О САЙТЕ
Добро пожаловать!

Теперь вы можете поделиться своей работой!

Просто нажмите на значок
O2 Design Template

ФНГ / РЭНГМ / ОТЧЁТ По учебной практике, проходившей в АГНИ «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

(автор - student, добавлено - 14-06-2014, 12:33)

 СКАЧАТЬ:  666.zip [944,16 Kb] (cкачиваний: 287)

 


Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

 

 

ОТЧЁТ

 

 

 

По_учебной  практике, проходившей в_ АГНИ_____________________ 

_____________________________________________________________    

Место прохождения практики______АГНИ________________________

 

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………..3

1. КРИТЕРИИ И ПРИНЦИПЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ

   ОБЪЕКТОВ……………………………………………………………………...4 2. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФЯТНЫХ  МЕСТОРОЖДЕНИЙ…………..5

3. РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН ПО ПЛОЩАДИ ЗАЛЕЖИ…………………10

IV. ГЕОЛОГО – ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТОВ……….14

V. БУРЕНИЕ СКВАЖИН……………………………………………………….15

VI. СИСТЕМА ППД

VII. ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И  НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ

        СКВАЖИН………………………………………………………………….25

VIII. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН…………………………………………..34

IX. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН…...36

Х. ТЕКУЩИЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН………………….40

XI. СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ……………………….42

XII. ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ НА

        ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА………………..44

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ……………………………46

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Нефть и газ, на сегодняшний день, - это один из важнейших видов энергетического сырья и наша специальность включает обслуживание и сооружение комплексов для дальнейшего развития этой отрасли.

Прежде чем приступить к перекачке нефти к потребителям, ее необходимо:

  1. обнаружить,
  2. пробурить и исследовать скважину;
  3. добыть;
  4. переработать.

Целью нашей учебной практики является: закрепление знаний, полученных в процессе обучения на 1 курсе по предмету История нефтегазовой отрасли, ознакомление с основными технологическими процессами и оборудованием.

Основные задачи учебной практики:

-  ознакомление с процессами добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения;

- ознакомление с основным оборудованием при эксплуатации нефтяных и газовых скважин;

- ознакомление с нефтяным промыслом и его производственно- хозяйственной деятельностью;

- получение определенных практических знаний, способствующих лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения  по специальности.

Во всем этом, немало важную роль играет и наша специальность, потому что уже после бурения скважины возникает потребность в ее транспортировке на ГЗУ, ЦКППН, заводы,  где и производится ее замер и переработка.  И только после всего этого нефть перекачивают потребителям.

 

1 КРИТЕРИИ И ПРИНЦИПЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ

В настоящее время в связи с улучшением технической оснащенности промыслов наблюдается тенденция учета большего числа параметров и критериев при объединении нескольких пластов в один эксплуатационный объект.

Основной критерий правильности выделения эксплуатационных объектов - рациональность  показателей разработки.

Критерием для выбора расчетных режимов работы скважин являются минимальное забойное давление, необходимое для фонтанирования скважин; давление насыщения пластовой нефти газом; минимальное давление, необходимое для нормальной работы центробежного или плунжерного глубинного насоса; предельный максимально допустимый дебит скважины (или предельный удельный дебит с одного метра толщины пласта).

Не всегда все эти критерии могут быть приемлемыми.[4].

Напротив, для пород очень слабых и неустойчивых могут оказаться излишними все предельные критерии по забойным давлениям, так как их нельзя достичь в результате ограничения дебита.

Однако это основное требование не может служить единственным критерием рациональности разработки.

Очевидно, существуют определенные соотношения между этими величинами, могущие служить критериями, определяющими условия целесообразности и экономической рентабельности бурения дополнительных скважин.

Одним из возможных критериев целесообразности бурения резервных скважин может служить себестоимость дополнительной добычи нефти, которая не должна превышать определенный предел — предел рентабельной себестоимости, зависящей от качества добываемой нефти, местоположения данной залежи и др.

В качестве критерия перехода с режима растворенного газа на смешанный режим вытеснения газированной нефти водой может служить равенство забойных давлений при постоянных дебитах или равенство дебитов при постоянных давлениях.

Методика расчетов должна быть достаточно точной, для чего следует принять некоторые критерии.

Таким критерием может служить, например, сравнение показателей, рассчитываемых по точной схеме (многомерной).

Критерии применимости методов включают в себя в определенной степени технико-экономические показатели применения метода на основании обобщения ранее полученного опыта применения метода в различных геолого-физических условиях.

Геолого-физические критерии применимости новых методов увеличения нефтеотдачи пластов определены на основании анализа многочисленных теоретических, лабораторных и промысловых исследований как отечественных, так и зарубежных авторов.

Отбор месторождений осуществляется путем анализа их по критериям применимости каждого из методов.

На одном месторождении оказывается возможным рекомендовать два метода или более, а критерии применимости методов и дополнительные условия и ограничения не позволяют выбрать для месторождения один метод воздействия, делаются специальные технико-экономические оценки.[3]

 

2 СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФЯТНЫХ  МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Разработка нефтяных месторождений — комплекс работ по извлечению нефтяного флюида из пласта-коллектора.

Добываемые нефть и попутный газ на поверхности подвергаются первичной обработке. Ввод нефтяного месторождения в разработку осуществляется на основе проекта пробной эксплуатации, технологической схемы промышленной или опытно-промышленной разработки, проекта разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации определяют условия, при которых будет вестись эксплуатация месторождения: его геологическое строение, коллекторские свойства пород, физико-химические свойства флюидов, насыщенность горных пород водой, газом, нефтью, пластовые давления, температуры и др. Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамических расчётов устанавливают технические показатели эксплуатации залежи для различных вариантов системы разработки, производят экономическую оценку вариантов и выбирают оптимальный. 

Системы разработки предусматривают: выделение объектов разработки, последовательность ввода объектов в разработку, темп разбуривания месторождений, методы воздействия на продуктивные пласты с целью максимального извлечения нефти; число, соотношение, расположение и порядок ввода в эксплуатацию добывающих, нагнетательных, контрольных и резервных скважин; режим их работы; методы регулирования процессами разработки; мероприятия по охране окружающей среды. Принятая для конкретного месторождения система разработки предопределяет технико-экономические показатели  дебит скважин, изменение его во времени, коэффициент нефтеотдачи, капитальные вложения, себестоимость 1 т нефти и др. Рациональная система разработки нефтяных месторождений обеспечивает заданный уровень добычи нефти и попутного газа с оптимальными технико-экономическими показателями, эффективную охрану окружающей среды.

Основные параметры, характеризующие систему разработки: отношение площади нефтеносности месторождения к числу всех нагнетательных и добывающих скважин (плотность сетки скважин), отношение извлекаемых запасов нефти месторождения к числу скважин — извлекаемые запасы на одну скважину (эффективность системы разработки), отношение числа нагнетательных к числу добывающих скважин (интенсивность выработки запасов); отношение числа резервных скважин, пробуренных после ввода месторождения в разработку с целью более полного извлечения нефти (надёжность системы разработки). Система разработки характеризуется также геометрическими параметрами: расстоянием между скважинами и рядами скважин, шириной полосы между нагнетательными скважинами (при блоково-рядных системах разработки) и др. В системе разработки без воздействия на пласт при малоподвижном контуре нефтеносности используют равномерное четырёхугольное (четырёхточечное) или треугольное (трёхточечное) расположение добывающих скважин; при подвижных контурах нефтеносности расположение скважин учитывает форму этих контуров. Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт в CCCP применяют редко, большей частью месторождение разрабатывается с заводнением. Наиболее широко используется блоково-рядное внутриконтурное заводнение. Создают также площадные системы заводнения с расстоянием между скважинами 400-800 м. 

Наряду с выбором системы разработки большое значение имеет выбор эффективной технологии разработки. Система и технология в принципе независимы; при одной и той же системе применяют различные технологии разработки. Основные технологические показатели процесса разработки: текущая и накопленная добыча нефти, воды, жидкости; темп разработки, обводнённость продукции скважин, пластовое давление и температура, а также эти параметры в характерных точках пласта и скважины (на забое и устье скважины, на границах элементов и т.д.); газовый фактор в отдельных скважинах и по месторождению в целом. Эти показатели изменяются во времени в зависимости от режимов пластов (характера появления внутрипластовых сил, движущих нефть к забоям скважин) и технологии разработки. Важным показателем разработки нефтяных месторождений и эффективности применяемой технологии является текущая и конечная величина нефтеотдачи. Длительная разработка нефтяных месторождений при упругом режиме возможна только в отдельных случаях, т.к. обычно пластовое давление в процессе разработки падает и в пласте возникает режим растворённого газа. Конечный коэффициент нефтеотдачи при разработке в этом режиме невелик, редко достигает (при хорошей проницаемости пласта и низкой вязкости нефти) величины 0,30-0,35. С применением технологии заводнения конечный коэффициент нефтеотдачи увеличивается до 0,55-0,6 (в среднем 0,45-0,5). При повышенной вязкости нефти (20-50•10-3 Па•с) он не превышает 0,3-0,35, а при вязкости нефти свыше 100•10-3 Па•с — 0,1.

Заводнение в этих условиях становится малоэффективным. Для повышения конечной величины коэффициента нефтеотдачи применяют технологии, основанные на физико-химических и тепловых методах воздействия на пласт. При физико-химических методах используют вытеснение нефти растворителями, газом высокого давления, поверхностно-активными веществами, полимерными и мицеллярно-полимерными растворами, растворами кислот и щелочей. Применение этих технологий позволяет снижать натяжение на контакте "нефть — вытесняющая жидкость", либо ликвидировать его (вытеснение нефти растворителями), улучшать смачиваемость горных пород вытесняющей жидкостью, загущать вытесняющую жидкость и тем самым уменьшать отношение вязкости нефти к вязкости жидкости, делая процесс вытеснения нефти из пластов более устойчивым и эффективным. Физико-химические методы воздействия на пласт увеличивают нефтеотдачу на 3-5% (поверхностно-активные вещества), на 10-15% (полимерное и мицеллярное заводнение), на 15-20% (углекислота). Применение методов вытеснения нефти растворителями теоретически позволяет достичь полной нефтеотдачи.

Однако опытно-промышленные работы выявили ряд трудностей практического осуществления этих методов извлечения нефти: сорбция поверхностно-активных веществ пористой средой коллекторов, изменение их концентрации, разделение композиций веществ (мицеллярно-полимерное заводнение),  экстракция только   лёгких    углеводородов  (углекислота), снижение коэффициента охвата (растворители и газ высокого давления) и др. Развиваются также исследования в области термохимических методов извлечения нефти при совместном воздействии на пласт теплом и химическими реагентами — термощелочное, термополимерное заводнение, использование катализаторов внутрипластовых реакций и др. Исследуются возможности повышения нефтеотдачи пластов путём воздействия на них биохимическими методами, основанными на вводе в нефтяной пласт бактерий, в результате жизнедеятельности которых образуются вещества, улучшающие текучесть и облегчающие извлечение нефти. [10]

В разработке нефтяных месторождений выделяют 4 периода: нарастающей, постоянной, резко падающей и медленно падающей добычи нефти (поздняя стадия). 

На всех этапах разработки нефтяных месторождений осуществляют контроль, анализ и регулирование процесса разработки без изменения системы разработки или с частичным её изменением. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений позволяет повысить эффективность вытеснения нефти. Воздействуя на залежь, усиливают или ослабляют фильтрационные потоки, изменяют их направление, вследствие чего вовлекаются в разработку ранее не дренируемые участки месторождения и происходит увеличение темпов отбора нефти, уменьшение добычи попутной воды и увеличение коэффициента конечной нефтеотдачи. Методы регулирования разработки нефтяных месторождений: увеличение производительности скважин за счёт снижения забойного давления (перевод на механизированный способ эксплуатации, установление форсированного или оптимального режима работы скважин); отключение высокообводнённых скважин; повышение давления нагнетания; бурение дополнительных добывающих скважин (резервных) или возврат скважин с других горизонтов; перенос фронта нагнетания; использование очагового и избирательного заводнения; проведение изоляционных работ; выравнивание профиля притока или приёмистости скважины; воздействие на призабойную зону для интенсификации притока (гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, кислотная обработка); применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (закачка в пласт серной кислоты, поверхностно-активных веществ и др.). Разработку неглубоко залегающих пластов, насыщенных высоковязкой нефтью, в некоторых случаях осуществляют шахтным способом [5].

 

3 РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН ПО ПЛОЩАДИ ЗАЛЕЖИ

Схема расположения точек заложения скважин на перспективной или нефтегазоносной площади и последовательность их бурения, обеспечивающие достоверное и эффективное решение геологоразведочных задач в конкретных геологических условиях.

Основные системы размещения скважин:

Треугольная - заложение каждой новой скважины в вершине треугольника, в двух других вершинах которого уже имеются пробуренные скважины.

Кольцевая - размещение скважин последовательными рядами вокруг скважины-открывательницы на одинаковых гипсометрических отметках базисного продуктивного горизонта.

Профильная - размещение скважин на разных гипсометрических отметках по профилю (линии), пересекающему структуру или площадь залежи в определенном направлении, с целью получения профильного геологического разреза.

На практике в определенных условиях применяют комбинированные системы размещения скважин, состоящие из различных сочетаний основных систем или их модификаций (например, зигзаг-профильная система).

Особенно часто сочетания систем размещения скважин используют при разведке месторождений, которые содержат залежи различного типа и размера и разведка которых ведется самостоятельными сетками скважин.

При современной методике поисково-разведочных работ системы размещения скважин выбирают также на основе решений, получаемых при анализе соответствующих математических моделей промышленных скоплений нефти и газа.

В цикл строительства скважины входят:

- подготовительные работы (в ходе подготовительных работ выбирают место для буровой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи; если рельеф местности неровный, то планируют площадку);

- монтаж вышки и оборудования (производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения; оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой);

- подготовка к бурению;

- процесс бурения;

- крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж (целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов);

- вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа.

Бурильная колонна (БК) соединяет долото (или забойный двигатель и долото) с наземным оборудованием (вертлюгом).

БК предназначена для следующих целей:

-передачи вращения от ротора к долоту;

-восприятия реактивного момента забойного двигателя;

-создания нагрузки на долото;

-подъема и спуска долота;

-проведения вспомогательных работ (проработка, расширение и промывка скважины, испытание пластов, ловильные работы и т.д.).

Вскрытие пласта -- это комплекс операций для сообщения продуктивного пласта со скважиной. Различают первичное и вторичное вскрытие пласта. Первичное вскрытие -- это процесс углубления забоя скважины от кровли до подошвы продуктивного пласта. Вторичное -- это создание перфорационных каналов после спуска и цементирования обсадной (эксплуатационной) колонны. После вскрытия пласта скважину осваивают, вызывая приток жидкости из пласта, восстанавливая (частично) продуктивные характеристики призабойной зоны. От эффективности операций вскрытия продуктивного пласта и освоения скважин зависит величина притока жидкости из пласта, т. е. эффективность последующей эксплуатации скважин.

Вторичное вскрытие продуктивного пласта производят перфораторами различных конструкций. Существует несколько типов перфораторов: гидропескоструйные, кумулятивные, пулевые, торпедные.

Конструкция эксплуатационной скважины определяется числом рядов труб, спускаемых в скважину и цементируемых в процессе бурения для успешной проводки скважин, а также оборудованием ее забоя. В скважину спускают следующие ряды труб:

- направление - это колонна труб, спускаемая в скважину до некоторой глубины (5-40 м), которая цементируется от устья по всей длине и служит для надежного крепления верхних интервалов и предотвращения размыва устья скважины.

- кондуктор служит для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции верхних водоносных горизонтов от загрязнения, а также для возможности установки на устье противовыбросового и устьевого оборудования.

- промежуточная обсадная колонна предназначена для крепления и изоляции вышележащих зон, несовместимых по условиям бурения с нижележащими зонами для предотвращения осложнений и аварий при бурении последующих интервалов.

- эксплуатационная колонна крепит и разобщает продуктивные пласты и вышележащие зоны геологического разреза от продуктивных пластов, обеспечивает размещение в ней оборудования для подъема жидкости или закачки необходимых агентов в пласт. Эксплуатационную колонну оборудуют элементами колонной и заколонной оснастки - пакеры, башмак, обратный клапан, центратор, упорное кольцо и т.п. Диаметр труб э/колонны выбирают в зависимости от типоразмера применяемого оборудования.[4]

Поддержание пластового давления -- процесс естественного или искусственного сохранения давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной или запроектированной величине с целью достижения высоких темпов добычи нефти и увеличения степени её извлечения. Поддержание пластового давления при разработке нефтяной залежи могут осуществлять за счёт естественного активного водонапорного или упруговодонапорного режима, искусственного водонапорного режима, создаваемого в результате нагнетания воды в пласты-коллекторы при законтурном или приконтурном, а также при внутриконтурном заводнении. В зависимости от геологических условий и экономических показателей разработки выбирают тот или иной способ поддержания пластового давления или их комбинацию.

Поддержание пластового давления способом внутриконтурного заводнения является наиболее эффективным и экономичным, особенно для больших по площади нефтяных залежей. Его создают путём блокового, ступенчатого осевого, барьерног площадного, очагового или изибрательного способов заводнения. При поддержании пластового давления в нефтяной части залежи через нагнетательные скважины закачивают воду или водогазовую смесь без добавок или с различными добавками, способствующими улучшению её вытесняющих свойств. Если нефтяная залежь имеет ярко выраженный свод, то в него для поддержания пластового давления нагнетают газ или воздух, вследствие чего создаётся напор искусственной газовой шапки. При расчёте процессов нагнетания определяют схему размещения нагнетательных скважин, суммарный объём закачки, приёмистость нагнетательных скважин, их число и давление нагнетания. Подбирается такая схема расположения нагнетательных скважин, которая обеспечивает наиболее эффективную связь между зонами нагнетания и отбора и равномерное вытеснение нефти водой.[3]

 

IV. ГЕОЛОГО – ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТОВ

Геолого-физическая характеристика зависит от типа коллектора нефтегазонасыщенности и пластовых давлений. При вскрытии выделяются три группы пластов с высокой проницаемостью (чаще всего трещиноватые) и аномально высокими пластовыми давлениями; с высокими проницаемостью, нефтенасыщенностью и пластовым давлением; с хорошей геолого-физической характеристикой, но с малым пластовым давлением.

Нефтяные пласты бывают многослойными и редко бывают монолитными. Как правило, нефтяные пласты состоят из нескольких проницаемых нефтяных слоев, разделенных непроницаемыми прослоями, имеют общую толщину и эффективную толщину. Эффективная толщина - это суммарная толщина проницаемых слоев.

Между слоями наблюдается межслойная неоднородность по проницаемости, а по площади распространения слоев обязательно наблюдается зональная неоднородность по проницаемости, т.е. неоднородность между зонами. По этой причине в пределах ячеек нагнетательных и добывающих скважин в пределах каждого обособленного слоя наблюдается зональная неоднородность локальных значений пластового давления. Поэтому в каждой скважине в разных эксплуатируемых слоях наблюдаются разные значения локального пластового давления, никак взаимно несогласованные, поэтому различие локальных пластовых давлений может быть положительным или отрицательным, относительно большим или маленьким, поэтому во время остановки добывающих скважин через их забои обязательно происходят межслойные и межпластовые перетоки, которые, конечно, меньше рабочих дебитов слоев и пластов, но разные, относительно большие и маленькие. 

Стратиграфия — раздел геологии, изучающий последовательность формирования комплексов горных пород в разрезе земной коры и первичные их соотношения в пространстве. Стратиграфия обеспечивает историзм всех других отраслей геологии, создаёт геохронологическую основу для изучения геологических процессов, развития геологических объектов, регионов и земной коры в целом, а также для карт геологического содержания. Стратиграфия тесно связана с исторической геологией, палеонтологией, геохронологией,  литологией, геологией полезных ископаемых осадочного генезиса, в т.ч. с геологией нефти и газа, угольной геологией. 

Объект стратиграфии — нормально пластующиеся геологические тела, сложенные осадочными, вулканогенными иметаморфическими породами. Стратиграфическое подразделение (стратон) — совокупность горных пород, составляющих определённое единство и обособленных по признакам, позволяющим установить последовательность их формирования и положение в стратиграфическом разрезе. Ряд исследователей включает в объекты стратиграфии все магматические образования. Основные задачи стратиграфии: расчленение разрезов и установление местных стратиграфических подразделений (комплекс, серия, свита, пачка); корреляция стратиграфических подразделений и составление стратиграфических схем; создание общей стратиграфической шкалы с учётом периодизации геологической истории земной коры. 

Стратиграфия использует палеонтологические, литологические (в т.ч. ритмостратиграфические), геохронологические, климатостратиграфические, геохимические, геофизические (в т.ч. магнито- и сейсмостратиграфические) методы. 

Различают общую стратиграфию, разрабатывающую принципы науки, проблемы классификации, терминологии и номенклатуры, стратиграфические корреляции и методологии, а также общую стратиграфическую шкалу, и региональную стратиграфию, обеспечивающую стратиграфическую основную геологическую съёмку и картирование, поисковые и разведенные работы. 

Тектоника - отрасль геологии, изучающая структуру земной коры и её изменения под влиянием механических тектонических движений и деформаций, связанных с развитием Земли в целом. Основная задача тектоники — изучение современной структуры земной коры, то есть размещения и характера залегания в её пределах различных горных пород, и закономерных сочетаний структурных элементов разного порядка — от мелких складок и разрывов до континентов и океанов, а также выяснение истории и условий её формирования.

Тектоника связана со многими отраслями геологии, в особенности со стратиграфией, петрографией, литологией, палеогеографией, учением о полезных ископаемых.

 

V. БУРЕНИЕ СКВАЖИН

Бурение скважин — это процесс сооружения направленной цилиндрической горной выработки в земле, диаметр "D" которой ничтожно мал по сравнению с её длиной по стволу "H", без доступа человека на забой. Начало скважины на поверхности земли называют устьем, дно — забоем, а стенки скважины образуют ее ствол.

По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее. Немеханические способы(гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное.

При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом 1, подвешенным на канате (рис. 1). Буровой инструмент включает также ударную штангу 2 и канатный замок 3. Он подвешивается на канате 4, который перекинут через блок 5, установленный на какой-либо мачте (условно не показана). Возвратно-поступательное движение бурового инструмента обеспечивает буровой станок рис.5.1.

 

Рисунок 5.1 – Схема ударного бурения:

1 - долото; 2 - ударная штанга; 3 - канатный замок;
4 - канат; 5 - блок; 6 - буровой станок.

 

 

 

Рис. 5.2. Классификация способов бурения скважин на нефть и газ

По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота во время работы.

Для очистки забоя от разрушенной породы буровой инструмент периодически извлекают из скважины, а в нее опускают желонку, похожую на длинное ведро с клапаном в дне. При погружении желонки в смесь из жидкости (пластовой или наливаемой сверху) и разбуренных частиц породы клапан открывается и желонка заполняется этой смесью. При подъеме желонки клапан закрывается и смесь извлекается наверх.

По завершении очистки забоя в скважину вновь опускается буровой инструмент и бурение продолжается.

Во избежание обрушения стенок скважины в нее спускают обсадную трубу, длину которой наращивают по мере углубления забоя.

В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное бурение в нашей стране не применяют.

Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом.

Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности. Винтовой двигатель - это разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использован винтовой механизм.

По характеру разрушения горных пород на забое различают сплошное и колонковое бурение. При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади забоя. Колонковое бурение предусматривает разрушение пород только по кольцу с целью извлечения керна - цилиндрического образца горных пород на всей или на части длины скважины [2].

 

VI. СИСТЕМА ППД

Поддержание пластового давления (ППД) — процесс естественного (искусственного) сохранения давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной (запроектированной) величине. Процесс ППД отличается высокими темпами добычи нефти и увеличения степени извлечения нефти. Поддержание пластового давления при разработке нефтяной залежи может осуществляться за счёт естественного активного водонапорного (упруговодонапорного) режима, а так же искусственного водонапорного режима, создаваемого в результате нагнетания воды в пласте коллекторе при законтурном или при контурном. В зависимости от геологических условий и экономических показателей разработки выбирают тот или иной способ ППД.

Система поддержания пластового давления представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта. Система ППД должна обеспечивать:

  • необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с проектными документами;
  • подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мех примесей, кислорода, микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям проектных документов;
  • проведение контроля качества вод системы ППД, замеров приемистости скважин, учета закачки воды, как по каждой скважине, так и по группам, пластам и объектам разработки и месторождению в целом;
  • герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых водоводов, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения пластов с использованием сточных вод;

Система ППД включает в  себя следующие технологические узлы, которые представлены

  • система нагнетательных скважин;
  • система трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ);
  • станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт.

При поддержании пластового давления в нефтяной части залежи через нагнетательные скважины закачивают воду или водогазовую смесь без добавок или с различными добавками, способствующими улучшению её вытесняющих свойств. Если нефтяная залежь имеет ярко выраженный свод, то в него для поддержания пластового давления нагнетают газ или воздух, вследствие чего создаётся напор искусственной газовой шапки. [11]

Основное назначение системы водоснабжения при поддержании пластового давления - добыть нужное количество воды, пригодной для закачки в пласт, распределить ее между нагнетательными скважинами и закачать в пласт. Конкретный выбор системы водоснабжения зависит от того, на какой стадии разработки находится данное месторождение.

В настоящее время ППД стремятся осуществить с самого начала разработки месторождения. В этом случае необходимо большое количество (практически 100%) пресной воды, так как добывающие скважины на этой стадии практически дают безводную продукцию. В дальнейшем скважины все больше обводняются, появляется во все возрастающих количествах попутная вода, которая должна быть утилизирована. В связи с этим системы водоснабжения должны видоизменяться и приспосабливаться к конкретным условиям разработки месторождения. Проектируемая система водоснабжения должна предусматривать рост обводненности продукции скважин и необходимость утилизации всех так называемых промысловых сточных вод, включая ливневые, попутные, воды установок по подготовке нефти.

Для соблюдения мер по охране природы и окружающей среды система водоснабжения в любом случае должна предусматривать 100%-ную утилизацию сточных вод и работу всей системы ППД по замкнутому технолотическому циклу.

Это усложняет и несколько удорожает систему водоснабжения, так как возникает необходимость специальной подготовки сточных вод, очистки их от нефтепродуктов н взвеси, борьбы с возрастающей коррозией технологического оборудования и водоводов. Однако сточные воды, как правило, содержащие ПАВы, вводимые на установках по обезвоживанию и обессоливанию нефти, обладают улучшенными отмывающими и нефтевытесняющими способностями, что должно привести к увеличению нефтеотдачи пласта.

Конкретный выбор системы водоснабжения зависит от источников воды для закачки в пласт, которыми могут быть:

-открытые водоемы (рек, озер, морей);

-грунтовые, к которым относятся подрусловые воды;

-водоносные горизонты данного месторождения;

-сточные воды, состоящие из смеси добытой вместе с нефтью пластовой воды,

-воды отстойных резервуарных парков, установок по подготовке нефти, ливневые воды промысловых объектов. Сточные воды загрязнены нефтепродуктами и требуют специальной очистки.

Используемая для ППД вода не должна вызывать образование нерастворимых соединений при контакте с пластовой водой, что может привести к закупорке пор, или, как говорят, должна обладать химической совместимостью с пластовой. Качество воды оценивают в первую очередь следующими параметрами: количеством механических примесей (КВЧ - количество взвешенных частиц), нефтепродуктов, железа и его соединений, дающих при окислении кислородом нерастворимые осадки, закупоривающие поры пласта, сероводорода (H2S), способствующего коррозии водоводов и оборудования, микроорганизмов, а также солевым составом воды и ее плотностью.

Практика показала, что в большинстве случаев можно исключить специальную химическую подготовку воды и не предъявлять жесткие требования к КВЧ, а в ряде случаев в десятки раз увеличить допустимое КВЧ без заметного уменьшения поглотительной способности скважин. Например, для высокопроницаемых пластов месторождений была доказана возможность нагнетания воды с содержанием до 30 мг/л нефти и до 40 - 50 мг/л твердых частиц размером 5 - 10 мкм.

 

Типовая схема водоснабжения систем ППД:

1-водозаборные устройства; 2-станция I подъема; 3-буферные емкости для грязной воды; 4-станция водоподготовки;5-буферные емкости для чистой воды; 6-насосная станция II подъема; 7-кустовые насосные станции; нагнетательные скважины; 9-разводящий водовод; 10-водоводы высокого давления

 

Однако опыт показал, что нормирование качества воды для нагнетания в пласт нецелесообразно, так как пористость, проницаемость и трещиноватость пластов могут в широком диапазоне изменять требования к воде и к содержанию КВЧ в частности. Обычно при опытной закачке выявляются как пригодность имеющейся воды, так и возможная приемистость нагнетательных скважин и требуемое давление.

Система водоснабжения состоит обычно из нескольких достаточно самостоятельных звеньев или элементов, к которым относятся водозаборные устройства, напорные станции первого подъема, станция водоподготовки (при необходимости), напорная станция второго подъема, нагнетающая очищенную воду в разводящий коллектор и напорные станции третьего подъема или так называемые кустовые насосные станции (КНС), закачивающие воду непосредственно в нагнетательные скважины.

Между отдельными звеньями системы водоснабжения создаются промежуточные буферные емкости для запаса воды, обеспечивающие непрерывность работы системы при кратковременных изменениях пропускной способности отдельных элементов в результате остановок по технологическим причинам или при авариях: порывах водоводов, остановке скважин.

Такая система водоснабжения - типичная для восточных районов европейской части СССР и некоторых других районов - показана на рис. 3.5. При использовании сточных вод необходимое количество пресных вод (или морских) сокращается. Это приводит к уменьшению мощности водозаборных сооружений, станции первого подъема, а также буферных емкостей перед станцией водоподготовки. Давление, развиваемое насосами (как правло, центробежными) станции первого подъема, обычно невелики и зависят в известной мере от рельефа местности, удаления станции водоподготовки и расхода жидкости. Как правило, оно не превышает 1,0 МПа. Давление развиваемое насосами станции второго подъема, обычно больше и обусловлено необходимостью создания подпора на приеме насосов высокого давления самых удаленных станций третьего подъема (КНС). Давление подпора иногда достигает 3,0 МПа.

Разводящий водовод, питающий КНС, иногда выполняется в виде кольцевого водовода, замыкающего все КНС в единое кольцо, если они размещаются по периметру промысловой площади. Кольцевая схема обеспечивает непрерывность питания всех КНС при порыве водовода практически в любом месте.

Совершенно новые технические решения системы водоснабжения были найдены для условий Западной Сибири, Тюменской области и некоторых других районов. Мощная и широко распространенная пластовая водонапорная система, залегающая на глубинах от 900 до 1100 м, в этих районах позволила решить проблему водоснабжения проще и экономически дешевле, использовать для ППД подземные воды мощных водонапорных комплексов апт-сеноманских и альб-сеноманских отложений. Дебиты водяных скважин, пробуренных на эти пласты, достигают 3000 - 4000 м3/сут при депрессиях, измеряемых несколькими метрами водяного столба. Сущность новых технических решений заключалась в устранении ряда промежуточных элементов типовой схемы, в совмещении нагнетательных скважин с водозаборными и создании КНС непосредственно в водозаборных скважинах. В принципе эти схемы не являются оригинальными, так как на ряде месторождений межпластовый переток воды из водоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтеносного, был осуществлен как в условиях естественного, так и в условиях принудительного перетока. Однако масштабы применения этих схем и широкое использование новых технических средств для их осуществления на месторождениях Тюменской области являются исключительно большими. Необходимо отметить, что пластовые высоконапорные воды, как правило, достаточно чисты, не нуждаются в особой подготовке и могут непосредственно закачиваться в нагнетательные скважины по герметичным системам без контакта с воздухом.

Это существенно упрощает водоснабжение по крайней мере на начальных этапах разработки, когда попутной воды нет пли ее очень мало. На последующих этапах разработки, когда возникает необходимость утилизации сточных вод, их подготовки и очистки от нефти и подавления коррозионной активности, система водоснабжения с использованием вод глубинных пластов будет осложнена новыми элементами и станет похожей на типовую схему [12].

 

VII. ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И

НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН.

Станок-качалка преобразует вращение вала двигателя в возвратнопоступательное движение, передаваемое колонне штанг через гибкую подвеску и полированный шток. Применяются в основном механические редукторно-кривошипные, балансирные и безбалансирные, а также башенные и гидравлические станки-качалки. Максимальная длина хода точки подвеса штанг 1-6 м, максимальная нагрузка 1-20 тс, частота ходов в минуту от 5 до 15. Используют электрический, реже газовые двигатели (на нефтяном газе от скважины) мощностью до 100 кВт.

Станок-качалка преобразует вращение вала двигателя в возвратнопоступательное движение, передаваемое колонне штанг через гибкую (канатную, цепную) подвеску и полированный шток. Применяются в основном механические редукторно-кривошипные, балансирные и безбалансирные, а также башенные и гидравлические станки-качалки. Максимальная длина хода точки подвеса штанг 1-6 м (башенные до 12 м), максимальная нагрузка 1-20 тс, частота ходов в минуту от 5 до 15. Используют электрический, реже газовые двигатели мощностью до 100 кВт.

Станция управления штанговой насосной установкой обеспечивает пуск, установку, защиту от перегрузок, а также периодическую работу. Дополнительное оборудование штанговой насосной установки: якорь для предотвращения перемещений нижнего конца насосно-компрессорных труб; хвостовик -- колонна насосно-компрессорных труб малого диаметра (25-40 мм) ниже насоса для выноса воды; газовые и песочные якори для защиты насоса от попадания свободного газа и абразивных механических примесей; штанговые протекторы (полимерные или с катками) для уменьшения износа труб и штанговых муфт в наклонных скважинах; скребки на штангах для удаления парафиновых отложений с насосно-компрессорных труб; динамограф, показывающий зависимость нагрузки от перемещения точки подвеса штанг, для технической диагностики узлов штанговой насосной установки.

Продукция скважины (нефть, вода, рассол) подаётся на поверхность по насосно-компрессорным трубам, обсадной колонне либо по полым штангам. Производительность при постоянной откачке до 300 м3/сутки, при меньших дебитах применяется периодическая добыча нефти.

Электродвигатель состоит из статора, содержащего цилиндрический корпус, с запрессованными пакетами электротехнической стали, в пазах которых размещена обмотка, и подвешенного на осевой опоре ротора с закреплёнными на валу стальными пакетами, где размещена короткозамкнутая обмотка типа "беличье колесо"; между пакетами расположены радиальные опоры.

Протектор содержит уплотнение вала систему компенсации температурного расширения масла, в некоторых случаях гидравлический затвор с жидкостью большей плотности, чем скважинная среда и нейтральной по отношению к ней и маслу электродвигателя.

Трехжильный бронированный плоский или круглый кабель большого сечения имеет герметичный ввод в электродвигатель и соединяет последний через трансформатор со станцией управления. Станция осуществляет управление, контроль и электрический защиту электроцентробежной насосной установки от короткого замыкания, перегрузки, срыва подачи напряжения, снижения сопротивления изоляции.  Трансформатор преобразует напряжение сети в рабочее, имеет ступенчатую регулировку для подбора режима работы. Применяются также преобразователи частоты для бесступенчатой регулировки частоты вращения электроцентробежной насосной установки и датчики давления и температуры электродвигателя, передающие сигнал об отклонении этих параметров от безопасных значений по силовому кабелю или сигнальной жиле.

Длина электроцентробежной насосной установки 25-30 м. При длине центробежного насоса и электродвигателя свыше 5-8 м (в зависимости от диаметра) они состоят из отдельных секций для удобства транспортировки и монтажа. Электроцентробежная насосная установка монтируется в вертикальном положении непосредственно в процессе спуска в скважину. [5]

Фонтанный способ – самый лучший способ эксплуатации, т.к. не требует источников энергии (насосов и т.п.). Оборудование при этом способе простое и надежное.

Фонтанная эксплуатация скважин возможна, когда пластовой энергии хватает для подъема продукции пласта на поверхность земли. В этом случае устье скважины оборудуется специальными устройствами, которые обеспечивают регулирование рабочих показателей (расход, давление) и направление потока пластового флюида в промысловую сеть, а при необходимости - герметизацию скважинного пространства и проведение требуемых технологических операций. Кроме устьевого оборудования современная фонтанирующая скважина имеет достаточно сложное внутрискважинное оборудование.

Комплекс оборудования для фонтанной эксплуатации состоит из наземной части и внутрискважинного оборудования.

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанная арматура изготавливается по ГОСТ 13846-89.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление — 14, 21, 35, 70, 105, и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки крестовые и тройниковые, по числу спускаемых в скважину рядов труб однорядные и двухрядные и оборудованы задвижками или кранами.

 

Рисунок 7.1. - Типовые схемы фонтанных елок.

тройниковые — схемы 1, 2, 3 и 4; крестовые — схемы 5 и 6; (1 — переводник к трубной головке; 2 — тройник; 3 — запорное устройство; 4 — манометр с запорно-разрядным устройством; 5 — дроссель; 6 — ответный фланец; 7— крестовина).

Конструкция фонтанной арматуры обеспечивает возможность измерения давления на верхнем буфере елки, а также давления и температуры среды на буфере бокового отвода елки и трубной головки.

Фонтанная елка — часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод. Типовые схемы фонтанных елок приведены на рисунке 7.1.

Бывают фонтанные елки двухструнной конструкции. Такая конструкция целесообразна в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое от ствола запорное устройство - запасным. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехфазовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину приборов и устройств вместо буфера ставится лубрикатор. Типовые схемы фонтанной арматуры приведены на рисунке 7.2. Монтаж-демонтаж фонтанной арматуры на устье скважины производится автомобильными кранами или другими подъемными механизмами.

 

 

Рисунок 7.2.  — Типовые схемы фонтанной арматуры

1 — фонтанная елка; 2 — трубная головка.

 

Запорные устройства фонтанной арматуры изготавливаются 3-х типов:

-   пробковые краны со смазкой по ТУ 26-14-24-77;

- задвижки прямоточные со смазкой типа ЗМ и ЗМС с однопластинчатым шибером по ТУ 26-16-45-77;

- задвижки прямоточные со смазкой ЗМАД с двухпластинчатым шибером по ТУ 26-02-728-76 «Оборудование устья нефтяных и газовых скважин на рабочее давление 70 МПа» [7].

 

 

 

Рисунок 7.3 - Задвижка типа ЗМС

1 – крышка ; 2 – крышка подшипника; 3 – нажимная гайка ;  

4 – шпиндель; 5 – ходовая гайка; 6 – сальник;

7 – шибер;  8 – корпус; 9, 11 – седло;10 – нагнетательный клапан;

12 – тарельчатая пружина;13 – маховик.

 

В процессе эксплуатации арматуры с прямоточными задвижками периодически смазывают подшипники шпинделя жировым солидолом, а в корпус задвижки через штуцер в днище набивают уплотнительную смазку ЛЗ-162 или «Арматол-238». На выкидных линиях, после запорных устройств, для регулирования режима работы скважины ставят регулирующие устройства (штуцеры), обеспечивающие дрессирование потока вследствие изменения площади проходного сечения. Они подразделяются на нерегулируемые и регулируемые. Нерегулируемый штуцер зачастую представляет собой диафрагму или короткую втулку (насадку) с малым отверстием. Диаметр отверстия штуцера может составлять 5 - 25 мм.

Запорные устройства служат для полного перекрытия или полного открытия проходного сечения ствола или отвода. Регулировка параметров потока неполным закрытием запорного устройства не допускается. Для регулировки параметров потока и, следовательно, режима работы скважины используются специальные узлы – дроссели (штуцера).

 

 

Рисунок 7.4 - Нерегулируемый штуцер.

1 – фланец; 2 - уплотнительные элементы;

3 – патрубок; 4 – втулка;  5 – корпус.

 

Рисунок 7.5 – Регулируемый штуцер.

1 – корпус ;  2 – втулка ; 3 – игла-наконечник; 4 – стойка

5 – шток;  6 – маховик (штурвал)

 

Изменение сечения производится вращением маховика 6.

 

 

 

Рисунок 7.6  – Схема компоновки комплекса

подземного оборудования

1 – колонная головка; 2 – запорная арматура; 3 – ОК;

4 – НКТ; 5 – телескопическое соединение; 6 – перепускной клапан;

7 – ингибиторный клапан; 8 – разъединитель колонны;

9 – клапан-отсекатель; 10 – пакер; 11 – обратный клапан;

12 – фонтанная арматура

 

При разрушении или повреждении устьевого оборудования, нарушении герметичности эксплуатационной колонны и некачествен ном цементировании межтрубного пространства переход скважин на открытое фонтанирование можно предотвратить, применяя комплекс специального подземного скважинного оборудования, который также предназначен для обеспечения одновременной, раз дельной эксплуатации двух продуктивных горизонтов или боле, разобщения вскрытого продуктивного горизонта от вышележащих или нижележащих пластов, разобщения колонны НКТ от затрубного пространства, обеспечения проведения многочисленных промысловых технологических операций, связанных с эксплуатацией или ремонтом скважины.[7]

 

VIII. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН

Исследование скважин — комплекс методов для определения основных параметров нефтегазоводоносных пластов и скважин с помощью глубинных приборов; передача информации осуществляется по глубинному каналу связи.

Цель исследования — получение данных для составления проектов, контроль за разработкой месторождений. Различают геофизические, гидродинамические, газогидродинамические методы, также дебитометрию, шумометрию и др. При гидродинамических исследованиях определяют параметры, характеризующие сравнительно большие участки исследуемых пластов-коллекторов, а также технологические характеристики скважин, уточняют геологическое строение пласта-коллектора, определяют гидродинамическую связь между пластами и скважинами и др.

При помощи дебитометрии в работающих нагнетательных и добывающих скважинах выделяют интервалы притока флюидов к забоям скважин, определяют дебиты отдельных пропластков, проницаемость, пьезопроводность, контролируют состояние обсадной колонны, затрубного пространства скважин и др. При глубинных исследованиях применяются манометры, термометры, расходомеры, шумомеры, комплексные глубинные приборы для измерения давления, температуры, дебита, водосодержания флюида. При гидродинамических глубинных исследованиях используется автоматическая промысловая электронная лаборатория.

Геофизические исследования скважин -- комплекс физических методов, используемых для изучения горных пород в около скважинном и межскважинном пространствах, а также для контроля технического состояния скважин. Геофизические исследования скважин делятся на две весьма обширные группы методов -- методы каротажа и методы скважинной геофизики. Каротаж, также известный как промысловая или буровая геофизика, предназначен для изучения пород непосредственно примыкающих к стволу скважины (радиус исследования 1-2 м). Часто термины каротаж и ГИС отождествляются, однако ГИС включает также методы, служащие для изучения межскважинного пространства, которые называют скважинной геофизикой.

Исследования ведутся при помощи геофизического оборудования. При геофизическом исследовании скважин применяются все методы разведочной геофизики.

Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) — совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию во времени.

Интерпретация ГДИС позволяет оценить продуктивные и фильтрационные характеристики пластов и скважин (пластовое давление, продуктивность или фильтрационные коэффициенты, обводнённость, газовый фактор, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, скин-фактор и т. д.), а также особенности околоскважинной и удалённой зон пласта. Эти исследования являются прямым методом определения фильтрационных свойств горных пород в условиях залегания, характера насыщения пласта (газ/нефть/вода) и физических свойств пластовых флюидов (плотность, вязкость, объёмный коэффициент, сжимаемость, давление насыщения и т. д.).

Анализ ГДИС основан на установлении взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте. [9]

 

 

 

IX. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН

Дебиты газовых скважин при одинаковых диаметрах, режимах эксплуатации  пласта,     величине    пластового    давления    можно увеличить   снижением   фильтрационного   сопротивления   при  дви­жении газа в призабойной зоне пласта.    Это    возможно    за счет образования каналов, каверн и трещин в ней, уменьшения содержания твердых частиц и жидкостей в поровых каналах.

Известны следующие методы воздействия на призабойную зону пласта.

1) Физико-химические: солянокислотная обработка(СКО); термокис­лотная обработка(ТКО); обработка поверхностно-активными веществами (ПАВ); осушка призабойной зоны сухим обезвоженным газом;

2) Механические: торпедирование; гидравлический разрыв пла­ста (ГРП); гидропескоструйная перфорация (ГПП); ядерный взрыв;

3) Комбинированные: ГРП+СКО; ГПП+СКО.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин зави­сит от литологического и минералогического составов пород и цементирующего материала газоносных горных пород, давления и температуры газа и пород пласта, толщины продуктивного гори­зонта, неоднородности пласта вдоль разреза.

Солянокислотная и термокислотная обработка призабойных зон скважин дают хорошие результаты в слабопроницаемых кар­бонатных породах (известняках, доломитах) и песчаниках с кар­бонатным цементирующим веществом. В песчаниках с глинистым цементирующим материалом эффективна обработка соляной и плавиковой кислотами (так называемой грязевой кислотой).

Солянокислотная обработка основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы.

В зависимости от пластовых условий на практике применяют 8—15%-

ную соляную кислоту. Техническая соляная кислота поставляется заводами концентрированной, На промысле ее разбавляют водой до нужной концентрации.

 

 

Рис. 9.1. Схема проведения кислотной обработки. 

 

Для снижения коррозии металлического оборудования в про­цессе СКО используют вещества, называемые ингибиторами кор­розии, в качестве которых применяют формалин (CH2O), уникол ПБ-5, И-1-А с уротропином, а также сульфонол, ДС-РАС, диссольван 4411, нейтрализованный черный контакт.

Продукты взаимодействия кислоты с породой удаляются из пласта в процессе освоения скважины. Для облегчения этого процесса в кислоту добавляют интенсификаторы, снижающие по­верхностное натяжение продуктов реакции –  НЧК, спирты, препа­рат ДС и другие ПАВ.

Порядок добавления различных реагентов в кислоту при под­готовке ее к закачке в скважину следующий: вода — ингибиторы — стабилизаторы (уксусная и плавиковая кислоты) — техническая соляная кислота — хлористый барий — интенсификатор.

Кислота нагнетается в скважину в объеме от 0,5—0,7 до 3—4 м3 на 1 м  длины  фильтра с помощью специальных агрегатов, на­пример Азинмаш-30, смонтированных на автомашине КрАЗ-219, а также цементировочных агрегатов ЦА-300, ЦА-320М, 2АН-500. Время реакции кислоты с момента окончания закачки не должно превышать 6—8 ч. Результаты определяют по данным исследова­ний скважин после обработки. Обработка считается успешной, если уменьшается коэффициент С, увеличивается дебит скважи­ны при той же депрессии на пласт.

Торпедирование, гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйную перфорацию и ядерные взрывы, обычно применяют в пластах, сложенных крепкими, плотными породами, имеющими небольшие проницаемость, пористость, но высокое пластовое давление.

Сущность гид­равлического разрыва пласта — создание на забое скважин вы­сокого давления, которое превышало бы местное горное давле­ние на величину, зависящую от прочностных свойств горных по­род. При таком увеличении давления в пласте образуются тре­щины или расширяются ранее существовавшие, что приводит к значительному увеличению проницаемости пласта. Созданные трещины закрепляют крупнозернистым песком.

 

Рис. 9.2. Схема проведения гидравлического разрыва пласта:

1 - продуктивный пласт; 2 - НКТ; 3 - эксплуатационная колона; 4 – пакер

 

Давление гидравлического разрыва, ориентация и размеры образующихся при этом трещин зависят от горного давления, т. е. давления вышележащих горных пород, характера и пара­метров естественной трещиноватости газоносных пород, а также величины пластового давления.

В процессе гидравлического разрыва пласта должны быть созданы такие условия, при ко­торых в пласте возникают и за­крепляются трещины. Скорости нагнетания жидкости разрыва должны быть такими, чтобы за­качиваемый объем превышал приемистость пласта, подвергаю­щегося гидравлическому разры­ву. Необходимая скорость закач­ки зависит от вязкости жидкости разрыва и параметров призабойной зоны. Из  этого следует, что в низкопрони­цаемых породах гидравлический разрыв может быть при сравнительно малых скоростях закачки с использованием жидкостей небольшой вязкости. В высокопроницаемых породах необходимо применять жидкости разрыва большой вязкости или существенно повышать скорости нагнетания.[12]

 

Х. ТЕКУЩИЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

Подземный ремонт скважин в зависимости от работ разделяют на текущий и капитальный.

Работы по воздействию на призабойную зону пласта относятся к группе капитальных ремонтов скважин. К этому виду работ причисляют также изоляцию пластовых вод, ликвидацию негерметичности обсадных труб, возврат на другие горизонты, разбуривание плотных соляных и песчаных пробок, ликвидацию аварий с падением в скважину труб и штанг и некоторые другие сложные работы.

К текущим ремонтам относят менее сложные виды работ, связанные с заменой изношенного оборудования скважин или проверкой его состояния, с поддержанием нормальных условий эксплуатации скважин и оборудования (очистка труб от парафина и солей, изменение глубины подвески насоса и параметров насосной установки в соответствии с текущими пластовыми условиями притока жидкостей и газов, очистка от конденсата и воды ствола и призабойной зоны газовых скважин). Наряду с заменой подземного оборудования часто встречающимся видом текущих ремонтов являются работы по ликвидации обрыва штанг, заклинивания плунжеров насоса, обрыва кабеля.

Все работы по ремонту скважин выполняют бригады по капитальному и текущему ремонтам скважин. Капитальный ремонт проводят крупные специализированные организации производственных объединений (или НГДУ). Оперативность персонала промыслов и бригад по капитальному и текущему ремонтам определяется коэффициентом эксплуатации Кэ и коэффициентом межремонтного периода работы скважин.

Коэффициент эксплуатации — отношение суммарного времени эксплуатации скважины в сутках к общему календарному времени, в течение которого оценивается этот коэффициент (например, месяц, год). Коэффициент межремонтного периода определяется временем эксплуатации скважины между ремонтами.

Коэффициент эксплуатации механизированного фонда скважин достигает 0,97—0,98. Он, как правило, выше у скважин, оборудованных центробежными электронасосами. При правильном выборе оборудования и режима его эксплуатации межремонтный период работы скважин может достигать 1,5—2 лет. Скважины, эксплуатирующиеся штанговыми насосами, обычно имеют меньшие коэффициенты эксплуатации (0,95—0,96) и межремонтного периода. Если в продукции содержится песок, межремонтный период может снижаться до 1—2 недель.

Оборудование, применяемое при подземном ремонте.

Практически все виды подземного ремонта скважин связаны с проведением спуско-подъемных операций скважинного оборудования (спуск и подъем труб, насосов, штанг, ловителей штанг и труб и т. д.). Поэтому одним из основных видов оборудования при ремонте скважин являются подъемные сооружения (стационарные вышки, двуногие мачты и эклипсы, закрепленные над устьем стальными тросами-растяжками) и механизмы, а также специальный инстру


Ключевые слова -


ФНГ ФИМ ФЭА ФЭУ
Copyright 2018. Для правильного отображения сайта рекомендуем обновить Ваш браузер до последней версии!