ ВНДІКанафтогаз» було розроблено рецептури матеріалів та створено установки для їх нанесення на внутрішню поверхню насосно-компресорних труб. Були випробувані поверхні, виготовлені зі скла, емалі, епоксидної сміливості. Властивість покриттів різні: скло температуростійке, кислототривко, але крихко. Внаслідок великих навантажень, що діють на насосно-компресорні труби у свердловині та різних величин деформацій металу та скла, скло відокремлюється від труб, обсипається, утворюючи скляні пробки. Емаль міцніша, ніж скло, стійка до агресивних рідин, але також руйнується при механічному впливі. Слід сказати, що процес нанесення скла та емалі вимагає нагрівання труби до 700оС і вище, що викликає зміни у структурі металу та веде до зниження міцності. Епоксидна смола є пружним матеріалом, що наноситься при температурі +100оС, процес нанесення може бути здійснений в умовах промислових майстерень. При високій якості підготовки поверхні та відповідному підборі матеріалів покриття довговічне та надійне, протистоїть парафіноутворенню. Слід згадати і метод боротьби з парафіном, що полягає в періодичному зішкрібанні його з поверхні НКТ. Для цієї мети була створена ціла система, що складається з скребків змінного перерізу, що опускаються в НКТ на дроті спеціальною лебідкою, реле часу програмного та кінцевих вимикачів. Конструктивно скребки були виконані так, що під час руху вниз вони зменшували свій діаметр, що забезпечувало їм вільний прохід навіть за наявності на стінках труб відкладень парафіну. При підйомі вони збільшували діаметр і зрізали парафін. Скребки у деяких нафтових районах застосовуються й у час. Очищення гирлової арматури, а також труб від парафіну проводиться депарафінізаційним пересувним агрегатом, що є автомобілем, на якому встановлений нагрівач. У нагрівачі монтується труба, якою прокачується рідина. Тут вона нагрівається до певної температури і прямує у свердловину. Агрегат може бути підключений до «циркуляції», тобто. рідина, що виходить зі свердловини, направляється в піч, підігрівається до 100оС і повертається в затрубний простір свердловини. У процесі циркуляції проводиться очищення стовбура свердловини та НКТ. 4.1.3. Устаткування фонтанної свердловини. Найбільш простим способом підйому рідини з фонтанної свердловини є використання цієї мети експлуатаційної колони. При цьому можливе виникнення ускладнень: а) ерозія колони за рахунок впливу рідини, що рухається, і містяться в ній компонентів; б) нераціональне використання пластової енергії внаслідок значного діаметра колони; в) виникнення ускладнень за рахунок компонентів, що виділяються з рідини - солей, парафіну, мехпримесей. Відновлювати пошкоджену колону та усувати ускладнення трудомістко та не завжди ефективно. Треба також мати на увазі, що експлуатаційна колона є в свердловинах, як правило, і обсадною колоною і покликана надійно захищати свердловину від руйнування та проникнення в неї сторонніх агентів протягом всього родовища. Все обладнання фонтанної свердловини можна розділити на дві групи - підземне та наземне. Підземне обладнання включає насосно-компресорні труби (НКТ), якір, пакер, клапани, муфти - всі пристрої і пристосування, що працюють в свердловині і знаходяться нижче фланця обсадної колони. До наземного обладнання відноситься гирла арматура, робочі маніфольди, штуцери, клапани, засувки - все обладнання, що працює на поверхні. Розглянемо призначення та конструкційні особливості обладнання, що відповідають вимогам технологічного процесу. 4.1.4. Насосно-компресорні труби. Насосно-компресорні труби в нафтових свердловинах виконують такі основні функції: а) є каналом для підйому рідини, що видобувається; б) служать для підвіски глибинного устаткування; в) є каналом щодо різноманітних технологічних операцій; г) є інструментом для впливу на забій та привибійну зону. Залежно від призначення та умови їх застосування НКТ називають: а) фонтанними (або ліфтовими) – при застосуванні у фонтанних свердловинах для підйому рідини; б) насосними під час експлуатації у насосних свердловинах; в) компресорними при застосуванні у компресорних свердловинах. Насосно-компресорні труби по конструкції поділяються на: а) гладкі; б) з висадженими назовні кінцями. Гладкі НКТ мають однаковий внутрішній діаметр у всій довжині. Вони не рівноміцні: міцність їх у різьбовій частині становить 80-85% міцності тіла труби. НКТ із висадженими назовні кінцями – рівноміцні: міцність їх у різьбовій частині дорівнює міцності у будь-якому перерізі труби. ГОСТ 633-80 регламентує випуск безшовних (суцільнотягнутих) НКТ наступних умовних (зовнішніх) діаметрів, мм: гладкі – 48, 60, 73, 83, 102, 114 та з висадженими назовні кінцями – 33, 42, 48, 68, 7 , 102, 114. Товщина стін від 4 до 7 мм, довжина труби від 5,5 до 10 м (в середньому 8 м). НКТ випускаються із сталі групи міцності Д, К,Е,Л,М. Конструкція різьбового з'єднання спеціальна. Різьблення в НКТ - конічна. Переваги таких різьблень: а) можливість забезпечити герметичність без ущільнюючих засобів; б) можливість ліквідації у різьбленні зазорів; в) більш рівномірний розподіл навантаження; г) скорочення часу на складання – розбирання. 4.1.5. Пакери, якіри Пакери – пристрої, призначені для роз'єднання окремих ділянок свердловини, наприклад, привибійної зони від решти. При цьому вони виконують такі функції: - Захищають обсадну колону від впливу пластового тиску; - перешкоджають контакту з нею агресивних пластових рідин та газів; - сприяють тиску газу тільки в НКТ, збільшуючи їхній коефіцієнт корисної дії; - створюють можливість роздільної розробки окремих пластів та пропластків; - дозволяють здійснювати спрямовану гирлову дію на окремі пропластки та пласти при технологічних операціях. Процес роз'єднання проводиться механічним, гідравлічним та гідромеханічним впливом на гумовий пакеруючий елемент, що збільшує при цьому діаметральний габарит. Залежно від виду на роз'єднуючий елемент отримали застосування пакери механічного («М») чи гідравлічного («ГМ») дії. Пакер працює так. Після спуску на задану глибину на насосно-компресорних трубах останні кидають кульку, яка встановлюється в сідлі. Закачуванням рідини в НКТ у пакері створюють тиск, який передається через канал «А» під поршнем і викликає його переміщення. Поршень штовхає плашкотримач із зусиллям, що забезпечує зрізання гвинта, що утримує 10. Продовжуючи рух вгору, він насуває плашки на корпус і приживає їх до експлуатаційної колони. Розжимання манжет проводиться за рахунок маси труб, що впливають на упор. При подальшому збільшенні тиску (до 21 МПа) зрізається гвинт, що утримує сідло з кулькою, і вони випадають із корпусу, звільняючи прохідний переріз пакера. Підйом пакера здійснюється після зняття осьового навантаження та переміщення вгору стовбура, конуса, упору. Це сприяє поверненню в початкове положення плашок та манжет. Якір призначений забезпечити додаткову силу для надійного утримання пакера у заданому інтервалі. Для цього якір з'єднується в один блок з пакером і спускаються одночасно. Утримуючими елементами якорі є плашки, спрацьовують від тиску, створюваного в колоні НКТ і переданого через канал під поршень. Принцип його роботи аналогічний до роботи пакера. При знятті тиску та підйомі НКТ плашки повертаються на своє місце, звільняючи якір. Якір може бути конструктивно поєднаний з пакером і тоді в шифр пакера вводиться літери "я" (наприклад, ПД-ЯГМ). 4.1.6. Фонтанна арматура Фонтанна арматура відноситься до обладнання свердловин, яке покликане виконувати такі функції: а) герметизація кільцевого простору між обсадною колоною та підйомними трубами; б) напрямок руху газорідинної суміші; в) підвіски глибинного устаткування; г) створення протитиску на гирлі; д) проведення досліджень, освоєння та інших технологічних операцій. Арматура складається із низки конструктивних елементів. Трубна головка служить для підвіски труб, герметизації гирла, проведення різних технологічних операцій. Включає колонний фланець, хрестовик трубної головки, трійник трубної головки, перекладну котушку. Фонтанна ялинка служить для спрямування та регулювання продукції свердловини. Включає центральну засувку, хрестовик ялинки (у трійниковій арматурі трійки), буферну засувку, буферний патрубок, штуцер. Призначення кожного з елементів арматури: колонний фланець – для приєднання арматури до обсадної колони та герметизації затрубного простору; хрестовик трубної головки – для сполучення із затрубним простором свердловини; трійник трубної головки – для підвіски першого ряду труб та сполучення з ним; перекладна котушка – для підвіски другого ряду труб та повідомлення з ним; центральна засувка – для закриття свердловини; хрестовик ялинки служить для спрямування продукції свердловини в трубопровід; буферна засувка – для спуску глибинних приладів у свердловину; буферний патрубок – для приміщення приладів перед спуском у свердловину та зменшення коливань тиску в арматурі (там накопичується газ); штуцер – для регулювання дебіту свердловини; робочий моніфольд – частина арматури між штуцерами і загальною лінією викидів, призначена для з'єднання двох викидів в один; допоміжний моніфольд – лілія, що з'єднує затрубний простір або насосно-компресорні труби та служить для подачі в свердловину повітря, газу та інших агентів при технологічних операціях. Конструкція основних елементів арматури. Основна вимога, що пред'являється в арматурі, це її абсолютна герметичність при високій міцності деталей, їх швидкозбірності та взаємозамінності. Запірні пристрої. Застосовуються три типи запірних пристроїв: прямоточні засувки, крани, кутові вентилі. Штуцер або дросель призначений для підтримки заданого режиму роботи свердловин. Колони головки призначені для герметизації простору між спущеними в свердловину обсадними трубами. Залежно від конструкції свердловини використовують різні типи колонних головок. 4.2. Видобуток нафти установками штангових насосів Примусове піднесення нафти з свердловин за допомогою насосів є найбільш тривалим у житті родовища. Одним з різновидів цього способу є видобуток нафти установками глибинних штангових насосів (УШГН). УШГН є поршневий насос одинарної дії, шток якого пов'язаний колоною штанг з наземним приводом - верстатом-гойдалкою. Останній включає кривошипно-шатунний механізм, що перетворює обертальний рух первинного двигуна в зворотно-поступальний рух і повідомляє його колоні штанг і плунжеру насоса. Здійснення способу здійснюється за допомогою установки, схема якої наведена. Підземне обладнання складають: насосно-компресорні труби, насос, штанги, пристрої боротьби з ускладненнями. До наземного обладнання відноситься привід (верстат-гойдалка), гирла арматура, робочий моніфольд. Установка працює в такий спосіб. Під час плунжера вгору в циліндрі насоса знижується тиск і нижній (всмоктуючий) клапан піднімається, відкриваючи доступ рідини (процес всмоктування). Одночасно стовп рідини, що знаходиться над плунжером, притискає до сідла верхній (нагнітальний) клапан, піднімається вгору і викидається з НКТ робочий моніфольд (процес нагнітання). При ході плунжера вниз верхній клапан відкривається нижній клапан тиском рідини закривається, а рідина, що знаходиться в циліндрі, перетікає через порожнистий плунжер НКТ. Розглянемо будову та роботу окремих вузлів УШГН. 4.2.1.Привод Приводи класифікуються: а) за родом енергії, що використовується – на механічні, гідравлічні, пневматичні; б) за кількістю свердловин, що обслуговуються, – на індивідуальні та групові; в) за типом первинного двигуна – на електричні та теплові. Верстат-качалка є індивідуальним приводом глибинного штангового насоса, що спускається в свердловину і пов'язаного з приводом гнучким механічним зв'язком - колоною штанг. У конструктивному відношенні верстат-гойдалка являє собою чотириланковий механізм, що перетворює обертальний рух первинного двигуна в зворотно-поступальний рух колони штанг. Пристрій серійного верстата-качалки згідно з ГОСТ 5866-76 описується наступним чином. Крутний момент від електродвигуна через клинопасову передачу передається на провідний вал редуктора, а потім і на ведений вал. На останньому зміцнюється кривошип із противагами. Кривошип за допомогою шатунів та траверси пов'язаний з балансиром, що гойдається на опорі, укріпленій на стійці. Балансир з боку переднього плеча має відкидну головку, на якій монтується канатна підвіска. Верстат-гойдалка (СК) складається з низки самостійних вузлів. Рама призначена для встановлення на ній всього обладнання СК і виконується з профільного прокату у вигляді двох полозів, з'єднаних діаметрами, і має спеціальну підставку під редуктор. У рамі є отвори для кріплення фундаменту. Стійка є опорою для балансу і виконується з профільного прокату у вигляді чотиригранної піраміди. Ноги стійки пов'язані між собою поперечками. Знизу стійка кріпиться до рами зварюванням або болтами, зверху несе плиту для кріплення осі балансира за допомогою двох скоб. Балансир призначений для передачі зворотно-поступального руху колоні штанг. Виконується з профільного прокату двотаврового перерізу і має однобалочну або двобалочну конструкцію. З боку свердловини балансир закінчується поворотною головкою. Опора балансира - вісь, обидва кінці якої встановлені у сферичних роликопідшипниках, розташованих у чавунних корпусах. До середньої частини осі, яка має квадратний переріз, приварена планка, через яку опора балансира за допомогою болтів з'єднується з балансиром. Траверса виконує роль сполучної ланки між кривошипно-шатунним механізмом та балансиром та конструктивно виконується у вигляді прямолінійної балки з профільного прокату. Кріплення до балансу шарнірне за допомогою сферичного роликопідшипника. Шатун - трубна заготовка із спеціальними головками по кінцях; за допомогою верхньої головки шатун з'єднується пальцем з траверсою, нижньою – кривошипом через палець та сферичний підшипник. Кривошип – основний елемент кривошипно-шатунного механізму, призначений для перетворення обертального руху валу редуктора у зворотно-поступальні колони штанг. Виконаний у вигляді прямокутних пластин з отворами для кріплення до шатунів та веденого валу редуктора. Забезпечений пазами для встановлення та переміщення противаг. Канатна підвіска є гнучкою ланкою між колоною штанг та балансиром. Складається з двох траверс - верхньої та нижньої, розділених втулками затискачів канатів. На верхній траверсі лежить вузол кріплення полірованого штока. Траверси можуть бути розсунуті гвинтами для встановлення динамографа. Клинопасова передача СК передбачає застосування клинових ременів типів О,А,Б,В,Г. Правильний вибір типу ременя забезпечує довговічність роботи передачі. Шківи виконують швидкозмінними за рахунок конусної розточування тіла та застосування конусної втулки, що закріплюється гайкою. Поворотні санки є рамою для двигуна, що кріпиться в похилому положенні, що забезпечує зміну міжцентрової відстані між осями валів і, отже, натяг ременів. Гальмо двох колодкової конструкції зміцнюється на гальмівному барабані і приводиться в дію ходовим гвинтом. Рукоятка гальма з метою безпеки винесена в кінець рами верстата-качалки. Приводом верстата гойдалки є трифазний, асинхронний електродвигун у вологоморозостійкому виконанні з короткозамкненим ротором з кратностями пускового та максимального моменту відповідно 1,8…2,0 та 2,2…2,5. Основна синхронна частота обертання – 1500 об/хв. Для отримання необхідного числа ходів точки підвісу штанг можуть бути використані електродвигуни з частотою обертання 750 або 1000 об/хв серії АОП. Крім описаного приводу, основою якого є балансир, що коливається, в РФ і за кордоном створені і застосовуються кілька конструкцій без балансирних приводів. Переваги цих приводів полягають у зменшенні загального габариту приводу, поліпшенні умов обслуговування та зниження металомісткості, підвищення транспортабельності та монтаж здатності. Принциповою відмінністю всіх без балансирних СК є відсутність коливається балансира. Приклад без балансирного механічного приводу є наступна конструкція. Вона складається з опорної стріли, на верхньому кінці якої розташовано здвоєне ланцюгове колесо та роликові ланцюги. Кінці ланцюгів кріпляться до траверси. До останньої приєднані шатуни. Редуктор має привід електродвигуна. На веденому валу редуктора укріплені V-подібні форми з отворами для кріплення шатунів. На колі диска встановлюються противаги. За кордоном застосовуються кілька типів без балансирних приводів, одним із різновидів яких є наступний. Він складається із сталевої ферми, що встановлюється на гирлі свердловини. На верхньому майданчику ферми встановлений приводний двигун з реверсивним редуктором, на вихідному валу якого укріплений шків. Через шків перекидається з боку ферми вантаж, що врівноважує, з іншого – канат з полірованою штангою. Ферма встановлюється на рейки і може бути відкатана під час підземного ремонту. Реверсивний редуктор управляється пультом: при досягненні полірованим штоком крайніх положень пульт дає команду зміну напрямку обертання. Випускаються такі СК у США фірмою «Ойл Вел» мають такі характеристики: довжина ходу до 10,2 м, вантажопідйомність до 157 кН, кількість ходів до 2 хв-1, потужність до 30 кВт. За кордоном набули застосування гідравлічні приводи штангових насосів. Вони включають підйомний циліндр, що врівноважує циліндр, з'єднані між собою системою маслопроводів. Гідравлічна силова частина складається з насоса та розподільчого пристрою. Насос нагнітає в підйомний циліндр масло, внаслідок чого поршень, а потім колона штанг піднімаються. При верхньому положенні спрацьовує розподільний пристрій та масло витікає з-під поршня. Врівноваження гідравлічного приводу відбувається шляхом перетікання масла з підпоршневої порожнини циліндра при його ході вниз у підпоршневу порожнину циліндра та підйом поршня. Потім при ході вгору відбувається зворотний процес: масло під поршневої порожнини циліндра перетікає в підпоршневу порожнину циліндра, допомагаючи переміщенню його поршня вгору. 4.2.2. Конструкція штангового насоса Свердловинний насос складається з циліндра, поршня та клапанів всмоктувального та нагнітального. При ході поршня вгору в циліндрі насоса створюється розрядження, в результаті якого тиск рідини поза насосом виявляється вищим, ніж усередині. Це змушує клапан, що всмоктує, відкриватися і впустити в циліндр насосів порцію рідини. Водночас, рідина, що знаходиться над поршнем, чинить тиск на нагнітальний клапан, притискаючи його до сідла, і разом з поршнем переміщається вгору. Через певну кількість ходів вгору (циклів) відбудеться заповнення колони насосно-компресорних труб і рідина почне надходити в гирловий трубопровід. При ході вниз плунжер в насосах даного типу не здійснює роботи з підйому рідини: відбувається стиснення рідини, що заповнила циліндр, закриття всмоктуючого і відкриття нагнітального клапанів і перетік рідини з підпоршневої і надпоршневу область насоса. Незважаючи на велику кількість створених в даний час конструкцій свердловинних поршневих насосів, їх можна розділити на два класи – не вставні та вставні. Вставні насоси за принципом дії не відрізняються від не вставних. Відмінністю є їх монтаж у свердловині: насос фіксується на заданій глибині в замковій опорі, що заздалегідь встановлюється в насосно-компресорних трубах перед їх спуском у свердловину. Замкова опора складається з опорного кільця та пружинного якоря, що встановлюються у спеціальній опорній муфті та затискаються зверху перекладачем. Насос має конус, що зверху кріпиться до напрямку штока, а знизу – до завзятого ніпеля. Конус сідає на опорне кільце в НКТ, ніпель, розтискаючи пружини якоря, охоплює їх, надійно фіксуючи насос. Випускаються вставні насоси під шифром НСВ діаметром 28, 32, 38, 43, 55, 68 мм із довжиною до 10 м; масою до 252 кг. Довжина ходу плунжера від 0,6 до 6 м. Вони призначені для експлуатації свердловин глибиною до 2500 м. Не вставні насоси, що випускаються промисловістю під шифром НСП, мають цільно натягнутий циліндр і порожнистий плунжер з гладкою поверхнею, з гвинтовими та кільцевими канавками або заглиблення поверхні. Крім металевих використовують манжетні та гумовані плунжери. Гвинтові і прямокутні канавки забезпечують винос піску і зішкріб його зі стінок циліндра, заглиблення на поверхні забезпечують кращу мастило пари. Зазор між циліндром і плунжером встановлюється до 0,12 мм в залежності від характеристики нафти, що відкачується ними: для малов'язких нафт зазор повинен бути мінімальним для високов'язких - навпаки. Клапанний вузол включає корпус, конус, сідло, кулю. Всмоктуючий клапанний вузол встановлюється в основу циліндра і може бути піднятий зі свердловини одночасно з плунжером. Для цієї мети він забезпечується захватним пристосуванням, виконаним у вигляді хрестовини, яка входить у проріз основи та шляхом повороту останнього фіксується в ній. Вузол нагнітального клапана встановлюється у верхній або нижній частині плунжера і відрізняється від захоплення, що всмоктує відсутністю. Технічна характеристика насосів типу НСН: внутрішній діаметр циліндра – 28, 32, 38, 43, 55, 68, 82, 93 мм; хід плунжера від 600 мм до 6000 мм; продуктивність при числі ходів 10 за хвилину – 5,5…585 куб.м./добу; гранична глибина спуску - 650 ... 1500 м; габаритні розміри – діаметр зовнішній 56...133 мм, довжина 2785...8495 мм, маса 23,5...406 кг. Серед штангових насосів можна виділити окрему групу спеціальних насосів, які створені для роботи в ускладнених умовах. Такими умовами прийнято вважати наявність у нафті газу, солей, парафіну, піску, води та інших агентів, що призводять до зміни властивостей рідини та умов її видобутку. Ось деякі із застосовуваних типів. Манжетні насоси відрізняються конструкціями поршня і призначені для експлуатації свердловин, що містять дуже в'язку нафту. Манжети виготовлені з нафтостійкої гуми та збираються на трубі-стрижні. Насоси з гумованим плунжером випускаються вставного та не вставного типу. Використовуються для експлуатації свердловин із великим вмістом піску. На кільцеві проточки плунжера запресовуються 3...4 гумові кільця. Ущільнення кільця досягається тиском рідини всередині поршня через отвір у корпусі, що виходить під кільце. Телескопічні насоси призначені для експлуатації свердловин з дуже високим вмістом піску та великою в'язкістю рідини (50*10-6м2/с та більше). Конструктивно насос виконаний із трьох труб: нижня – нерухома, є циліндром насоса та рухомих, що ковзають по ній та виконують функцію плунжера. Ці труби зверху з'єднані. Така конструкція забезпечує отримання між циліндром та плунжером великого зазору (до 0,5 мм). Наявність циркулюючої рідини по зазору забезпечує винесення піску та гідравлічне ущільнення. Багатоступінчасті насоси призначені для експлуатації свердловин із великим газовим фактором. Складаються з 2-3 плунжерів різного перерізу, що працюють за принципом «тандем»: нижній плунжер збільшеного діаметра подає газовану рідину у верхній, де вона стискується під великим тиском внаслідок меншого діаметра верхнього плунжера та циліндра тощо. Насоси подвійної дії призначені для експлуатації високодебітних свердловин малого діаметра. Заснований на принципі використання ходу штока вгору та вниз для подачі рідини. Розглянемо технологічні особливості роботи УШГН у ускладнених умовах. У міру руху ГЖС від вибою свердловини до прийому насоси через зниження тиску та температури відбувається виділення газу. Як найбільш рухливий агент, газ першим входить у циліндр насоса і, заповнюючи його, перешкоджає надходженню рідини. Поліпшити це положення можна двома шляхами: створити на прийомі насоса тиск, більше ніж тиск разів газування (тиск насичення), або змінити напрям руху рідини на вході в насос таким чином, щоб газ відокремлювався від рідини і йшов у затрубний простір. Перший метод вимагає спуску насоса під динамічний рівень на дуже велику величину, що не завжди є досяжним і не економічним. Другий метод вимагає застосування спеціальних пристроїв – якорів. І хоча газових якорів створено нині багато, більшість із них працюють на одному принципі – гравітаційному поділі газу та рідини за рахунок зміни напрямку руху суміші на 90 або 180 градусів. Випадання парафіну з нафти веде до перекриття отворів фільтра, клапанів, труб. Боротьба з парафіном ведеться декількома методами: механічними – за допомогою постійного зішкрібання парафіну, що виділяється на внутрішній поверхні НКТ, укріпленими на штангах скребками; хімічними – за допомогою дозування на прийом насоса хімічних реагентів, що руйнують парафін; тепловими - розплавленням нагріваннями. Прикладом механічного способу боротьби з відкладеннями парафіну є пластинчасті скребки, що набули поширення на промислах східних районів. Скребки ущільнюються на штангах через певні інтервали та періодично повертаються за допомогою спеціальних пристроїв – штангообертачів. Кріплення пластини до штанги проводиться хомутами, які охоплюють штанги та приварюються до пластини. Вважається, що за рахунок деформації зварювального з'єднання, що виникає після його остигання, пластина буде надійно утримуватися на штанзі. Хімічні методи боротьби з парафіном полягають у подачі хімічних реагентів у свердловину. Досвід показує, що доцільним є дозування реагенту безпосередньо на прийом насоса за допомогою глибинних дозаторів. Наведемо опис одного з них. Установка штангового свердловинного насоса з дозатором хімреагентів складається з насоса, колони труб, штанг, корпусу дозатора. Останній пов'язаний з контейнером та розділовим поршнем. У корпусі дозатора розташовані всмоктувальний та нагнітальний клапани, обмежувальні грати, в яких встановлена ​​регулююча втулка клапана. У корпусі дозатора є отвори для надходження пластової рідини в насос. Установка працює в такий спосіб. При всмоктуванні рідини штанговим насосом відбувається підйом клапана, який захоплює через клапан хімічний реагент. При нагнітанні рідини штанговим насосом клапан закривається під дією стовпа рідини та пружини. Шток клапана витісняє реагент у порожнину всмоктування через клапан нагнітання. У міру витрати реагенту тиск у контейнері знижується; за рахунок різниці пластового тиску та тиску в контейнері відбувається переміщення реагенту поршнем вгору. При демонтажі провадиться видавлювання пластової рідини з контейнера відвертанням пробки, через яку здійснюється наповнення контейнера реагентом. Застосування даної установки дозволяє підвищити ефективність внутрішньосвердловини за рахунок застосування хімреагенту проти корозії, відкладень парафіну всередині насоса та інших ускладнень, а також очищення фільтра. Теплові методи зниження в'язкості припускають спуск у свердловину спільно з УШГН електричних нагрівачів, яких по кабелю подається напруга з поверхні. Відомо піднасосне та наднасосне розташування нагрівачів, що спускаються в свердловину одночасно з насосом. Цей метод заснований на рідинах знижувати свою в'язкість при нагріванні. Насос для відкачування рідини з механічними домішками Механічні домішки, що містяться в рідині, що відкачується глибинним насосом, не тільки призводять до абразивного зносу самого насоса і обладнання, але можуть призвести до складних аварій. При зупинках насоса механічні домішки осаджуються з рідини та накопичуються над насосом, потрапляють у зазор між плунжером та циліндром та заклинюють плунжер. Конструкція насоса штанги наступна. Плунжер у верхній частині жорстко закріплюється з однією або декількома порожніми штангами, які наглухо закриті і з'єднані з колоною звичайних штанг. На порожніх штангах змонтовані кільцеві похилі полиці-піскоприймачі. Над полицями виконані отвори, через які рідина, що видобувається насосом, з плунжера надходить у підйомні труби. Полиці-піскоприймачі виконані, по-перше, похилими і, по-друге, кожна нижчерозташована полиця має трохи більший діаметр кільця, ніж вищерозташована. Таке конструктивне розташування полиць забезпечує рівномірне заповнення механічними домішками міжполочних об'ємів при зупинках насоса і знижує гідромеханічний опір потоку рідини при виході з плунжера та надходженні підйомні труби. Крім того, при наступному запуску насоса в роботу осів у міжполочних обсягах пісок повністю виноситься з них під дією струменя рідини з отворів. Нахил полиць-піскоприймачів дозволяє забезпечити кращі умови змиву механічних домішок за будь-якої продуктивності насоса, скоротити загальну кількість полиць. Насос із примусовим мастилом плунжера Корпус насоса за допомогою труби повідомляється із затрубним простором свердловини між обсадною колоною та насосно-компресорними трубами на висоті, що забезпечує надійний поділ нафти, води та газу (не більше 20 м). Труба внизу з'єднується кількома каналами, виконаними в корпусі циліндра з всмоктувальною частиною насоса і кільцевим зазором між плунжером і циліндром, а зверху закінчується зворотним клапаном. Для зменшення поперечного габариту труба може мати еліптичний переріз і кріпитися до корпусу насоса та насосно-компресорних труб за допомогою хомутів. Насос працює так: при ході плунжера вгору внаслідок розрядження, що створюється в камері, відкривається клапан і сюди надходить рідина з піднасосного простору свердловини, а трубу через зворотний клапан із затрубного простору свердловини засмоктується нафту. Під час плунжера вниз камера виявляється під тиск стовпа рідини в колоні насосно-компресорних труб (клапан відкритий), який значно перевищує тиск у трубі. Внаслідок цієї різниці тисків нафта з труби через канали видавлюється в кільцевий зазор між плунжером і циліндром, здійснюючи їх змащення. Клапан на трубі закритий. За наявності штангообертача на свердловині і, отже, періодичного повороту плунжера в циліндрі достатньо однієї трубки. За відсутності штангообертача кількість трубок може бути збільшена. Пропонована конструкція насоса внаслідок примусового мастила плунжера більш працездатна в свердловинах, що продукують обводнену та газовану нафту. Штанги Штанги призначені для передачі зворотно-поступального руху плунжеру глибинного насоса від верстата-гойдалка та є своєрідним штоком поршневого насоса. Специфіка застосування штанг наклала відбиток з їхньої конструкцію. В даний час штанга - це стрижень, довжиною 8 м, що має по кінцях спеціальне різьблення, квадратний переріз під ключ і плавні перехідні ділянки. Штанги сполучаються між собою муфтами. На одному кінці штанги муфта нагвинчується на заводі з гарячою посадкою та при експлуатації не відгвинчується. Муфта являє собою циліндричну втулку з внутрішнім різьбленням і мостом під ключ. Різьблення на штангах і муфтах не нарізається, а накочується, що суттєво зміцнює різьблення штанг. Промисловість випускає штанги діаметром 16 (1/2”), 19 (3/4”), 22 (7/8”) та 25 мм (1”). Для регулювання довжини колони випускаються короткі штанги (метрівки) довжиною 1200, 1500, 2000, 3000 мм. Ступінчасті колони штанг з'єднують перекладними муфтами. Виготовляють штанги з вуглецевих та легованих сталей, крім того, для підвищення міцності вони проходять різну обробку. Отримали застосування і порожнисті штанги, що є трубами діаметром 25 мм. Канал цих штанг може використовуватися для підйому нафти та доставки в свердловину різних речовин. Ведуться випробування безперервної колони штанг, що є окремими сталевими прутками, звареними між собою. Довжина окремих секцій становить від 180 до 360 м. Для транспортування та спуску в свердловину таких штанг розроблено спеціальне обладнання «ТатНДІнефтемаш». За кордоном впроваджуються штанги, виконані у вигляді троса з металевої тяганини з нейлоновим покриттям і загальною нейлоновою обплетенням. Діаметр троса 16 мм, і за міцністю він відповідає металевій штанзі діаметром 12,7 мм. Новим різновидом штанг є штанги зі скловолокна, що відрізняються високою міцністю та корозійною стійкістю. Широке застосування безперервних штанг дозволить прискорити процеси спускопідйомних операцій за рахунок намотування їх на барабан замість почергового свинчування – розвінчування. 4.2.3. Експлуатація свердловин, обладнаних установками штангових глибинних насосів (УШГН) Тривала робота УШГН в свердловині буде забезпечена грамотно підібраним режимом - системою наступних параметрів: типорозмір насоса, глибина спуску, величина занурення під динамічний рівень, довжина ходу і число ходів колону штангу. Проектування оптимального режиму проводиться за даними досліджень, на підставі яких розраховують здобиві можливості свердловини Qc. Їм мають відповідати можливості обладнання. Оцінюючи роботи УШГН слід визначати значення низки показників. Теоретична продуктивність насоса Qт при діаметрі плунжера D, довжині ходу L, числі ходів n і коефіцієнта подачі складе: Коефіцієнт подачі є відношення фактичної продуктивності Qф до теоретичної Qт. Занурення насоса hп - різниця вимірів глибини підвіски насоса Нп і динамічного рівня hq (звіт заміру ведуть від гирла) hп = Hп-hq Дійсна (фактична) продуктивність насоса визначиться співвідношенням Саме на цю величину слід орієнтуватися при підборі насоса до QС Коефіцієнт подачі насоса залежить від величини витоків рідини, що виникають при його роботі: це витоку в різьбових з'єднаннях труб, у зазорі між плунжером і циліндром, клапанах. Крім того, відбувається неповне заповнення рідиною циліндра насоса внаслідок наявності в ньому "мертвого" простору. "Мертвий" простір - це об'єм в циліндрі насоса, що утворюється дном циліндра і граничним положенням плунжера при ході вниз. При роботі насоса «мертве місце» заповнюється газом, що виділяється з нафти, і виключається з об'єму циліндра. Тож характеристики насоса вводиться ще одне поняття – коефіцієнт наповнення Кн. Він є відношенням об'єму рідини, що заповнила циліндр, до повного розрахункового об'єму циліндра. Глибина занурення наосу під рівень рідини залежить від вмісту газу та води в нафті та різна для різних свердловин та нафтових родовищ. Як ми раніше розглянули, плунжера насоса здійснює зворотно-поступальний рух, що повідомляється йому колоною штанг. Робота, що здійснюється при ході вгору, буде витрачена на підйом колони штанг вагою Рш і рідини вагою Рж на висоту L Ав = (Рш + Рж) * L При ході вниз корисної роботи з підйому рідини не відбувається, навіть колона штанг своєю вагою «тягне » балансир верстата-гойдалки вниз, тобто: Aн = -Рш * L Таким чином, виникають нерівномірні навантаження на верстат-гойдалку за цикл: при ході вгору вони максимальні, при ході вниз вони негативні. Вирівнювання навантаження за цикл здійснюється врівноважуванням - встановленням спеціальних противаг на балансир (балансірне врівноважування) або кривошип (кривошипне врівноважування) верстата-качалки. Їхня мета – накопичення енергії при ході вниз і повернення її при ході вгору. Врівноваження дозволяє знизити потрібну потужність електродвигуна верстата-гойдалки в 5...9 разів. Вага колони штанг визначається із співвідношення Pш=q1*L1+…+qi*Li Де q1, q2 …qi – вага 1 м насосних штанг, що утворюють колону, H; L1, L2 … Li – довжина ступенів колони, м. Вага рідини визначиться з формули: де Fпл – площа перерізу плунжера, кв.см; L - Глибина установки насоса, м; х – щільність рідини, кг/куб. g – прискорення вільного падіння, см/кв. Максимальне навантаження Рмах на головку балансира складе Pmax = Рж + Рш (в + m) де - коефіцієнт втрати ваги штанг в рідині; m фактор динамічності, що характеризує напруженість роботи верстата-гойдалки де Рш; Рж – відповідно щільність штанг та рідини, кг/м3 Тут S – довжина ходу сальникового штока, м; n число подвійних ходів за хвилину. 4.3. Видобуток нафти безштанговими свердловинними насосами Головною відмінністю безштангових свердловинних насосів (БШГН), що дозволяє виділити їх у самостійну групу, є відсутність механічного зв'язку між приводом і самим насосом, як це має місце в установці глибинного штангового насоса. (Там, якщо ви згадаєте, привід – верстат-гойдалка, встановлений на поверхні, впливає через колону штанг на насос, що знаходиться у свердловині на значній глибині). Добре це чи погано – відсутність штанг? Які технічні та технологічні особливості безштангових насосів? Перш ніж встановити це, розглянемо основні види безштангових насосів свердловин, що випускаються в даний час вітчизняною промисловістю і застосовуються на нафтових промислах. Найбільш велику групу в класі БШНГ складають установки електровідцентрових насосів (УЕЦН). Як привод УЕЦН застосовують занурювальний електродвигун, що спускається в свердловину спільно з насосом на задану глибину. Другу групу складають установки електрогвинтових насосів (УЕВН). Їхня частка в загальному балансі видобутку нафти незначна. Приводом гвинтового насоса теж служить занурювальний електродвигун, що спускається разом із насосом на задану глибину. Третю групу складають установки гідропоршневих насосів (УДПН). І хоча їх зараз майже не зустрінете на промислах, за техніко-технологічними особливостями, а також щодо черговості розробки та застосування в минулому на промислах, вони можуть бути виділені до третьої групи. Приводом УГПН є гідравлічний двигун, що спеціально спускається разом з поршневим насосом. До БШНГ слід віднести струменеві насоси. Розроблені та випробувані в даний час на промислах союзу. Вони засновані на принципі підйому нафти за рахунок ежекційного ефекту, створюваного потоком рідини, що подається в свердловину. Застосовуються і електродіафрагмові насоси, в яких подача рідини проводиться діафрагмою, що переміщається. 4.4. Установки електровідцентрових насосів За конструктивним виконанням УЕЦН поділяються на три групи: а) насоси виконання 1 призначені для експлуатації нафтових та обводнених свердловин із вмістом механічних домішок до 0,1 г/л; б) насоси виконання 2 (зносостійке виконання) призначені для експлуатації сильно обводнених свердловин із вмістом механічних домішок до 0,5 г/л; в) насоси виконання 3 призначені для відкачування рідини з водневим показником pH=5-8,5 та вмістом до 1,25 г/л сірководню. За величиною поперечного габариту УЕЦН поділяються на групи: а) група 5 – насоси із зовнішнім діаметром корпусу 92 мм; б) група 5А – насоси з діаметром корпусу 103 мм; в) групи 6 та 6А - насоси з діаметром корпусу 114 мм. Установка електровідцентрового насоса включає підземне і наземне обладнання. До підземного обладнання належать: а) електровідцентровий насос, що є основним вузлом установки (ЕЦН); б) занурювальний електродвигун (ПЕД), що є приводом насоса; в) система гідрозахисту, що здійснює захист ПЕД від попадання в нього пластової рідини і складається з протектора та компенсатора; г) струмопровідний кабель, що служить для подачі електроенергії до ПЕД; д) насосно-компресорні труби (НКТ), що є каналом, по якому рідина, що видобувається, надходить від насоса на денну поверхню. До наземного обладнання відносяться: а) гирла арматура, що служить для направлення та регулювання рідини, що надходить зі свердловини і герметизації гирла і кабелю; б) станція управління занурювальним двигуном, яка здійснює запуск, контроль та управління роботою УЕЦН; в) трансформатор, призначений для регулювання величини напруги, що подається на ПЕД; г) підвісний ролик, що служить для підвіски та направлення кабелю в свердловину при спуско-підйомних операціях. Нині випускається понад 78 типорозмірів УЕЦН. Кожен типорозмір має певний шифр. Наприклад, УЕЦНМ (К) 5-125-1200 позначає: У - установка, Е - привід від електродвигуна, Ц - відцентровий, Н - насос, корозійно стійке виконання, 5 - група (діаметр обсадної колони, для якої він призначений), 125 - Подача насоса, (куб.м/сут), 1200 - напір (м). ЕЦН є основним вузлом установки. На відміну від поршневих насосів, що повідомляють напір рідини, що перекачується за допомогою зворотно-поступальних рухів поршня, в відцентрових насосах перекачується рідина отримує напір на лопатках робочого колеса, що швидко обертається. При цьому відбувається перетворення кінетичної енергії рідини, що рухається в потенційну енергію тиску. Оскільки ЕЦН є відцентровий насос, створений для експлуатації нафтових свердловин, це спричинило ряд особливостей, властивих тільки цьому класу насосів, а саме: а) насос повинен мати мінімальні габарити, що обмежуються діаметром свердловин; б) насос повинен мати широкий діапазон продуктивностей та напорів; в) насос підвішується у вертикальному положенні і недоступний для огляду та обслуговування. Основними конструктивними елементами ЕЦН є: робоче колесо, спрямовуючий апарат, вал, корпус, гідравлічна п'ята, ущільнення, підшипники. Ці деталі – необхідні компоненти будь-якого відцентрового насоса, властиві вони та ЕЦН. Основними параметрами насоса є: подача, напір, висота всмоктування, споживана потужність та коефіцієнт корисної дії (ККД). Параметри насоса вказують у паспорті при його роботі на прісній воді. Під подачею (Q) розуміють об'єм рідини, що перекачується, проходить через напірний патрубок насоса в одиницю часу. Подача виявляється у кубічних метрах на добу. Напір (Н) є різницею повної питомої енергії на виході та вході в насос, виражена в метрах стовпа рідини. Робоче колесо є головним робочим органом насоса. Воно складається з дисків – переднього (по ходу рідини) у вигляді кільця з отвором великого діаметра в центрі та заднього – суцільного диска зі маточкою (втулкою в центрі), через яку проходить вал. Диски розташовані на деякій відстані один від одного, а між ними знаходяться лопатки, відігнуті назад у напрямку обертання колеса. Колеса ЕЦН виготовляють із легованого чавуну або поліамідної смоли. Напрямний апарат призначений для зміни потоку рідини та перетворення швидкісної енергії на тиск. Він складається із двох нерухомих дисків із лопатками, що нагадують лопатки робочого колеса, закріплені нерухомо в корпусі насоса. Робоче колесо, зібране разом із напрямним апаратом, утворює ступінь насоса. Кожен ступінь розвиває натиск 4...7 м. Враховуючи, що глибина, з якої доводиться піднімати нафту досягає 1,5...2 км і більше, можна легко розрахувати потрібну кількість ступенів, що утворюють насос, що досягає 400 штук і більше. Таким чином, електровідцентровий насос є багатоступінчастим і, крім того, секційним, так як в один корпус таку кількість ступенів встановити неможливо. Вал призначений передачі обертання робочим колесам і є циліндричний стрижень зі шпоночным пазом для кріплення робочих коліс. З боку протектора кінець валу має шліци. Довжина та діаметр валу регламентуються габаритами насоса. Вал із укріпленими на ньому колесами утворюють ротор насоса. Вал ЭЦН працює у дуже жорстких умовах, т.к. має при незначному діаметрі (17-25 мм) значну довжину (до 5000 мм) і несе на собі велику кількість робочих коліс (до 300). Матеріалом для валів є леговані сталі. Опорами валу є радіальні підшипники ковзання зверху та знизу. Кожен напрямний апарат здійснює короткочасне розвантаження осьових зусиль в колесі за допомогою упору колеса, що переміщається в апарат і ковзання його по текстолітовій шайбі. Нижню опору валу перенесено у вузол протектора. Така конструкція дозволяє передавати осьові сили поступово на всі напрямні апарати. На вал практично діє сила від власної ваги та сила осьового тиску, що досягає у серійних насосів 400 Н (різниця сил з боку нагнітання та всмоктування). Частина осьової сили компенсується гідравлічною п'ятою, де вал «підвішений» вгорі. П'ята складається з нерухомих кілець, що обертаються. Ротор, зібраний разом із напрямними апаратами, утворює пакет щаблів, який після збирання вставляється у спеціальну трубу – корпус. Діаметри корпусу сучасних насосів становлять 92, 103 та 114 мм, а довжина залежить від кількості зібраних у ньому ступенів. Корпус зверху закінчується різьбленням, за допомогою якого він приєднується до колони НКТ, та ловильною головкою, що забезпечує захоплення насоса при падінні в свердловину. Знизу корпус забезпечений фільтром та приєднувальними фланцями для з'єднання з черговою секцією або протектором. Іноді насоси з'єднуються зі своїми вузлами за допомогою швидкозбірних байонетних з'єднань. Ущільнення в ЕЦН представлені сальником, розташованим у нижній частині насоса, що складається з набору кілець, виготовлених з свинцевої вати з графітом. У зв'язку зі створенням нового гідрозахисту та функція сальника, яка зводиться до запобігання потраплянню механічних домішок із насоса в протектор. Крім того, з'єднуються на різьбленні частини корпусу насоса, забезпечені кільцями ущільнювачів круглого перерізу. 5. Штучна дія на пласт шляхом закачування води 5.1.Теоретичні основи підтримки пластового тиску Природні режими залягання покладів нафти недовговічні. Процес зниження пластового тиску прискорюється принаймні нарощування відборів рідин із пласта. І тоді, навіть за хорошого зв'язку покладів нафти з контуром харчування, його активним впливом на поклад, неминуче починається виснаження пластової енергії. Це супроводжується повсюдним зниженням динамічних рівнів рідини у свердловинах і, отже, зменшенням відборів. При організації підтримки пластового тиску (ППД) найбільш складним з теоретичних питань і досі вирішених не повністю є досягнення максимального витіснення нафти з пласта при ефективному контролі і регулюванні процесу. При цьому слід пам'ятати, що вода і нафта відрізняються своїми фізико-хімічними характеристиками: щільністю, в'язкістю, коефіцієнтом поверхневого натягу, змочуваністю. Чим більша різниця між показниками, тим складніше йде процес витіснення. Механізм витіснення нафти з пористого середовища не можна уявляти простим поршневим витісненням. Тут має місце і змішання агентів, і розрив струменя нафти, і утворення окремих потоків нафти і води, що чергуються, і фільтрація по капілярах і тріщинах, і утворення застійних і тупикових зон. p align="justify"> Коефіцієнт нафтовіддачі родовища, до максимальної величини якого повинен прагнути технолог, залежить від усіх вищеназваних факторів. Накопичені до сьогодні матеріали дозволяють оцінити вплив кожного з них. Значне місце у ефективності процесу ППД займає розміщення свердловин на родовищі. Вони визначають картину заводнення, яке поділяється на кілька видів. Підтримка пластового тиску, що з'явилося в нашій країні спочатку під назвою законтурного заводнення, набула повсюдного поширення. Сьогодні воно є вторинним способом видобутку нафти (яким воно іменувалося спочатку), а неодмінною умовою раціональної розробки покладів з перших днів закладається у проекти розробки та здійснюється на багатьох родовищах країни. 5.2.Законтурне заводнення Законтурне заводнення передбачає закачування води в нагнітальні свердловини, розташовані за зовнішнім контуром нафтоносності. При цьому вирішуються питання найбільш оптимального видалення свердловин один від одного та від експлуатаційних, величина тиску нагнітання та обсягу закачування. При видаленні контуру нафтоносності від нагнітальних свердловин і обводнення першого ряду експлуатаційних свердловин фронд нагнітання переноситься. При організації ППД після деякого часу розробки покладу, обсяг закачуваної води Qн буде перевищувати обсяг рідини, що відбирається на кількість, що забезпечує інтенсивний приріст пластового тиску. Необхідно також передбачити компенсацію рідини, що закачується, на різні втрати (відтоки). Критерієм нормального ведення процесу є величина пластового тиску в зоні відбору, яка повинна мати тенденцію до зростання чи стабілізації. Законтурне заводнення ефективно за наявності таких факторов: - невеликі розміри покладу (відношення площі покладу до периметру контуру нафтоносності 1,5 ... 1,75 км); - пласт однорідний з хорошими колекторськими властивостями за товщиною та площею; - нагнітальні свердловини відстоять від контуру нафтоносності на відстані 300 ... 800 м, що забезпечить більш рівномірне просування фронту води і запобігає утворенню мов обводнення; - Існує хороший гідродинамічний зв'язок між зоною відбору і зоною нагнітання. До недоліків законтурного заводнення можна віднести: - великі втрати води, що закачується, через її витоків у бік, протилежну області нагнітання, що призводить до додаткових витрат енергії; - віддаленість лінії нагнітання від зони відбору, що потребує значних витрат енергії на подолання втрат; - уповільнена реакція фронту відбору зміну умов лінії нагнітання; - Необхідність споруд великої кількості нагнітальних свердловин; віддаленість нагнітальних свердловин від основних об'єктів закачування, що зростає в процесі розробки, збільшує вартість системи. Різновидом законтурного заводнення є приконтурне заводнення, при якому нагнітальні свердловини розташовуються поблизу експлуатаційних або між зовнішнім та внутрішнім контуром нафтоносності. Воно застосовується при слабкому гідродинамічному зв'язку пласта із зовнішньою областю, при невеликих розмірах покладу. 5.3.Внутріконтурне заводнення Цей метод ППД передбачає закачування води безпосередньо в нафтову зону, організацію одного або кількох рядів нагнітальних свердловин у центрі родовища та розчленування за рахунок цього покладу на окремі ділянки-блоки, що розробляються самостійно. Розрізання може бути здійснено на лінії, кільця і ​​т.д. Економічність цього способу заводнення очевидна: підвищується коефіцієнт корисної дії системи за рахунок виключення відтоку рідини, наближення фронту нагнітання до фронту відбору. Різновидом внутрішньоконтурного заводнення є: майданний, осередкове, вибіркове, блокове. Площадне заводнення передбачає розміщення нагнітальних свердловин на площі родовища за однією із схем. p align="justify"> Площадне заводнення організують зазвичай на пізній стадії розробки родовища, коли починається інтенсивне обводнення покладу та інші методи заводнення не досягають мети Нагнітальні свердловини розташовують по геометричній сітці: п'яти-, семи- або дев'ятиточковою. При цьому на одну нагнітальну свердловину припадає при п'ятиточковій системі одна експлуатаційна, при семиточковій – дві, дев'ятиточковій – три. Вогнищеве заводнення схематично може бути представлене у вигляді однієї або кількох нагнітальних свердловин, що розташовуються в центрі покладу і деякої кількості - експлуатаційних на периферії. Такий спосіб заводнення характерний для невеликих площею, локалізованих покладів (лінзи, застійні зони). Виборче заводнення застосовують для витіснення нафти з окремих пластів, що погано дренуються, неоднорідних по простяганню. Для його застосування необхідна інформація про характеристику розрізу, порушення та зв'язки продуктивного пласта з іншими. Такі дані можна мати після деякого часу розробки покладу, тому вибіркове заводнення застосовують на пізній стадії розробки. Блокове заводнення полягає у розрізанні поклади на окремі частини та оконтурюванні кожної з них нагнітальними свердловинами. Усередині кожного блоку бурять свердловини, що видобувають, число і порядок розташування яких визначають розрахунками. Блокове заводнення дозволяє вводити в розробку родовище відразу, до повного вивчення і, таким чином, скоротити час розробки. Це ефективно для великих родовищ. До існуючих недоліків системи ППД шляхом закачування води слід віднести: 1) прогресуючі обводнення родовища при великій не витягнутій кількості нафти: так, при обводненні пласта Д1 – на 97%, відсоток вилученої нафти становив 54, а загалом по Туймазинській площі – 15% ( дані на 1.01.1988 р.); 2) невисокі відмиваючі властивості води, що закачується в пласт; 3) велика кількість ускладнень, що викликаються поверненням у пласт пластових вод, що видобуваються разом з нафтою, що виражаються у вигляді руйнувань водоводів, засолення вододжерел питного водопостачання, порушення екологічної рівноваги. Удосконалення ППД йде за такими напрямами: 1) розробка нових технологічних рідин або добавок до води, що поліпшують її властивості, що відмивають, і мають меншу агресивність по відношенню до обладнання і до природи; 2) розробка надійного контролю за рухом рідини у пласті; 3) розробка методу регулювання фільтраційних потоків у пласті та виключення утворення тупикових та не вироблених зон. За даними 1983, заводнення застосовується на 260 родовищах, за рахунок чого видобувається 90% всієї нафти. ППД проектується на початку розробки більшості нафтових родовищ. ППД отримало розвиток у вигляді нестаціонарного заводнення (на відміну від стаціонарного – постійного за обсягами та напрямом потоків закачуваної рідини в часі) та циклічного заводнення, що полягає у зміні напряму потоків та обсягів закачуваної та видобутої рідини. 5.4.Характеристика вод, що закачуються в пласт В даний час для цілей ППД використовується кілька видів води, які визначаються місцевими умовами. Це - прісна вода, що видобувається із спеціальних артезіанських або підруслових свердловин, вода річок або інших відкритих вододжерел, вода водоносних горизонтів, що зустрічаються в геологічному розрізі родовища, пластова вода, відокремлена від нафти внаслідок її підготовки. Всі ці води відмінні одна від одної фізико-хімічними властивостями і, отже, ефективністю на пласт як підвищення тиску, а й підвищення нафтовіддачі. Основними якісними показниками вод, що уможливлюють їх застосування, є: 1) вміст зважених частинок: оцінюється характеристикою пласта, що заводиться, і регламентується величиною 40...50 мг/л і розміром 5...10 мкм; 2) вміст кисню – до 1,0 мг/л; 3) вміст заліза – до 0,5 мг/л; 4) концентрація водневих іонів (рН) – 8,5…9,5; 5) вміст нафти – до 30 мг/л. Ці дані наведені з досвіду застосування ППД на Туймазинському родовищі та мають бути переглянуті при організації ППД в інших районах. На Туймазинському родовищі було апробовано хімічну обробку прісної води з метою видалення з неї солей та зважених частинок. Згодом відмовилися від багатьох процесів підготовки води, вважаючи їх невиправданими. Однак, якщо для цього родовища, що має високу пористість і проникність пластів, відмова від підготовки води за вказаною вище технологією не викликала значних ускладнень у роботі системи, для інших районів вона могла виявитися неприйнятною. Потім почалося закачування пластових вод, яке зажадало свого підходу. Пластові води відрізняються великим вмістом солей, механічних домішок, диспергованої нафти, високою кислотністю. Так, вода пласта Д1 Туймазинського нафтового родовища відноситься до високомінералізованих розсолів хлоркальцієвого типу щільністю 1040...1190 кг/куб.м. із вмістом солей до 300 кг/куб.м. (300 г/л). Поверхневий натяг води на кордоні з нафтою становить 5,5…19,4 дин/см, вміст завислих частинок – до 100 мг/л, гранулометричний склад завислих речовин характеризується переважним вмістом часток до 2 мкм (понад 50% вагових). Пластові води в процесі відокремлення від нафти поєднуються з прісними, з деемульгаторами, а також з технологічною водою установок з підготовки нафти. Саме ця вода, що отримала назву стічної, закачується у пласт. Характерною особливістю стічної води є вміст нафтопродуктів (до 100 г/л), вуглеводневих газів до 110 л/куб.м., завислих частинок – до 100 мг/л. Закачування в пласт такої води не може проводитися без очищення до необхідних нормативів, які встановлюються за результатами дослідного закачування. 5.5.Технологічне схеми ППД Технологічна схема ППД визначається проектом розробки нафтового родовища і в першу чергу кількістю та розташуванням нагнітальних свердловин. Можна виділити такі важливі системи ППД: а) автономну систему, коли об'єкт закачування (насосна станція) обслуговує одну нагнітальну свердловину і розташовується у безпосередній близькості від неї; б) централізовану систему, коли насосна станція забезпечує закачування агента в групу свердловин, розташованих на значній відстані від насосної станції. У свою чергу, централізована система ППД поділяється на групову та променеву. При груповий системі кілька свердловин постачаються одним нагнітальним трубопроводом: різновидом груповий системи є застосування розподільних пунктів (РП), у разі група свердловин підключається безпосередньо до РП. При променевій системі від насосної станції до кожної нагнітальної свердловини підводиться окремий нагнітальний водовід. Автономна система включає водозабірну споруду, станцію підйому, нагнітальну насосну станцію, нагнітальну свердловину. Водозабірна споруда є джерелом водопостачання: тут здійснюється видобуток води для цілей закачування в пласт. Водозабори поділяються на: а) підруслові; б) відкриті. У підруслових водозаборах уздовж русла річок буряться підруслові свердловини глибиною 12...15 м і діаметром 300 мм до горизонту. Підйом води проводиться артезіанським або електричним насосом, що спускається в свердловину. У сифонних водозаборах відкачування води зі свердловин проводиться під дією вакууму, створюваного спеціальними вакуум-насосами у вакуум- котлі, і відкачування води, що надходить у них, насосами на насосну станцію П підйому і об'єкта закачування. У відкритих водозаборах насосний агрегат встановлюється поблизу вододжерела і відкачує воду на об'єкт закачування. Можуть застосовуватися заглиблені насосні станції з розташуванням насосів нижче за рівень річки. В останні роки все більшу частку води, що закачується в пласт, займають стічні води, які проходять очищення на спеціальних спорудах і ними ж відкачуються на об'єкти закачування. Централізована система закачування включає водозабір, станцію другого підйому, кущову нагнітальну насосну станцію і нагнітальні свердловини. Кущова насосна станція (КНС) є спеціальною спорудою, виконаною з бетону або цегли, в якій розміщується насосне та енергетичне обладнання, технологічна обв'язка, пускова і регулююча апаратура. В останні роки набули поширення блокові НКР, які виготовляються на заводах у вигляді окремих блоків та доставляються до місця монтажу у зібраному вигляді. 5.6.Наземні кущові насосні станції Технічна характеристика кущової насосної станції визначається такими факторами: а) сумарною прийомистістю нагнітальних свердловин, що утворюють загальну продуктивність КНС: б) тиском нагнітання (тиск, при якому нагнітальні свердловини приймають заданий об'єм опір, на подолання різниці геометричних висот); в) кількістю нагнітальних свердловин, що підключаються, що визначаються габаритами КНС. На два працюючі насоси слід мати один резервний. Промисловість освоїла випуск КНС у блочному виконанні (БКНС). При цьому монтаж основного технологічного обладнання, обв'язування та апаратури виконується на заводах в окремих блоках, а на місці установки блоки монтуються та прив'язуються до існуючих комунікацій. Внаслідок цього монтаж КНС скорочується до 55 днів при зменшенні вартості будівельно-монтажних робіт на 80%. Стаціонарна КНС будується понад 280 днів. БКНС складають такі блоки: а) насосний блок (залежно кількості насосних агрегатів може займати до 4 блоків); б) блок низьковольтної електроапаратури; в) блок керування; г) блок розподільчого пристрою; д) блок напірної гребінки (кількість блоків визначається кількістю свердловин). Кожен блок монтується на металевій рамі та транспортується до місця монтажу на трайлерах або залізницею. 5.7. Підземні кущові насосні станції Підземні кущові насосні станції є електровідцентровими насосами великої продуктивності УЕЦП (установки електровідцентрові для підтримки пластового тиску). Вони можуть бути спущені в артезіанські свердловини та одночасно добувати воду та закачувати її в пласт. За такою схемою працює УЕЦП на промислах Східного Сибіру. Оскільки діаметр УЕЦП перевищує діаметр звичайних експлуатаційних свердловин, їх застосування вимагає спорудження спеціальних свердловин. На промислах Башкирії та Татарії використовують УЕЦП у спеціальних шурфах (глибина до 30 м, діаметр 700 мм), куди подають воду від водозаборів. Тут же отримали застосування для цілей ППД серійні УЕЦН, які можуть розміщуватись у шурфі або у звичайній свердловині, перекритій на глибині 30...40 м цементним мостом. Вода в цьому випадку подається в затрубний простір або видобувається з водоносного горизонту цієї свердловини. Отримали обмежене застосування УЕЦН для одночасного видобутку та закачування води в одній свердловині. 5.8. Очищення стічних вод В даний час з метою скорочення споживання прісних вод та утилізації пластових вод, що видобуваються, широко застосовується використання для цілей ППД стічних вод. Вода повинна пройти попереднє очищення від хутряних домішок (до 3 мг/л) та нафтопродуктів (до 25 мг/л). Найбільш поширений спосіб очищення - гравітаційний поділ компонентів у резервуарах. У цьому застосовується закрита схема. Відточна вода із вмістом нафтопродуктів до 500 тис.мг/л та міхпримішок до 1000 мг/л надходить у резервуари-відстійники зверху. Шар нафти, що знаходиться вгорі, є своєрідним фільтром і покращує якість очищення води від нафти. Мехпримеси осаджуються вниз і з накопичення видаляються з резервуара. З резервуара вода надходить у напірний фільтр. Потім трубопровід подають інгібітор корозії, і насосами вода відкачується на КНС. Для накопичення та відстою води застосовують вертикальні сталеві резервуари. На внутрішню поверхню резервуарів наносяться антикорозійні покриття з метою захисту від пластових вод. 5.9. Конструкція нагнітальних свердловин У більшості своїй нагнітальна свердловина по конструкції не відрізняється від видобувних. Більше того, кілька видобувних свердловин, що опинилися в зоні контуру водоносності або за ним, переводяться в розряд нагнітальних. При внутрішньоконтурному та майданному заводнінні переклад видобувних свердловин під закачування води вважається нормальним. Існуючі конструкції нагнітальних свердловин передбачають закачування води через насосно-компресорні труби, що спускаються з пакером та якорем. Надпакерний простір слід заповнити нейтральною до металу рідиною (можна й нафтою). Вибій повинен мати достатній по товщині фільтр, що забезпечує закачування запланованого об'єму води, зумпф, глибиною не менше 20 м для накопичення механічних суспензій. Доцільно застосування вставних (змінних) фільтрів, які можуть періодично підніматися із свердловин та очищатися. Гирла арматура нагнітальної свердловини призначена для подачі та регулювання об'єму води в свердловину, проведення різних технологічних операцій промивань, освоєння, обробок тощо. Найбільш поширена на родовищах східних районів арматура типу 1АНЛ-60-200. Арматура складається з колонного фланця, що встановлюється на обсадну колону, хрестовини, що використовується для сполучення з затрубним простором, котушки, на якій підвішуються НКТ, трійника для подачі рідини, що нагнітається, в свердловину. Пакер застосовується для роз'єднання окремих ділянок стовбура свердловини. Набули широкого застосування пакери механічної або гідромеханічної дії, розраховані на перепад тиску до 70 МПа. Пакер спускається у свердловину одночасно з якорем. Призначення та конструкція пакера та якоря принципово не відрізняються від застосовуваних при фонтанній експлуатації свердловин. 5.10. Освоєння нагнітальних свердловин Освоєння нагнітальних свердловин - комплекс заходів, пов'язаних із пуском їх у роботу. Здебільшого – це заходи, які проводяться для експлуатаційних свердловин: очищення привибійної зони пласта від привнесеного процесі буріння глинистого розчину, утворення мережі тріщин. Але для свердловин, що вводяться під нагнітання з нафтових, причому пропрацювали тривалий час, виникає низка специфічних труднощів. Розглянемо деякі види освоєння. Звабування є найбільш простим і цілком ефективним способом освоєння свердловин. Складається у спуску в свердловину поршня з клапаном, що відкривається при русі поршня вниз і закривається під час підйому. При цьому поршень піднімає стовп рідини, що знаходиться над ним, який може досягати сотень метрів (за даними БашНІПІнефть - 300 м). В результаті відбувається різке зниження тиску на пласт і викид із нього з великою швидкістю рідини з механічними суспензією. Ефект може бути посилений за рахунок застосування пакера: перепад у цьому випадку може досягти 500 м. Однак, при свабуванні не виключені випадки виникнення фонтанування свердловини, а також утруднена герметизація гирла свердловини. Гідровабування – метод циклів, що чергуються, закачування води в пласт і її припинення з викидом на поверхню певної порції рідини з пласта, що містить сторонні домішки. Ефективність методу полягає у створенні депресії на пласт шляхом різкого відкриття засувки на гирлі свердловини. Кислотна обробка широко застосовується для очищення привибійної зони свердловини пробуреної від глинистого розчину. Для цього використовується соляна кислота (НСI), сірчана (H2SO4), плавикова (HF) та інші кислоти. Якщо нафтовмісні породи складені вапняками, доломітами, то таких пластів рекомендується соляна кислота. Хлористий кальцій і хлористий магній – речовини, що добре розчиняються у воді, вуглекислий газ розчиняється у воді при тиску понад 7,6 Мпа, або виноситься зі свердловини у газоподібному вигляді. Теригенні колектори (пісковики, алевроліти) піддаються ефективному впливу плавикової кислоти (HF): Наявність у теригенних колекторах карбонатів та глин уповільнюють процес впливу плавикової кислоти, тому в цих випадках використовують соляної та плавикової кислоти – глинокислоти (HF – 4 ). Застосовують інші кислоти. Освоєння свердловини після буріння незалежно від того, чи буде ця свердловина добувною або нагнітальною, має одну загальну мету – очистити привибійну зону пласта від привнесеного до неї в процесі буріння глинистого розчину. Слід виділити роботу з освоєння під закачування свердловин, які раніше працювали як видобувні. Специфіка освоєння таких свердловин полягає в тому, що вплив на них кислотою не призводить до ефекту внаслідок надійного покриття пір продуктивного пласта нафтовою плівкою. Для освоєння таких пластів нами запропонована технологія, що базує на попередньому закачуванні в пласт розчинника, його витримці протягом 2...5 годин і подальшому промиванні свердловини. 5.11. Закачування газу в пласт Метод може бути ефективним за наявності в продуктивному розрізі глинистих пропластків, пластів, лінз, зон, які при дії на них набухають водою, зменшується проникність. При цьому слід мати на увазі наступне: а) енергоємність закачування газу буде значно вищою через його меншу порівняно з водою щільність (в 7...15 разів) і необхідність створення на гирлі свердловин тиску, що дорівнює за величиною забійному. б) газ – стислива речовина, тому кожного разу при зупинках і ремонтах потрібно стискати газ, що заповнює свердловину до величини Рзаб. Потреба в добовому закачуванні газу V може бути визначена так: V = Vн + Vв + Vг Тут Vн, Vв, Vг - обсяги видобутої нафти, води, газу, наведені до пластових умов. Відповідно за добу, оскільки існують різні втрати газу (витік, поглинання), обсяг закачуваного газу Vнаг має бути вищим за розрахунковий у n разів: Vнаг=n*V n = 1,5…1,20. При закачуванні газу необхідний ретельний контроль за станом герметичності наземних газопроводів, так і за рівномірним рухом газу в пласті. Прориви газу у видобувні свердловини за високопроникними пропластками найчастіше ускладнення у цій системі. 5.12.Закачування теплоносіїв Відомо, що підвищення температури веде до зниження в'язкості, а отже, і рухливості нафти. У цьому сенсі вилучення нафти з в'язкістю в сотні і тисячі МПа шляхом підвищення температури пласта може виявитися найбільш прийнятним методом. Слід також мати на увазі, що і на цілком благополучних родовищах закачування величезних обсягів холодної води для цілей ППД веде до поступового охолодження пласта, випадання парафіну в ньому, загусання нафти та зниження її рухливості. Це погіршує процес нафтовидобування, а зрештою – знижує нафтовіддачу. Так за родовищами Зибза-Глибокий, Яр, Холмське, Північно-Українське, що знаходяться в експлуатації 30...40 років, поточний коефіцієнт нафтовіддачі (КНВ) не перевищує 0,1. Для розробки таких родовищ країни створено науково- виробниче об'єднання «Союзтермнефть». Досліди, проведені інститутом «КраснодарНДПІнафта», показали, що при закачуванні гарячої води коефіцієнт нафтовіддачі може бути підвищений: при температурі води, що закачується 30оС - до 0,432, при 100оС - до 0,745, при 200оС - до 0,783. З підвищенням температури зменшується поверхневий натяг нафти межі з пластової водою: при Т – 20оС поверхневе натяг 6,05 ерг/кв.см., при 60оС – 2,34 ерг/кв.см. Встановлено, що найкращі показники досягаються при закачуванні пари КНП – 86,3%, гарячої води – 78,31%, гарячого повітря – 46,24%. 5.13. Закачування гарячої води Спосіб порівняно легко здійснимо. При закачуванні в пласті формуються дві зони: зона з температурою, що подає, і зона з початковою пластовою температурою. Саме в першій зоні відбувається ефективний процес витіснення: знижується в'язкість, збільшується обсяг нафти та її рухливість, послаблюються молекулярно-поверхневі сили. Це спричиняє збільшення КНО. Технологічні розрахунки, пов'язані із закачуванням гарячої води, ведуть у наступній послідовності. Радіус теплового впливу через певний час t визначають за рівнянням: де а – середній коефіцієнт температуропровідності гірських порід, що оточують нагнітальну свердловину кв.м/год; t - час, год (а = 3,077 10-3 кв.м/м). 5.14. При закачуванні пари в пласт формуються три зони: перша зона, насичена пором, температура якої залежить від тиску в цій зоні; друга – зона гарячого конденсату (води), в якій та знижується від температури насиченої пари до початкової пластової; третя – зона, не охоплена тепловим впливом, у якій температура дорівнює пластовій. Закачування пари веде до збільшення КНВ порівняно з гарячою водою внаслідок нижчих капілярних сил, через більш високу температуру пари, більш високу її змочуваність і рухливість. Механізм витіснення нафти аналогічний витіснення при закачуванні гарячої води. Як приклад розглянемо паротеплову дію (ПТВ) на пласт на родовищі Оха (Сахалін), яке характеризується такими даними: поточний КНВ до ПТВ – 20%, пласти – цементований пісок, нафтонасичена товщина 22…36 м, глибина залягання 100…950 м пористість 27%, проникність - 1500 мД, щільність 0,92 ... 0,95 г / куб.см, в'язкість - 2000 МПа-с. У 1968 р. почали ПТВ з витратою пари 2 тис.т, протягом 8 років КНВ зріс до 52%, видобуток нафти збільшився з 147,4 тис. т до 250 тис.т, а обсяг закачування пари з 156 тис. т до 750 тис.т на рік. ПТВ зараз ведеться на родовищах Катанглі (Сахалін), Ярегському (Комі), Хорасани (Азербайджан) та інших. Ефективність методу доведено. В даний час розробляються нові різновиди методу - циклічне закачування пари, закачування високотемпературної води (Т = 320 ... 340оС при тиску 16 ... 22 Мпа) та інші. На території СНД досі кілька сотень покладів високов'язких нафт, 50% із них законсервовано. КНЗ на таких родовищах не перевищує 15%. 5.15.Створення рухомого вогнища внутрішньопластового горіння Закачування теплоносіїв пов'язане з великими втратами тепла в наземних комунікаціях. Так, у поверхневих паропровідних втрачається 0,35…3,5 млн.кДж/сут на кожні 100 м трубопроводу, а свердловині – 1,7 млн.кДж/сут на кожні 100 м довжини НКТ. Тому більш ефективним є джерело тепла, розташоване безпосередньо в пласті. Таким джерелом є осередок внутрішньопластового горіння. Метод полягає у наступному. На вибої нагнітальної свердловини за допомогою пальників різної конструкції створюється висока температура, що викликає загоряння нафти у пласті. Для підтримки горіння в пласт через цю ж свердловину подають окислювач-повітря або кисневмісну суміш в обсягах, що забезпечують горіння. Горіння нафти викликає підвищення температури до 400оС та покращує процес витіснення нафти. Факт горіння представлений кількома зонами, тобто. при внутрішньопластовому горінні (ВГ) діють одночасно всі відомі методи на пласт: гаряча вода, пара, розчинник, гази з легких вуглеводнів. Фізичний процес горіння представляється в такий спосіб. Після підпалу в пласті відбувається процес термічної перегонки нафти, продукти якої коксоподібні залишки нафти є паливом, що підтримує вогнище горіння. Зона горіння переміщається від нагнітальної свердловини вглиб у радіальному напрямку. Тепловий фронт, що утворюється, з температурою 450...500оС викликає наступні процеси в пласті. 1. Перехід у газову фазу легких компонентів нафти. 2. Розщеплення (крекінг) деяких вуглеводнів. 3. Горіння коксоподібного залишку. 4. Плавлення парафіну та асфальтенів у порах породи. 5. Перехід у парову фазу платової води, що є перед фронтом. 6. Зменшення в'язкості нафти перед фронтом і змішування легких фракцій нафти і газів, що виділяються, з основною масою. 7. Конденсація продуктів перегонки нафти та утворення рухомої зони підвищеної нафтонасиченості перед фронтом горіння. 8. Утворення сухої маси пористої породи, що вигоріла, за фронтом горіння. У пласті утворюються кілька зон: I – зона, що вигоріла, зі слідами незгорілої нафти або коксу; II – зона горіння, у якій максимальна температура сягає 300…500оС; III – зона випаровування, в якій відбувається розгін нафти на фракції та крекінг нафти, пластова та зв'язані води перетворюються на пару; IV - зона конденсації, в якій відбувається конденсація вуглеводнів і парів, нафта і вода проштовхуються до видобувних свердловин газами, що утворилися в результаті горіння СО2, СО, N; V – зона підвищеної насиченості; VI – зона збільшеної нафтонасиченості, в яку переміщується нафта з попередніх зон, температура у цій зоні близька до первісної; VII – незбурена зона, у якій пластова температура залишається початковою. Експериментальні роботи дозволили встановити такі кількісні дані: 1) на горіння витрачається до 15% запасів пластової нафти; 2) горіння ведеться за нормальної температури близько 375оС, потім потрібно 20…40 кг коксу на 1 куб.м. породи; 3) для спалювання 1 кг коксу потрібно 11,3 куб. повітря за коефіцієнта його використання 0,7…0,9. Наприклад, на поклади Павлона Гора за 66 діб закачано 600 тис.куб.м. повітря. Матеріальний баланс процесу ВГ представляється так: Iн = Iнд + Iнг + Iуг де Iн - кількість нафти до процесу; Інд - кількість видобутої нафти в регультаті ВГ; Інг - кількість нафти, що згоріла; Iуг - кількість нафти, що перетворилася на вуглеводневий газ. 5.16. Закачування вуглекислоти Вуглекислий газ СО2, що закачується в пласт в рідкому вигляді, змішуючись в нафтою, зменшує її в'язкість, збільшує рухливість, знижує поверхневий натяг на межі «нафта-порода» Рідка вуглекислота екстрагує з нафти легкі фракції, створюючи активний на породу суміші СО2 і вуглеводнів і сприяє кращому відмиванню нафти з пласта. Встановлено та хімічну взаємодію СО з породою, що веде до збільшення її проникності. За даними БашНІПІнафта нафтовіддача помітно збільшується після застосування СО концентрацією 4 ... 5% (за масою). Властивості СО2: безбарвний газ, відносна щільність 1,529 кг/куб.м., критична температура 31,1 СО2; критичний тиск 7,29 МПа; щільність 468 кг/куб/м; при Т=20оС Р = 5,85 Мпа перетворюється на безбарвну рідину із щільністю 770 кг/куб.м. Добре розчиняється у воді та нафті, знижуючи її в'язкість на 10…500%. В даний час реалізовано кілька технологічних схем закачування вуглекислоти у пласт. Ось кілька із них: закачування карбонізованої води, закачування вуглекислого газу, створення облямівки з СО з наступним витісненням водою, вуглеводнями або їх сумішшю. За даними досліджень нафтовіддача при застосуванні вуглекислоти значно зростає зі збільшенням облямівки до 10% порового обсягу пласта. Джерелами СО2 є оброблені гази теплових установок (11...13%), побічна продукція хімічних виробництв (до 99%), родовища нафтових газів (до 20%). Закачування СО2 вперше було здійснено на Олександрівській площі Туймазинського родовища у 1967 р. На 1.01.1975 р. у пласт було закачано 252,5 тис.куб.м. карбонізованої води з концентрацією СО2 – 1,7%. Витрачено 4,1 тис.т. вуглекислоти. Встановлено збільшення охоплення пласта заводненням за потужністю на 30%, прийом нагнітальних збільшується на 10…40%. Повернення вуглекислоти у вигляді видобутої рідини склало 238,8 т (5,7% від закачаної в пласт). Великомасштабні роботи із закачування СО2 ведуться на ряді родовищ США. Так, на родовищі Форд-Джерелдін з 1981 ведеться закачування СО2 в обсязі 570 тис.куб.м./сут через 98 нафтових свердловин по п'ятиточковій сітці. Нафту видобувають із 154 свердловин. Характеристика родовища: глибина пласта 815 м, пористість 23%, товщина 7 м, проникність 64-10 кв.мкм, в'язкість нафти 1,4 МПа-с, щільність 815 кг/куб.м, пластова температура 28оС. Тиск закачування 13,6 МПа, вартість СО2 46..53 дол. За 1000 куб.м. Ефективність застосування СО2 оцінюється додатково здобутою нафтою, величина якої різна для різних районів і становить до 12% початкових геологічних запасів. 5.17. Закачування газу в пласт здійснюється компресорами високого тиску. Зокрема, промисловість випускає для цього автономні компресорні станції КС-550, а також газомоторкомпресори 10-ГКМ1--125 з подачею 24000 куб.м./год і тиском на викиді 12,5 Мпа. Можуть бути обрані інші типорозміри, виходячи з умов. Однією з важливих особливостей закачування в пласт теплоносія є необхідність доставки на забій свердловини і просування в пласті теплоносія з високою температурою, здатної впливати не тільки на нафту, але і на породу з метою відокремлення від неї компонентів, що відрізняються високими властивостями адгезійними. Тому устаткування, застосовуване цієї мети, має задовольняти низки вимог, головні їх: а) можливість генерувати розрахункові обсяги теплоносіїв (пара) протягом багато часу; б) доставка теплоносія на забій з можливо меншими втратами. Система паропідготовки включає такі вузли: вузол водопідготовки; вузол пароутворення; вузол підготовки пара перед закачуванням у свердловину. Вплив на пласт рухомим осередком горіння (ДОГ) передбачає створення забої нагнітальної свердловини вогнища горіння і подальше його переміщення до експлуатаційної свердловини. Вітчизняна промисловість випускає для цього устаткування типу ОВГ-1м, ОВГ-2, ОВГ-3, ОВГ-4, розроблене в ТатНИИнефтемаш. Технологічна схема процесу наступна. Компресори низького тиску подають повітря до компресорів високого тиску, які закачують його в пласт. Ініціювання (запалювання) горіння здійснюється електричними нагрівачами, що спускаються в свердловину на кабель тросі. У комплект установки входить блок вимірювання та регулювання, розрахований на підключення 8 свердловин. Закачування окису вуглецю потребує спеціальної технології та обладнання. Враховуючи специфіку СО2 (її агрегатний стан залежить від тиску та температури), перекачування можна проводити в газоподібному (критична температура понад 31оС та тиск 7,29 МПа) або рідкому стані (температура мінус 15...40оС, тиск 2,5 МПа). Особливість закачування окису вуглецю полягає також у тому, що розчиняючись у воді, вона утворює вуглекислоту, що відрізняється високою корозійною активністю до обладнання. Ці фактори слід брати до уваги, проектуючи розробку родовища. Вибір засобів перекачування залежить від фізичного стану СО2; для газоподібного – компресори, для рідкого – насоси. 5.18. Застосування міцелярних розчинів Міцелярні розчини – суміш диспергованих одна в іншій рідин, наприклад, вуглеводню у воді, нафти у воді тощо. Підвищення нафтовіддачі при застосуванні міцелярних розчинів (МЛР) досягається за рахунок зменшення поверхневого натягу на межі фаз, регулювання в'язкості витісняється і витісняє середовищ, відновлення проникності колектора та його охоплення впливом. Міцелярині розчини - термодинамічно стійкі системи з розміром частинок 10-6...10-4 мм. Стабілізація розчинів поверхнево-активними речовинами надає їм стійкості, вони утворюють агрегати (міцели), здатні утримувати воду. МЛР можуть бути гідрофільними і гідрофобними, вони не коагулюють і не коалесцируют. Досліди показали, що МЛР успішно застосовуються в пісковиках, малоефективні в карбонатах. Проникність нижче 50 кв.мкм для застосування МЛР не рекомендується, залишкова нафтонасиченість більше 20...25%, в'язкість нафти від 2...3 до 10...20 МПа-с, граничне вміст солей у пластовій воді 4...5%, температура пласта не більше 65 …75оС. При закачуванні віддають облямівку з МЛР, потім йде хвиля буферної рідини. 5.19.Витиснення нафти розчинами полімерів Застосування води, що відрізняється зниженою в порівнянні з нафтою в'язкістю і, отже, більш високою рухливістю, викликає нерівномірне її просування пластом, утворення мов і спрямованих потоків. З метою підвищення ефективності процесу застосовують методи штучного збільшення в'язкості води, що закачується шляхом добавки у воду полімерів. Отримав застосування поліакриламід (ПАА), що відрізняється гарною розчинністю у воді та високою молекулярною вагою. Регулюючи кількість ПАА, можна домогтися необхідної в'язкості розчину, що витісняє, і підвищення нафтовіддачі на 7...10%. Концентрація розчину - 0,025 ... 0,5%, обсяг облямівки - не менше 30% порового простору. Критерієм ефективності застосування полімерного заводнення є кількість додаткової нафти на 1т полімеру. Встановлено, що застосування загусників призводить до зниження витрати для заводнення, вирівнювання профілів прийомистості нагнітальних свердловин, зниження темпу обводнення. Промислова дія застосовувалася з 1975 року на Ново-Хазинській площі Арланського родовища. Закачування розчину поліметра з концентрацією 0,05% вели в пласт з характеристикою нафти – 18 МПа-с, р = 0,886 г/куб.см, що має неньютонівські в'язкопластичні властивості. 5.20. Застосування вуглеводневих розчинників Фізичне значення застосування вуглеводневих розчинників як витісняючих агентів очевидне: в'язка нафта, парафін, смоли можуть бути ефективно розчинені, а також відмиті від породи різними розчинниками. Проблема полягає в тому, щоб підібрати найбільш дешевий і ефективний розчинник, домогтися оптимального процесу витіснення, при якому критерій показник кількості додаткової нафти на 1 т розчинника був би максимальним. Було вивчено витісняючі властивості розчинників – бензолу, толуолу, етилового спирту, дивінілу, ароматичних вуглеводнів та інших. Раціональним рішенням застосування розчинника є створення облямівки з нього і подальше витіснення розчинника буферною рідиною, наприклад, полімерами загущеними рідинами. Відомі дані про промислове застосування рідини РСУО – реологічної системи на вуглеводневій основі, що складається з двофазної піни та вуглеводневого розчинника. Вона має псевдопластичні властивості, що регулюють рухливість фаз рідини, що знаходиться в пласті. Випробування методу на Сураханському родовищі проводилося протягом 1976-77 років. У нагнітальну свердловину було закачано облямівку РСУО із суміші 100 куб.м. води, 2,5 т сульфанолу та 17 куб.м. вуглеводневого розчинника. Оторочка дозволила ліквідувати прорив повітря до свердловин, що видобувають, що виникав при здійсненні ППД за допомогою стисненого повітря. Було одержано збільшення видобутку нафти. 5.21. Застосування лужного заводнення Метод закачування в пласт лугів заснований на зниженні поверхневого натягу на межі нафти лужний розчин і перетворення характеру змочуваності породи витісненим агентом з гідрофобного в гідрофільний. Розчин лугу NaOH при концентрації до 0,1% веде до збільшення КНВ на 10...15%. При контакті з нафтеновими кислотами, що містяться в нафті, луги утворюють натрієві мила (вони знижують поверхневе натяг фази) і нафтові емульсії. Останні спрямовуються в зони підвищеної проникності, створюючи внаслідок своєї підвищеної в'язкості (порівняно з водою) фільтраційні опори і, направляючи таким чином потік рідини в зону зниженої проникності. Луги можуть закачуватися у вигляді облямівки. Внаслідок доступності та низької вартості із закачування більш економічна. Однак, застосування лугів не рекомендується для продуктивних пластів, що містять солі Са і Mg при концентрації більше 0,025 г/л, т.к. це може спричинити випадання осаду. Не слід застосовувати луги і в пластах з глинистими пропластками, які внаслідок змочуваності будуть набухати, зменшуючи проникність пласта. 5.22. Застосування поверхнево-активних речовин Існує багато проектів закачування ПАР, фізичні основи дії яких на поклад зводяться до зниження поверхневого натягу на межі нафти-породи, зменшення в'язкості нафти та поліпшення її відмивання від породи. Дані про ефективність ПАР суперечливі та вимагають подальших досліджень. 6. Ремонт нафтових свердловин. Розрізняють два види ремонту свердловин – наземний та підземний. Наземний ремонт пов'язаний із відновленням працездатності обладнання, що знаходиться на гирлі свердловини трубопроводів, верстатів-качалок, запірної арматури, електричної апаратури тощо. Підземний ремонт включає роботи, спрямовані на усунення несправностей в устаткуванні, спущеному в свердловину, а також відновлення або збільшення дебіту свердловини. Підземний ремонт пов'язаний з підйомом свердловини. За складністю операцій підземний ремонт поділяється на поточний і капітальний. 6.1. Загальні відомості щодо поточного ремонту свердловини. Під поточним ремонтом свердловини розуміють комплекс технологічних і технічних заходів, спрямованих на відновлення її продуктивності, та обмежений впливом на привибійну зону пласта та обладнання, що знаходиться в свердловині. Поточний ремонт включає наступні роботи: заміна обладнання, що відмовило, очищення вибою і стовбура свердловини, відновлення продуктивності пласта за рахунок окремих методів інтенсифікації (прогрів, промивання, закачування хімреагентів). Поточний ремонт може бути планово-попереджувальним та проводитися з метою профілактичного огляду, виявлення та усунення окремих порушень у роботі свердловини, що поки не заявили про себе. Другий вид поточного ремонту – відновлювальний, який проводиться з метою усунення відмови – це, по суті, аварійний ремонт. На практиці такі ремонти переважають через різні причини, а в основному через недосконалість технологій та низьку надійність устаткування, що застосовується. Показниками, що характеризують роботу свердловини у часі, є коефіцієнт експлуатації (КЕ) та міжремонтний період (МРП). КЕ – це відношення відпрацьованого свердловиною часу, наприклад, протягом року (ТОТР), до календарного періоду (ТКАЛ). МРП - це середній час між двома ремонтами за вибраний період, або відношення загального відпрацьованого часу ТОТР за рік до кількості ремонтів Р за цей же термін. КЕ = ТОТР / ТКАЛ; МРП = ТОТР / Р; Шляхами підвищення КЕ та МРП є скорочення кількості ремонтів, тривалості одного ремонту та збільшення часу перебування свердловини у роботі. Капітальний ремонт має велику трудомісткість і напруженість, т.к. вимагає значних витрат потужності спеціального обладнання та фізичних зусиль для вилучення зі свердловини спущених пристроїв. Слід врахувати, що поточний ремонт виконується на свіжому повітрі, часом у складних кліматичних умовах. Нині понад 90% усіх ремонтів виконується на свердловинах із ШСНУ та менше 5% - з ЕЦН. При поточному ремонті проводяться такі операции 1. Транспортні – доставка устаткування свердловину; 2. Підготовчі – підготовка до ремонту; 3. Спускопідйомні - підйом та спуск нафтового обладнання; 4. Операції з очищення свердловини, заміни обладнання, ліквідації дрібних аварій; 5. Заключні – демонтаж обладнання та підготовка його до транспортування. Якщо оцінити витрати часу на ці операції, то можна помітити, що основні втрати часу йдуть на транспортні операції (вони займають до 50% часу), тому основні зусилля конструкторів мають бути спрямовані у бік скорочення часу на транспорт за рахунок створення монтажоспроможних машин та агрегатів , спускопідйомних операцій – за рахунок створення надійних автоматів для згвинчування-розгвинчування труб та штанг. Оскільки поточний ремонт свердловини вимагає забезпечення доступу її стовбур, тобто. пов'язаний з розгерметизацією, отже, необхідно виключити випадки можливого фонтанування на початку чи наприкінці роботи. Це досягається двома шляхами: перший і широко застосовуваний - «глушіння» свердловини, тобто. закачування в пласт і свердловину рідини з щільністю, що забезпечує створення на вибої свердловини тиску PЗАБ, що перевищує пластове. Другий - застосування різних пристроїв - відсікачів, що перекривають забій свердловини під час підйому НКТ. Спуско-підйомні операції займають основну частку в загальному балансі часу на ремонт свердловини. Вони неминучі при будь-яких роботах зі спуску та заміни обладнання, впливу на забій, промивання колон і т.д. Технологічний процес СПО полягає в почерговому звинчуванні (або розгвинчуванні) насосно-компресорних труб, що є засобом підвіски обладнання, каналом для підйому добувної рідини та подачі технологічних рідин у свердловину, а в деяких випадках – інструментом для ловильних, очисних та інших робіт. Це різноманіття функцій зробило НКТ обов'язковим компонентом свердловини будь-якого без винятку способу експлуатації. Операції з НКТ монотонні, трудомісткі та легко можуть бути механізовані. Окрім підготовчих та заключних операцій, які мають свою специфіку для різних способів експлуатації, весь процес СПО з НКТ є однаковим для всіх видів поточного ремонту. Спуско-підйомні операції зі штангами виробляються так само, як і з трубами, а відкручування (згвинчування) штанг виробляють механічним штанговим ключем. У разі заклинювання плунжера в циліндрі насоса або штанг в НКТ (запарафінування), а також при їх обриві виникає необхідність одночасного підйому труб і штанг. Процес ведуть шляхом почергового відгвинчування труби та штанги. 6.2.Технологія капітального підземного ремонту свердловин. Капітальний підземний ремонт свердловини поєднує всі види робіт, що вимагають тривалого часу, великих фізичних зусиль, залучення численної різнофункціональної техніки. Це – роботи, пов'язані з ліквідацією складних аварій, як зі спущеним у свердловину обладнанням, так і з самою свердловиною, роботи з переведення свердловини з одного об'єкта експлуатації на інший, роботи з обмеження або ліквідації водопритоку, збільшення товщини матеріалу, що експлуатується, вплив на пласт, зарізка нового ствола та інші. Враховуючи специфіку робіт, у нафтогазовидобувних управліннях створюються спеціалізовані цехи з капітального ремонту, що об'єднують бригади. До складу бригади входить майстер, бурильник, помічник бурильника, робітник. Робота виконується за геологічним нарядом, в якому вказується характеристика свердловини, а також перелік усіх робіт, що плануються. Свердловина, яка в капітальний ремонт, залишається в експлуатаційному фонді, але виключається з чинного фонду. 6.2.1 Обстеження та дослідження свердловин перед капітальним ремонтом. Вибір технології ремонту та технічних засобів для його проведення залежить від того, наскільки правильно встановлено характер пошкоджень обладнання чи колони, чи наскільки правильно встановлено причину зниження продуктивності свердловини. Обстеження включає визначення глибини вибою, рівня рідини, стану експлуатаційної колони, характер аварії і розміщення в свердловині обладнання, величини коефіцієнта продуктивності та інших параметрів, що характеризують вибій і свердловину. Стан колони і характер частини обладнання, що обірвалася, встановлюється печатками, що є свинцевою або алюмінієвою склянкою, що спускається на трубах у свердловину. При зіткненні з предметом, що у свердловині, на м'якої поверхні друку залишається відбиток, яким судять характер обриву. Набули застосування гідравлічні печатки з гумовим копіювальним елементом і свердловинні фотоапарати. Доцільно розглянути результати досліджень динаміці. Особливо це стосується вибору способу на забій або пласт. Чим докладнішою буде інформація, тим успішнішим буде ремонт. Дослідження проводиться відомими способами, що представляють широкий вибір: термометрія, дебітометрія, гамма (ГК) - і нейтронний каротаж (НГК) та інші. 6.2.2. Технологія ремонту експлуатаційної колони. Одним із найпоширеніших дефектів колони є порушення її цілісності в результаті пошкодження обладнанням або інструментом в процесі експлуатації або корозійного зносу. В обох випадках через ушкодження починається інтенсивний рух у свердловину сторонніх вод. Інтервал пошкодження може бути визначений дебітометром або термометром, який фіксує аномалії показань. Ремонт колони може бути проведений декількома способами, але найпрогресивнішим є ремонт обсадних труб металевими пластирями. Цей метод включає проведення шаблонування і очищення колони, ліквідацію зминання, уточнення форми і розмірів пошкодження. Пластир – тонкостінна суцільнотягнута поздовжньо-гофрована труба із зовнішнім периметром, рівним периметру обсадної колони та покрита герметизуючим антикорозійним складом. Дорн складається з головки, що дорнує, силових гідроциліндрів і порожнистих штанг. Принцип роботи пристрою заснований на розширенні гофрованої труби до щільного контакту з колоною за рахунок створення надлишкового тиску в порожнині головки, що дорнує, з подальшою протяжкою пристрою тальової системою. Силові циліндри створюють умови для початку операції, розширюючи труби та закріплюючи її в колоні. Комплекс пристроїв використовується на промислах "Башнафти", "Татнафти" та інших об'єднань. Найбільш уразливими до руйнувань є експлуатаційні колони нагнітальних свердловин, що зазнають у процесі роботи дію високих тисків при закачуванні води та гідравлічному розриві пласта та корозійно-активні рідини, дію кислот при інтенсифікації. Слід мати на увазі, що ремонт колони, яким би методом він не проводився, веде до зменшення її діаметра, знижує і так обмежені можливості застосування експлуатаційного та дослідницького обладнання. 6.2.3. Технологія ізоляційних робіт з усунення чи обмеження водоприток. Обводнення свердловин може відбуватися з різних причин. Ось кілька із них: негерметичність заколонного цементного кільця, внаслідок чого виникає повідомлення між нафтоносним та водоносним пластами; підтягування до фільтра свердловини підошовних вод через інтенсивний відбір або заводнення; прорив вод із верхніх водоносних горизонтів через дефекти в експлуатаційній колоні Наявність заколонного перетікання може бути визначено закачуванням у пласт через фільтр радіоактивних ізотопів, розчинених у 1.5…2 м3 води (радіоактивне залізо, цирконій, цинк). Наявність перетікання дозволить потрапити частини радіоактивної рідини у водонасичений пласт, що буде відзначено на кривій гамма-каротажу аномальним сплеском у порівнянні з аналогічною кривою, знятою до закачування ізотопу. Ізоляція приток виробляється кількома способами, одним з яких є закачування цементного розчину в тріщину з метою її повторного цементування, або закачування спеціальних смол. 6.2.4. Ізоляція припливу підошовної води. У практиці часто трапляються випадки обводнення шляхом підтягування підошовної води з допомогою форсованого відбору. При цьому утворюються конуса обводнення, висота яких може бути порівнянна з товщиною пласта. У таких випадках вдаються до обмеження відбору рідини по свердловині або ізоляції частини пласта, що обводнилася: встановлюють цементний міст і перекривають частину пласта, закачують у підошовну частину пласта під тиском цементний розчин або різні пластмаси, що схоплюються у водяному середовищі і утворюють горизонтальний екран. Переведення свердловини на інший експлуатаційний об'єкт. У зв'язку з обводненням пласта, що експлуатується, може виникнути необхідність у перекладі свердловини на експлуатацію з іншого пласта, якщо такий є в розрізі родовища. При цьому цей пласт може бути нижчим або вище експлуатованого. Технологія перекладу полягає в надійній ізоляції обводненого пласта за допомогою закачування в нього тампонуючого матеріалу (цементу, смол) під тиском, утворенні на вибої цементної склянки, його розбурюванні та поглибленні свердловини до наступного, продуктивного пласта, спуску експлуатаційної колони та її цементуванні, прострілі фільтра надходження з нового об'єкта. 6.2.5. Ловильні роботи у свердловині. Технологія ловильних робіт розробляється стосовно характеру аварії у конкретній свердловині з урахуванням ретельного обстеження. Встановлюється характер аварії, глибина розташування обладнання, діаметр свердловини, можливість застосування відомих засобів захоплення, необхідність розробки нових засобів. Ловильни пов'язані з виникненням великих, іноді непередбачуваних навантажень, тому вимагають високої кваліфікації персоналу. Опишемо деякі з найпоширеніших технологій ловильних робіт. 6.2.6. Вилучення труб, що впали. Встановлюйте стан кінця труби за допомогою друку. Якщо він дозволяє здійснити захоплення зсередини або зовні, виробляють спуск відповідного інструменту. Якщо захоплення неможливе, то проводять підготовку кінця труби шляхом фрезерування, нарізки різьблення, або іншими способами. У цьому можливі випадки прихоплення труб, тобто. заклинювання їх у колоні. Тоді вдаються до їхнього походжання, подачі промивних рідин, створення підвищених навантажень з метою натягу або відриву окремих труб або частини колони. 6.2.7. Вилучення установки ЕЦН. Технологія вилучення УЕЦН з трубами, що обірвалися, не відрізняється від прийнятої для вилучення звичайних труб. Роботи можуть ускладнитися, якщо труби виявляться покритими обірваним кабелем. У цьому випадку проводять роботи з вилучення кабелю для отримання доступу до труб. Не виключено заклинювання вузлів УЕЦН у колоні ослабленим кабелем та металевими поясами, що вимагатиме створення великих зусиль, які можуть закінчитися руйнуванням труб або з'єднувальних частин УЕЦН. Роботи можуть вимагати фрезерування частин, що залишилися, нарізування на них різьблення і тривалих спуско-підйомних операцій з вилучення частин УЕЦН. 6.2.8. Випробування колони на герметичність. Нормальна тривала робота свердловини забезпечується періодичним випробуванням її експлуатаційної колони на герметичність. Це, тим більше, необхідно робити після аварійних та ізоляційних робіт. Випробування на герметичність проводять двома способами: опресуванням та зниженням рівня рідини у стовбурі свердловини. Технологія випробувальних робіт полягає у наступному. Для опресовування гирло свердловини обладнується обпресувальною головкою, через яку в стовбур нагнітають рідину. 6.2.9. Зарізка другого ствола. Якщо аварію у свердловині усунути не вдається, і стовбур її не може бути використаний для видобутку нафти, слід розглянути питання ліквідації свердловини або можливість буріння з деякої глибини нового стовбура. У цьому слід провести ретельний техніко-економічний аналіз, аби переконатися у доцільності зарізки другого ствола проти бурінням нової свердловини. Технологія зарізування другого ствола полягає в наступному. На підставі досліджень та обстеження експлуатаційної колони вибирають інтервал буріння: він повинен бути якомога нижчим. У цьому інтервалі колона не повинна мати зім'яття, порушень, а в розрізі не повинно бути горизонтів, що поглинаються. Встановлюють цементну склянку висотою 5..6 м на глибині вибраного інтервалу, і після затвердіння цементу перевіряють колону, спускаючи в неї напрямок діаметром на 6 мм менше діаметра експлуатаційної колони і довжиною 6..8 м. Відкидувач спускають на бурильних трубах і саджають його на цементна склянка. Створюють навантаження, розклинюють відхилювач на заданій глибині, піднімають труби та спускають фрейзер-райбер. Повертаючись по відхилювальнику, райбер прорізає вікно в експлуатаційній колоні, яке потім розширюється райбером більшого діаметру. Після прорізування та розширення «вікна» приступають до проведення свердловини за технологією, прийнятою для звичайної свердловини. 6.2.10. Ліквідація свердловин. Ліквідація свердловин - комплекс робіт, пов'язаний з виведенням свердловини з експлуатації з наступних причин: а) свердловини геологорозвідувальні, що виконали своє призначення (перша категорія); б) сухі експлуатаційні свердловини (друга категорія); в) аварійні свердловини з ускладненнями під час буріння чи експлуатації (третя категорія); г) експлуатаційні свердловини, що обводнілися (четверта категорія); д) свердловини, що опинилися в зонах будівництва або стихійного лиха (п'ята категорія). Ліквідація свердловини узгоджується з органами нагляду та передбачає проведення на свердловині наступних робіт. Інтервал пластів зі слабкими нафтовими проявами цементується на глибину товщини пласта, плюс 20 м нижче підошви та вище покрівлі. Над продуктивним пластом встановлюється цементний міст заввишки не менше 50 м. Стовбур свердловини заповнюється буровим розчином, що дозволяє створити тиск на забій вище пластового. Якщо в розрізі свердловини не зустрічаються напірні мінералізовані або сірководневі води, допускається вилучення технічних колон, при цьому в черевику останньої колони встановлюють цементний міст висотою не менше 50 м. Гирло ліквідованої свердловини обладнають репером, що являє собою сплюснуту насаджується дерев'яний затор. Труба опускається у свердловину на глибину не менше 2 м і заливається цементом. Над гирлом встановлюють бетонну тумбу розміром 1 * 1 * 1 м, з якої повинен виходити репер заввишки не менше 0.5 м. При витягнутій колоні репер над шахтною тумбою не встановлюють. 6.3. Механізми та обладнання для ремонтних робіт. Для механізації підготовчих робіт використовують спеціальні агрегати. Агрегат для механізованої установки якорів для відтяжок – АМЯ-6Т змонтований на трелювальному тракторі ТДТ-75. Агрегат складається з щогли, ротора, механізму обертання ротора, лебідки, трансмісії, гідро- та електросистеми. Ротор служить передачі крутного моменту якорю. Лебідка призначена для підйому та утримання на щоглі робочої штанги. Переміщення ротора вгору-вниз, підйом щогли та стріли забезпечується гідравлічними насосами. Діаметр якорів, що заглиблюються, 350, 500 мм, при вантажопідйомності щогли 60 кН і максимальному крутному моменті ротора 30 кН*м. Пересувний агрегат ремонту свердловини (ПАРС) застосовується для виконання земляних робіт при підготовці свердловини до ремонту: встановлення відтяжок, копання траншей, укладання містків, труб, штанг і т.д. Виконаний на базі трактора та складається з гідравлічного крана, бульдозерного відвалу, механізму для різання ґрунту, лебідки. Стріла вантажопідйомністю 5 кН та з вильотом 3,6 м змонтована на бортовому фрикціоні. Механізм для різання ґрунту готує траншеї глибиною 1.5…1.7 м та шириною 400 мм. Агрегат для механізованого навантаження, транспортування та розвантаження штанг (АПШ) призначений механізувати процес перевезення штанг, зберігши при цьому їх якість. Включає тягач, гідравлічний кран, напівпричіп. Кран встановлений за кабіною, керування з пульта (є переносний пульт – до 10 м). Штанги під час навантаження пакетуються і піднімаються спеціальною траверсою. Вантажопідйомність агрегату до 55 кН. В даний час набув переважного розвитку самохідних ремонтних агрегатів. Основними вузлами такого агрегату є вежа, укріплена відтяжками, талевий кронблок, кронблок, лебідка, гідравлічний домкрат для вежі, гвинтовий домкрат для зняття зусиль з коліс, кабіна для керування лебідкою. 6.3.1. Стаціонарні та пересувні вантажопідйомні споруди. Стаціонарні вишки є вантажопідйомною спорудою свердловини та призначені для підйому глибинного обладнання та пристроїв зі свердловини. Поділяються на стаціонарні та пересувні. Вишки виготовляються із сортового прокату та труб. Найчастіше застосовують вишки заввишки 24 і 22 м та вантажопідйомністю 750 і 500 кН. Замість вишок можуть застосовуватися стаціонарні чи пересувні щогли, вантажопідйомністю 150, 250 кН. Слід пам'ятати, що стаціонарні вишки використовуються лише 2…3% часу на рік. Тому останніми роками для підземного ремонту широко використовують пересувні агрегати, оснащені своїми вежами. Другим, не менш важливим компонентом у технологічному ланцюжку обладнання для підземного ремонту, є лебідка, що монтується на шасі трактора або автомобіля окремо або спільно з вантажопідйомною спорудою. Найбільшого поширення на промислах набули лебідки з приводом від двигуна трактора або автомобіля і тяговим зусиллям до 10 кН. Для безвишкової експлуатації свердловин застосовуються самохідні агрегати А-50у, "Бакінець-3М", "АзІНМАШ-43А", "АзІНМАШ-37А". 6.3.2. Ловильний інструмент. Конструкції ловильного інструменту дуже різноманітні. Однак за принципом захоплення їх можна поділити на три основні групи: a) Плашкові інструменти, що працюють на принципі заклинювання предмета зовні або зсередини уловлювача; b) Нарізні інструменти, що працюють на принципі нарізування різьби на предметі з одночасним навертанням на нього уловлювача; c) Інші типи. Розглянемо деякі конструкції ловильного інструменту. Зовнішня труболовка призначена для захоплення труб, штанг або інших предметів у свердловині за тіло або муфту. Являє собою розрізне гребінчасте захоплення, поміщене в корпус і укріплене на трубах. Ловий предмет накривається захопленням, яке при вході вгору збільшує діаметр отвору, пропускаючи предмет у уловлювач. При натяжці шліпс йде вниз і його зуби врізаються в тіло предмета, заклинюючи його в уловлювачі. Внутрішня труболовка призначена для спуску всередину труби, що ловить. Складається з корпусу, на якому укріплена плашка, пов'язана зі стрижнем та рухомим кільцем. Корпус вводиться всередину труби, що ловить, при цьому плашка піднімається вгору, зменшуючи діаметр уловлювача, і створюючи умови для входу. При натяжці плашка йде вниз, збільшуючи діаметр корпусу уловлювача та заклинюючи трубу. Овершот експлуатаційний призначений для лову труб або штанг за муфту за допомогою плоских пружин, укріплених на внутрішній поверхні корпусу. При насуванні на предмет пружини розходяться, пропускаючи його всередину уловлювача, а потім сходяться. Клапан для лову штанг застосовується для лову штанг за муфту. Складається з корпусу, в якому укріплені підпружинені плашки, що розкриваються. Плашки розкриваються, пропускаючи предмет, а потім сходяться. Фрезер із внутрішніми зубцями застосовується для фрезування верхніх кінців аварійних труб або штанг для того, щоб потім можна було працювати уловлювачами. Складається з корпусу, в якому нарізані поздовжні зубці. Мітчик експлуатаційний призначений для лову за внутрішню поверхню труби або муфти. Складається з корпусу, на якому в його усіченій частині є різьблення. Вона може бути нарізана на предметі, що ловиться, а потім заловлена. 7. Збір та підготовка нафти. 7.1. Групова вимірювальна установка. Піднята зі свердловини на поверхню газорідинна суміш за рахунок пластової енергії або встановлених у свердловині насосів доставляється на групові пункти. Вони об'єднують до 14 свердловин і дозволяють здійснювати такі операції: a) заміряти дебіт свердловини; b) Визначати кількість води у рідині; c) Відокремлювати газ від рідини та заміряти його об'єм; d) Передавати інформацію про дебіт окремо по кожній свердловині та сумарну кількість видобутої рідини загалом за груповою установкою на диспетчерський пункт. В даний час на промислах набули поширення автоматизовані групові вимірювальні установки блочного типу (АГЗУ) «Супутник». Вони розроблені Жовтневим об'єднанням «Башнафтомашремонт». Технологічна схема внутрішньопромислового збору нафти та газу описується так. Свердловина газорідинна суміш (ГЖС) надходить у розподільну батарею групової установки, розраховану на підключення 14 свердловин. За заданою програмою по черзі кожна з свердловин, що підключаються спеціальним пристроєм, що обертається, перемикається на замір. Перемикач являє собою два вставлені один в інший циліндри. Зовнішній циліндр з'єднаний з усіма свердловинами, що працюють на цю групову. Внутрішній циліндр має можливість обертатися автоматично за заданою програмою і, обертаючись, він по черзі підставляє отвір, що є на його циліндричній поверхні, до кожного свердловинного трубопроводу, підключеного до зовнішнього циліндра. Таким чином утворюється канал, яким ГЖС з окремої свердловини надходить в сепаратор. Інші свердловини у цей час працюють у загальний трубопровід. З перемикача ГЖС прямує до сепаратора, де відбувається відділення газу від рідини, після чого рідина надходить до турбінного витратоміру, газ – до витратоміру газу. Відсепарований газ і рідина, що пройшла замір, скидаються в загальний трубопровід. Сепаратор групової установки виконаний у вигляді двох горизонтальних циліндрів, забезпечених гідроциклонами. У гідроциклоні за рахунок відцентрової сили, що виникає при гвинтоподібному русі ГЖС, рідина як найбільш важкий агент відкидається до стінок судини, газ залишається в центральній частині. У верхньому циліндрі відбувається сепарація, у нижньому накопичується рідина. Вимірювальна установка забезпечена вологоміром, який визначає кількість води в нафті, і блоком місцевої автоматики, що управляє роботою та передає інформацію (БМА). Якщо збірний пункт розташований на значній відстані від свердловин, їхньої енергії може виявитися недостатньо для доставки туди ГЖС. Тоді споруджують проміжні насосні станції, що отримали назву дожимних (ДНР). Тут ГШС, що надійшла від групових установок, проходить часткову сепарацію і водовідділення, після чого рідина надходить до насосів, що перекачують, і подається на збірний пункт. Газ окремим трубопроводом прямує на газопереробний завод. 7.2. Встановлення комплексної підготовки нафти. Установка комплексної підготовки нафти (УКПН) виконує такі функції: a) відокремлює газ від нафти; b) відокремлює воду від нафти; c) Очищує нафту від солей; d) Очищає нафту від механічних домішок; e) Здійснює відбір бензинових фракцій з газу (стабілізація нафти); f) Здійснює відкачування нафти товарно-транспортного управління (ТТУ); g) Здійснює відкачування газу газодобувному промислу; h) Здійснює відкачування бензину газопереробному заводу; i) Підготовка води для закачування в пласт. УКПН виконують заключні операції з нафтою, що видобувається, і формують якісні та кількісні показники роботи нафтогазовидобувних промислів. Залежно від принципу очищення нафти від води отримали застосування термохімічні (ТХУ) та електрозневоднюючі (ЕЛОУ). Газорідинна суміш з групової установки надходить у сепаратор першого ступеня, де відбувається часткове відділення газу від рідини. Потім ГЖС надходить у сепаратори другого ступеня – кінцеві установки сепарації. Тут відбувається остаточне відділення газу, і рідина через теплообмінник прямує трубчасту піч. На шляху руху в рідину вводять деемульгатор, який при нагріванні рідини прискорює процес руйнування емульсії. Для очищення від солей у нафту вводять прісну воду, яка відмиває солі. Стабілізація нафти – процес відокремлення легких фракцій. Він здійснюється шляхом спрямування нафти, що пройшла зневоднення та знесолення після нагрівання в колону ректифікації. Тут відбувається випаровування легких фракцій, підйом їх вгору та подальша конденсація. 8. НГВУ «Чекмагушнафта» Серпень 1954 року. Зі свердловини № 11, пробуреної бригадою бурового майстра М. Ш. Газізулліна з тресту «Башзахіднафторозвідка», поблизу села Верхнє-Манчарове забив нафтовий фонтан із дебітом 150 тонн на добу. Так починалася велика нафта північного заходу Башкортостану. 1956 рік. Манчарівська площа підготовлена ​​до промислової розробки. Відкрито нафту на Хрещено-Буляцькій площі. Створено нову нафтовидобувну організацію – Культюбінський укрупнений нафтопромисел – з метою освоєння нафтових багатств перспективного району. Вересень 1957 року. Видобуто перші тонни промислової манчарівської нафти. 1960 рік. Введено в промислову розробку Манчарівську, Ігметівську, Хрещено-Буляцьку та Там'янівський ділянки Манчарівської групи родовищ. Працює 59 нафтових свердловин, річний видобуток нафти – близько 0,5 млн. т; сумарне закачування води в нагнітальні свердловини – 117 тис. м3. Продовжується планомірне і водночас швидке освоєння базового Манчарівського родовища. Зростання видобутку відбувається за рахунок нарощування фонду нафтових свердловин та освоєння системи заводнення. Друга половина шістдесятих років характеризується широким розгортанням бурових робіт на Грем-Ключівській та Іванаївській ділянках Юсупівської площі, Таймурзинській, Карача-Єлгінській, Шелканівській, Чермасанській та Мене-Узівській нафтових родовищах. 1968 рік. Початок буріння на Саїтівській площі. Введення нових свердловин у промислову екс-плуатацію. Прискорені темпи розробки нових родовищ дозволили нафтовикам досягти максимального рівня видобутку нафти – 6282 тис. тонн на рік. 10 років тому, 1958 р., цей показник становив трохи більше 40 тис. тонн. Таких стислих термінів освоєння не знав жоден нафтовидобувний район країни. 1970 рік. Початок розбурювання Андріївського родовища нафти. Виникла проблема обводненості нафти і пов'язані з цим технологічні проблеми призвели до збільшення кількості проведених геолого-технічних заходів (ГТМ) до 3000 на рік. 1970–1980 роки. Почалася наполеглива праця нафтовидобувачів зі стабілізації рівня видобутку нафти обсягом 5,3-4,9 млн т на рік, а наступні 1980-1990 роки – лише на рівні 4,8-4,1 млн т нафти на рік. У ці роки йшло інтенсивне розбурювання нафтових родовищ, збільшення обсягів закачування прісних та стічних вод та видобутку рідини шляхом впровадження високопродуктивних установок ЕЦН. У 1990 році досягнуто максимального річного обсягу закачування води в продуктивні горизонти – 43,8 млн м3 і максимального обсягу видобутку рідини – 50,2 млн т. , 803 нагнітальних свердловини. У продуктивні пласти закачано 794 млн. м3 води. Видобуто 871 млн. т рідини. Наразі вдалося стабілізувати видобуток нафти на рівні 2 млн т на рік. Це стало можливим завдяки проведенню великої кількості геолого-технічних заходів, впровадженню досягнень науки і техніки з підвищення нафтовіддачі, використанню техніко-технологічних розробок з метою інтенсифікації видобутку нафти. 1973 року було здано першу комплексно-автоматизовану районну інженерно-технологічну службу № 2, а до кінця 1975 року цю роботу було завершено в масштабі всього НГВУ. Увійшли до технологічних схем об'єктів видобутку нафти розробки інженерів НГДУ в галузі збирання нафти та автоматизації. Серед них: – технологічна схема дожимної насосної станції та сепараційної установки зі скиданням стічної води; – гирла арматура свердловини; – способи запобігання відкладенням неорганічних солей у свердловинах; - Бригадні вузли обліку нафти; - Установка трубна похильна для очищення і скидання води і т. д. Вперше в Башкортостані на промислах НГВУ «Чекмагушнефть» успішно вирішена проблема відкладень неорганічних солей у нафтових свердловинах на основі періодичної обробки свердловин, що гіпсуються, вітчизняними та імпортними інгібіторами соле. Серйозна увага звертається до НГДУ на економічну роботу, поліпшення структури управління цехів та бригад, запровадження нових форм організації виробництва та праці. Так, створені в 70-ті роки за результатами діяльності фонди економічного стимулювання – матеріального заохочення, розвитку виробництва, житлового будівництва та соціального розвитку – дозволили освоїти за ці роки 1758 млрд рублів капіталовкладень. Вперше у галузі в НГДУ було розроблено систему обслуговування нафтових свердловин на промислах з урахуванням широкого поєднання професій. Сьогодні на промислах кожен робітник має кілька суміжних професій. Комплексні механізовані ланки, що почалися з Кушульського економічного експерименту, успішно виконують весь комплекс робіт, які забезпечують нормальний ритм технологічного процесу видобутку нафти та газу. Так, бригада з видобутку нафти та газу майстра Р. М. Галєєва забезпечує безперебійну роботу близько 200 свердловин та інших об'єктів нафтовидобутку. Бригада нафтопромислу № 4 з видобутку нафти та газу (майстер Ф. М. Акрамов) обслуговує до 280 свердловин Для підтримки експлуатаційних свердловин у працездатному стані та забезпечення надійного функціонування свердловинного обладнання в НГВУ створено цехи підземного та капітального ремонту. Сьогодні підземники досконало опанували секрети своєї професії. Не випадково один із основних показників підземного ремонту – міжремонтний період роботи свердловин (МРП) – становить понад 600 діб. Бригада ПРС майстра 3. І. Ахметзянова досягла найвищого показника МРП – 645 діб, а, по електро-відцентровим насосам – 697 діб. Бригадами ВРХ щорічно виробляється 550-600 капітальних ремонтів свердловин. Виконуються вони з урахуванням екологічних вимог, при цьому звертається увага на ізоляцію попутної води, відновлення герметичності колон та цементного кільця за колоною та кондуктором, ліквідацію перетоків. Завдяки злагодженій роботі бригад ВРХ, керованих майстрами Ф. Ф. Хайдаровим, М. С. Туктаровим, Р. Л. Насібулін, А. М. Молчановим, середня тривалість одного ремонту становить 1103 б/год при плані 120,3 б/год, Продуктивний час –98,2%. У колективі НГВУ «Чекмагушнафта» значно активізувалася природоохоронна діяльність, спрямована на запобігання забрудненню надр, водних, земельних ресурсів та атмосфери. Нафтовидобувачі розуміють, що в цій справі немає дрібниць, тож усі питання вирішуються за активної участі кожного працівника управління. Для контролю якості поверхневих та підземних вод створено мережу контрольних водопунктів. У 1996 році ця мережа розширена з 30 до 88 точок (пунктів), з яких. за графіком здійснюється відбір та аналіз води і, при необхідності, вживаються заходи щодо визначення та ліквідації причин. що викликали погіршення її якості. Для зниження агресивної активності попутно-добувної рідини і води, що закачується на трубопроводи системи збору і підготовки нафти, підтримки плотового тиску (ППД) свердловин та їх глибинного обладнання з 183 точок здійснюється їх дозування інгібіторами корозії. НГВУ «Чекмагушнафта» – піонер у розробці та впровадженні трубних водовідділювачів (ТВО), що дозволяють з незначними витратами скидати воду безпосередньо на об'єктах нафтовидобутку. ТВО не потребують постійного обслуговування, вода, яка скидається після них, хорошої якості. При цьому економляться кошти для транспортування цих вод до установок попереднього скидання (УПС) та назад, чим ліквідується потенційна небезпека аварійного впливу на довкілля стічної води під час її транспортування. Наразі в НГВУ експлуатуються 13 ТВП, ведуться будівельно-монтажні роботи ще двох водовідділювачів. У НГДУ постійно ведеться робота щодо зниження споживання прісної води на виробничі потреби, особливо на ППД. Питома вага прісної води обсягом закачування в 1996 року становить З%. Для зниження викидів газів в атмосферу введено в експлуатацію установки з уловлювання легких фракцій вуглеводнів у нафтозбірних парках «Калмаш» (1993) і «Манчар» (1996). Тільки в НВП «Калмаш» з початку пуску вловлено понад 450 тис. м3 газу. Проводиться велика робота з підвищення надійності та герметичності усть свердловин, запірної арматури нафтопромислового обладнання, зниження витоків насосів, своєчасного ремонту та виробництва антикорозійних покриттів. З 1990 року в НГДУ йде інтенсивна заміна металевих труб на труби антикорозійного виконання (металопластові, гнучкі полімернометалеві, футеровані). На початку 1997 року зданий в експлуатацію цех із виробництва металопластових труб продуктивністю 200 км труб на рік. 9. Висновок У ході ознайомлювальної практики відбулося ознайомлення з процесами, обладнанням та принципами його функціонування для буріння нафтових та газових родовищ, видобутку нафти та газу та облаштуванням нафтового родовища. Також закріплено знання, отримані в курсі "Основи нафтогазової діяльності" та отримано навичку роботи у виробничому колективі.

1 ВИХІДНІ ДАНІ

1.1 Коротка геолого-промислова характеристика родовища

У геологічному будові Бухарському родовищі беруть участь девонські, кам'яновугільні, пермські та четвертинні відкладення.

У тектонічному відношенні родовище розташоване на північному схилі Південно-Татарського склепіння. Із заходу воно обмежене вузьким і глибоким Алтуніно-Шунакським прогином, що відокремлює зведену частину південного купола від Акташсько-Ново-Єлхівського валу. По поверхні кристалічного фундаменту спостерігається малоамплітудне ступінчасте занурення у північному та північно-східному напрямках. На цьому фоні намічається ряд відносно вузьких, витягнутих у меридіональному та субмеридіональному напрямках піднятих блоків фундаменту та пов'язаних з ними грабенообразних прогинів.

Приуроченість району родовища до прибортових зон Нижньокамського прогину Камсько-Кінельської системи зумовлює помітну зміну структурних планів відкладень верхнього девону та нижнього карбону. У розрізі девонської осадової товщі їм відповідає структурні слабовиражені тераси та прогини. Більш складний структурний план мають вище відкладення, яким характерні чіткі, лінійно-витягнуті валоподібні зони, ускладнені локальними підняттями III порядку. Поряд із рисами успадкованого структурного плану з'являються локальні седиментаційні новоутворення у вигляді рифових будівель верхньофрансько-фаменського віку та пов'язані з ними структури облягання – Верхнє-Налимівське та Південно-Налимівське підняття. Амплітуди цих структур за покрівлею турнейського ярусу досягають 65-70м. Здебільшого Бухарського родовища характерними локальними елементами є малоамплітудні підняття III порядку. У межах площі родовища поверхня турнейського ярусу ускладнена «русловими» врізовими зонами, виділеними за результатами деталізаційних робіт МОГТ у Заїнському районі сейсморозвідувальної партії 9/96, які були переважно підтверджені фактичним бурінням 1997-2000 р.р.

Основою для структурних побудов стали результати деталізаційних робіт МОГТ Бухарської сейсморозвідувальної партії 9/96 у Заїнському районі.

За розрізом Бухарського родовища нафтоносність різної інтенсивності встановлена ​​за низкою горизонтів у верхньому девоні та нижньому карбоні.

Продуктивними на родовищі є теригенні відкладення пашийського, кинівського та бобриківського горизонтів, карбонатні колектори семилукського, бурегського, заволзького горизонтів та турнейського ярусу. Усього виявлено 47 покладів нафти, які мають різні розміри та поверхи нафтоносності. Вони контролюються окремими локальними підняттями чи групою структурою. Промислові скупчення нафти в пашийському горизонті приурочені до пластів, що індексуються (знизу-вгору), як Д1-в, Д1-б і Д1-а, складеними пісковиками та алевролітами. Пласти Д 1 -а, Д 1 -б розглядаються як один об'єкт - Д 1 -а+б, оскільки в 20% свердловин вони зливаються або мають малопотужні глинисті перемички товщтної 0,8-1,2 м. Пласт Д 1 - виділяє як самостійний об'єкт із власним ВНК.

Д 1 -в представлений дрібнозернистими добре відсортованими пісковиками, залягає в підошовній частині пашийського горизонту на глибині 1741,6 м, чітко корелюється за матеріалами ГІС і відокремлюються від пласта Д 1 -а+б перемичкою завтовшки 4,6 м. Тип колектора - поровий . Нафтовість пласта Д 1 -в за площею має обмежене поширення. До нього приурочено всього 2 поклади на півдні і одна в середній частині родовища. У 13 свердловинах за матеріалами ГІС встановлено нафтоносність, у 10 з них проведено випробування, дебіти нафти в яких варіюється від 0,3 до 22,1 т/добу. Ефективні нефтенасыщенные товщини пласта змінюються від 0,6 до 2,8 м. Пласт Д 1-в підстилається, переважно, підошовною водою. У багатьох свердловинах розкритий безпосередній ВНК, контури нафтоносності проведені за усередненими значеннями позначок ВНК свердловин з урахуванням нижніх дір перфорації.

Пласт Д 1 -а+б розвинений повсюдно нафтонасичений колектор розкритий 40% свердловин від загального пробуреного фонду девон. Ефективна нефтенасыщенная товщина пласта змінюється від 0,8 до 2,4 м.

Усього виявлено 13 покладів нафти, присвячених сейсмопідняттям III порядку. Поклади невеликі за розміром та висотою. Сім із них розкрито лише однією свердловиною. Тип покладів - пласто-склепіння. ВНК розкрито у 38% свердловин, у яких встановлено нафтонасиченість. У зв'язку з цим контури нафтоносності в 3-х покладах проведені відповідно до положення ВНК, визначеного за ГІС та результатами випробування, в інших лише за абсолютною відміткою підошви нижнього нафтонасиченого прошарку. Занурення структур спостерігається у північному напрямку. Абсолютні позначки ВНК, якими проведені контури покладів, змінюються з півдня північ від -1496 до -1508,7 м. Контури покладів у районі свердловин 736, 785, 788, 790 і 793а зазнали зміни за даними НВСП МОВ. Поклад нафти у районі скв.790 (Верхне-Налимовское підняття) різко змінила орієнтацію з субмеридіонального напрями за результатами сейсмодосліджень на північно-східне за результатами НВСП МОВ. Розміри покладу зменшилися вдвічі. Поклад нафти у районі скв.736 змінила напрям із північно-західного на північно-східний, розміри її збільшилися незначно. На покладах нафти, присвячених Східно-Бухарського підняття (район скв.793а) й у районі скв.788, запаси нафти якою були затверджені в ДКЗ РФ, площа нафтоносності збільшилася вдвічі. Поклад нафти у районі скв.785 з північного заходу обмежена лінією тектонічного порушення, виявленої НВСП, яку виявлено скидання на 5 метрів по вертикалі. Поклад обмежена лінією скидання, що у цьому випадку екраном. Розміри покладу зменшилися вчетверо. Тому після проведення запропонованих авторами робіт з управління мережі сейсмопрофілів на деяких ділянках родовища, переобробки всього наявного матеріалу з сейсмодосліджень, проведення НВСП МОВ у свердловинах, запропонованих на чолі дорозвідки, необхідно уточнити запаси нафти по родовищу відповідно до отриманих результатів.

Загальна товщина відкладень пашийського горизонту становить у середньому 22,8 м, ефективна нафтонасичена – 1,9 м, що відповідно відбивається на коефіцієнті піщанистості – 0,071, а коефіцієнт піщанистості по нафтонасиченій частині – 0,631. Коефіцієнт розчленованості дорівнює 4,067.

Вище по розрізу на глибині 1734,2 м залягають продуктивні відкладення киновського горизонту, присвячені пласту Д 0 -в. Колектор представлений, переважно, алевролітами, рідше пісковиками дрібнозернистими, кварцовими. Тип колектора поровий.

Пласт Д 0 - розвинений за площею повсюдно. По ньому виявлено та оконтурено 11 покладів нафти, які переважно перекривають у плані поклади за пашийськими відкладами. У 25 свердловинах, пробурених на 9 покладах, нафтонасичений пласт Д 0 -в випробуваний. Дебіти нафти, отримані під час випробування, змінюються від 1,3 до 19,2 т/добу. Тип покладів - пластово-склепіння. У 14 свердловинах розкрито ВНК. Контури нафтоносності проведені за результатами випробування відповідно до гіпсометричних позначок нижніх дір перфорації, з яких отримана нафта. У чотирьох покладах положення контурів нафтоносності прийнято підошвою нижнього нафтонасиченого пропластка.

Загальна товщина киновського горизонту змінюється від 13,8 до 23,6 м, становлячи в середньому 19,3 м. Кількість пропластків 1 – 4, коефіцієнт розчленованості – 1,852. Сумарна ефективна нефтенасыщенная товщина пропластків варіює не більше 0,6 - 0,62 м, середня дорівнює 2,2 м. Коефіцієнт піщанистості становив 0,712. Товщина непроникного прошарку між нафтонасиченими пропластками невелика – 0,6-1,4 м.

1.2 Колекторські властивості продуктивних горизонтів

Відкладення пашийського та кинівського горизонту франського ярусу верхнього девону складені алевролітами та пісковиками. Керном вони охарактеризовані у 10 свердловинах (70 зразків).

Пісковики мономінеральні кварцові, дрібнозернисті. Зерна кварцу напівокатаної форми, сортування зерен хороше, упаковка середня, ділянками щільна. За даними гранулометричного аналізу пісковики дрібнозернисті (50,1% - 80,8%) з невеликою домішкою середньопсаммітової фракції (0 - 10,3%), сильно алевритисті, глинисті (2,7 - 7,1%). Вапновидність коливається від 0,1 до 3%.

Цементом служить вторинний кварц, що утворює регенераційні облямівки, і карбонатно-глинистий матеріал, що формує контактовий, але в окремих ділянках - поровий тип цементу. Пористість пісковиків коливається не більше 12,9 - 20,4%, проникність 118,3 - 644,5*10 -3 мкм 2 .

Алевроліти кварцові за складом з гарним сортуванням зерен. За гранулометричним складом: крупнозернисті (43,6-63,7%), середньо- та сильнопіщанисті (11,2-44,7%), слабоглинисті (2,2-5,3%) з невеликою домішкою середньо- та дрібноалевритової фракції. (1,5-8,1%). Тип цементу регенераційний, контактовий та поровий. Пористість алевролітів по керну варіює від 15 до 21,2%, проникність - від 9,6 до 109,9 * 10-3 мкм2.

Пористість колекторів пашийських відкладень, визначена за ГІС (47 вкв.) та керну (3 вкв. - 33 визначення), майже збігається: 19,7% та 20,5%, нафтонасиченість відповідно 71,9 та 81,6%. Параметри проникності, визначені за ГІС, керном та результатами гідродинамічних досліджень, розрізняються, дані представлені в таблиці 1.2.1. Для проектування взято середнє значення за результатом ГІС як найбільш представницьке (46 вкв. - 151 визначення), яке дорівнює 0,13 мкм 2 . Кондиційні значення коефіцієнтів пористості, нафтонасиченості та проникності для теригенних колекторів пашийського та кинівського віку ідентичні і становлять відповідно: 0,115, 0,55 та 0,013 мкм 2 .

Колектори належать до високоємних високопроникних. Тип колектора – поровий.

Пашийские відкладення характеризуються загалом низьким значенням піщанистості (0,071), по нефтенасыщенной частини - 0,631. На неоднорідність об'єкта вказує досить висока величина його розчленованості, що дорівнює 4,067. Загальна товщина горизонту становить у середньому 22,8 м, сумарна нафтонасичена - 1,9 м. Високе середнє значення ефективної товщини (10,7 м) вказує на наявність значної водонасиченої частини пластів з підошовною водою.

Покришкою для покладів пашийських відкладень є аргіліти киновського віку потужністю від 2 до 6 м.

Колекторські властивості кинівських відкладень охарактеризовані керновими даними, результатами ГІС та гідродинамічних досліджень. За першими вони вищі, а за більш представницькими матеріалами, з геофізичних досліджень, колектори характеризуються такими величинами: пористості - 19,6%, нафтонасиченості - 74,3%, проникності - 0,126 мкм 2 представленим у таблиці 1.2.1. Вони відносяться за своїми ємнісно-фільтраційними властивостями до високоємних, високопроникних. Тип колектора – поровий.

Загальна товщина відкладень киновського віку становить середньому 19,3 м, середня нафтонасичена - 2,2 м, ефективна - 3,0 м. Колектори характеризуються високою неоднорідністю - розчленованість 1,852, високим значенням піщанистості - 0,712. Покришкою для киновських покладів є глини однойменного віку товщиною до 10 м.

1.3 Фізико-хімічні властивості пластових флюїдів

Дослідження фізико-хімічних властивостей нафт у пластових та поверхневих умовах проводилося за пластовими пробами в ТатНІПІнафті та в аналітичній лабораторії ТГРУ. Проби відбиралися глибинними пробовідбірниками типу ПД-3 та досліджувалися на установках УІПН-2 та АСМ-300 за загальноприйнятою методикою. В'язкість нафти визначалася віскозиметром ВВДУ (вискозиметр високого тиску універсальний) та капілярним типу ВПЗ. Щільність сепарованої нафти визначалася пікнометричним способом. Склад нафти та газу після одноразового розгазування пластової проби нафти аналізувався на хромотографах типу ЛХМ-8М, ХРОМ-5. Усі дані дослідження наведено згідно з РД-153-39-007-96 «Регламент складання проектних технологічних документів на розробку нафтових та газонафтових родовищ».

Усього за Бухарським родовищем проаналізовано: пластових – 39 проб, поверхневих – 37 проб. Зважаючи на відсутність даних по турнейському ярусу та бурегському горизонту, були використані усереднені параметри за Кадировським і Ромашкінським родовищами відповідно.

Фізико-хімічні властивості флюїдів представлені у таблиці

Таблиця 1 Фізико-хімічні властивості

Найменування	Пашийський горизонт
	Кількість досліджених	Діапазон
			зміни	значення
Тиск насичення газом, МПа
розгазування, м3/т
розгазування, частки од.
Щільність, кг/м3
В'язкість, мПа * с
Пластова вода
Продовження таблиці 1
в т.ч. сірководню, м3/т
В'язкість, мПа * с
Загальна мінералізація, г/л
Щільність, кг/м3
Кинівський горизонт
Тиск насичення газом, МПа
розгазування, м3/т
Об'ємний коефіцієнт при одноразовому
розгазування, частки од.
Щільність, кг/м3
В'язкість, мПа * с
Об'ємний коефіцієнт при диференційному
розгазування у робочих умовах, частки од.
в т.ч. сірководню, м3/т
Об'ємний коефіцієнт, частки од.
В'язкість, мПа * с
Загальна мінералізація, г/л
Щільність, кг/м3
Бурезький горизонт
Тиск насичення газом, МПа
розгазування, м3/т
Об'ємний коефіцієнт при одноразовому
розгазування, частки од.
Щільність, кг/м3
В'язкість, мПа * с
Об'ємний коефіцієнт при диференційному
розгазування у робочих умовах, частки од.
Пластова вода
в т.ч. сірководню, м3/т
Об'ємний коефіцієнт, частки од.
В'язкість, мПа * с
Загальна мінералізація, г/л
Щільність, кг/м3
Турнейський ярус
Тиск насичення газом, МПа
розгазування, м3/т
Об'ємний коефіцієнт при одноразовому
розгазування, частки од.
Щільність, кг/м3
В'язкість, мПа * с
Об'ємний коефіцієнт при диференційному
розгазування у робочих умовах, частки од.
Продовження таблиці 1
Пластова вода
в т.ч. сірководню, м3/т
Об'ємний коефіцієнт, частки од.
В'язкість, мПа * с
Загальна мінералізація, г/л
Щільність, кг/м3
Бобриківський горизонт
Тиск насичення газом, МПа
розгазування, м3/т
Об'ємний коефіцієнт при одноразовому
розгазування, частки од.
Щільність, кг/м3
В'язкість, мПа * с
Об'ємний коефіцієнт при диференційному
розгазування у робочих умовах, частки од.
Пластова вода
в т.ч. сірководню, м3/т
Об'ємний коефіцієнт, частки од.
В'язкість, мПа * с
Загальна мінералізація, г/л
Щільність, кг/м3

1.4 Коротка техніко-експлуатаційна характеристика фонду

свердловин

Девонські відкладення родовища.

Фонд свердловин на горизонт Д 0 +Д 1 , передбачений проектом дослідно-промислової експлуатації та додатковими документами, визначений у кількості 85 одиниць, у тому числі добувних – 18, оціночних – 6, розвідувальних – 61. Щільність сітки при цьому 16 га/скв.

Фактично на 1.01.2004 року пробурено 79 свердловин, із них 18 видобувних, 55 розвідувальних, 6 оціночних.

Добувний фонд на кінець 2004 року по об'єкту становив 28 свердловин.

Протягом 2004 року у видобувному фонді відбулися такі зміни: введено на нафту 1 нову свердловину (№793а) із п'єзометричного фонду.

На 1.01.2005 року чинний фонд становить 25 свердловин. У 2004 році з діючого фонду пішла в бездіяльність 1 свердловина (№750), введені з бездіяльності 4 свердловини (№№785, 792, 794, 1027).

У бездіяльному фонді знаходяться 3 свердловини: усі 3 свердловини - в очікуванні ПРС.

Динаміка видобувного фонду наведена нижче:

Таблиця 1 Динаміка видобувного фонду

	Кількість свердловин
	на 1.01.2004 р.	на 1.01.2005 р.
1. Добувний фонд
у тому числі: фонт
2. Чинний фонд
у тому числі: фонт
3.Бездіючий фонд
4.В освоєнні

Динаміку середньодобового дебіту однієї свердловини, що діє, можна простежити за таблицею:

Таблиця 2 Середньодобовий дебіт свердловини.

	на 1.01.2004 р.	на 1.01.2005 р.
Спосіб експлуатації
Середовище. дебіт 1 вкв., т/добу
Продовження таблиці 2

На кінець 2004 року нагнітальний фонд по об'єкту складає 1 свердловина.

Динаміка нагнітального фонду свердловин на 1.01.2005 року наведена нижче:

Таблиця 3 Динаміка нагнітального фонду свердловин

	Кількість свердловин
	на 1.01.2004 р.	на 1.01.2005 р.
Весь нагнітальний фонд
а) свердловини під закачуванням
б) недіючий фонд
в) працюючі на нафту
г) п'єзометричні
д) у освоєнні

Чинний фонд нагнітальних свердловин складає 1 свердловина (№1009).

Інші свердловини.

На 1.01.2005 року фонд п'єзометричних свердловин складає 12 свердловин. У звітному році до цього фонду перейшла із наглядового фонду свердловина №1038, з п'єзометричного фонду пішла у видобуток 1 свердловина.

Кількість ліквідованих свердловин на кінець звітного року становить 25 свердловин, як і минулого року.

Станом на 1.01.2005 р. у консервованому фонді свердловин немає.

Видобуток нафти за 2004 рік за горизонтом Д 0 та Д 1 Бухарського родовища планувалося видобути 27,934 тис. тонн, фактично видобуто 28,768 тис. тонн. Темп виробітку по об'єкту склав 1,45% від початкових видобутих запасів і 1,65% від поточних запасів.

У звітному році введено на нафту 1 нову свердловину, за рахунок чого отримано 0,271 тис. тонн нафти. Середній дебіт нафти нової свердловини становив 1,6 т/сут.

За 2004 рік видобуто: ШГН - 13769 тонн нафти (47,9%), ЕЦН -14999 (52,1%).

За рахунок введення з бездіяльності 4 свердловин видобуто 0,932 тис. тонн нафти. Середній дебіт нафти однієї введеної бездіяльності свердловини становив 1,3 т/сут, по рідини - 8,6 т/сут.

Закачування води в 2003 році технологічне закачування склало 29,186 тис. м 3 . Річний відбір рідини у пластових умовах компенсований технологічним закачуванням на 14,2 %.

Загалом по горизонту Д0+Д1 на 1.01.2005 року працюють з водою 25 свердловин, усі свердловини обводнені пластовою водою.

За ступенем обводненості продукції, що видобувається, обводнений фонд свердловин розподіляється в таблиці 4.

Таблиця 4 Обводненість продукції, що видобувається.

Стан пластового тиску.

На 1.01.2005 року пластовий тиск по об'єкту в зоні відбору становив 163,1 ат, проти 164,2 ат минулого року.

Бобриківські відкладення родовища.

1997 року введено у розробку відкладення бобриківського горизонту.

Фонд свердловин на бобриківський обрій, передбачений проектом дослідно-промислової експлуатації та додатковими документами, визначений у кількості 25 одиниць, у тому числі добувних – 20, резервних – 1, оціночних – 2, розвідувальних – 2.

Щільність сітки при цьому 16,0 га/скв.

Фактично на 1.01.2005 року пробурено 17 свердловин, з них 13 видобувних, 2 розвідувальні, 2 оціночні.

Добувний фонд на кінець 2004 року по об'єкту становив 23 свердловини.

На 1.01.2005 року чинний фонд становить 23 свердловини. У 2004 році виведено з бездіяльності 2 свердловини (№№1022,1029). У бездіяльному фонді свердловин немає.

Динаміка видобувного фонду наведено у таблиці 5.

Таблиця 5 Динаміка видобувного фонду.

	Кількість свердловин
	на 1.01.2004 р.	на 1.01.2005 р.
1. Добувний фонд
У тому числі: фонт
Продовження таблиці 5
2. Чинний фонд
у тому числі: фонт
Недіючий фонд
В освоєнні

Динаміку середньодобового дебіту однієї діючої свердловини можна простежити за таблицею 6.

Таблиця 6 Дебіт середньодобовий діючий свердловини.

Студента групи 10-1 3В

Факультету нафти та газуспеціальності 130503.65

за першої навчальної практики,що проходила в НГВУ «Альметьєвнафта», НГВУ «Ямашнафта», полігон НГВУ «Єлховнафта».

Місце проходження практики м.Альметьевськ.

Початок практики 2.04.2012 закінчення практики 20.04.2012

Керівник практики

від кафедри РіЕНГМ Надиршин Р. Ф.

Альметьєвськ, 2012 р.

ВСТУП………………………………………………………………….….. 3

ОСНОВНІ ВЛАСТИВОСТІ КОЛЕКТОРІВ НАФТИ І ГАЗУ.......... ....4

ГЕОЛОГІЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА МІСТОРОДЖЕНЬ….…11

ТЕХНІКА І ТЕХНОЛОГІЯ ВИДОБУТТЯ НАФТИ…………………….. 13

Фонтанна експлуатація свердловин.…..……………………………….…13

Експлуатація свердловин штанговими глибинними насосами……….. 16

Експлуатація свердловин електровідцентровими та гвинтовими насосами………………………………………………………………………….. 21

Основні операції, виконувані під час обслуговування механізованих свердловин………………………………………………...…... 30

Підземний та капітальний ремонт свердловин……………………....... 32

Методи на свердловину частина пласта…………. ..34

4. ЗБІР І ПІДГОТОВКА НАФТИ НА ПРОМИСЛАХ………….…….…40

5. ОРГАНІЗАЦІЯ ППД НА ПРОМИСЛОВИХ ОБ'ЄКТАХ………….…45

6. КОРОТКА ХАРАКТЕРИСТИКА ВИДІВ РОБОТ З ОБСЛУГОВУВАННЯ І РЕМОНТУ ТРУБОПРОВІДІВ….…………….….. 48

7. ЗАХОДИ БЕЗПЕКИ ПРИ ВИКОНАННІ РОБОТ З ОБСЛУГОВУВАННЯ І РЕМОНТУ СВЕРДЛОВИН……………………….…..… 50

СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ………………………………………………….….. 52

Вступ

Ознайомча практика є початковою стадією навчання. Сприяє ознайомитися зі своєю професією до початку вивчення спеціальних предметів. Ця практика проходила в нафтогазовидобувних підприємствах «Ямашнефть», «Альметьевнефть», навчальному полігоні «Елховнефть». Основні завдання практики були:

Ознайомлення студентів з процесами буріння нафтових та газових свердловин, видобутку нафти та газу та облаштуванням нафтового родовища.

Ознайомлення з основним обладнанням, що застосовується під час буріння та експлуатації нафтових та газових свердловин.

Ознайомлення з основною ланкою нафтовидобувної промисловості – нафтовим промислом та його виробничо-господарською діяльністю.

Отримання певних практичних знань, які сприяють кращому засвоєнню теоретичного матеріалу у процесі подальшого навчання за фахом.

Набуття першого досвіду роботи спілкування у виробничому колективі.

У ході навчальної практики ми відвідали, ознайомилися з облаштуванням ДЗНУ-6, ДНС-1, а також із кущем свердловин, призначених для ОРЕ. Також об'єктами нашого візиту були «ДЗНУ, ДНС-61, КНС-121 НГВУ «Альметіївнафта», крім того ми відвідали бурову установку, машини ВРХ та тренувальні сектори НГВУ «Єлховнафта», з ремонту обладнання та проведення змагань серед співробітників.

Надіслати свою гарну роботу до бази знань просто. Використовуйте форму нижче

Студенти, аспіранти, молоді вчені, які використовують базу знань у своєму навчанні та роботі, будуть вам дуже вдячні.

Розміщено на http://allbest.ru/

Міністерство освіти і науки РЕСПУБЛІКИ ТАТАРСТАН

АЛЬМЕТЬЇВСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ НАФТОВИЙ ІНСТИТУТ

Кафедра «Розробка та експлуатаціянафтових та газових родовищ»

ЗВІТ

За навчальною практикою, що проходила в НГВУ “Леніногірськнафта”, навчальний полігон, НДВУ “Єлховнафта”

Місце проходження практики м. Альметьєвськ

Керівник практики від кафедри РІЕНГМ

м. Альметьєвськ 2012

Зотримання

Вступ

1. Критерії та принципи виділення експлуатаційних об'єктів

2. Системи розробки нафтових родовищ

3. Розміщення свердловин за площею покладу

4. Геолого-фізична характеристика об'єктів

5. Буріння свердловин

6. Система ППД

7. Експлуатація нафтових та нагнітальних свердловин

8. Дослідження свердловин

9. Методи збільшення продуктивності свердловин

10. Поточний та капітальний ремонт свердловин

11. Збір та підготовка нафти, газу та води

12. Промислова безпека на підприємствах нафтогазового комплексу

Список літератури

Вступ

Трест з видобутку нафти і газу «Альметьєвнафта» утворено 1 жовтня 1952 року на базі нафтопромислу «Міннібаєво» тресту «Бугульманефть» ВО «Татнафта». У 1954 році він був перетворений в нафтопромислове управління, в 1970 році - в НГВУ «Альметіївнафта». , культурно-побутових, торгових об'єктів та виробництв.

Сьогодні до складу управління входять:

6 цехів з видобутку нафти та газу;

2 цехи комплексної підготовки та перекачування нафти;

цех з прийому та здачі нафти;

цех підтримки пластового тиску;

10 цехів допоміжного виробництва;

житлово-комунальне господарство.

Управління «Альметьєвнафта» має в своєму розпорядженні спортивно-оздоровчий цех, у його віданні знаходяться оздоровчий табір «Юність», база рибалки «Кама».

НГВУ «Альметьєвнафта» розробляє центральну та північно-західну частини Ромашкінського родовища.

Організація виробничих процесів у НГВУ «Альметьєвнафта»:

ОППД" відділ підтримки пластового тиску та підвищення нафтовіддачі пласта Головна задача-розробка та організація виконання заходів, спрямованих на виконання плану закачування технологічної рідини у пласт, підвищення ефективності використання нагнітального фонду свердловин та іншого обладнання системи ПДР контроль за своєчасним виконанням заходів, спрямованих на підвищення нафтовіддачі пластів, контроль над виконанням природоохоронних заходів під час експлуатації об'єктів ППД.

ЦІТС забезпечення виконання добових та місячних планів видобутку нафти та газу, організація та контроль виконання добових завдань, щоденний аналіз виробничої ситуації, цілодобова організація та контроль робіт усіх об'єктив, здійснення координації з допоміжним виробництвом.

ТОДНіРП-технологічний відділ з видобутку нафти та розвитку виробництва, Головне завдання: розробка перспективних, річних, квартальних та місячних планів видобутку нафти, введення свердловин в експлуатацію, підземних та капітальних ремонтів свердловин та свердловин на механізований видобуток нафти.

ОKPC - забезпечення якісного ремонту свердловин від написання планів робіт до закінчення ремонт, розробка організаційно-технічних заходів, вкладених у підвищення ефективності ремонту свердловин, здійснення контролю над дотриманням технологічного процесу при капітальному ремонті свердловин, впровадження нових технологій, матеріалів.

ООСС-відділ організації будівництва свердловин здійснює контроль за своєчасним виконанням робіт з будівництва свердловин за умови не перевищення ліміту витрат.

CПСН служба прийому - здачі нафти. Головним завданням щодо прийому здачі нафти є організація прийому нафти від підрозділів ВАТ «Татнафта» та здачі її на об'єднаних вузлах обліку в систему магістральних нафтопроводів АК «Транснефть».

СПБіОТ – служба промислової безпеки та охорони праці (Основним завданням є забезпечення промислової безпеки та охорони праці в підрозділах управління, організація та координація роботи в цьому напрямку. Технічний відділ – здійснює керівництво роботами з впровадження та експлуатації на об'єктах НГВУ засобів нової техніки, передової технології.

ОМТСіКО відділ матеріального - технічного постачання та комплектації обладнання. Здійснює корпоративне управління процесом матеріального - технічного забезпечення виробництвом.

Відділ головного енергетика - здійснює технічне та методичне керівництво енергетичною службою управління, розробляє та контролює впровадження заходів щодо раціональної експлуатації енергетичного та теплотехнічного обладнання.

Відділ головного механіка Головним завданням є здійснення технічного та методичного керівництва механоремонтної служби управління, забезпечення раціональної експлуатації обладнання.

Відділ головного технолога Головним завданням є організація виконання планів з підготовки та перекачування нафти, вироблення широкої фракції, заходів, спрямованих на покращення якості та зниження втрат підготовленої нафти.

Торнігм - технологічний відділ з розробки нафтових і газових родовищ. Головним завданням відділу є впровадження, затвердження технологічних схем та проектів розробки родовищ.

Геологічний відділ Головним завданням геологічного відділу є детальне вивчення нафтових та газових родовищ у період розбурювання їх експлуатаційними та нагнітальними свердловинами.

МГС – маркшейдерсько-геодезична служба. Головним завданням МГС є своєчасне та якісне проведення передбаченого нормативними вимогами комплексу маркшейдерських робіт, достатніх для забезпечення безпечного ведення робіт, пов'язаних з користуванням надрами, найбільш повного вилучення з надр запасів корисних копалин, забезпечення технологічного циклу гірничих, будівельно-монтажних робіт, а також прогнозування небезпечних ситуацій під час таких робіт.

ОВП – відділ допоміжного виробництва. Головним завданням відділу є вивчення соціологічних проблем організації праці, побуту та відпочинку працівників, розробка соціальних програм, організація їх виконання та контроль за ходом їх реалізації.

СОІ – служба обробки інформації. Головним завданням є впровадження та забезпечення ефективного функціонування інформаційної системи НГВУ, збирання первинної інформації, своєчасна видача споживачам результатів обчислень.

ПЗОМ - виробничий відділ з облаштування родовищ. Головним завданням є розробка заходів щодо своєчасного введення в експлуатацію об'єктів, що будуються, поточних і перспективних планів капітального будівництва.

ОЕР та П - відділ економічних розрахунків та прогнозування. Головним завданням є організація та вдосконалення розрахунків та обґрунтувань щодо прогнозування та оперативного аналізу фінансової діяльності управління, розрахунки та обґрунтування фінансового плану за самостійними структурними підрозділами.

ООТіЗП – відділ організації праці заробітної плати. Головним завданням є створення умов для прогресивної та ефективної трудової діяльності за рахунок розробки та впровадження передових форм організації праці.

ГКС – відділ капітального будівництва. Головним завданням відділу є складання поточних та перспективних планів капітального будівництва міських об'єктів житлово-цивільного призначення, що фінансуються ВАТ «Татнафта» та іншими джерелами фінансування, контроль за ходом будівництва та фінансування об'єктів, що споруджуються, забезпечення своєчасного введення в експлуатацію закінчених будівництвом об'єктів.

Відділ реєстрації майна - Головним завданням відділу є подання НГВУ «Альметьєвнафта» з питань Державної реєстрації прав на майно та під час укладання угод (оренди, купівлі-продажу) з майном, а також облік, контроль та аналіз ефективності використання майна, що належить НГВУ «Альметьєвнафта» та розробка пропозицій щодо його поліпшення.

ПСО – проектно – кошторисний відділ. Головним завданням є своєчасна видача проектно – кошторисом документації «Замовнику» згідно з заходами, розробленими щодо своєчасного введення в експлуатацію. Об'єктів, що будуються, поточних і перспективних планів будівництва нових, реконструкції існуючих об'єктів власними силами.

ЦДНГ - цехи з видобутку нафти та газу. Головне завдання – забезпечення розробки нафтових та газових родовищ.

ЦППД – цех підтримки пластового тиску. Головне завдання – підтримання пластового тиску на об'єктах розробки.

ЦКППН - цех комплексної підготовки та перекачування нафти. Головне завдання - прийом нафти з ЦДНГ до резервуарних парків, сепарація нафти при товарних парках, вироблення широкої фракції легких вуглеводнів, здавання підготовленої нафти

ЦКПРС - цех капітального та підземного ремонту свердловин. Основним завданням є своєчасна і якісна заміна електровідцентрових установок і підземного обладнання, що вийшли з ладу.

ПРЦГНО – прокатно-ремонтний цех глибинно-насосного обладнання. Основним завданням є здійснення ремонту ревізії опресування.

ЦПСН - цех з прийому-здавання нафти. Головним завданням є організаційно-технічне забезпечення приймально-здавальних операцій нафти, забезпечення достовірності обліку та контролю якості нафти.

ПРЦЕіЕ - прокатно-ремонтний цех електроустаткування та електропостачання.

Основне завдання – забезпечення надійної, економічної, безпечної роботи електроустановок, проведення ремонту електроустаткування у всіх підрозділах НГВУ.

ТЕЦ – теплоенергетичний цех. Головним завданням цеху є безперебійне, раціональне забезпечення теплоенергією об'єктів НГВУ, ВАТ «Татнафта» з мінімальними витратами та запобіганням втратам енергоносія.

ПРЦЕО – прокатно-ремонтний цех експлуатаційного обладнання. Головним завданням цеху є забезпечення надійної та безперебійної роботи нафтопромислового обладнання.

ЦАП – цех автоматизації виробництва. Головним завданням є технічне обслуговування та забезпечення надійної роботи КВП.

АУТТ-1 - Альметьєвське управління технологічного транспорту. Головним завданням АУТТ-1 є якісне та своєчасне транспортне обслуговування та виконання робіт спеціальною технікою для підприємств, організацій та структурних підрозділів НГВУ з метою забезпечення виконання планових завдань з видобутку нафти та газу, будівництва нафтових та газових свердловин.

ЦАКЗО – цех з антикорозійного захисту обладнання. Головним завданням цеху є збільшення терміну служби нафтопромислового обладнання за допомогою застосування технологій захисту від корозії.

СОЦ – Спортивно-оздоровчий цех НГВУ «АН». Головним завданням цеху є забезпечення умов для зміцнення здоров'я та різнобічного фізичного розвитку працівників НГВУ «АН» та членів їх сімей.

База відпочинку "Юність". Головним завданням є забезпечення відпочинку працівників НГВУ та їх сімей.

Центральний склад. До завдань складу входить: прийом, обробка, зберігання та відпустка матеріальних цінностей та обладнання.

УКК - Навчальний курсовий комбінат. Головним завданням є: підготовка, перепідготовка, підвищення кваліфікації робітників, навчання бригадирів та його резервів.

1. Критерії та принципи виділення експлуатаційних об'єктів

Розробка багатопластових родовищ, що містять різні види вуглеводневих флюїдів (нафта, газ, газоконденсат і вода), є складним оптимізаційним завданням, від грамотного вирішення якого залежить, наскільки ефективно та раціонально експлуатуватимуться надра. Визначальну роль при вирішенні цього питання відіграє ступінь вивченості родовища, а саме - наявність достовірної інформації щодо конфігурації покладів, про геолого-фізичні характеристики продуктивних пластів, їх природні режими, фізико-хімічні властивості і компонентний склад вуглеводневої сировини.

Високий ступінь вивченості дозволяє максимально знизити ризик помилки при виборі експлуатаційних об'єктів, сформувавши найбільш раціональну схему їхнього виділення. Водночас очевидно, що високий ступінь вивченості характерний для зруйнованих родовищ: тут рішення щодо виділення експлуатаційних об'єктів уже сформовані, і можливе лише їхнє коригування. Таким чином, найбільш актуальним є питання виділення об'єктів експлуатації саме на початковому етапі розробки. Як правило, обсяг вихідної інформації для проектування на цій стадії дуже обмежений. У зв'язку з цим вибір оптимальної кількості об'єктів є завданням неоднозначним. У міру появи нової інформації їх кількість може значно зрости, так і істотно зменшитися. Подібні зміни можуть істотно позначитися як на технологічній, так і економічній ефективності проекту.

В даний час у зв'язку з покращенням технічної оснащеності промислів спостерігається тенденція обліку більшої кількості параметрів та критеріїв при об'єднанні кількох пластів в один експлуатаційний об'єкт. Основний критерій правильності виділення експлуатаційних об'єктів - раціональність показників розробки.

Тому останнім часом робляться спроби виділення експлуатаційних об'єктів врахувати кількісні критерії, пов'язані з геологічними особливостями будови різних горизонтів.

Як критерій вибору можна використовувати похибку передбачення функції.

Критерієм для вибору розрахункових режимів роботи свердловин є мінімальний вибійний тиск, необхідний для фонтанування свердловин; тиск насичення пластової нафти газом; мінімальний тиск, необхідний нормальної роботи відцентрового чи плунжерного глибинного насоса; граничний максимально допустимий дебіт свердловини (або граничний питомий дебіт з одного метра товщини пласта).

Не завжди всі ці критерії можуть бути прийнятними.

Навпаки, для порід дуже слабких і нестійких можуть виявитися зайвими всі граничні критерії забійних тисків, оскільки їх не можна досягти внаслідок обмеження дебіту.

Однак це основна вимога не може бути єдиним критерієм раціональності розробки.

Очевидно, існують певні співвідношення між цими величинами, які можуть бути критеріями, що визначають умови доцільності та економічної рентабельності буріння додаткових свердловин.

Однією з можливих критеріїв доцільності буріння резервних свердловин може бути собівартість додаткової видобутку нафти, яка має перевищувати певний межа - межа рентабельної собівартості, що залежить від якості нафти, що видобувається, розташування даного покладу та ін.

Як основний критерій, як і у разі безперервного пласта, приймемо собівартість нафти, що додатково видобувається за рахунок резервних свердловин. Критерій їх застосування - параметр Фур'є Fo: де Як - радіус контуру живлення або зовнішньої межі пласта (що характеризує розміри пласта). Як критерій переходу з режиму розчиненого газу на змішаний режим витіснення газованої нафти водою може служити рівність вибійних тисків при постійних дебітах або рівність дебітів при постійних тисках, взятих для /-го ряду з формул інтерференції несжимаемой рідини для одночасної роботи рядів при співставленні їх величинами, отриманими при розрахунку цього ряду на режимі розчиненого газу.

Методика розрахунків має бути досить точною, навіщо слід прийняти деякі критерії.

Таким критерієм може бути, наприклад, порівняння показників, що розраховуються за даною схемою і більш точною (багатомірною).

Об'єктивним критерієм адекватності моделі є критерій згоди.

Критерії ефективного застосування методів

Критерії застосування методів включають певною мірою техніко-економічні показники застосування методу на підставі узагальнення раніше отриманого досвіду застосування методу в різних геолого-фізичних умовах.

Геолого-фізичні критерії застосування нових методів збільшення нафтовіддачі пластів визначені на підставі аналізу численних теоретичних, лабораторних та промислових досліджень як вітчизняних, так і зарубіжних авторів і наведені в табл.

Відбір родовищ здійснюється шляхом аналізу їх за критеріями застосування кожного з методів.

На одному родовищі виявляється можливим рекомендувати два методи або більше, а критерії застосування методів та додаткові умови та обмеження не дозволяють вибрати для родовища один метод впливу, робляться спеціальні техніко-економічні оцінки.

Обґрунтування методу збільшення нафтовіддачі пластів при заводнінні на основі критеріїв застосування методів.

Позначивши частку води в загальному обсязі рідини, що впровадилася, і утримуваної породою при зворотному її перетіканню через коефіцієнт е, отримаємо головний критерій ефективності циклічного впливу.

Зазначені дані визначають за результатами лабораторних досліджень на фізично подібних моделях пластів стосовно умов конкретного об'єкта (з використанням реальних зразків породи, пластової нафти та за дотримання критеріїв подібності в процесі моделювання).

2. Системи розробки нафтових родовищ

Нафтові та нафтогазові родовища - це скупчення вуглеводнів у земній корі, присвячені одній чи декільком локалізованим геологічним структурам, тобто. структур, що знаходяться поблизу одного і того ж географічного пункту. Покладом називається природне локальне одиничне скупчення нафти одному чи кількох сполучених між собою пластах-колекторах, т. е. в гірських породах, здатних вміщати у собі і віддавати розробки нафту.

Поклади вуглеводнів, які входять у родовища, зазвичай перебувають у пластах чи масивах гірських порід, мають різне поширення під землею, часто - різні геолого-фізичні властивості. У багатьох випадках окремі нафтогазоносні пласти розділені значними товщами непроникних порід або знаходяться лише на окремих ділянках родовища.

Такі відокремлені або пласти, що відрізняються за властивостями, розробляють різними групами свердловин, іноді при цьому використовують різну технологію. Розмір і многопластовость родовищ з ємнісними властивостями колекторів визначають загалом величину і щільність запасів нафти, а поєднані із глибиною залягання зумовлюють вибір системи розробки та способів видобутку нафти.

Системою розробки нафтового родовища слід називати сукупність взаємозалежних інженерних рішень, які визначають об'єкти розробки; послідовність та темп їх розбурювання та облаштування; наявність впливу на пласти з метою вилучення з них нафти та газу; число, співвідношення та розташування нагнітальних і видобувних свердловин; число резервних свердловин, управління розробкою родовища, охорону надр та навколишнього середовища. Побудувати систему розробки родовища означає знайти та здійснити зазначену вище сукупність інженерних рішень.

Система розробки родовищ повинна відповідати вимогам максимального вилучення нафти чи газу з надр у найкоротший термін за мінімальних витрат.

Проектом розробки визначаються число та система розташування експлуатаційних та нагнітальних свердловин, рівень видобутку нафти та газу, методи підтримки пластового тиску тощо.

Розробка окремих покладів нафти або газу проводиться за допомогою системи експлуатаційних та нагнітальних свердловин, що забезпечують видобуток нафти або газу з пласта. Комплекс усіх заходів, які забезпечують розробку покладу, визначає систему розробки.

Основними елементами системи розробки покладів є: спосіб на пласт, розміщення експлуатаційних і нагнітальних свердловин, темп і порядок розбурювання експлуатаційних і нагнітальних свердловин.

Найважливішими елементами системи розробки є способи на пласт, оскільки залежно від них вирішуватимуться інші питання розробки поклади.

Для підвищення ефективності природних режимів покладу та забезпечення найбільш раціональної розробки необхідно застосовувати різні методи на пласт. Такими методами можуть бути різні види заводнення, закачування газу в газову шапку або в нафтову частину пласта, солянокислотні обробки, гідророзриви та ряд інших заходів, спрямованих на підтримку пластового тиску і підвищення продуктивності свердловин.

В даний час без підтримки пластового тиску розробляються або поклади, що мають активний природний режим, здатний забезпечити підтримку тиску в процесі всього періоду розробки та отримання високого кінцевого коефіцієнта нафтовіддачі, або невеликі за запасами родовища, де організація робіт з підтримки тиску економічно недоцільна.

3. Розміщення свердловин за площею покладу

Під розміщенням свердловин розуміють сітку розміщення та відстані між свердловинами (щільність сітки), темп та порядок введення свердловин у роботу. Системи розробки поділяють такі: з розміщенням свердловин по рівномірної сітці і з розміщенням свердловин по нерівномірної сітці (переважно рядами).

Системи розробки з розміщенням свердловин рівномірною сіткою розрізняють: за формою сітки; за щільністю сітки; за темпом введення свердловин у роботу; по порядку введення свердловин у роботу щодо один одного та структурних елементів покладу. Сітки формою бувають квадратними і трикутними (шестикутними). При трикутній сітці на площі розміщується свердловин більше на 15,5 %, ніж за квадратної у разі однакових відстаней між свердловинами. Схема розташування точок закладення свердловин на перспективній або нафтогазоносній площі та послідовність їх буріння, що забезпечують достовірне та ефективне вирішення геологорозвідувальних завдань у конкретних геологічних умовах.

Основні системи розміщення свердловин:

Трикутна

Закладення кожної нової свердловини у вершині трикутника, у двох інших вершинах якого є пробурені свердловини.

Кільцева

Розміщення свердловин послідовними рядами навколо свердловини-відкривальниці на однакових гіпсометричних позначках базового продуктивного горизонту.

Профільна

Розміщення свердловин на різних гіпсометричних відмітках за профілем (лінією), що перетинає структуру або площу покладу в певному напрямку, з метою отримання профільного геологічного розрізу.

На практиці в певних умовах застосовують комбіновані системи розміщення свердловин, що складаються з різних поєднань основних систем або їх модифікацій (наприклад, зигзаг-профільна система).

Особливо часто поєднання систем розміщення свердловин використовують при розвідці родовищ, які містять поклади різного типу та розміру та розвідка яких ведеться самостійними сітками свердловин.

При сучасній методиці пошуково-розвідувальних робіт системи розміщення свердловин вибирають також з урахуванням рішень, одержуваних під час аналізу відповідних математичних моделей промислових скупчень нафти й газу.

4. Геолого-фізична характеристика об'єктів

Ромашкінське родовище - розташоване в 70 км на захід від м. Альметьєвськ. Відкрито у 1948, розробляється з 1952. Приурочено до Альметьєвської вершини Татарського склепіння розміром 65х75 км, привідна частина ускладнена численними локальними підняттями. Родовище багатопластове. Основна промислова нафтоносність пов'язана з теригенними товщами середнього, верхнього девону та середнього карбону (бобриківський горизонт); менші за розмірами поклади розташовані в карбонатних колекторах верхнього девону, нижнього та середнього карбону. Виявлено понад 200 покладів нафти. Основний поклад висотою 50 м знаходиться в пашийському горизонті. Колектори представлені кварцовими пісковиками сумарною потужністю від кількох до 50 м, середня нафтонасичена потужність 10-15 м. Пористість пісковиків 15-26%, проникність 40-2000 мД. Нафта нафтеново-парафінового складу, щільністю 796-820 кг/м 3 вміст S 1,5-2,1%, парафіну 2,6-5,4%. Склад попутного газу (%): CH 4 30-40, З 2 Н 6 + Вищі 27-55. Поклад киновського горизонту верхнього девону (потужність піщаних колекторів до 9 м, середня нафтонасичена потужність 3,2 м) гідродинамічно пов'язана з пашийською покладом. Інші поклади в теригенних відкладах (нижній карбон) приурочені до піщано-алевролітових колекторів сумарною потужністю до 18 м. Режим покладів водонапірний та упруговодонапірний. Основні поклади розробляються з підтримкою пластового тиску (внутрішньоконтурне та законтурне заводнення), механізованим способом. Центр видобутку - Альметьєвськ.

Мінібаївська площа є однією із центральних площ родовища. Площа почала вводитися у промислову розробку 1952г. Перші нагнітальні свердловини Альметьевско - Миннибаевского ряду, що розрізають, переведені під закачування води в 1954 р. Сьогодні це одна з найбільш вироблених площ Ромашкинського родовища.

Розміщено на http://allbest.ru/

Розміщено на http://allbest.ru/

Ромашкінське родовище:

площі: 1 - Березівська, 2 - Північно-Альметьєвська, 3 - Альметьєвська, 4 - Міннібаївська, 5 - Зай-Каратайська, 6 - Куакбаська, 7 - Ташліярська, 8 - Чишмінська, 9 - Алькеєвська, 10 - Східно-Судіївська, 1 Абдрахманівська, 12 - Південно-Ромашкінська, 13 - Західно-Леніногірська, 14 - Павлівська, 15 - Зеленогірська, 16 Східно-Леніногірська, 17 - Азнакаївська, 18 - Холмівська, 19 Каракалинська, 20 - Південна;

Ново-Єлховське родовище;

Бавлінське родовище

а – межі родовищ;

б – межі площ.

5. Буріння свердловин

Буріння свердловин - це процес спорудження спрямованої циліндричної гірничої виробітку в землі, діаметр "D" якої мізерно малий в порівнянні з її довжиною по стовбуру "H", без доступу людини на забій. Початок свердловини на поверхні землі називають гирлом, дно - вибоєм, а стінки свердловини утворюють її стовбур.

За способом впливу на гірські породи розрізняють механічне та немеханічне буріння. При механічному бурінні буровий інструмент безпосередньо впливає на гірську породу, руйнуючи її, а при немеханічному руйнуванні відбувається без безпосереднього контакту з породою джерела на неї. Немеханічні способи(гідравлічний, термічний, електрофізичний) перебувають у стадії розробки та буріння нафтових і газових свердловин нині не застосовуються.

Механічні способи буріння поділяються на ударне та обертальне.

При ударному бурінні руйнування гірських порід проводиться долотом 1 підвішеним на канаті (рис. 3). Буровий інструмент включає також ударну штангу 2 і замок канат 3. Він підвішується на канаті 4, який перекинутий через блок 5, встановлений на якійсь щоглі (умовно не показана). Поворотно-поступальний рух бурового інструменту забезпечує буровий верстат 6.

Розміщено на http://allbest.ru/

Розміщено на http://allbest.ru/

Мал. 3. Схема ударного буріння:

1 – долото; 2 – ударна штанга; 3 – канатний замок; 4 – канат; 5 – блок; 6 – буровий верстат.

У міру заглиблення свердловини канат подовжують. Циліндричність свердловини забезпечується поворотом долота під час роботи.

Для очищення вибою від зруйнованої породи буровий інструмент періодично витягають із свердловини, а в неї опускають жолонку, схожу на довге відро з клапаном у дні. При зануренні желонки в суміш з рідини (пластової або зверху, що наливається) і розбурених частинок породи клапан відкривається і желонка заповнюється цією сумішшю. При підйомі желонки клапан закривається і суміш витягується нагору.

Після завершення очищення вибою в свердловину знову опускається буровий інструмент і продовжується буріння.

Мал. 2. Класифікація способів буріння свердловин на нафту та газ

Щоб уникнути обвалення стін свердловини, у неї спускають обсадну трубу, довжину якої нарощують у міру поглиблення вибою.

В даний час при бурінні нафтових та газових свердловин ударне буріння у нашій країні не застосовують.

Нафтові та газові свердловини споруджуються методом обертального буріння. При даному способі породи дробляться не ударами, а руйнуються долотом, що обертається, на яке діє осьове навантаження. Крутний момент передається на долото або з поверхні від обертача (ротора) через колону бурильних труб (роторне буріння) або вибійного двигуна (турбобура, електробура, гвинтового двигуна), встановленого безпосередньо над долотом. Турбобур - це гідравлічна турбіна, що приводиться в обертання за допомогою промивної рідини, що нагнітається в свердловину. Електробур є електродвигун, захищений від проникнення рідини, харчування до якого подається по кабелю з поверхні. Гвинтовий двигун - це різновид забійної гідравлічної машини, в якій для перетворення енергії потоку рідини для промивання в механічну енергію обертального руху використаний гвинтовий механізм.

За характером руйнування гірських порід на вибої розрізняють суцільне та колонкове буріння. При суцільному бурінні руйнування порід проводиться у всій площі вибою. Колонкове буріння передбачає руйнування порід тільки по кільцю з метою вилучення керна - циліндричного зразка гірських порід на всій або частині довжини свердловини.

6. Система ППД

Підтримка пластового тиску - процес природного чи штучного збереження тиску у продуктивних пластах нафтових покладів на початковій чи запроектованої величині з досягнення високих темпів видобутку нафти і підвищення ступеня її извлечения. Підтримка пластового тиску при розробці нафтового покладу можуть здійснювати за рахунок природного активного водонапірного або пружноводонапірного режиму, штучного водонапірного режиму, створюваного в результаті нагнітання води в пласти-колектори при законтурному або приконтурному, а також внутрішньоконтурному заводнении. Залежно від геологічних умов та економічних показників розробки обирають той чи інший спосіб підтримки пластового тиску або їхню комбінацію.

Підтримка пластового тиску способом внутрішньоконтурного заводнення є найбільш ефективним та економічним, особливо для великих за площею нафтових покладів. Його створюють шляхом блокового, ступінчастого осьового, бар'єрного майданного, осередкового або вибраного способів заводнення. При підтримці пластового тиску в нафтовій частині покладу через нагнітальні свердловини закачують воду або водогазову суміш без добавок або з різними добавками, що сприяють поліпшенню її властивостей, що витісняють. Якщо нафтовий поклад має яскраво виражене склепіння, то нього для підтримки пластового тиску нагнітають газ чи повітря, унаслідок чого створюється натиск штучної газової шапки. При розрахунку процесів нагнітання визначають схему розміщення нагнітальних свердловин, сумарний обсяг закачування, ємність нагнітальних свердловин, їх кількість і тиск нагнітання. Підбирається така схема розташування нагнітальних свердловин, яка забезпечує найбільш ефективний зв'язок між зонами нагнітання та відбору та рівномірне витіснення нафти водою.

При майданному заводнінні залежно від геологічної будови нафтового покладу та стадії її розробки для підтримки пластового тиску застосовують рядне, 4-точкове, 7-точкове та інше розташування нагнітальних і видобувних свердловин. У розміщенні свердловин по правильній геометричній сітці можуть допускатися відхилення, якщо майданне заводнення проводять додатково до раніше впровадженій системі заводнення з урахуванням її ефективності, геологічної будови та стану розробки пластів-колекторів. Сумарний обсяг агента, що закачується, залежить від запроектованого відбору рідини з покладу, від тиску на лінії нагнітання і здебільшого від колекторських і пружних властивостей пластів. Число нагнітальних свердловин при відомому обсязі закачування залежить від поглинальної здатності кожної свердловини при даній величині тиску нагнітання. Поглинальна здатність нагнітальних свердловин визначається коефіцієнтом ємності, як і продуктивність нафтової свердловини - коефіцієнтом продуктивності. Максимальний тиск нагнітання залежить від типу наявного насосного обладнання. Число нагнітальних свердловин для кожного покладу нафти визначається відношенням заданого обсягу закачування води на добу до поглинальної здатності свердловини. Про ефективність процесу заводнення судять щодо збільшення поточного видобутку нафти з свердловин. Застосування підтримки пластового тиску різко збільшило темпи відбору нафти, скоротило терміни розробки нафтових покладів, забезпечило високі кінцеві коефіцієнти нафтовіддачі.

7. Експлуатація нафтових та нагнітальних свердловин

СШНУ - комплекс обладнання для механізованого видобутку рідини через свердловини за допомогою штангового насоса, що приводиться в дію верстатом-гойдалкою.

Мал. 4. СШНУ:

1 - верстат-гойдалка; 2 - полірований шток; 3 – колона штанг; 4 – обсадна колона; 5 – насосно-компресорні труби; 6 – циліндр насоса; 7 – плунжер насоса; 8 – нагнітальний клапан; 9 - клапан, що всмоктує.

Штанговий насос (рис.4) опускається в свердловину нижче за рівень рідини. Складається з циліндра, плунжера, з'єднаного зі штангою, всмоктувальних та нагнітальних клапанів. Циліндр невставного штангового насоса опускається на колоні насосно-компресорних труб, а плунжер - на колоні штанг усередині насосно-компресорних труб; циліндр вставного штангового насоса опускається разом із плунжером на штангах і закріплюється на замковій опорі, встановленій на кінці насосно-компресорних труб або на пакері; штанговий насос великого діаметра опускається повністю на колоні насосно-компресорних труб і з'єднується з колоною штанг через зчіпний пристрій. Існують також: штангові насоси з рухомим циліндром та нерухомим плунжером, з двома ступенями стиснення, з двома циліндрами та плунжерами, з камерою розрідження та ін. Штанги з'єднуються в колону за допомогою муфт. Довжина штанги 8-10 м, діаметр 127-286 мм. Використовуються також порожнисті неметалеві штанги або безперервні колони штанг, що намотуються під час підйому на барабан. Довжина колони до 2500 м. При довжині понад 1000 м колона штанг робиться ступінчастою, з діаметром, що збільшується догори, для зменшення маси і досягнення рівноміцності.

Верстат-гойдалка перетворює обертання валу двигуна на зворотно-поступальний рух, що передається колоні штанг через гнучку підвіску і полірований шток. Застосовуються в основному механічні редукторно-кривошипні, балансирні та безбалансірні, а також баштові та гідравлічні верстати-качалки. Максимальна довжина ходу точки підвісу штанг 1-6 м, максимальне навантаження 1-20 тс, частота ходів за хвилину від 5 до 15. Використовують електричний, рідше газові двигуни (на нафтовому газі від свердловини) потужністю до 100 кВт. Верстат-гойдалка перетворює обертання валу двигуна на зворотно-поступальний рух, що передається колоні штанг через гнучку (канатну, ланцюгову) підвіску і полірований шток. Застосовуються в основному механічні редукторно-кривошипні, балансирні та безбалансірні, а також баштові та гідравлічні верстати-качалки. Максимальна довжина ходу точки підвісу штанг 1-6 м (баштові до 12 м), максимальне навантаження 1-20 тс, частота ходів за хвилину від 5 до 15. Використовують електричний, рідше газові двигуни потужністю до 100 кВт.

Станція керування штанговою насосною установкою забезпечує пуск, установку, захист від перевантажень, а також періодичну роботу. Додаткове обладнання штангової насосної установки: якір для запобігання переміщенню нижнього кінця насосно-компресорних труб; хвостовик - колона насосно-компресорних труб малого діаметра (25-40 мм) нижче за насос для винесення води; газові та пісочні якорі для захисту насоса від попадання вільного газу та абразивних механічних домішок; штангові протектори (полімерні або з котками) для зменшення зносу труб та штангових муфт у похилих свердловинах; скребки на штангах для видалення парафінових відкладень із насосно-компресорних труб; динамограф, що показує залежність навантаження від переміщення точки підвісу штанг для технічної діагностики вузлів штангової насосної установки.

Продукція свердловини (нафта, вода, розсіл) подається на поверхню по насосно-компресорних труб, обсадної колони або по порожніх штанг. Продуктивність при постійній відкачці до 300 м 3 /добу, при менших дебітах застосовується періодичний видобуток нафти.

Електровідцентрова насосна установка - комплекс обладнання для механізованого видобутку рідини через свердловини за допомогою відцентрового насоса, безпосередньо з'єднаного з занурювальним електродвигуном. Використовують при видобутку нафти та води, зокрема розсолів. Електровідцентрова насосна установка для нафтових свердловин (рис. 5) включає відцентровий насос з 50-600 щаблями; асинхронний електродвигун, заповнений спеціальним діелектричним маслом; протектор, що оберігає порожнину електродвигуна від попадання пластового середовища; кабельну лінію, що з'єднує електродвигун із трансформатором та станцією управління. Ступінь відцентрового насоса містить напрямний апарат із робочим колесом (рис. 6).

Мал. 5. Електровідцентрова насосна установка:

1 – електродвигун; 2 – протектор; 3 – відцентровий насос; 4 – кабель; 5 - гирла арматура; 6 – трансформатор; 7 – станція управління; 8 – датчик.

Напрямні апарати стягнуті в циліндричному корпусі насоса, а робочі колеса зафіксовані шпонкою на валу, що підвішений на осьовій опорі і обертається в кінцевих і проміжних радіальних опорах. Деталі відливаються із спеціального чавуну, бронзи, корозійно- та абразивостійких сплавів та полімерних матеріалів. Для зменшення влучення в насос вільного газу перед ним встановлюється гравітаційний або відцентровий газосепаратор.

Електродвигун складається із статора, що містить циліндричний корпус, із запресованими пакетами електротехнічної сталі, в пазах яких розміщена обмотка, і підвішеного на осьовій опорі ротора із закріпленими на валу сталевими пакетами, де розміщена короткозамкнена обмотка типу "біличне колесо"; між пакетами розташовані радіальні опори.

Протектор містить ущільнення валу систему компенсації температурного розширення олії, в деяких випадках гідравлічний затвор з рідиною більшої щільності, ніж свердловинне середовище та нейтральною по відношенню до неї та маслу електродвигуна.

Трижильний броньований плоский або круглий кабель великого перерізу має герметичний введення в електродвигун та з'єднує останній через трансформатор зі станцією керування. Станція здійснює управління, контроль та електричний захист електровідцентрової насосної установки від короткого замикання, перевантаження, зриву подачі напруги, зниження опору ізоляції. Трансформатор перетворює напругу мережі на робоче, має ступінчасте регулювання для підбору режиму роботи. Застосовуються також перетворювачі частоти для безступінчастого регулювання частоти обертання електроцентробіжної насосної установки та датчики тиску та температури електродвигуна, що передають сигнал про відхилення цих параметрів від безпечних значень силового кабелю або сигнальної жили.

Довжина електровідцентрової насосної установки 25-30 м. При довжині відцентрового насоса та електродвигуна понад 5-8 м (залежно від діаметра) вони складаються з окремих секцій для зручності транспортування та монтажу. Електровідцентрова насосна установка монтується у вертикальному положенні безпосередньо в процесі спуску в свердловину. Корпуси секцій з'єднують фланцями, вали - шліцевими муфтами. Установка опускається на задану глибину на насосно-компресорних трубах, підвішених до гирлової арматури з герметичним введенням кабельної лінії свердловину. Кабельна лінія кріпиться до насосно-компресорних труб зовні поясами. Під час роботи електровідцентрової насосної установки продукція подається на поверхню по насосно-компресорних трубах. Рідше застосовують електровідцентрові насосні установки без насосно-компресорних труб з пакером, підвіскою на кабель-канаті та подачею продукції по обсадній колоні. Продуктивність електровідцентрової насосної установки для нафтової свердловин від 15-20 до 1400-2000 м 3 /добу, напір до 2500-3000 м, потужність електродвигуна до 500 кВт, напруга до 2000 В, температура середовища, що відкачується до 182°С, тиск .

Електровідцентрова насосна установка для води містить заповнений водою електродвигун і насос з 5-50 ступенями. Продуктивність його до 3000 м-коду 3 /добу, напір до 1500 м-код, потужність електродвигуна до 700 кВт, напруга 3000 В, температура води до 40°С.

8. Дослідження свердловин

Дослідження свердловин - комплекс методів визначення основних параметрів нефтегазоводоносных пластів і свердловин з допомогою глибинних приладів; передача інформації здійснюється глибинним каналом зв'язку.

Мета дослідження - отримання даних для складання проектів, контроль за розробкою родовищ. Розрізняють геофізичні, гідродинамічні, газогідродинамічні методи, також дебітометрію, шумометрію та ін. При гідродинамічних дослідженнях визначають параметри, що характеризують порівняно великі ділянки досліджуваних пластів-колекторів, а також технологічні характеристики свердловин, уточнюють геологічну будову пласта-колектора та ін.

За допомогою дебітометрії в працюючих нагнітальних і видобувних свердловинах виділяють інтервали припливу флюїдів до вибоїв свердловин, визначають дебіти окремих пропластків, проникність, п'єзопровідність, контролюють стан обсадної колони, затрубного простору свердловин, ін. глибинні прилади для вимірювання тиску, температури, дебіту, водозмісту флюїду. При глибинних гідродинамічних дослідженнях використовується автоматична промислова електронна лабораторія.

9. Методи збільшення продуктивності свердловин

Дебіти газових свердловин при однакових діаметрах, режимах експлуатації пласта, величині пластового тиску можна збільшити зниженням фільтраційного опору під час руху газу в привибійній зоні пласта. Це можливо за рахунок утворення каналів, каверн і тріщин у ній, зменшення вмісту твердих частинок та рідин у порових каналах.

Відомі такі методи на привибійну зону пласта.

1) Фізико-хімічні: солянокислотна обробка (СКО); термокислотна обробка (ТКО); обробка поверхнево-активними речовинами (ПАР); осушка привибійної зони сухим зневодненим газом;

2) Механічні: торпедування; гідравлічний розрив пласта (ГРП); гідропіскоструминна перфорація (ГПП); ядерний вибух;

3) Комбіновані: ГРП + СКО; ГПП + СКО.

Вибір методу на привибійну зону свердловин залежить від літологічного і мінералогічного складів порід і цементуючого матеріалу газоносних гірських порід, тиску і температури газу і порід пласта, товщини продуктивного горизонту, неоднорідності пласта вздовж розрізу.

Солянокислотна та термокислотна обробка привибійних зон свердловин дають хороші результати у слабопроникних карбонатних породах (вапняках, доломітах) та пісковиках з карбонатною цементною речовиною. У пісковиках із глинистим цементуючим матеріалом ефективна обробка соляною та плавиковою кислотами (так званою грязьовою кислотою).

Солянокислотна обробка заснована на здатності соляної кислоти розчиняти карбонатні породи.

Залежно від пластових умов на практиці застосовують 8-15%-ну соляну кислоту. Технічна соляна кислота поставляється заводами концентрованою, на промислі її розбавляють водою до потрібної концентрації.

Мал. 7. Схема проведення кислотної обробки.

Для зниження корозії металевого обладнання в процесі СКО використовують речовини, які називаються інгібіторами корозії, як яких застосовують формалін (CH 2 O), унікол ПБ-5, І-1-А з уротропіном, а також сульфонол, ДС-РАС, диссольван 4411, нейтралізований чорний контакт.

Продукти взаємодії кислоти з породою видаляються із пласта в процесі освоєння свердловини. Для полегшення цього процесу кислоту додають інтенсифікатори, що знижують поверхневе натяг продуктів реакції - НЧК, спирти, препарат ДС та інші ПАР.

Порядок додавання різних реагентів у кислоту під час підготовки її до закачування в свердловину наступний: вода - інгібітори - стабілізатори (оцтова і плавикова кислоти) - технічна соляна кислота - хлористий барій - інтенсифікатор.

Кислота нагнітається в свердловину в обсязі від 0,5-0,7 до 3-4 м 3 на 1 м довжини фільтра за допомогою спеціальних агрегатів, наприклад Азинмаш-30, змонтованих на автомашині КрАЗ-219, а також цементувальних агрегатів ЦА- 300, ЦА-320М, 2АН-500. Час реакції кислоти з моменту закінчення закачування не повинен перевищувати 6-8 год. Результати визначають за даними досліджень свердловин після обробки. Обробка вважається успішною, якщо зменшується коефіцієнт, збільшується дебіт свердловини при тій же депресії на пласт. Торпедування, гідравлічний розрив пласта, гідропіскоструминну перфорацію та ядерні вибухи, зазвичай застосовують у пластах, складених міцними, щільними породами, що мають невеликі проникність, пористість, але високий пластовий тиск.

Сутність гідравлічного розриву пласта - створення забої свердловин високого тиску, яке перевищувало б місцеве гірський тиск на величину, що залежить від властивостей міцності гірських порід. При такому збільшенні тиску в пласті утворюються тріщини або розширюються існували раніше, що призводить до значного збільшення проникності пласта. Створені тріщини закріплюють крупнозернистим піском.

Мал. 8. Схема проведення гідравлічного розриву пласта:

1 – продуктивний пласт; 2 – НКТ; 3 – експлуатаційна колона; 4 - пакер

Тиск гідравлічного розриву, орієнтація і розміри тріщин, що утворюються при цьому, залежать від гірського тиску, тобто тиску вищележачих гірських порід, характеру і параметрів природної тріщинуватості газоносних порід, а також величини пластового тиску. У процесі гідравлічного розриву пласта мають бути створені такі умови, за яких у пласті виникають та закріплюються тріщини. Швидкості нагнітання рідини розриву повинні бути такими, щоб обсяг, що закачується, перевищував прийомистість пласта, що піддається гідравлічному розриву. Необхідна швидкість закачування залежить від в'язкості рідини розриву та параметрів привибійної зони. З цього випливає, що в низькопроникних породах гідравлічний розрив може бути при порівняно малих швидкостях закачування з використанням невеликої рідини в'язкості. У високопроникних породах необхідно застосовувати рідини розриву великої в'язкості або суттєво підвищувати швидкість нагнітання.

нафтове родовище свердловина продуктивність

10. Поточний та капітальний ремонт свердловин

У процесі експлуатації свердловин фонтанним, компресорним чи насосним способом порушується їхня робота, що виявляється у поступовому чи різкому зниженні дебіту, іноді навіть у повному припиненні подачі рідини. Роботи з відновлення заданого технологічного режиму експлуатації свердловини пов'язані з підйомом підземного обладнання для його заміни або ремонту, очищенням свердловини від піщаної пробки желонкою або промиванням, з ліквідацією обриву або відгвинчування насосних штанг та іншими операціями.

Усі ремонтні роботи в залежності від їх характеру та складності поділяють на поточний та капітальний ремонт свердловин.

До поточного ремонту належать такі роботи:

Планово-попереджувальний ремонт.

Ревізія підземного устаткування.

Усунення несправностей у підземній частині обладнання.

Зміна насоса свердловин (ПЦЕН або ШСН).

Зміна способу експлуатації, перехід з ПЦЕН на ШСН або навпаки.

Очищення НКТ від парафіну чи солей.

Заміна звичайних НКТ на труби з покриттям (засклені труби).

Зміна глибини підвіски насосної установки.

Підйом свердловинного обладнання перед складання свердловини в консервацію.

Спеціальний підземний ремонт у зв'язку із дослідженнями продуктивного горизонту.

Деякі види аварійних ремонтів, такі як заклинювання плунжера, обриви штанг, скребкового дроту або електрокабелю.

Перелічені ремонтні роботи, а також ряд інших виконуються бригадами підземного ремонту свердловин, що організуються в нафтовидобувному підприємстві. До капітального ремонту свердловин належать ремонтні роботи, до виконання яких доводиться залучати складнішу техніку, до використання бурильних установок. До капітального ремонту, зокрема, належать такі роботи:

Ліквідація складних аварій, пов'язаних з обривом штанг, труб, кабелю та утворенням у свердловині сальників.

Виправлення порушень у обсадних колонах.

Ізоляція пластових вод.

Роботи з розкриття пласта та освоєння свердловин у зв'язку з переходом на інший горизонт.

Забурювання другого ствола.

Розбурювання щільних соляно-піщаних пробок на вибої.

Гідравлічний розрив пласта.

Солянокислотні обробки свердловин.

Встановлення тимчасових колон - «летучок», намивання та встановлення фільтрів, ліквідація прихватів труб, пакерів та зминання обсадних колон.

Операції з ліквідації свердловин.

При підземному ремонті глибоких свердловин застосовують експлуатаційні вежі та щогли, стаціонарні або пересувні, призначені для підвіски талевої системи, підтримки на вазі колони труб або штанг при ремонтних роботах, що проводяться на свердловині.

Стаціонарні вишки та щогли використовують дуже нераціонально, т.к. ремонтні роботи на кожній свердловині проводяться лише кілька днів на рік, решту часу ці споруди перебувають у бездіяльності. Тому доцільно використовувати підземний ремонт підйомники, що несуть власні щогли. Транспортною базою їх служать трактори та автомобілі.

Підйомник – механічна лебідка, яка монтується на тракторі, автомашині або окремій рамі. У першому випадку привід лебідки здійснюється від тягового двигуна трактора, автомашин, інших від самостійного двигуна внутрішнього згоряння або електродвигуна.

Агрегат - на відміну від витягу оснащений вежею і механізмом для її підйому та опускання.

11. Збір та підготовка нафти, газу та води

Збір нафти та газу на промислах - підготовка нафти, газу та води до такої якості, що дозволяє транспортувати їх споживачам. Здійснюється за допомогою комплексу обладнання та трубопроводів, призначених для збирання продукції окремих свердловин та транспортування їх до центрального пункту підготовки нафти, газу та води (ЦПС).

Подібні документи

Розробка нафтових родовищ. Техніка та технологія видобутку нафти. Фонтанна експлуатація свердловин, їх підземний та капітальний ремонт. Збір та підготовка нафти на промислі. Техніка безпеки під час виконання робіт з обслуговування свердловин та обладнання.

звіт з практики, доданий 23.10.2011


Загальні відомості про промисловий об'єкт. Географо-економічні умови та геологічну будову родовища. Організація та виробництво бурових робіт. Методи збільшення продуктивності свердловин. Поточний та капітальний ремонт нафтових та газових свердловин.

звіт з практики, доданий 22.10.2012


Вивчення технологічних процесів буріння нафтових та газових свердловин на прикладі НГВУ "Альметіївнафта". Геолого-фізична характеристика об'єктів, розробка нафтових родовищ. Методи збільшення продуктивності свердловин. Техніка безпеки.

звіт з практики, доданий 20.03.2012


Ліквідація нафто-газо-водопрояв при бурінні свердловин. Методи розтину продуктивного пласта. Устаткування свердловин, що експлуатуються ЕЦН. Збір, підготовка та транспортування свердловинної продукції. Етапи підготовки води для заводнення нафтових пластів.

курсова робота , доданий 07.07.2015


Коротка історія розвитку нафтогазової справи. Поняття та призначення свердловин. Геолого-промислова характеристика продуктивних пластів. Основи розробки нафтових та газових родовищ та їх експлуатація. Розгляд способів підвищення нафтовіддачі.

звіт з практики, доданий 23.09.2014


Методи пошуку та розвідки нафтових та газових родовищ. Етапи пошуково-розвідувальних робіт. Класифікація покладів нафти та газу. Проблеми при пошуках та розвідці нафти та газу, буріння свердловин. Обгрунтування закладення розвідувальних свердловин.

курсова робота , доданий 19.06.2011


Фізичні властивості та родовища нафти та газу. Етапи та види геологічних робіт. Буріння нафтових та газових свердловин та їх експлуатація. Види пластової енергії. Режими розробки нафтових та газових покладів. Промисловий збір та підготовка нафти та газу.

реферат, доданий 14.07.2011


Поняття про нафтовий поклад, його основні типи. Джерела пластової енергії. Пластовий тиск. Приплив рідини до свердловини. Умови існування режимів розробки нафтових родовищ: водонапірного, пружного, газової шапки, розчиненого газу.

презентація , доданий 29.08.2015


Загальна характеристика родовища, хімічні та фізичні властивості нафти. Умови, причини та типи фонтанування. Особливості експлуатації свердловин глибинними насосами. Методи збільшення нафтовіддачі пластів. Технологія та обладнання для буріння свердловин.

звіт з практики, доданий 28.10.2011


Первинний, вторинний та третинний способи розробки нафтових та газових родовищ, їх сутність та характеристика. Свердловина та її види. Похило-спрямоване (горизонтальне) буріння. Штучне відхилення свердловин. Буріння свердловин на нафту та газ.