2.Методы освоения нефтяных скважин
Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона и особенно поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Кроме того, воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот при перфорации вызывает иногда необратимые физико-химические процессы в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды, размеры пор которой соизмеримы с размерами этих пограничных слоев с аномальными свойствами. В результате образуется зона с пониженной проницаемостью или с полным ее отсутствием.
Цель освоения - восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, то есть давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой и плавной.
Различают методы освоения пластов с высоким начальным давлением, когда ожидаются фонтанные проявления, и с малым давлением (на разработанных площадях), когда угрозы открытого фонтанирования нет и предполагается механизированный способ эксплуатации. В практике нефтедобычи известно много случаев открытого нерегулируемого фонтанирования скважин с длительными пожарами в результате нарушения технологии вскрытия пласта и освоения скважины. Такие явления не только выводят из строя саму скважину, но и приводят к истощению самого месторождения.
Шесть основных способов вызова притока:
Тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами.
Перед освоением на устье скважины устанавливается арматура или ее часть в соответствии с применяемым методом и предлагаемым способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны должна быть установлена задвижка высокого давления для перекрытия при необходимости ствола скважины.
Тартание.
Тартание - это извлечение из скважины жидкости желонкой. Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикрепления каната.
Тартание - малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения, так как устьевая задвижка при фонтанных проявлениях не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. Однако возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине дают этому способу некоторые преимущества.
Поршневание.
При поршневании (свабировании) поршень или сваб спускается на канате в насосно-компрессорные трубы (НКТ). При спуске поршня под уровень, жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме, клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75 - 150 м. Поршневание в 10 - 15 раз производительнее тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса.
Замена скважинной жидкости.
Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления. Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением и при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению.
Компрессорный способ освоения.
Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин.
При нагнетании газа, жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое. После опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.
Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен.
Освоение скважинными насосами.
На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами, спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем.
Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой или лучше нефтью, что вызывает необходимость подвоза к скважине промывочной жидкости - нефти и размещения насосного агрегата и емкости. При промывке водой в зимних условиях возникает проблема подогрева жидкости для предотвращения замерзания.
В различных нефтяных районах вырабатывались и другие практические приемы освоения скважин в соответствии с особенностями того или иного месторождения. В качестве примера можно указать и на такой прием, когда при компрессорном методе в затрубное пространство, заполненное нагнетаемым воздухом, подкачивают некоторое количество воды для увеличения плотности смеси и снижения давления на компрессоре. Это позволяет осуществить продавку скважины при большей глубине спуска НКТ.
3.Оборудование устья газовой скважины
Герметичность заколонного пространства обеспечивается применением цементов определенных марок, дающих газонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень. Оборудование устья газовой скважины состоит из трех частей:
1) колонной головки,
2) трубной головки и
3) фонтанной елки.
Рис. 1.3. Схема колонной головки газовой скважины со шлипсовым креплением обсадных колонн:
1 - широкоопорный пьедестал;
2 - опорный пьедестал для подвески эксплуатационной колонны;
3 - шлипсы; 4 и 7 - нижнее и верхнее кольца; 5 - отводной патрубок;
6 - уплотнение; 8 - нажимная гайка.
Трубная головка служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами.
Рис. 1.4. Трубная головка и фонтанная елка с тройниковой арматурой:
1, 11 - фланцы, 2, 9 - буферы,
3 - вентиль, 4 - манометр;
5 - задвижка; 6 - крестовина;
7, 10 - катушки; 8 - тройник;
12 - штуцер.
Фонтанная елка монтируется выше верхнего фланца трубной головки и предназначена для:
освоения скважины;
закрытия скважины;
контроля и регулирования технологического режима работы скважины.
Рис. 4.5. Трубная головка и фонтанная елка с крестовиковой арматурой:
1 - фланец, 2 - уплотнитель,
3, 8, 11 - буферы, 4 - вентиль;
5 - манометр; 6 - задвижка;
7, 9 - крестовины; 10 - тройник;
12 - штуцер; 13 - катушка;
14 - фланец
Рис. 1.6. Комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин:
1 - угловой регулирующий штуцер; 2 - автоматический отсекатель; 3 - стволовая пневматическая задвижка; 4 - трубная головка.
Подземное оборудование ствола газовых скважин.
Подземное оборудование позволяет осуществлять:
1) защиту скважины от открытого фонтанирования;
2) освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью;
3) воздействие на ПЗС;
4) эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме;
5) замену колонны НКТ (фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью.
Рис. 4.7. Схема подземного оборудования:
1 - пакер эксплуатационный; 2 - циркуляцион-ный клапан; 3 - ниппель; 4 - забойный клапан-отсекатель с уравнительным клапаном; 5 - разобщитель колонны НКТ; 6 - ингибиторный клапан; 7 - клапан аварийный, срезной; 8 - НКТ; 9 - жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования; 10 - хвостовик.
Пластовые газы содержат сероводород, углекислый газ, муравьиную, пропионовую, щавелевую и масляную кислоты, которые при наличии пластовой минерализованной и конденсационной воды, высоких давлений и температур вызывают коррозию обсадных колонн, НКТ, оборудования устья скважин, шлейфов, поверхностного оборудования промыслов.
Рис. 1.8. Схема компоновки подземного оборудования скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении:
1 - хвостовик диаметром 127 или 114 мм и длиной 100 - 380 м;
2 - пакерное устройство с минимальным диаметром проходного сечения 57 мм;
3 - клапан-отсекатель с проходным сечением 33,4 мм;
4 - циркулярный клапан типа “скользящая втулка” с внутренним диаметром 73 мм;
5 - НКТ диаметром 127 или 114 мм
Коррозия оборудования ствола газовых скважин
Защита внутренней поверхности обсадной колонны от коррозии и внешней поверхности НКТ осуществляется разобщением пласта и затрубного пространства скважины при помощи разобщителя (пакера) и заполнением затрубного пространства ингибированной жидкостью.
Защита другого оборудования скважины от коррозии реализуется путем периодической закачки ингибитора коррозии в призабойную зону пласта или непрерывной его закачки в затрубное пространство скважины с помощью насосов и подачи ингибитора в НКТ из затрубного пространства скважины через специальные ингибиторные клапаны в колонне НКТ.
Оборудование забоя газовых скважин
Оборудование забоя газовых скважин зависит от:
литологического и фациального составов пород и цементирующего материала, слагающих газовмещающий коллектор;
механической прочности пород;
неоднородности коллекторских свойств пласта по разрезу;
наличия газоносных, нефтеносных и водоносных пластов в продуктивном разрезе;
местоположения скважины на структуре и площади газоносности;
назначения скважины (добывающая, нагнетательная, наблюдательная).
Рис. 1.9. Схема оборудования забоя газовых скважин в рыхлых горных породах на подземных хранилищах газа:
1 - бурильные штанги диаметром 60,3 мм;
2 - переводник с левой резьбой;
3 - обсадная колонна диаметром 146 мм;
4 - интервал ствола скважины, расширенной до 256 мм;
5 - гравий; 6 - щелевой фильтр;
7 - труба диаметром 50 мм;
8, 9 - клапан обратной и прямой циркуляции соответственно;
10 - хвостовик диаметром 62,7 мм;
11 - забой.
Рис. 2.0. Схема оборудования скважины и обвязки агрегатов при закачке смолообразующих реагентов в призабойную зону пласта:
1 - агрегат, подающий раствор сырых фенолов и щелочи;
2 - агрегат, подающий воду для продавки смолы в пласт;
3 - агрегат, подающий формалин;
4 - тройник-смеситель;
5 - заливочная головка;
6 - заливочные трубы диаметром 50 - 75 мм;
7 - пакер
Список литературы.
http://portal.tpu.ru/departments/otdel/publish/catalog/2011/departments/ipr/metod/avtor/IPR_ARBUZOV_explyataciya_neftyan_i_gazovuh_skvajin.pdf
http://petrolibrary.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=100:2011-11-10-11-51-10&catid=11:2011-11-10-11-52-46&Itemid=32
http://www.youtube.com/watch?v=70Omrisufhg&feature=player_embedded#!
http://dl.dropbox.com/u/28847752/Kurs_lek_vslaydah_skvagini.Petrolybrary.ru.rar