3495, 5129, 5419, 8039, 9063) и Карамовском (скв. 282 и 296) месторождениях опытно-промысловые обработки проведены ШФУН. На скв. 5129 ЭЦН-50−1700 спущен на 63 мм НКТ на 1800 м. Объем НКТ менее 4 м³. Закачка 7,5 м³ ШФУ в затрубное пространство и продавка нефтью велась при давлении 9,0 МПа. Продавку прекратили с появлением агента на устье и скважину закрыли на реагирование. Дебит до обработки составлял 25 м3/сут при динамическом уровне 800 м.
Через 15 ч скважину запустили в работу с дебитом 38 м3/сут.На скв. 8039 ЭЦН-50−1700 спущен на глубину 1650 м, 63 мм НКТ — 177 шт. и 73 мм НКТ — 2 шт.
Закачка 7,5 м³ ШФУ и продавка нефтью велись при давлении до 11,0 МПа. Дебит до обработки 30 м3/сут при динамическом уровне 560 м, после обработки — 40 м3/сут. Время выдержки ШФУ в скважине -15 ч. При запуске скважины идет однородная жидкость, что подтверждает лабораторные данные о хорошей растворимости АСПО Суторминского месторождения в ШФУН. На скв. 3495, 5953 и 9063 ШФУ использовалась для обработки затрубного пространства с целью восстановления циркуляции и ликвидации прихвата подземного оборудования.
На всех скважинах получен положительный эффект. При температурах воздуха выше +20 °С время закачки ШФУ агрегатом ЦА-320 возрастает в 1,5−2,0 раза из-за снижения плотности агента. Однако, добавка 0,3−0,5 м³ нефти в 7−8 м3 ШФУ позволяет увеличить вязкость реагента и облегчает работу насоса агрегата ЦА-320, что испытано при закачке ШФУ на скв. 5419.
Скв. 5419, пласт БС7, эксплуатационная колонна 146 мм, интервал перфорации: 2617,2−2608 м. До обработки скважина в простое из-за малого дебита (ЭЦН-80), после обработки ЭЦН-80 запущена.
Скв. заработала с дебитом 90−100 м3/сут при динамическом уровне 480 м и буферном давлении 1,0 МПа. При обработке закачано 7,5 м³ ШФУН с 0,5 м³ нефти. Продавка производилась нефтью. Температура внешнего воздуха составляла +24 °С.Обработки скв. 282 и 296 на Карамовском месторождении привели к устойчивому фонтанированию нефтью через погружные насосы. Результаты проведенных опытно-промысловых работ показывают достаточную эффективность ШФУ при незначительной трудоемкости и снижении затрат. ШФУ с успехом можно использовать для удаления АС-ПО отдельно, что наиболее технологично в условиях нефтепромысла.
2.5Технология обработки скважин композициями широкой фракции углеводородов.
На основе проведенных лабораторных исследований и промысловоэкпериментальных работ разработана «Технология обработки скважин побочными продуктами газового конденсата и его композициями с целью удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из подземного оборудования и призабойной зоны пласта».Краткие сведения о технологическом процессе1. Технология обработки насосно-компрессорных труб фонтанных и газлифтных скважин. Закачка ШФУ или ее композиций с другими растворителями в НКТ ведется при открытом затрубном пространстве. Затем скважина закрывается на 6−8 ч. После реагирования скважину промывают нефтью через затрубное пространство. Скважину запускают в работу.
2.Технология обработки подземного оборудования в механизированных скважинах. Через затрубное пространство закачивают в скважину 4 м³ ШФУ или ее композиций. Продавливают ШФУ нефтью до ее появления на устье скважины. Закрывают скважину на 4−6 ч. Промывают скважину нефтью через затрубное пространство. Запускают скважину в работу.
3.Технология обработки призабойной зоны пласта. В скважину спускаются НКТ с пером, производится промывка скважины обычным промывочным раствором с постепенным допуском НКТ до забоя. После промывки перо приподнимается до середины (нижних отверстий) интервала перфорации. Производится закачка ШФУ или ее композиций в НКТ из расчета 0,5−1,5 м³ на один метр вскрытой толщины пласта, но не менее 5 м³. Закачку ШФУ или ее композиций ведут с добавкой 0,05−0,06% (весовых) одного из следующих ПАВ: превоцел HG-12, неонол СНО-ЗБ, не онол СНО-ЗВ, эмультал, СНПХ-7214.ШФУ продавливают в призабойную зону пласта расчетным объемом нефти. Скважина закрывается на реагирование на 6−12 ч и промывается нефтью.
3 ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ3.1 Обеспечение безопасности работников, проводящих кислотные обработки.
К проведению кислотной обработки скважины должен допускаться только персонал, прошедший соответствующую подготовку, при этом необходимо соблюдать особые меры предосторожности. Нарушение правил техники безопасности может привести к тяжелым последствиям — ожогам, отравлениям, полной потере трудоспособности. Растворы для кислотной обработки скважины, на основе соляной кислоты с концентрацией более 25% хлористого водорода, «дымят» на воздухе. При этом образуется туман хлористого водорода с влагой, содержащейся в воздухе, попадая в легкие человека при дыхании, такой туман раздражает дыхательные пути и является причиной тяжелых отравлений. Соляная кислота в любой её концентрации, при попадании на открытые участки тела человека, вызывает ожоги, при увеличении концентрации соляной кислоты эта опасность может увеличиваться. Переливать кислоту допускается только при помощи самотечного трубопровода или сифона. Персонал, проводящих кислотные обработкив соответствии с установленными нормами должны быть обеспечены спецодеждой (сапоги резиновые, фартуки прорезиненные, костюмы суконные и т. д.) и средствами индивидуальной защиты такими как фильтрующий промышленный противогаз; защитные очки из органического стекла для работы с плавиковой кислотой; защитные очки из обычного стекла для работы со всеми другими кислотами и реагентами, резиновые перчатки, обувь, фартуки. Средства индивидуальной защиты обязательно должны присутствовать на местах работ и использоваться членами бригад по назначению. При попадании брызг кислот в глаза, необходимо немедленно обильно промыть глаза большим количеством чистой воды и после слабым раствором двууглекислой соды при этом капелек кислоты, оставшиеся на роговице глаз будут полностью нейтрализованы. При попадании кислоты или её растворов на тело также место контакта необходимо обильно промыть большим количеством чистой воды. На рабочем месте при работах с кислотой должна быть предусмотрена аптечка первой помощи со следующими препаратами: растворами аммиака, соды и борной кислоты;
магнезиальной мазью (против ожогов от плавиковой кислоты); 0,5%-ным раствором дикана с адреналином; 2%-ным раствором новокаина. При работе с кислотными растворами необходимо руководствоваться общими требованиями безопасности в соответствии с «Инструкцией по промышленной безопасности и охране труда при обработке скважин кислотами"ИПБОТ 202−2008.
1.1 Работники бригады по кислотной обработке скважин должны знать и уметь выполнять комплекс работ, предусмотренных главами 12, 38 «ЕТКС» разделы «Бурение скважин», «Добыча нефти и газа» .
1.2 Работники бригады по кислотной обработке скважин допускаются к выполнению работ после обучения безопасным методам и приемам выполнения работ, стажировки на рабочем месте, проверки знаний и практических навыков, проведения инструктажа по безопасности труда на рабочем месте и при наличии удостоверения, дающего право допуска к указанным работам.
1.3 Обработка скважин кислотами и их смесями должна производиться при наличии наряда-допуска и технологического регламента, оформленных в установленном порядке.
1.4 Мастер ПРС и КРС должен провести специальные занятия с целевым инструктажем на рабочем месте с записью в журнале инструктажей под расписку.
1.5 Работы должны выполняться с применением необходимых средств индивидуальной защиты и в соответствии с требованиями инструкции по применению данного реагента.
1.6 На месте проведения работ по закачке агрессивных химреагентов (серной, соляной, фторной кислоты и т. д.) должен быть:
аварийный запас спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты;
— запас чистой пресной воды;
— нейтрализующие компоненты для раствора (мел, известь, хлорамин).
1.7 Остатки химреагентов следует собирать и доставлять в специально отведенное место, оборудованное для утилизации или уничтожения.
1.8 После закачки химреагентов или других вредных веществ до разборки нагнетательной системы агрегата должна прокачиваться инертная жидкость объемом, достаточным для промывки нагнетательной системы. Сброс жидкости после промывки должен производиться в сборную емкость.
1.9 Для определения концентрации паров серной кислоты и серного ангидрида бригада должна быть обеспечена газоанализаторами.
1.10 Загрузка термореактора магнием должна проводиться непосредственно перед спуском его в скважину.
1.11 Загруженный магнием термореактор, емкости и места работы с магнием необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от нагнетательных трубопроводов и емкостей с кислотами.
1.12 В связи с опасностью и сложностью проведения закачки кислоты в пласт, производство этих работ при силе ветра 11 м/сек и более, при тумане, в темное время суток без соответствующего освещения запрещается.
1.13 При проведении кислотной обработки скважины запрещается присутствовать на территории скважины посторонним лицам.
1.14 Кислоты и их смеси должны храниться и транспортироваться в специальных стальных контейнерах (цистернах), изготовленных по нормативно-технической документации. Степень заполнения цистерн определяют с учетом максимального использования вместимости объемного расширения продукта при возможном перепаде температур в пути следования.
1.15 Цистерны должны быть герметизированы прокладками из стойкого к кислотам материалами и иметь следующие надписи:
наименование продукта и обозначение технических условий;
— номер партии и дату изготовления.
3.2 Охрана окружающей среды при закачке кислотногораствора в скважину.
При проведении кислотной обработки скважины, при закачке химических реагентов в скважины для защиты окружающей среды все работы должны проводиться я в соответствии с действующей нормативно-технической документацией, актами, положениями и правилами по охране окружающей среды, действующими на территории РФ: Закон РФ от 21.
02.1992 г. № 2395−1 «О недрах»;Федеральный закон от 10.
01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды»;Федеральный закон от 04.
05.1999 г. № 96-ФЗ «Об охране атмосферного воздуха»;Федеральный закон от 24.
06.1998 г. № 89-ФЗ «Об отходах производства и потребления», Водный Кодекс Российской Федерации от 03.
06.2006 г. № 74-ФЗ.При обработках скважин в пойменных зонах естественных водоемов администрацией предприятия совместно с организациями санитарного надзора и бассейновой инспекцией должны быть разработаны дополнительно мероприятия, обеспечивающие предотвращение загрязнения грунтовых паводковых вод вредными веществами и производственными отходами. Системы по закачке химических реагентов в скважины должны быть герметичны. При возникновении аварийных ситуаций, повлекших за собой разливы химических реагентов (выбросах компонентов композиций из емкостей, разлива реагентов на грунт), последние необходимо немедленно собрать в приямок и на месте нейтрализовать, при этом загрязненные участки земли необходимо засыпать песком с последующим удалением в шламонакопитель для захоронения в соответствии с методическими указаниями. По согласованию с местными органами пожарного и санитарного надзора химические реагентов, в том числе их отложения и остатки, извлекаемые при очистке емкостей, аппаратов и коммуникаций подлежат захоронению в строго отведенных для этих целей местах. По окончанию кислотной обработки скважины земли, загрязнённые нефтью и химическими веществами вокруг скважины, необходимо очистить с проведением рекультивационных работ.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Месторождения Ноябрьского нефтегазового района, относящиеся к двум нефтегазоносным областям: Среднеобской — Холмогорское, Карамовское, Пограничное, Суторминское, Крайнее, Муравленковское и к НадымПурской: Вынгапуровское, Вынгаяхинское и др., характеризуются неоднородными низкопроницаемымиполимиктовыми коллекторами с повышенной гидрофильностью и низкой изначальной нефтенасыщенностью. Нефти содержат значительное количество парафиновых и асфальтосмолистых компонентов. На месторождениях Среднеобской нефтегазоносной области характерно повышенное содержание асфальтенов.
Для всех месторождений характерно выпадение АСПО во внутрискважинном оборудовании. На месторождениях борьба с отложениями АСПВ ведется с помощью тепловых и химических методов [78]. Для удаления АСПО со стенок НКТ применяется и традиционный механический метод — скребкование. На интенсивность отложений влияют состав и физико-химические свойства нефтей. Обработки с растворителями применяются как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах. В 2014 г.
в НГДУ «Суторминскнефть» в 67 нагнетательных скважинах проведены работы с применением ШФУ и в 20 скважинах с применением других растворителей, 38 добывающих скважин обработаны растворителями, в том числе: 20 — ШФУ и 18 другими растворителями. По этим обработанным добывающим скважинам за этот период дополнительно добыто 9 тыс.
т нефти. Работы на месторождениях проводятся Управлением по повышению нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ1. Архипов С. В., Дворак С. В., Сонич В. П., Николаева Е. В. Геологи-ческие причины ускоренного обводнения скважин пласта БС0 Суторминского месторождения //Геология нефти и газа. — 1987. — № 1. — С. 49−52.
2.Сонич В. П., Дворак С. В., Колмогоров В. Ф. Нефтенасыщенность неоднородных коллекторов Суторминского месторождения // Нефтяное хозяйство. -1988. — № 7. — С. 4347.
3.Дроздов В. А., Дворак С. В., Ильин В. М., Сонич В. П. Остаточная нефтенасыщенность коллекторов месторождений Ноябрьского района // Нефтяное хозяйство. — 1991. — № 4. — С. 19−21.
4.Питкевич В. Т., Петухов В. А. Оценка эффективности методов об-работокпризабойных зон добывающих скважин // Вопросы интенсификации разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. — Тюмень: Сиб.
НИИНП. — 1986. — С. 132−141.
5.Колмогоров В. Ф., Абрамов О. С., Ильин В. М., Сонич В. П. Анализ возможных ошибок при определении границ водонефтяных зон Суторминского месторождения. // Нефтяное хозяйство. — 1988.
— № 4. — С. 45−46.
6.Малышева Г. Н., Шальных Г. С., Абрамов А. С. Результаты экспе-риментальных исследований взаимодействия флюид-коллектор методом калориметрии // Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. — Тюмень: Сиб.
НИИНП — 1989, — С. 25−28.
7.Малышева Г. Н., Абрамов А. С. Изучение влияния температуры на гидрофильность пород. — коллекторов // Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. — Тюмень: Сиб.
НИИНП. — 1989.-С. 34−37.
8.Особенности разработок призабойных зон скважин в низкопроницаемых пластах / Хавкин, А .Я., Вороновский В. Р., Абрукина Л. Н. и др. // Нефтяное хозяйство. — 1994. — №.
11−12. — С. 42−44.
9.Смышляева М. Д. Влияние геологического строения и структуры запасов на особенности разработки залежи пласта БСцКарамовского месторождения // Проблемы ускорения научно-технического прогресса в области разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. — Тюмень: Сиб.
НИИНП, 1987. — С. 78−84, 10. Сафин С. Г. Совершенствование технологии обработки призабойной зоны недонасыщенных нефтью высокотемпературных пластов // Нефтяное хозяйство. — 1996. — №.
4. — С. 47−50.
11.Сафин С. Г. Технология кислотных обработок высокотемпературных пластов // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири — Тюмень: Сиб.
НИИНП, 1996.-С. 140−144.
12.Саяхов Ф. Л., Сафин С. Г., Гафиуллин М. Г. Электрофизические методы контроля и управления свойствами технологических жидкостей в нефтедобыче. — М.: ВНИИОЭНГ, 1995. — 68 с.
13.Химия нефти и газа: Учебное пособие для вузов / А. Н. Богомолов, А. А. Гайле, В. В. Громова и др. / Под ред. В. А. Проскурякова, А. Е. Драбкина. — 2-е изд. Перераб. ;
Л.: Химия, 1989. — 424 с.
14.Предотвращение отложения парафина и асфальтосмолистых веществ в добыче нефти на месторождениях с различными геолого-физическими условиями / Ю. В. Шамрай, В. И. Гусев, В. А. Покровский и др. — М.: ВНИИОЭНГ, 1987. — 61 с.
15.Свойства и состав нефтей месторождений Западной Сибири / Носова B.C., Вагнер Л. А., Ярославцева Т. В., Патокина М. В. // Нефтяное хозяйство.
— 1989. — № 7. — С. 48−50.
16.Возможность разработки низкопродуктивных коллекторов системой горизонтальных скважин/ А. Т. Горбунов, Д. П. Забродин, Т. А. Султанов и др. // Нефтяное хозяйство. — 1993. — № 3. ;
С. 8−11.
17.Блох А. С. и др. Проблемы разработки крупных месторождений Ноябрьского региона на поздней стадии // Нефтяное хозяйство. — 1997. — № 12.-С. 36−38.
18.Сафин С. Г., Белоногов В. Г. Некоторые особенности геологиче-ского строения продуктивного пласта БС^ крайнего месторождения.// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 1996. — № 12.-С. 2−5.
19.Сафин С. Г., Макеев Г. А. Особенности геологического строения и разработки Западно-Суторминского месторождения // Нефтепромысловое дело-1998. — № 3. — С. 13−17.
20.Сафин С. Г., Шилов А. В. Особенности геологического строения и разработки Сугмутского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 2000. — № 11. — С. 11−14.
21.Сафин С. Г., Гафиуллин М. Г., Макеев Г. А. Особенности разработки Крайнего месторождения //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 1997. — № 2. — С. 39−41.
22.Сафин С. Г. Изучение геологического строения и подсчет запасов Вынгапуровского нефтегазоконденсатного месторождения // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. — Тюмень, Сиб.
НИИНП, 2000. — С. 135−149.
23.Сафин С. Г., Шилов А. В. Состояние и проблемы разработки нефтяных месторождений Ноябрьского региона Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. — 2000. — № 10. — С. 7−13.
24.Сафин С. Г., Шилов А. В. Состояние и пути улучшения условий разработки нефтегазовых месторождений Ноябрьского региона // Нефтяное хозяйство. — 2001. — № 2. — С. 39—43.
25.Сафин С. Г. Анализ состояния эксплуатационных колонн скважин на месторождениях НГДУ Суторминскнефть // Нефтепромысловое дело. — 2000. -№ 1.-С. 14−16.
26.Сафин С. Г., Макеев Г. А., Гафиуллин М. Г. Эффективность геологотехнических мероприятий на Суторминском нефтяном месторождении // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 1996. — № 5. — С. 32−34.
27.Технология регулирования и ограничения водопритоков с ис-пользованием нового состава / Сафин С. Г., Калашнев В. В., Каюмов Л. Х. и др. // Нефтепромысловое дело. — 1994. — №.
1. — С. 40−42.
28.Исследование по разработке тампонирующих композиций / С. Г. Сафин, Р. Н. Мухаметзянов, Л. Х. Каюмов, Г. А. Нуруллина // Нефтепромысловое дело. — 1994. -№ 7−8. — С. 19−21.
29.Разработка составов, увеличивающих гидродинамическое сопротивление в пласте / С. Г. Сафин, Р. Н. Мухаметзянов, Л. Х. Каюмов, Г. А. Нуруллина // Нефтепромысловое дело. — 1994. — № 3−4. — С. 20−21.
30.Разработка гелеобразующего состава / С. Г. Сафин, Р. Н. Мухаметзянов, P.P. Ганиев и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 1994.
— № 7−10. — С. 37−38.
31.Технология применения осадкообразующей композиции и ПАВ для увеличения нефтеотдачи высокотемпературных полимиктовыхнеоднородлных пластов // С. Г. Сафин, Р. Н. Мухаметзянов, P.P. Ганиев и др. // Нефтяное хозяйство. — 1994. — № 7.
— С. 21−22.
