Требования к конструкциям скважин и их креплению

⇐ ПредыдущаяСтр 7 из 8Следующая ⇒

Существенную часть основных фондов НГДУ составляют скважины. С их помощью обеспечивается главная цель деятельности НГДУ - добыча нефти и газа.

Скважины бурятся специализированными управлениями буровых работ (УБР) и по окончании их строительства сдаются на баланс НГДУ. Все скважины, бурящиеся с целью геологического исследования района, поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений, по назначению подразделяются на поисковые, разведочные, эксплуатационные, специальные, параметрические. Весь комплекс работ, начиная от подготовки площадки под буровую и заканчивая демонтажем бурового оборудования, называемый циклом строительства скважины, осуществляют буровые бригады. Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну, предназначенную для подъёма нефти или газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа, воздуха) в продуктивный пласт в целях поддержания давления в нем [5].

Под освоением скважин обычно понимают комплекс технологических операций по перфорации, вызову притока и воздействию на ПЗП после бурения или ремонтных работ в скважине в процессе эксплуатации.

Обычно скважины бывают вертикальными, но наряду со строго вертикальными скважинами, при необходимости бурят наклонно-вертикальные скважины, для того, чтобы разработать пласт под дном озера, реки, под оврагами, горами, на болотистых и лесистых площадях, на заповедных территориях. Также этот метод используется для забуривания

вторых стволов, вследствие неликвидированной аварии в скважине.

Особенностью бурения наклонно- вертикальных скважин является то, что несколько скважин располагаются на ограниченном участке земли.

Такое расположение называется кустовым. Оно позволяет уменьшить вредную нагрузку на сельскохозяйственные угодья и вскрыть большой по площади нефтеносный пласт.

В целях увеличения поверхности фильтрации в нефтяном пласте, сложенном устойчивыми породами и характеризуемом низкой проницаемостью и малой нефтеотдачей, бурят скважины с горизонтальным или с горизонтально разветвленным расположением стволов в призабойной зоне. В первом случае скважину бурят вертикально до выбранной глубины, а затем входят в продуктивный пласт и бурят в нем горизонтально. Во втором случае после бурения вертикального участка скважину разветвляют путем последовательного бурения нескольких резкоискривленных стволов.

В НГДУ «Азнакаевскнефть» применяется наклонный вид бурения и лишь несколько скважин имеют горизонтальный профиль.

После завершения буровых работ скважину готовят к вызову притока пластовой жидкости и испытанию. Для этого на верхний конец эксплуатационной колонны устанавливают фонтанную арматуру, ■ а на территории близ скважины размещают и обвязывают с этой арматурой ёмкости для сбора и хранения жидкостей, сепараторы, факельное устройство, мерники, аппаратуру для измерения дебитов жидкой и газообразной фаз, давления и температуры, для отбора проб жидкости и др. Временно устанавливают и обвязывают с устьем скважины компрессоры и насосные агрегаты, которые нужны для промывки скважины и вызова притока пластовой жидкости.

Конструкция скважин.

Конструкция скважины- это совокупность элементов крепи горной выработки с поперечными размерами, несоразмерно малыми по сравнению с её глубиной и протяженностью, обеспечивающая при современном техническом и технологическом уровне безаварийное, с учетом охраны недр, экономическое строительство герметичного пространственно-устойчивого канала между флюидонасыщенными пластами и остальной частью вскрытого геологического разреза, а также дневной поверхностью.Конструкция скважины зависит от ее назначения: изучение геологического разреза, разведка и оценка газонефтеводоносности отложений, добыча продукции, поддержание пластовых давлений, наблюдение за режимом эксплуатации месторождения.

Анализ передового отечественного и зарубежного опыта бурения. Особенно глубоких скважин, показал, что наиболее целесообразным является использование единого принципа разработки конструкций скважин на основе совместимости отдльых интервалов и горно-геологических особенностей разреза с технико-технологическими условиями бурения.Этот принцип положен в основу выбора конструкции нефтяных и газовых скважин, проетируемых для бурения на разведочных и эксплуатационных площадях.Разработку конструкций скважин осуществляют на основании совмещенного графика давлений, используя графики изменения градиентов пластового давления и гидроразрыва пород в зависимости от глубины скважины [1].

Методические указания [1] вошли составной частью в методику ВНИИБТ [2], согласно которой количество обсадных колон в разрабатываемой конструкции скважины определяется в основном числом зон несовместимых условий бурения.

Обсадные колонны-предназначены для изоляции стенок скважины от рабочего пространства ствола и должны обеспечивать требуемую прочность и герметичность при воздействии на них ожидаемых внутренних и внешних давлений.

Цементное кольцопредназначено для надежной изоляции друг от друга интервалов геологического разреза (в том числе и продуктивных) на весь период строительства, эксплуатации и обеспечения жесткой связи обсадных колоннсо стенками скважины с целью формирования прочной и герметичной постоянной крепи.

В конструкции скважин используются следующие типы обсадных колонн:

- направление - для крепления верхнего интервала разреза, сложенного, в основном, наносами, с целью предотвращения размытия устья скважины при бурении под кондуктор и осуществления обвязки циркуляционной системы;

- кондуктор – для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляция водоносных горизонтов, в основном, с питьевой и лечебной минеральной водой от загрязнения, установки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн;

- промежуточная обсадная колонна – для крепления и изоляции зон

геологического разреза, не совместимых по условиям бурения с нижележащими, а также для предотвращения осложнений аварий в скважине в процессе бурения последующего интервала;

- эксплуатационная колонна – для разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины, а также для извлечения нефти, газа и газоконденсата на поверхность известными способами или для закачивания агента в пласт.

Различают шахтное (или шахтовое) направление, устанавливаемое, как правило, во всех случаях, и удлиненное направление. В зависимости от конкретных условий, удлиненное направление может не устанавливаться или могут устанавливаться от одного до нескольких направлений. Трубы, используемые в качестве направления, на прочность не рассчитываются и не опрессовываются. Максимальная глубина спуска удлиненного направления, как правило, не превышает нескольких десятков метров.

Шахтное направление и кондуктор являются обязательными элементами конструкции скважины.

Промежуточные обсадные колонны могут быть следующих видов:

- сплошные - перекрывающие весь ствол скважины от забоя до устья, независимо от крепления предыдущего интервала;

- потайные – для крепления только необсаженного ствола скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны не менее чем на 100 м;

- летучки – специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для ликвидации осложнения и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами. Летучки до устья скважины не наращиваются;

- промежуточная потайная колонна (хвостовик) – может наращиваться до устья скважины или при благоприятных условиях служить в качестве эксплуатационной колонны.

Когда износ последней промежуточной колонны незначительный, эксплуатационная колонна может быть спущена в виде потайной колонны.

Эксплуатационная колонна может быть одноразмерной (состоящей из обсадных труб одного диаметра) или комбинированной (состоящей из труб разных диаметров) в случае предполагаемого в ней большого объема работ по освоению, испытанию и ремонту и строительства скважины большой глубины (как правило, более 5500 м).

В особо сложных горно-геологических условиях (искривление ствола, большое количество спуско-подъемных операций) в конструкции предусматриваются специальные виды промежуточных колонн – сменные или поворотные.

При бурении в скважину последовательно спускается определенная конструкция, состоящая из обсадных труб. Каждая последующая колонна вставляется в предыдущую и поэтому имеет все меньший диаметр. При бурении с поверхности направление необходимо для перекрытия зоны обваливающихся, сыпучих, пород. Оно спускается на малую глубину.

Кондуктор спускают после прохождения определенного интервала, где не

встречается еще серьезных осложнений, но отличаются водопроявляющие

пласты, подпитываемые грунтовыми водами.

Направление и кондуктор спускаются практически на всех скважинах.

Далее следуют первая, вторая и, возможно, третья обсадные колонны. Они

имеют целью перекрытие и изоляцию ствола скважины от проникновения в нее пластового флюида при бурение газонефтепроявляющих пластов с давлением выше нормального с тем, чтобы предотвратить выброс бурового раствора из скважины или, наоборот, предотвратить поглощение бурового раствора, если давление в пласте ниже нормального.

Последней спускается эксплуатационная колонна, через которую, после вскрытия продуктивного горизонта, нефть, или газ с большой глубины будут поступать по уже совершенно изолированному от внешних воздействий каналу на дневную поверхность.

Для создания необходимой изоляции кольцевого пространства, остающегося между обсадными колоннами, оно заливается жидким цементным раствором, твердеющим через определенное время.

Низ или башмак эксплуатационной колонны устанавливается всегда (после прохождения через пористый продуктивный пласт) в непроницаемую породу.

Это позволяет вскрыть продуктивный пласт, предотвратив его обводнение, что само по себе является серьезной проблемой, и может сделать скважину непродуктивной, т.е. не давшей нефти.

Конструкция обсадных колонн, спускаемых в скважину, призвана предотвратить возникновение в них таких осложнений, как поглощение бурового раствора, обвалы, выбросы нефти и газа и т.д.

Параметры элементов конструкции скважин.

Наименование колонн	Основные технические параметры применения		Основные функции колонн
Наименование колонн	Диаметр, мм	Технология применения	Основные функции колонн
Шахтное направление	245-1250	Не герметизируется, спускается преимущественно в глинистый пласт	Служит для создания замкнутой циркуляции, предотвращения размыва устья, цементирования скважины
Кондуктор	177-508	Цементируется до устья или до башмака направления. Колонна и цементный камень опрессовываются	Сохранение целостности ствола от гидроразрыва. Защита пластов водоносных пород. Решение проблем бурения поглощений, неустойчивости пород.
Промежуточная колонна	127-340	Цементируется, опрессовываются и колонна и цементный камень опрессовываются	Возможность контроля скважины. Решение проблем бурения поглощений, неустойчивости пород, дифференциального прихвата. Защита пластов от аномально большого или малого давления столба промываемой жидкости, проникновение и протекание несовместимых пластовых жидкостей, обеспечение изоляции продуктивных зон, установка ПВО
Хвостовик	127-298	Цементируется и опрессовывается. Частично перекрывает башмак кондуктора или промежуточной колонны	Главное назначение – облегчение конструкции скважины. Функции такиеже, как и у промежуточной колонны.
Эксплуатационная колонна	114-245	Цементируется до заданной глубины. Опрессовывается.	Обеспечивает возможность контроля скважины. Обеспечивает устойчивость ствола при испытаниях, в процессе эксплуатации, изоляция продуктивных зон.

Крепление скважин.

Основные цели крепления скважин:

а) создание долговечного, прочного и герметичного канала для транспортирования жидкости от эксплуатационных горизонтов к дневной поверхности или в противоположном направлении;

б) герметичное разобщение всех проницаемых горизонтов друг от друга;

в) укрепление стенок скважины, сложенных недостаточно устойчивыми породами;

г) защита эксплуатационного канала от коррозии пластовыми жидкостями.

Спуск обсадной колонны – весьма ответственная операция. До начала спуска должны быть закончены все исследовательские и измерительные работы в скважине, тщательно проверенны состояние бурового оборудования и инструмента, соответствие грузоподьемности вышки и талевой системы весу подлежащей спуску колонны, подготовлен ствол скважины.

По данным каверно – и профилограмм выявляют участки сужений ствола скважины, а по инклиограммам – участки резкого искривления. Эти участки тщательно прорабатывают новыми долотами со скоростью не более 35-40 м/ч и расширяют до нормального диаметра. При проработке целесообразно применять ту же компоновку низа бурильной колонны, которую использовали для бурения последнего интервала скважины. После проработки ствол скважины, особенно если условия бурения сложны, калибруют: спускают бурильную колонну, низ которой имеет примерно такую же жесткость, как и подлежащая спуску обсадная колонна, и следят за

успешностью прохождения такой компоновки до забоя. Если наблюдаются посадки или затяжки, ствол прорабатывается повторно с несколько меньшей скоростью. По окончание калибровки скважину тщательно промывают в течение одного – двух циклов циркуляции. При проработке применяют буровой раствор с минимальной фильтратоотдачей, низкими значениями статического и динамического напряжений сдвига и пластической вязкости, а также с хорошими смазочными характеристиками.

При подъеме бурильной колонны после проработки или калибровки измеряют ее длину и уточняют длину скважины; при этом надо учитывать, что действительная длина скважины больше суммарной измеренной длины поднятых из нее бурильных труб на величину удлинения колонны.

К спуску колонны приступают сразу же, как только закончат подъем бурильных труб после промывки скважины.

Обсадные колонны длиной до 3000 – 3500 м спускают с помощью механизированных клиньев и одного элеватора; при большей длине колонны клинья обычно не применяют из–за опасности повреждения обсадных труб сухарями; вместо клиньев используют второй элеватор или два спайдер-элеватора.

При спуске нижний конец колонны может упереться в выступы ствола скважины, что опасно возможностью аварии. Во избежание этого низ колонны оборудуют специальным толстостенным стальным кольцом-башмаком.

Башмак навинчивают на башмачный патрубок-отрезок толстостенной трубы длиной порядка 2 м, в котором по спиральной линии просверлены несколько отверстий для выхода жидкости. Диаметр и число отверстий выбирают с таким расчетом, чтобы скорость струй при промывке и цементировании не превышала 20 м/с, а поток жидкости равномерно распределялся по периметру колонны.

На расстоянии одной-двух труб от башмака в колонне устанавливают обратный клапан. Назначение этого клапана-предотвратить поступление тампонажного раствора из кольцевого пространства скважины в колонну по окончании цементирования. Спущенная в скважину обсадная колонна должна быть хорошо центрирована относительно ствола, чтобы можно было создать сплошную равномерной толщины цементную оболочку и изолировать друг от друга все проницаемые породы. Для этого колонну оснащают пружинными или жесткими центраторами.

Центраторы целесообразно размещать на колонне на расстоянии 20-25 м один от другого, если зенитный угол скважины превышает 3 . На участках же с большим зенитным углом расстояние между смежными центраторами рассчитывают так, чтобы наибольшая стрела прогиба участка колонны между ними не превышала 4-5% диаметра скважины. Центраторы желательно ставить на каждой трубе близ кровли и подошвы каждого продуктивного горизонта и ближайших к ним водоносных объектов выше и ниже каждого наружного пакера и цементировочной муфты на обсадной колонне, а также на участках интенсивного изменения зенитного и азимутального углов. Их не ставят кавернозных участках ствола скважины.

При быстром спуске обсадной колонны возникает значительное гидродинамическое давление, особенно если обратный клапан закрыт. Повышение давления на стенки скважины может явиться причиной поглощения промывочной жидкости, разрушения обратного клапана или смятия колонны. Поэтому скорость спуска колонны ограничивают.

Даже при наиболее благоприятных условиях рекомендуется поддерживать среднюю скорость спуска каждой трубы эксплуатационной колонны не более 1 м/с, промежуточной -не более 0,8 м/с, а кондуктора – не более 0,5 м/с.

При спуске колонны с обратным клапаном, допускающим самозаполнение ее промывочной жидкостью, нужно контролировать полноту заполнения, следя за объемом жидкости, вытекающей из скважины, и нагрузкой на крюк. Если же клапан закрыт и самозаполнения не происходит, в колонну периодически доливают жидкость после спуска каждых 200-400 м труб в зависимости от диаметра. Во время долива колонну следует расхаживать во избежание прихвата. Кроме того, после спуска каждых 500-800 м труб необходимо делать промежуточные промывки, чтобы освежить жидкость в скважине, удалить скопившийся шлам и уменьшить опасность газирования.

В скважинах с продолжительными сроками бурения возможностью сильного износа устьевого участка промежуточной колонны последний нужно составлять из двух-трех специальных толстостенных труб. После окончания спуска колонну оставляют подвешенной на буровом крюке, а скважину тщательно промывают; при этом колонна не должна упираться в забой.

Большинство обсадных колонн спускают в скважину за один прием. Нередко, однако, очень тяжелые или очень длинные колонны делят на две-три части и спускают соответственно в два или три приема. Так поступают в следующих случаях: если вес обсадной колонны больше грузоподъемности буровой установки; если из-за недостаточной прочности обсадных труб на растяжение невозможно скомпоновать цельную колонну; если при длительном оставлении скважины без промывки (сутки и более) возможно возникновение газонефтепроявлений или других серьезных осложнений.

Нижнюю (среднюю) часть обсадной колонны спускают с помощью бурильных труб. В связи с этим в состав обсадной колонны вводят дополнительно элементы оснастки: разъединитель для соединения нижней (средней) части с бурильными трубами, стыковочный узел для соединения двух частей друг с другом, а иногда также устройство для подвески нижней (средней) части в скважине. Нижнюю (среднюю) часть обсадной колонны спускают в скважину и цементируют. После закачки тампонажного раствора в бурильные трубы сбрасывают верхнюю часть секционной разделительной пробки и поверх нее закачивают продавочную жидкость.

Потайные колонны также спускают с помощью бурильных труб и разъединителя. Короткие потайные колонны иногда сразу же после цементирования ставят на забой, а бурильные трубы отсоединяют. При этом колонна под действием собственного веса может продольно изогнуться и

утратить герметичность в резьбовых соединениях. Если при дальнейшем углублении скважины возможны газопроявления, соединение потайной колонны с предыдущей промежуточной колонной полезно герметизировать пакером.

4.2. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при

Эксплуатации скважин

При содержании в нефти 2-3% и более парафина наблюдаются интенсивные его отложения в трубах, закрывающие значительную часть их сечения. На промыслах РТ интервал отложения парафина достигает 800-900 м от устья. Выпадение из нефти твердой фазы происходит вследствие понижения температуры и перехода части легких фракций в паровую фазу при движении нефти к устью скважины, что сопровождается ухудшением ее растворяющих свойств. Отложения парафина удаляют механическими, тепловыми и физико-химическим методами. Для удаления в скважинах, эксплуатирующихся штанговыми насосными установками, применяют непрерывную очистку труб скребками различных конструкций, установленных на колонне штанг, и нагрев подъемных труб паром или горячей нефтью, закачиваемой в затрубное пространство. Для производства пара используется передвижная установка ППУ-ЗМ с производительностью 1 т пара в час, максимальная температура пара 310°С. Для депарафинизации скважин нагретой нефтью применяют агрегат 1АДП-4-150, который также можно использовать для депарафинизации нефтепроводов, мерников, сепараторов.

В скважинах, оборудованных штанговыми насосными установками, чаще применяют механический метод удаления парафина. Расстояние между скребками устанавливается в пределах длины хода плунжера. Для лучшего удаления парафина скребками штанги вместе с ними при каждом ходе плунжера поворачиваются на некоторый угол с помощью штанговращателя, приводимого в движение от станка-качалки.

В скважинах, эксплуатирующихся фонтанным способом, также можно применять тепловые и механические методы удаления парафина, если глубина отложений и затрубное давление невелики.

Наиболее эффективный способ борьбы с образованием отложений
парафина в фонтанных и газлифтных скважинах - покрытие внутренних
поверхностей труб специальными эмалями, лаками и стеклом. На
поверхности этих покрытий парафин откладывается слабо, легко смывается и
уносится. В некоторых случаях нефть из труб удаляют с помощью
растворителей. Разрабатываются акустические, вибрационные,

электромагнитные методы предотвращения отложений парафина.

Песчаные пробки ликвидируют в основном двумя способами: при помощи желонки и промывкой скважин. Эти работы трудоемки и довольно опасны.

Наибольшую опасность при чистке песчаных пробок представляет возможность мгновенного образования канатных петель, которые могут захватить работающего. Такие петли обычно образуются при спуске в скважину желонки в том случае, когда она останавливается на обрезе или зацепляется за выступ эксплуатационной колонны. Во время спуска желонки пребывание работающих у устья скважины запрещается, не разрешается также поправлять канат на ходу или под натяжкой. При необходимости провести какую-либо работу с канатом, когда желонка находится в скважине, необходимо по возможности поднять ее на несколько метров выше пробки, канат закрепить на устье скважины специальным зажимом. Только после надежного закрепления вести необходимые работы.

Наиболее широко применяют прямую и обратную промывки. До начала промывки скважины все коммуникации от промывочного агрегата до устья скважины должны быть проверены и опрессованы на полуторное рабочее давление. На насосе промывочного агрегата должны быть установлены

манометр и предохранительное устройство для предотвращения разрыва насоса, напорной линии, шланга и запорной арматуры. Выкид от предохранительного устройства должен быть направлен под пол агрегата и укреплен.

Промывочный шланг должен иметь по всей длине5 петлевую обвивку из мягкого металлического канатика, прочно прикрепленного к стояку и вертлюгу.

Для успешной и безопасной промывки на конце колонны промывочных труб устанавливают специальный патрубок с насадкой в виде косорезанного патрубка, фрезы или специального мундштука. Промывка с прямым концом труб опасна вследствие возможного забивания их песком, что может привести к аварии наземного оборудования.

Правильный выбор промывочных труб и его соответствие диаметру колонны увеличивает эффективность промывки и предотвращает прихват труб в эксплуатационной колонне.

При промывке песчаных пробок в скважинах, из которых возможны выбросы, необходимо под вертлюгом установить предохранительную противовыбросовую задвижку и применять промывочную жидкость такой плотности, чтобы в момент вскрытия фильтра пластовое давление не превышало давления столба этой жидкости.

1.5 Осложнения, встречающиеся при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин.

Отказ оборудования — пожалуй, наиболее часто встречающийся вид осложнений при добыче. Например, в насосной скважине может обломиться штанга, что потребует доставки к скважине специального оборудования, которое называется сервисной или подъемной установкой, чтобы вытащить штангу из скважины и снова начать добычу из нее. Подъемная установка обычно монтируется на грузовике — или, если это очень большая установка для глубоких скважин, на трейлере — и обслуживается собственной бригадой. Если над скважиной нет вышки, — а над большинством современных скважин их нет, — установка будет состоять из мачты и лебедки для извлечения оборудования из скважины

Другая типичная проблема при добыче — отказ глубинного насоса, вызванный чаще всего физическим износом одной или нескольких подвижных деталей насоса Если это случается, подъемная установка может быстро вытащить насос, присоединенный к штангам, и произвести необходимый ремонт. Если в насосно-компрессорной колонне появится течь или трещина из-за коррозии или механических напряжений, на скважину снова вызывают подъемную установку. Насосно-компрессорная колонна извлекается из скважины, поврежденная секция заменяется и колонну возвращают в скважину.

При газлифте может возникать отказ газлифтных клапанов. Клапан может застрять либо в открытом, либо в закрытом положении; но в любом случае его надо срочно достать и починить. Один из видов газлифтных клапанов вставляется с помощью троса в специально предусмотренный карман насосно-компрессорной колонны, называемый камерой газлифтного клапана. Если происходит отказ клапанов такого типа, нет необходимости в

извлечении насосно-компрессорной колонны. Вместо этого маленький грузовик с лебедкой и тросом извлекает и заменяет неисправный клапан (если происходит отказ обычной газлифтной установки, для починки неисправного оборудования приходится извлекать всю насосно-компрессорную колонну).

Бой поршня по жидкости. Если механизированная добыча из скважины продолжается достаточно долго, чтобы стабилизироваться, идеальная ситуация достигается, когда скорость притока в скважину совпадает со скоростью откачивания при такой глубине погружения насоса, которой достаточно, чтобы насос полностью заполнялся при каждом рабочем ходе. Насос может заполняться полностью или почти полностью, только если добываемый газ отделяется от скважинных флюидов и удаляется по обсадной колонне при совпадении скоростей подачи насоса и притока. Газовый якорь (скважинный газосепаратор) способствует отделению газа в скважине. В целом давление в обсадной колонне следует поддерживать на самом низком возможном уровне, чтобы давление в забойной зоне было как можно ниже по сравнению с давлением в пласте. Если скорость откачивания превысит скорость притока, скважина опустеет, и насос не будет полностью заполняться во время хода вверх. При ходе вниз поршень насоса будет бить по несжимаемой жидкости, вызывая в ней ударные волны. В результате возникает ударная нагрузка на штанговую колонну, наземное оборудование и редукторы.

Сильный бой по жидкости легко обнаруживается по динамограмме или по вибрации сальникового штока. Его можно устранить, сокращая число рабочих ходов в минуту или длину рабочего хода. Если скважина продолжает опорожняться, после того как достигнут нижний предел скорости откачивания посредством снижения скорости и длины рабочего хода, бой по жидкости можно прекратить с помощью проведения периодического откачивания скважины. Установку можно включать и выключать вручную с помощью таймера или отключающего регулятора. Следствием боя поршня по

жидкости являются дорогостоящие ремонт и простой оборудования. Режим периодического откачивания может снизить эти затраты. Тем не менее, насосная установка, соответствующая притоку в скважину, будет более продуктивной и экономически оправданной.

Пескообразование, повреждение пласта, отложения парафинов, эмульгирование нефти в воде и коррозия — типичные проблемы в скважине.

Пескообразование.

В скважины, ведущие добычу в рыхлых песчаниках, вместе с нефтью обычно поступает некоторое количество песка. Несмотря на то что часть этого песка выносится на поверхность, большая его часть накапливается на дне скважины. Продолжающееся накопление песка в скважине рано или поздно сократит скорость добычи нефти и может полностью остановить производство. Если возникает такая проблема, известная под названием пескообразование, вызывают подъемную установку, оборудованную песочным насосом. Песочный насос — это специальная желонка для удаления песка из скважины.

Если Пескообразование скважины продолжается, могут потребоваться профилактические мероприятия. Одним из наиболее часто применяемых методов борьбы с пескообразованием является устройство гравийных фильтров. В скважине устанавливается гравийный фильтр, на уровне продуктивного пласта помещается щелевая гильза и тщательно подобранный по размеру гравий засыпается снаружи по периметру гильзы. Гравий крупнее песка из пласта, но достаточно мелок, чтобы песчинки не могли проходить через его слой. Таким образом, гравий образует пробку, через которую может проходить нефть, но не песок.

Для связывания или уплотнения песка могут применяться различные пластмассы. Главная сложность в том, чтобы подобрать пластик, связывающий песок, но пропускающий нефть через получившийся конгломерат.

Повреждение пласта.

Это типичное затруднение наблюдается, если с пластом, окружающим скважину, происходит что-то, снижающее добычу нефти. Например, избыточное нарастание обводнения в окрестностях скважины затормаживает ток нефти. Глинистая пробка — накопление бурового раствора вокруг скважины в продуктивном интервале, также может снизить скорость тока нефти. Во многих сланцевых продуктивных пластах буровой раствор, используемый при капитальном ремонте, может вызвать набухание глины и полностью прекратить приток нефти.

Скважины с таким типом повреждений обрабатывают кислотами, реагентами для смывки глины, смачивающими реагентами и/или другими специальными химикатами. Эти материалы закачиваются в пласт и через какое-то время выкачиваются на поверхность. Это высококвалифицированные операции, требующие специальных насосных грузовиков и оборудования. Их обычно выполняют компании по обслуживанию скважин, специализирующиеся на этом виде работ.

Парафин.

Отложение парафина в насосно-компрессорной колонне и наземных выкидных трубопроводах — это проблема, возникающая в тех районах, где добывается особый вид сырой нефти, называемый парафинистая сырая нефть. Парафин, являющийся на самом деле частью этой сырой нефти, осаждается в твердом виде в результате снижения температуры. Таким образом, накопление парафина редко вызывает затруднения на дне скважины, но становится острой проблемой вблизи поверхности, где температура ниже.

Для борьбы с отложением парафина существуют различные методы. В поверхностных выкидных трубопроводах может оказаться достаточным периодически пропускать через трубы скребки для удаления накопившегося парафина. В насосно-компрессорных колоннах скребки можно установить на насосных штангах, возвратно-поступательное движение которых будет приводить в действие скребки и таким образом предохранять насосно-

компрессорную колонну от избыточного накопления парафина.

Еще один способ удаления парафина — периодическая циркуляция горячей нефти по наземным трубопроводам и насосно-компрессорной

колонне — обычно выполняется сервисной компанией, так как это еще одна служебная операция, проводимая только время от времени.

Можно также закачать растворитель парафина в кольцевой зазор между обсадной и насосно-компрессорной колоннами.

Эмульсии нефти в воде.

Образование эмульсий из нефти и воды — четвертая типичная проблема. В определенных условиях нефть и вода образуют эмульсию, не разделяющуюся на поверхности без специальной обработки. Это также является проблемой, поскольку разрушение эмульсий стоит очень дорого. Методы деэмульгирования включают тепловую и химическую обработку, а также различные комбинации химической обработки. Так как химический состав сырой нефти меняется на разных месторождениях, различается также и природа химикатов, используемых для разрушения эмульсий.

Коррозия.

Коррозия — одна из наиболее дорогостоящих проблем, поражающих нефтяную скважину. Соленая вода, извлекаемая вместе с нефтью, обладает высокой коррозионной агрессивностью, и большая часть нефтей содержит различные количества сероводорода, который тоже вызывает коррозию. Антикоррозионные меры — введение химических ингибиторов коррозии в кольцевой зазор между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, а также использование специальных сплавов и труб с цементным покрытием. Каждый из этих методов имеет явные достоинства и недостатки. Часто стоимость замедления коррозии столь высока, что расходы себя не оправдывают; тогда никаких антикоррозионных мер не предпринимают, а заменяют оборудование по окончании его срока службы.

Утилизация соленой воды.

Утилизация соленой воды, извлекаемой вместе с нефтью, может быть очень дорогостоящей. Соленую воду нельзя спускать в наземные реки и водоемы, потому что это губительно для растений и животных. Наиболее обычный способ утилизации соленой воды — закачка в скважины, специально пробуренные для этой цели.

Соленую воду нельзя закачивать в пресноводные пласты, а там, где она закачивается, следует предпринимать меры против накопления избытка посторонних материалов, которые могли бы закупорить пласт. Обычно практикуется периодический запуск обратного тока соленой воды в скважинах для удаления части посторонних материалов, которые накапливаются на поверхности пласта в призабойной части скважины. Кислотная обработка нагнетательной скважины также помогает прочистить пласт

6. ТЕКУЩИЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ.

Эксплуатация нефтяных месторождений находящихся на поздней стадии разработки сталкивается с такими существенными проблемами как: старение фонда скважин, увеличение обводнённости и возрастающей химизацией процессов нефтедобычи.

При разработке нефтяных месторождений широко применяется система поддержания пластового давления путём заводнения в различных комбинациях, что связано с внедрением высокого давления нагнетания воды в скважины, широким использованием для заводнения пластов сточных вод, кислот и других вытесняющих агентов, обладающих высокой коррозионной активностью по отношению к металлу обсадных колонн и цементному кольцу. Ремонтно-восстановительные работы обеспечивают оптимальные условия работы эксплуатационного объекта, активно способствуют решению вопросов связанных с охраной недр и природных ресурсов. В этой части структура выполняемых работ по КРС характеризуется многообразием операций и исключительной сложностью [2]. 1.6.1. Текущий ремонт скважин

В процессе эксплуатации скважин их работа время от времени нарушается, что выражается в постепенном или резком снижении дебита или полном прекращении подачи жидкости или газа.

Чтобы восстановить нормальную работу скважин, требуется поднять ее подземное оборудование для замены или ремонта, очистки забоя от песчаной пробки или для других мероприятий и затем обратно спустить оборудование в скважину. Изменение технологического режима скважины также связано с необходимостью изменения глубины спуска труб, замены труб, спущенных в скважину, трубами другого диаметра, замены насоса другим типоразмером и т.п.

Часто происходит также изменения состояния скважин и ее призабойной зоны, в результате чего дебиты скважин уменьшаются или полностью прекращается подача жидкости или же в скважинах появляется вода; устранение таких неполадок связано с исправлением эксплуатационной колонны, ликвидацией прорывов вод. Все эти работы называются текущим (подземным) ремонтом скважин.[3]

Виды работ по текущему ремонту скважин

Ремонт нефтяных скважин подразделяют на текущий подземный ремонт и капитальный ремонт.

К текущему подземному ремонту скважин относятся: смена насоса или его деталей; ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг; промывка глубинного насоса и очистка песочного якоря; смена подъемных труб и штанг; ликвидация утечек в подъемных трубах; очистка скважин от песчаных пробок желонкой, промывкой и другими методами; изменение погружения подъемных труб и т.п.

Основными (типовыми) работами по текущему подземному ремонту газовых скважин являются: спуск и замена фонтанных труб; извлечение, замена и проверка пакера и сеток (фильтров); ликвидация утечек в устьевом оборудовании; герметизация межколонного пространства скважины.

Текущий подземный ремонт выполняют бригады по подземному ремонту скважины.

К капитальному ремонту относятся более сложные работы в скважинах, связанные с ликвидацией аварии с эксплуатационной обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией появившихся вод, с переходом на другой продуктивный горизонт, с гидравлическим разрывом пласта и т.п.

Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады по капитальному ремонту скважин и в некоторых случаях бригады по подземному ремонту скважин.

1.6.3. Капитальный ремонт скважин

При капитальном ремонте скважин выполняют следующие работы: извлечение из скважины оставшегося в ней или упавшего оборудования или посторонних предметов; крепление пород призабойной зоны различными вяжущими веществами (цементом, цементно-песочной смесью, смолой) и закачка в нее крупнозернистого песка с целью предотвращения массового поступления песка из пласта в скважину; изоляция работы (закрытие вод, появившихся из других горизонтов и из эксплуатируемого пласта); возврат на вышележащие или нижележащие горизонты; гидравлический разрыв пласта; исправление колонн труб (при сломе, смятии); забуривание второго ствола в эксплуатационной скважине.

Эти работы выполняют специальные конторы или цехи по капитальному ремонту скважин, в распоряжении которых имеются бригады по капитальному ремонту скважин, оснащенные всем необходимым оборудованием и инструментами.

Некоторые несложные ловильные работы (ловля насосно-компрессорных труб, желонок, каната, песочных и газовых якорей) или несложные заливочные работы выполняются иногда промысловыми бригадами по подземному ремонту скважин.

До начала работ по капитальному ремонту скважины необходимо изучить техническую документацию ремонтируемой скважины и обязательно обследовать ее, т.е. проверить состояние колонны эксплуатационных труб, определить, в каком положении в скважине находятся трубы или другое оставшееся оборудование, место и путь проникновение вод, а также отобрать их пробы для анализа.

Ловильные работы

Наиболее трудоемкими и сложными являются ловильные работы при капитальном ремонте скважин.

Ловильные инструменты, применяемые для ликвидации аварии в нефтяных скважинах, весьма разнообразны по типам и конструкциям. К ним относятся: овершоты, колокола, труболовки (внутренние и наружные), метчики, крючки, удочки, ерши, штопоры, магнитные фрезеры и т.п. Ловильный инструмент спускают в скважину на бурильных или на насосно-компрессорных трубах; спуск инструмента на насосно-компрессорных трубах допускается только до глубины 1200 м.

Для ловли насосно-компрессорных труб пользуются труболовками различных конструкций с правой и левой резьбой. Труболовки изготовляются внутренние и наружные, освобождающиеся и поддающиеся освобождению при помощи вспомогательного инструмента. Труболовки каждого типа выпускают нескольких размеров в зависимости от диаметров колонны эксплуатационных труб и извлекаемых труб.

Для ловли за муфту насосно-компрессорных труб и другого оборудования, оставшегося в скважине, имеющего выступы, применяются овершоты.

Для ловли насосно-компрессорных труб за наружную поверхность (когда трубы оборваны в теле или из них вырвана муфта) или для захвата за муфту снаружи (когда поврежден конец трубы) применяют колокола.

Изоляционные работы

Ремонтно-изоляционные работы.Часто в скважину прорываются посторонние воды из нижних или верхних горизонтов вследствие неудачного цементирования скважины или повреждения эксплуатационной колонны, которое при обследовании скважин печатями не обнаруживается (слом, смятие, пропуск в резьбовом соединении, трещины). Место притока посторонней воды в скважину через дефект в эксплуатационной колонне можно определить резистивиметром, электротермометром, глубинным манометром, а также фотоэлектрическим и акустическим методами. Описание этих приборов и методов определения им места притока имеются в справочной и технической литературе.

Прорыв посторонних вод в скважину –это авария, и поэтому на немедленно изолировать скважину и эксплуатируемый пласт от проникновения в них посторонних вод. Для этого нагнетают за эксплуатационную колонну под давлением цементный раствор.

Ремонтно-исправительные работы.При обводнении скважины и пласта не всегда удается возобновить нормальную эксплуатацию скважины одним лишь цементированием. Иногда требуется ремонт поврежденной обсадной колонны. Ликвидация слома и смятия этой колонны, устранение трещин в колонне или смена испорченной части колонны относятся к ремонтно-исправительным работам. Для устранения слома применяют оправочные долота, оправки, фрезеры различных конструкций, которые спускают в скважину на бурильных трубах. Смятое место колонны исправляют оправкой или оправочным долотом. Если оправить колонну не удается, ее расфрезеровывают плоскими или коническими фрезерами. После оправления или расфрезеровывания колонны поврежденное место закрепляют цементом, нагнетая под давление цементный раствор за колонну.

В настоящее время существенно изменилась и качественная сторона проводимых предприятием работ - непрерывно увеличивается доля изоляционных работ, то есть работ направленных на охрану недр и природных ресурсов. Объём последних вырос с 16% до 20% от общего количества ремонтов в 2006г. Происходит повсеместное увеличение объёмов ремонтных работ, которые приводят к загрязнению окружающей среды, так как во время работы возможны различные нефтегазопроявления, пропарки труб и оборудования на устье скважин, разлива использованных глинистых растворов и других реагентов.

Капитальный ремонт оборудования производится как подрядным, так и

хозяйственным способом.

Подрядным способом капитальный ремонт оборудования производят ОАО "Татнефть" ЦБПО РБО, а также заводы других министерств.

В 2008 году отремонтировано капитальным ремонтом оборудования на сумму 5985000рублей.

В мастерских управления капитальный ремонт оборудования произведен на сумму 3601500 рублей против 2628000 рублей в 2007 году. Отремонтировано 60 станков качалок и 60 центробежных насосов.

Ремонт оборудования в ПРЦЭО осуществляется следующими бригадами:

1. Планово - предупредительный ремонт СКН -2 бригада;

2. Капитальный ремонт СКН - 1 бригада;

3. Ремонт объектов сбора и транспорта нефти - 2 бригада;

4. Капитальный ремонт насосов, ревизия и ремонт

насосов установок ингибирования - 1 бригада

7. МЕТОДЫ УВ ЕЛИЧЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

СКВАЖИН

На объектах НГДУ «Азнакаевскнефть» в 2008 г. нашли наиболее широкое применение следующие направления МУН:

1. Физико-химические методы воздействия через нагнетательные скважины: потокоотклоняющие технологии (КДС, ВДС, ВУКСЖ, ЩПК), технологии по выравниванию профиля приемистости (НМЖС, СНПХ-9633, Биополимер КСАНТАН).

2. Стимуляция добывающих скважин. Технологии, направленные на восстановление свойств ПЗП (АХВ - акустико-химическое воздействие, ГИВ - газо-импульсное воздействие, КРК-растворитель против АСПО в ПЗП, НСКВ, КНН).

3. Водоограничение на добывающих скважинах (технологии СНПХ-9633, ВУС)

4. Радиальное вскрытие, струйное вскрытие пластов.

В программу МУН 2008 г. включено 23 различных видов технологий, в том числе 4 технологий, проходящих опытно-промышленные испытания.

Дополнительная добыча за счет внедрения технологий повышения нефтеотдачи приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 Повышение нефтеотдачи за счет внедрения технологий в 1998-2008 гг
Год внедрения	Количество скважино-обработок	Дополнительная добыча, тыс. тонн
1	2	3
1998	228	507,013
1999	354	493.434

		Продолжение таблицы 7.1
1	2	3
2000	396	619,168
2001	373	280,112
2002	344	584,597
2003	356	667,2
2004	386	623,5
2005	359	637,847
2006	315	630,438
2007	322	642,67
2008	281	640

Методы повышения нефтеотдачи пластов подразделяются на три группы:

1. Методы вытеснения.

Методы, направленные на выравнивание профиля приемистости основаны на использовании различных материалов и реагентов, которые при закачке в пласт блокируют обводненные высокопроницаемые пласты и подключают в разработку слабодренируемые пропластки. Нагнетательные скважины, подбираемые для этих технологий должны иметь приемистость не менее 200-250 м /сут, иметь не менее двух пропластков и окружающие скважины должны быть с обводненностью не менее 70-90 %. Эффект от закачки сшитой полимерной системы достигнут по 3 скважинам, 2 обработки выполнены в конце 2007 года. По ним получено 5746 тонн нефти.

2. Методы водоизоляции.

Разработка нефтяных месторождений в условиях поддержания пластового давления за счет закачки в продуктивные пласты воды приводит к закономерному обводнению добывающих скважин. Одним из направлений решения проблемы снижения обводненности скважин является ограничение и изоляция обводненных пропластков.

В 2007 году продолжены обработки добывающих и нагнетательных скважин методом электровоздействия. Технология не требует специальной подготовки скважины. Целью является снижение обводненности добываемой жидкости и увеличение производительности нефтяных и нагнетательных скважин в сложных геолого-промысловых условиях (высокая неоднородность по толщине пласта, отложение в призабойной зоне солей, парафина, смол, глинистого кольматанта и др.). при пропускании электрического тока через продуктивный пласт происходит локализация плотности тока в узких местах капилляров, лимитирующих скорость фильтрации в породе. При этом процессы, происходящие в узких местах капилляров породы, наиболее существенным образом определяют основные эффекты (изменения), которые происходят после электровоздействия на пласт. Локализация плотности тока находится в зависимости от радиусов капилляров в четвертой степени (чем уже капилляры, тем сильнее локализация). Следовательно, основная часть энергии при пропускании электрического тока будет выделяться именно в узких местах капилляров породы.

С физической точки зрения при этом происходят следующие явления:

-квазиизобарический нагрев и охлаждение флюида в узких местах
поровых каналов породы, что приводит к циклическим, резким перепадам
давления и как следствие к разрушению кольматанта в этих местах и
прилежащих слоев горной породы и последующему их выносу;

- термопластические напряжения, возникающие как результат различных термических и электрических параметров породы и флюида, что приводит к отслаиванию пограничных слоев породы и их дальнейший вынос;

- процесс разглинизации капилляров породы, прежде всего в призабойной зоне обрабатываемых скважин;

- процесс разрушения двойных электрических слоев (на границе фильтрата и породы) и, как следствие временное уменьшение электрокинетического торможения;

электрокинетический эффект, связанный с изменением поверхностного натяжения на границе раздела фаз и соответствующим изменением фильтрации 2-х фаз (увеличение по нефти, снижение по воде).

В продуктивных нефтяных пластах перечисленные эффекты приводят к следующему:

• снижение обводненности добываемой жидкости;

• увеличение дебита по жидкости, если до электровоздействия на пласт он был снижен вследствие кольматации;

• частичному снижению газового фактора;

• общей перестройке структуры фильтрационных потоков жидкости (вода и нефть) из пласта в скважины с увеличением выхода нефти на длительное время (от 1 года и более).

Электровоздействие применяется в НГДУ «Азнакаевнефть» с 2002 года. В 2003 году обработано 10 пар или 20 скважин. На 1.01.2004 года по ним получено 3100 тонн дополнительной нефти, суммарно от проведенных обработок 11591 тонн дополнительной нефти.

3. Методы обработки призабойной зоны (ОПЗ). В процессе эксплуатации скважин происходит ухудшение продуктивности пласта призабойной зоны. Основными причинами ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны является:

- проникновение глинистых растворов в призабойную зону при бурении;

- проникновение технологических жидкостей при глушении скважин
перед проведением работ при текущем и капитальном ремонте скважин;

- выпадение и адсорбция на поверхности породы асфальтенов,
парафинов и т.д.

Методы ОПЗ делятся на чисто физические и с использованием химических реагентов. В 2007 году на 20 скважинах провели обработку призабойной зоны кислотно-поверхностно активной системой. По ним получили 3193 тонны нефти дополнительно. В 2003 году продолжены работы по дилатационно-волновому воздействию, сущность которого заключается в использовании колебательной энергии, создаваемой работой ШГН. По данной технологии обработано на 1.01.2004 года 2 скважины, дополнительная добыча составила 238 тонн нефти. Также от обработок прошлых лет скважин ультразвуковым воздействием дополнительно получено 23035 тонн нефти. В 2003 году продолжился эффект по закачке ЩСПК+HCL - дополнительно получено 20299 тонн нефти. В 2003 году продолжился эффект от обработок импульсным дренированием по методу Носова. По ним получено 10003 тонны дополнительной нефти. Также в 2003 году проводились обработки призабойной зоны акустическим воздействием. Ультразвуковое акустическое воздействие на призабойную зону пласта определяется процессами кавитации и возникающими при этом акустическими микропотоками. Образующиеся под действием ультразвука кавитационные пузырьки концентрируются в поровом пространстве и в микротрещинах. Затем под действием интенсивных микропотоков, образующихся при пульсации кавитационных пузырьков, поры и микротрещины заполняются жидкостью. Возникающая при возбуждении акустического поля, пульсация жидкости в поровом пространстве продуктивного пласта резко усиливает отмывающие и растворяющие свойства различных ПАВ.

В сравнении с существующими методами увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти технология ABC имеет следующие преимущества:

• позволяет подключить в работу закольмотированные и низкопроницаемые пропластки в случае многокомпонентной кольматации призабойной зоны пласта;

• обеспечивает сохранение целостности эксплуатационной колонны и цементного кольца за ней;

• используется мобильная малогабаритная аппаратура;

• низкие затраты со стороны нефтедобывающего предприятия на технологическое обеспечение работ;

• технология не требует привлечения дополнительных производственных мощностей, кроме геофизической станции.

8. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 458; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 5 678 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!