Развитие газовой отрасли в России.

В России начало промышленного использования газа относится к 1835 году, когда в Санкт-Петербурге был впервые построен завод искусственного газа. В 1970г в Санкт-Питербурге было построено пять заводов искусственного газа с общей производительностью 30млн.м³ в год. Газ в основном шел на освещение улиц, торговых помещений, учреждений и небольшая часть подавалась в квартиры.

Открытие месторождений природного газа более экономичного, чем искусственный, послллужило началом перевода системы газоснабжения на природный газ. В конце XIX и начале XX века открытие месторождений природ­ного газа носило случайный характер, В 1840 году при бурении скважин на воду в районе Астрахани на глубине 112 метров вме­сте с водой выделялся газ, содержащий сероводород. Развитие газовой промышленности в России относится к 1922 году, когда в Сураханах из скважины № 1 был получен га­зовый фонтан. Этим фонтаном газа заинтересовались ряд фирм, занимающихся добычей нефти в Баку. Началось бурение скважин специально на газ. К этому времени уже были металлические трубы. Газ, добываемый из скважин, по трубам подавался па нефтеперерабатывающие заводы, где он использовался в качестве топлива при переработке нефти.

Русский ученый Д. И. Менделеев писал, что «газ - это топливо будущего, при использовании которого не может быть и речи ни о не полном горении, ни о дыме».

В 1906 году в Саратове при бурении артезианской скважины на воду был получен природный газ. Хозяин хутора купец Мель­ников этим воспользовался и построил стекольный и кирпичный заводы, на которых топливом служил природный газ.

К началу 1930 года в пашей стране были открыты и изучены четыре месторождения природного газа: Дагестанские Огни, Мельниковское, Ставропольское и Мелитопольское. Но большо­го применения природный газ в то время не получил.

В 1931 году по инициативе А.Е. Ферсмана и И.М. Губкина проводится Вторая Всероссийская Газовая конференция, на которой впервые был рассмотрен вопрос об использовании природного газа в промышленности и в бытовых целях. В конце 30-х годов было открыто 50 газовых месторождений в Ставропольском и Краснодарских краях, Азербайджане, Украине, Средней Азии,Саратовской, Куйбышевской, Оренбургских областях, на Северном Кавказе и др.районах.

Первый газопровод в СССР (диаметром 200 мм, длиной 68 км) был построен в 1940-1941 годах в Западной Украине от Дашавского газового месторождения до г. Львова.

1941-1944 – бурное развитие строительства магистральных газопроводов.

Объем добычи газа в стране в I960 году составлял 45,3 млрд. м³, а в 1970 году - уже 198 млрд. м³.

Наиболее перспективными по запасам природного газа ока­зались северные районы Тюменской области. В 1953 году здесь было открыто Березовское газовое месторождение, а в 1965 году был построен первый на Севере газопровод Игрим-Серов, по ко­торому природный газ подавался с Березовского газового место­рождения к потребителям на Северный Урал.

Освоение газовых месторождений в Западной Сибири было связано с большими трудностямив связи с заболоченностью территории, вечной мерзлотой и суровыми климатическими условиями. В 1972г ввод в эксплуатации крупнейшего газового месторождения Медвежье. В 1978 году вводится в эксплуатацию Уренгойское газоконденсатное месторождение, а уже в 1980 году годовая добыча газа здесь достигла 50 млрд. м³. Были введены и другие газовые месторождения, среди которых и уникальное Ямбургское. В 1991 году в Западной Сибири добывали 542 млрд. м³, что со­ставляло 84% от всей добычи газа в стране.

Россия располагает огромными запасами газа. Она не только обеспечивает свои потребности газа в промышленности и быту, но и значительное количество газа экспортирует.

Потенциальные запасы газа в пашей стране оцениваются более чем в 200 трлн. м³. По прогнозным оценкам, добыча газа в России к 2030 году составит более 800 млрд. м³ в год.

Добычей и транспортом газа в России занимается РАО «Газпром». РАО «Газпром» является крупнейшей газовой компа­нией в мире. Контрольный пакет акций РАО «Газпром» (40%) принадлежит государству

Геолого-промысловый контроль разработки нефтяного месторождения. Показатели разработки залежи нефти. Определение текущего положения ВНК и ГНК нефтенасыщенности пластов. Гидродинамические методы исследования пластов.

Геолого-промысловый контроль разработки осуществляется в целях оценки эффективности принятой системы разработки залежи и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению, а также с целью получения информации необходимой для регулирования процесса разработки и принятия мероприятий по ее совершенствованию.

В процессе контроля за разработкой изучается:

1. динамика изменения текущего и накопленной добычи, попутной воды и газа, а также закачки рабочих агентов по месторождению в целом, отдельным участкам, скважинам.

2. охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента, по отдельным пластам, пропласткам, участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением.

3. энергетическое состояние залежи, динамика изменений пластового и забойного давлений в зонах отбора, закачки, бурения.

4. изменение коэффициентов продуктивности и приемистости скважин.

5. изменение гидропроводности пласта в районе добывающих скважин.

6. состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного горизонта соседними по разрезу горизонта и наличие перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами.

7. изменение физико-химических свойств добываемой жидкости нефти, воды, газа в пластовых и поверхностных условиях в процессе разработки.

8. фактическая технологическая эффективность осуществляемых мероприятий по увеличению производительности скважин.

9. динамика зависимости текущего КИН из пласта от текущей обводненности продукции.

Обязательные комплексы исседований и измерений по контролю за разработкой должны охватывать равномерно всю площадь объекта разработки, весь фонд нагнетательных скважин и должны содержать следующие виды работ:

1. замеры Рпл по контрольным и пьезометрическим скважинам

2. замер Рпл и Рзаб, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим скважинам (газовый фактор – это объем газа выделившийся из 1т сепарированной нефти, выражается м³/т). Газосодержание – это объем газа растворенного в 1м³ нефти (м³ /м³)

3. замеры Руст, нагнетания и объемов закачки по нагнетательным скважинам.

4. гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин на стационарных и не стационарных режимах.

5. исследования по контролю ВНК, ГНК, нефтегазонасыщенности, тех.состояния ствола скважины промыслово-геофизическими методами.

6. отбор и исследование глубинных проб нефти, поверхностных проб скважины (нефть, газ, вода).

7. специальные исследования, предусмотренные проектным технологическим документом

Показатели разработки залежи нефти:

- текущий и накопленный дебит жидкости

- обводненность

- объем закачки рабочего агента текущий и накопленный

- коэффициент охвата

- Рпл, Рзаб (Рпл (среднее) контролируется путем замеров Рст в каждой скважине. Строятся карты изобар (карты равных пластовых давлений)

- коэффициент приемистости

- кэффициент продуктивности

- коэффициент газопроводности пласта

- газовый фактор

- пластовая температура

- текущий КИН

Определение текущего положения ГНК. ВНК нефтенасыщенных пластов осуществляется на основании контрольных скважин с применением промыслово-геофизических исследований, исследованиям осуществляющихся по наблюдательным скважинам. Для этого используются методы нейтронно-гамма каратажа, нейтрон-нейтронный каратаж над тепловым и по тепловым нейтронам, резистрометрия скважин, а также производится отбор проб с помощью глубинных пробоотборников. На основании отбора продукции определяется нефтенасыщенность в лабораторных условиях с использованием методов Дина и Старка, центрофугирования.

Капитальный ремонт скважин. Виды капитального ремонта. Глушение скважин при капитальном ремонте, требования к жидкости глушения. Установки для капитального ремонта скважин, их техническая характеристика. Спецтехника, применяемая при капитальном ремонте скважин.

Капитальный ремонт - это комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, а также спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации пластов, пакеров - отсекателей, клапанов – отсекателей, газлифтного оборудования и др.

К капитальному ремонту относятся такие виды работ:

Ремонтно- изоляционные работы (КР1)

Отключение отдельных обводненных интервалов пласта; отключение отдельных пластов; исправление негерметичности цементного кольца; наращивание цементного кольца за эксплуатационной промежуточной колоннами, кондуктором.

Устранение негерметичности эксплуатационной колонны (КР2)

Крепление слабосцементированных пород в ПЗП (КР3)

Устрапнение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин и в процессе ремонта (извлечение ЭЦН,

НКТ, очистка ствола скважин и т.д.) (КР4)

Переход на друние горизонты и приобщение пластов (КР5)

Переход скважин из категории в категорию по назначению (КР6)

Ремонты скважин, оборудованных пакерами-отсекателями, ОРЭ (КР7)

Зарезка второго пласта (КР8)

Ремонт нагнетательных скважин (КР9)

Ремонт поглащающих и артезианских скважин (КР10)

Изучение характера нефтенасыщенности и выработка продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах, оценка тех.состояния эксплуатационной колонны (КР11)

Увеличение и восстановление производительности и приемистости скважин (КР12)

Проведение СКО; проведение ГРП; проведение ГПП; виброобработка ПЗ; термообработка ПЗ; промывка ПЗ растворителями; промывка ПЗ растворами ПАВ.

Выравнивание профиля приемистости (КР13)

Обработка суспензиями; обработка коагуляторами; обработка полимерами и смолами

Дополнительная перфорация и торпедирование (КР14)

В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности КРС подразделяют на дае категории сложности:

1. ремонты при глубине скважины до 1500м

2. ремонты в скважинах глубиной более 1500м

Ко второй категории работ также относят независимо от глубины скважины все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений,исправление смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением ГРП; работы в скважинах с сильными нефтегазопроявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды РИР и работ по закачке изотопов в пласт; технологически необходимые неоднократные цементные заливки.

Капитальный ремонт проводится цехом капитального ремонта скважин или специализированным управлением, организуемым в объединении, которому передаются все работы на скважинах, связанные с повышением нефтеотдачи пластов (УПНП и КРС). В таком управлении сосредоточены необходимые технические средства, оборудование, материалы, транспортные средства, квалифицированная инженерно-техническая служба и бригады. Для КРС используется оборудование с большей грузоподъемностью и номенклатурой.

К подготовительным работам относится в первую очередь глушение скважины. Глушение скважн процесс достаточно сложный и трудоемкий. Он представляет собой замену жидкости скважины на жидкость глушения и к ней предъявляются особые требования. Глушению подлежат скважины с Руст>Ргст и наоборот ниже, на которых, согласно расчету сохраняются условия фонтанирования или газонефтепроявления. К глушению скважин допускаются при полной или частичной замены скважинной жидкости, с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена не допустима, то жидкость глушения прокачивают на поглащение. Скважины оборудованные ЭЦН или ШГН глушатся в 2 и более приема после остановки насоса и сбивания циркуляционного клапана. Жидкость глушения закачивают через трубы и затрубное пространство до появления ее на поверхности. Затем закрывают задвижки и закачивают расчетный объем жидкости равный объему колонны от уровня подвески насоса до забоя. В 2 этапа останавливают скважины с низкой приемистостью пластов. В начале жидкость замещают до глубины установки насоса, через некоторое расчетное время процесс повторяют. Время определяют по формуле: Т=Н/V, где Т- время; Н – расстояние от приема насоса до забоя,м; V – скорость замещения жидкости за сек.,м/с. Ориентировочно можно принять равным 0,04м/с. При остановке скважин, которые можно глушить в 1 цикл, в которых возможны нефтепроявления, сразу вслед за порцией жидкости глушения, равной объему лифтового оборудования в межтрубное пространство закачивают буферную жидкость. Если скважина обладает высоким газовым фактором и большим интервалом перфорации, при поглащении жидкости глушения высокопроницаемых интервалов, необходимо предусмотреть закачку в зону фильтра буферной жидкости глушения. При интенсивном поглащении используют нефтеводокислорастворимые наполнители – кольманты, с последующим восстановлением ПЗП. Скважины должны быть заглушены до монтажа подземного агрегата. Глушение скважины может проводиться прямым и обратным способом. При прямом – жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном – в затрубное пространство. Окончанием глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины с плотностью жидкости глушения. При этом объем прокачиваемой жидкости глушения д.б. не менее расчетного. V_жг=V_экО =3м³ =V_эк –V_нкт – V_шт , V_экО- объем ЭК с учетом спущенного оборудования; V_нкт – объемНКТ; V_шт- объем штанг.

После окончания глушения задвижки должны быть закрыты. Заглушенная скважина может находится в ожидании ремонта не более 48ч.

Жидкость глушения должна быть безопасной, иметь большую плотность, чем скважинная жидкость (ее определяют из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего пластовое) и не быть агрессивной по отношению к оборудованию и скважине. Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами. Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды. Жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз "жидкость глушения – пластовый флюид". Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода. На месторождениях с наличием сероводорода жидкости глушения должны содержать нейтрализатор сероводорода.

В качестве жидкости глушения используется, как правило, попутно добываемую воду. Ее очищают от примесей и добавляют соли для повышения плотности. Глушение скважины, в большинстве случаев, существенно ухудшает состояние призабойной зоны скважины и может привести к снижению ее дебита. Для борьбы с этим в жидкость глушения добавляются специальные присадки, производящие отмыв призабойной зоны от различных отложений. К сожалению, данный способ в ряде случаев не снижает время вывода скважины на режим. Неплохие результаты дает глушение скважин очищенной нефтью, но из-за низкой плотности нефти и повышенной пожароопасности способ не нашел широкого применения

Относительно новым и наиболее перспективным направлением является глушение скважин растворами не проникающими в пласт, но и не дающими газу выходить из пласта. Как правило, это гелеобразные растворы, которые после проведения ремонта подвергаются специальной обработке и выносятся с откачиваемой жидкостью. В этом случае призабойная зона не ухудшает своих свойств. Более того, при соответствующем подборе компонентов возможна очистка зоны перфорации от различного рода отложений с последующим их удалением.

Поиск по сайту: