113. Кустовое бурение
Кустовое бурение - сооружение группы наклонных скважин с общего основания ограниченной площади, на котором размещаются буровая установка и устьевое оборудование. При К. б. продуктивные горизонты вскрываются наклонно-направленными скважинами в заданных точках. К. б. иногда оказывается наиболее экономически целесообразным инженерным решением — при разработке нефтяных и газовых месторождений, расположенных в акватории морей, сильно заболоченной местности или в местности со сложным рельефом поверхности. В этих случаях К. б. даёт значительную экономию на сооружении искусственных оснований и вышкомонтажных работах. Кустование устьев скважин сокращает затраты на оборудование промысла, упрощает автоматизацию процессов добычи и обслуживание. На практике количество скважин одного куста не превышает 20, хотя известно, что в Калифорнийском заливе 68 скважин было пробурено с насыпного острова размером 60×60 м. Максимальное отклонение забоев скважин от вертикали в 2000 м достигнуто в Западной Сибири и Азербайджанской ССР. Увеличение затрат и расхода материалов, вызванное удлинением ствола наклонно-направленных скважин, и снижение скорости бурения — недостатки К. б. Разновидность К. б. — одновременное двух- и трёхствольное бурение, осуществляемое с одной буровой установки одним или двумя комплектами бурильных труб.
114. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин
Под эксплуатацией добывающих скважин понимается их использование в технологических процессах подъема из пласта на поверхность продукции пласта (нефти, конденсата, газа, воды).
Эксплуатация добывающих скважин осуществляется фонтанным и механизированным способом.
Способы эксплуатации скважин и периоды их применения обосновываются в проектных документах на разработку месторождения и реализуются нефтегазодобывающими организациями по планам геолого-технических мероприятий. Эксплуатация скважин должна осуществляться только при наличии в них насосно-компрессорных труб.
Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности устанавливают специальное оборудование – фонтанную арматуру. С помощью фонтанной арматуры можно регулировать добычу нефти.
После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.
Газлифт (эрлифт) — система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным.
По схеме подачи от вида источника рабочего агента — газа (воздуха) различают компрессорный и безкомпрессорный газлифт, а по схеме действия — непрерывный и периодический газлифт. Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетаемого газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п.
Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.
1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.
2. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно-направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.
3. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.
Недостатки:
1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций
2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.
З. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.
115. Кондуктор и его назначение
Следующая устанавливаемая обсадная колонна называется кондуктором. Она защищает пресноводные пласты от загрязнения нефтью, газом или соленой водой из более глубоких продуктивных слоев. Поскольку водоносные слои, как правило, встречаются на небольших глубинах, обычно необходимая высота кондукторной колонны не превышает 600 м.
Важная вспомогательная функция кондуктора заключается в подготовке места для размещения противовыб-росового устройства (ПВУ), которое монтируется в процессе бурения, чтобы противостоять ударам или скачкам давления в стволе скважины. После заканчивания скважины ПВУ заменяет добывающий коллектор или фонтанную арматуру. Кондуктор следует устанавливать довольно глубоко, чтобы достать до скальных пород, которые не будут растрескиваться или разламываться под максимальным ожидаемым весом бурового раствора на той глубине, где предполагается установить следующую колонну. Наружный диаметр кондуктора немного меньше диаметра направляющей трубы. (Кондуктор спускается внутри направляющей трубы.) Минимальная глубина обычно составляет 10% от ожидаемой суммарной глубины скважины или 150 м (выбирается большая из этих величин). Когда достигается требуемая глубина, эту колонну цементируют в окружающей направляющей трубе и таким образом фиксируют ее на месте.
116. Оборудования устья скважин
Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины, подвешивания колонны НКТ, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах.
К оборудованию устья фонтанных скважин относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку.
Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.
Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами).
Трубная обвязка — часть фонтанной арматуры, устанавливаемся на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) п 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.
Также к устьевому оборудованию относят противовыбросовое оборудование, превенторы. Это оборудование выполняет функции предотвращения выброса и открытого фонтанирования при нефтегазопроявлениях в процессе бурения скважин.
ространстве.
Колонные головки предназначены для подвески очередной обсадной колонны, герметизации и контроля давления в кольцевом пространстве между соседними колоннами труб.
Оборудование устья скважин
Обвязки колонные
Арматура устьевая: фонтанная, электронасосная, штангонасосная, нагнетательная
Арматура устьевая: штангонасосная, нагнетательная (малогабаритная)
Задвижки шиберные устьевые
Дроссели регулируемые
Сальники устьевые
Превентор
Штанговащатель ШВР.08.000
Кран шаровой со сменными дросселями
Обвязки водозапорных скважин
Клапаны обратные устьевые незамерзающие
Вентили стальные прямоточные
Разделители сред
117. Методы воздействия на пласт для увеличения нефтеотдачи
Воздействие на призабойную зону пласта позволяет интенсифицировать добычу нефти и газа за счет увеличения проницаемости призабойной зоны. Выделяют основные методы воздействия: механические, химические и комплексные.
В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко применяются методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны.
По мере разработки залежи приток нефти и газа в скважину постепенно уменьшается. Причина этого заключается в «засорении» призабойной зоны – заполнении пор твердыми и разбухшими частицами породы, тяжелыми смолистыми остатками нефти, солями, выпадающими из пластовой воды, отложениями парафина, гидратами (в газовых пластах) и т.д.
Для увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны применяют механические, химические и физические методы.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) относятся к механическим методам.
Гидроразрыв пласта производится путем закачки в него под давлением до 60 МПа нефти, пресной или минерализованной воды, нефтепродуктов (мазута, керосина, дизельного топлива) и других жидкостей. В результате этого в породах образуются новые или расширяются уже существующие трещины. Чтобы предотвратить их последующее закрытие, в жидкость добавляют песок, стеклянные и пластмассовые шарики, скорлупу грецкого ореха.
Применение гидроразрыва дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта и призабойной зоны, и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в 2...3 раза.
Состав и свойства пластовой продукции.
Скважинная продукция - сложная многофазная смесь, в которой можно выделить газообразную, жидкую и твердую фазу. В состав СП входит более 1000 различных индивидуальных компонент, химических соединений. В целом из данной многофазной системы принято выделять пластовую воду, нефть, газ, конденсат, гидраты, твердые механические примеси.
Плотность (объемная масса) – масса единицы объема тела, т.е. отношение массы тела в состоянии покоя к его объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м3.
Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Зависит она от силы взаимодействия между молекулами жидкости (газа). Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости (). За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Па·с).
Газовый фактор - Объём газа (в м3), выделившегося при одностадийной сепарации при нормальных условиях на тонну добытой нефти, измеряется в м3/тонну.
Теплоёмкость (С ) - количество теплоты (dQ), которое необходимо передать единице массы этого вещества (m), чтобы повысить его температуру (dT) на 1° С или К
Теплопроводность (l) определяет перенос энергии от более нагретых участков неподвижной среды к более холодным, характеризует количество теплоты ( dQ ), переносимой в веществе через единицу площади ( S ) в единицу времени ( t ) при градиенте температуры ( dT/dx ), равном единице.
Теплота сгорания (теплотворная способность) характеризует количество тепла, выделившегося при полном сгорании 1 кг топлива до углекислоты и воды.
Температура застывания - это температура, при которой нефть, налитая в пробирку под углом 45о, остаётся неподвижной в течение 1 минуты.
Испарение – процесс перехода вещества из жидкого или твёрдого состояния в газообразное.
Температура вспышки – это температура, при которой пары жидкости, нагретые при определенных условиях, образуют с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней открытого пламени.
Для пластовой воды определяют: жесткость, минерализацию (количество растворенных солей), рН.
119. Плотность нефти. Вязкость нефти
Нефть - это природная горючая маслянистая жидкость, распространенная в осадочной оболочке Земли; важнейшее полезное ископаемое. В состав нефти входит смесь углеводородов самого разнообразного строения. Их молекулы представляют собой и короткие цепи атомов углерода, и длинные, и нормальные, и разветвленные, и замкнутые в кольца, и многокольчатые. Путем перегонки из нее получают различные продукты нефти: бензин, реактивное топливо, осветительный керосин, дизельное топливо, мазут".
Плотность нефти, зависит от содержания тяжелых углеводородов, таких как парафины и смолы. Для ее выражения используется как относительная плотность нефти, выраженная в г/см3, так и плотность нефти, выраженная в единицах Американского института нефти - API, измеряемая в градусах.
Относительная плотность = масса соединения/ масса воды
API = (141,5/ относительная плотность) - 131,5,
Различают легкую (0,65-0,87 г/см3), среднюю (0,871-0,910 г/см3) и тяжелую (0,910-1,05 г/см3) нефть. Теплота сгорания 43,7-46,2 МДж/кг (10 400-11 000 ккал/кг).
Нефть растворима в органических растворителях, в воде при обычных условиях практически нерастворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии.
120. Тепловые методы воздействия на пласт
Тепловое воздействие на призабойную зону предотвращает образование парафинистых и смолистых отложений в поровом пространстве пласта и способствует увеличению текущей и суммарной добычи нефти. Прогрев зоны удлиняет межремонтный период эксплуатации скважины, так как повышается температура нефти и снижается ее вязкость, уменьшается количество парафина, отлагающегося на стенках подъёмных труб и в выкидных линиях.
Призабойную зону скважины прогревают следующими способами: нагнетанием в пласт на некоторую глубину теплоносителя — насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды или нефти; спуском на забой (в фильтровую зону) нагревателя-электропечи или погружной газовой горелки.
Обработка паром. При этом способе теплоноситель — пар получают от полустационарных котельных и передвижных котельных установок ППГУ-4/120 М, «Такума» КSК, а также парогенераторных установок типа УПГ и ППУА. Если давление нагнетания до 4 МПа, то используют паровые котельные общего типа ДКВР-10/39 и скважинное оборудование (устьевое и внутрискважинное). Устье оборудуют арматурой типа АП, лубрикатором типа ЛП 50-150 и колонной головкой ГКС.
121. Насосно-компрессорные трубы
Насосно-компрессорные трубы. При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит обычно по НКТ, которые применительно к способам эксплуатации еще называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъемными или лифтовыми.
Насосно-компрессорные трубы используются также для различных технологических процессов (например, для солянокислых обработок пластов, разбуривания цементных пробок и т.д.).
ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
Трубы нкт соединяются между собой при помощи муфтовых резьбовых соединений.
Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб обеспечивают:
проходимость колонн в стволах скважин сложного профиля, в том числе в интервалах интенсивного искривления;
достаточную прочность на все виды нагрузок и необходимую герметичность соединений колонн труб;
требуемую износостойкость и ремонтопригодность.
Насосно-компрессорные трубы изготавливаются в следующих исполнениях и их комбинациях:
высокогерметичные;
хладостойкие;
коррозионностойкие;
с высаженными наружу концами;
с узлом уплотнения из полимерного материала;
с отличительной маркировкой муфт;
стандартного исполнения.
По требованию потребителя наружная поверхность насосно-компрессорных труб защищается антикоррозионным покрытием.
Все трубы имеют маркировку краской и клеймение в соответствии с требованиями действующей нормативно-технической документации.
Насосно-компрессорные трубы поставляются с защитой резьбовых соединений труб и муфт антикоррозионной консистентной смазкой и резьбовыми предохранительными элементами. Типы резьбовых соединений:
трубы гладкие с треугольной резьбой и муфтами;
трубы с высаженными наружу концами с треугольной резьбой и муфтами (В);
трубы гладкие высокогерметичные с трапециидальными резьбами и муфтами (НКМ);
трубы с высаженными наружу концами, трапециидальными резьбами, безмуф товые (НКБ).