3 Освоение скважин.

Освоение скважины — комплекс технологических опера­ций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности или приемистости, 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 призабойной зоны пласта и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т.е. давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, — не­большой и плавной.

Скважины осваивают после бурения, перфорации или ремонта. При бурении и перфорации скважина заполнена буровым раствором. При перфорации репрессия давления на пласт (разность между давлением на забое и пластовым давлением) не должна превышать 5% от пластового давления. Для проведения ремонта ее также заполняют жидкостью или раствором (глушат).

Глушение скважины жидкостью проводят для предотвра­щения открытого фонтанирования, выбросов нефти, газа при снятии устьевого оборудования и подъеме труб из скважины, т. е. для создания противодавления на пласт. Плотность жидко­сти глушения должна соответствовать пластовому давлению в скважине. Перед вызовом притока давление на забое скважины больше или равно пластовому давлению.

Для вызова притока необходимо выполнение условия Р_з<Р_пл, т. е. создание депрессии давления на пласт АР= Р_пл — Р_з, где Р_пл — пластовое давление; Р₃ — забойное давление. Так как забойное давление можно представить как гидростатическое давление столба жидкости в скважине, то условие вызова при­тока можно записать:

hpg<P_m (2-1)

где h — высота столба жидкости в скважине; р — плотность жидкости; g — ускорение свободного падения.

Для удовлетворения этого условия с целью вызова притока необходимо уменьшить либо /г, либо р, поскольку пластовое давление остается неизменным в процессе освоения данной скважины. Известно несколько методов и много способов вы­зова притока и освоения; выбор того или иного из них зависит от ряда критериев.

4 Оборудование устья и ствола скважины

Оборудование ствола скважины, законченной бурением, обуславливается в основном ее конструкцией, от которой в зна­чительной степени зависят выбор и возможность применения оборудования для его эксплуатации, интенсификации добычи или ремонта скважины.

Оборудованием скважины называют все те части ее кон­струкции, которые обеспечивают отбор продукции (закачку) в надлежащем режиме, проведение всех технологических опера­ций в процессе эксплуатации и гарантируют от возникновения открытых фонтанов и загрязнения окружающей среды.

Обычно различают наземное и подземное оборудование. Наземное (устьевое) оборудование включает арматуру, уста­навливаемую на устье, подземное (скважинное) - оборудование ствола скважины.

В ерхняя часть обсадных труб всех скважин заканчивается колонной головкой. Она предназначена для подвешивания и обвязки обсадных колонн с целью герметизации всех меж­трубных пространств, контроля и управления межтрубными проявлениями и служит основанием для установки устьевого оборудования. Колонная голов­ка при эксплуатации скважины должна не только герметизиро­вать межтрубные пространства, но и позволять замерять в них давление, отводить из них газ или заполнять их тяжелой жидкостью при газопроявлениях. Для этого в колонных головках имеются от­верстия, закрытые пробками. Вме­сто пробок можно подсоединять манометры или технологические трубопроводы.

Рис. 2.3. Схема колонной головки:

1 - фланец катушки; 2 - пробка; 3 - корпус головки; 4 - резиновые кольца; 5 - пакер; 6 - клинья; 7 -патрубок; 8 - фланец; 9 - эксплуа­тационная колонна; 10 - фланец кондуктора

В зависимости от назначения и способа эксплуатации сква­жины на колонную головку устанавливают соответствующее устьевое оборудование, которое будет рассмотрено в после­дующих главах.

При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по насосно-компрессорным трубам (НКТ). Из НКТ составляют колонны, которые спускают в скважину перед началом ее эксплуатации. Колонны НКТ служат для следующих целей:

• подъем на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного газа;

• подача в скважину жидкости или газа (осуществление технологических процессов, интенсификация добычи или под­земного ремонта);

• подвеска в скважине оборудования;

• проведение в скважине ремонтных, в том числе буриль­ных, работ.

Насосно-компрессорные трубы в нашей стране изготавли­ваются согласно ГОСТ 633, предусматривающему изготовле­ние гладких труб и муфт к ним, труб с высаженными наружу концами (В) и муфт к ним, гладких высокогерметичных труб (НКМ) и муфт к ним, а также безмуфтовых труб (НКБ) с высаженными наружу концами. Гладкие трубы проще в изго­товлении, но их концы ослаблены нарезанной на них резьбой. Трубы с высаженными наружу концами имеют одинаковую прочность по основному телу и у резьбы. Эти трубы называются равнопрочными. Трубы изготавливаются из сталей следующих групп прочности: Д, К, Е, Л, М, Р. Кроме того, НКТ могут из­готавливаться из алюминиевого сплава марки Д16Т.

Трубы, изготовленные из алюминиевого сплава, имеют значительно меньшую массу, чем стальные, а прочность их сни­жается меньше. Таким образом, колонны труб из алюминиевого сплава можно спускать глубже, или они будут иметь больший запас прочности при глубине спуска, одинаковой с глубиной спуска стальных труб. Трубы из сплава Д16Т обладают и большей коррозионной стойкостью в сероводородсодержащих средах.

В последние годы получили применение так называемые непрерывные наматываемые (безмуфтовые или гибкие) трубы длиной до 2500 м, а в некоторых случаях — до 5500 м. Эти трубы выпускаются с прокатного стана полной строительной длины (или отдельными бухтами длиной от 300 до 650 м, которые соединяются между собой с помощью стыковой сварки) без промежуточных резьбовых соединений и сматываются в бухту. Они спускаются в скважину со специального агрегата, обычно смонтированного на большегрузной автомашине.

Через такую колонну труб можно подавать жидкость в сква­жину для промывки песчаных пробок, спускать оборудование для ремонтных и эксплуатационных работ. Естественно, что при таких непрерывных гибких трубах резко сокращается время спуска и подъема колонн, ликвидируются трудоемкие работы по свинчиванию и развинчиванию резьбовых соединений.

К недостаткам относится громоздкость оборудования для спуска и подъема труб, так как радиус изгиба труб на барабане желательно иметь больший для меньшей остаточной дефор­мации труб.

Достаточно широко на нефтяных промыслах применялись НКТ, внутренняя поверхность которых покрыта стеклом, эпоксидными смолами. Менее распространены эмалированные трубы. Такие покрытия применяются для защиты от отложения парафина на трубах и защиты от коррозии внутренней поверх­ности труб. Кроме того, они снижают на 20...30% гидравлические сопротивления потоку.

Покрытие стеклом обладает высокой теплостойкостью и достаточно прочно при небольших деформациях труб. На по­верхности стекла не откладывается парафин. Однако покрытие стеклом имеет ряд недостатков. Один из них — образование микротрещин в стекле при покрытии им трубы. В результате образуются очаги коррозии металла и местного отложения парафина у трещин. В настоящее время отрабатывается техно­логия покрытия, уменьшающая трещинообразование. Второй недостаток — разрушение стекла при деформации труб. Это ^ сказывается при больших глубинах подвески труб и их транс­портировке, когда трубы не предохранены от изгиба.

Покрытие труб эпоксидными смолами также хорошо защи­щает их от отложений парафина. Эпоксидные смолы эластичнее стекла, и при деформации труб смола не растрескивается. Но она имеет свои недостатки. Температура, при которой можно применять смолы, обычно невысокая — не более 60...80 °С.

В последние годы расширяется применение эмалированных труб. Они обладают наиболее прочным покрытием (значитель­но прочнее стекла), высокой температуростойкостью, морозоу­стойчивостью и гладкой поверхностью, на которой парафин не откладывается. Для защиты НКТ от агрессивных сред трубы покрываются несколькими слоями эмали. Технология нанесе­ния эмали значительно сложнее технологии покрытия стеклом и эпоксидной смолой.

Покрытие труб эмалями, стеклом и эпоксидной смолой рас­сматривается как эффективное средство борьбы с отложением парафина. Конкретный вид покрытия необходимо выбирать в зависимости от условий эксплуатации.

Общий недостаток покрытий в том, что внутренняя поверх­ность муфтового соединения труб остается незащищенной. В этом месте можно устанавливать эластичные проставки, пере­крывающие незащищенное место, или протекторные кольца, потенциал материала которых таков, что кольца корродируют сами, защищая от коррозии близко расположенные участки трубы. Однако применение таких мер создает дополнительные трудности

При эксплуатации скважин в основном применяют трубы условным диаметром (округленным наружным) 60,73 и 89 мм. Предельная глубина спуска НКТ в фонтанную скважину в за­висимости от диаметра и группы прочности составляет 1780-4250 м, а допускаемый минимальный зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфты НКТ - 12-15 мм. Это значит, что максимальный диаметр НКТ не должен превышать при 146-мм эксплуатационной колонне 73 мм, при 168-мм - 89 мм и при 194-мм - 114 мм.