close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

Untitled

код для вставкиСкачать
1.
Информация из ФГОС, относящаяся к дисциплине
1.1. Вид деятельности выпускника
Дисциплина охватывает круг вопросов относящихся в соответствии с направлением подготовки: 131000 - «Нефтегазовое дело» к следующим видам
профессиональной деятельности:
производственно-технологическая;
организационно-управленческая,
Нефтегазовое дело – область науки и материального производства, включающая совокупность средств и методов человеческой деятельности, направленных на комплексное освоение недр Земли с целью добычи нефти, природного газа и газового конденсата.
Объектами профессиональной деятельности выпускников являются: технологии бурения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин; буровые установки, технические средства и породоразрушающий инструмент для обеспечения всех этапов их строительства, аппараты и средства для извлечения углеводородов.
1.2. Задачи профессиональной деятельности выпускника.
Выпускник по профилю: - «Бурение нефтяных и газовых скважин», подготовлен к решению следующих профессиональных задач:
- осуществлять технологические процессы строительства нефтегазовых
скважин (ПТД),
- эксплуатировать и обслуживать технологическое оборудование для сооружения скважины (ПТД),
- планировать, организовывать и управлять работой первичных производственных подразделений предприятий осуществляющих бурение скважин
(ОУД),
- анализировать деятельность работой первичных производственных
подразделений предприятий осуществляющих бурение скважин (ОУД),
- документировать процессы планирования, организации и управления
работой первичных производственных подразделений предприятий осуществляющих бурение скважин (ОУД),
- анализировать информацию по технологическим процессам и техническим устройствам в области бурения скважин (ЭИД),
- проводить регламентированными методиками экспериментальные исследования технологических процессов и технических устройств в области бурения скважин (ЭИД),
- выполнять статистическую обработку результатов экспериментов, составлять отчѐтную документацию (ЭИД),
- собирать и представлять по установленной форме исходные данные
для разработки проектной документации на бурение скважин (ПД)
- выполнять с помощью прикладных программных продуктов расчѐты
по проектированию бурения скважин (ПД),
- составлять в соответствии с установленными требованиями типовые
2
проектные, технологические и рабочие документы (ПД),
- участвовать в составлении проектных решений по управлению качеством (ПД).
1.3. Перечень компетенций
Освоение программы настоящей дисциплины позволит сформировать у
обучающегося следующие компетенции:
Профессиональные компетенции
использовать основные законы естественнонаучных дисциплин в профессиональной деятельности, применять методы математического анализа и
моделирования, теоретического и экспериментального исследования (ПК-2);
составлять и оформлять научно-техническую и служебную документацию (ПК-5).
осуществлять и корректировать технологические процессы при строительстве, ремонте и эксплуатации скважин различного назначения и профиля
ствола на суше и на море, транспорте и хранении углеводородного сырья (ПК7);
эксплуатировать и обслуживать технологическое оборудование, используемое при строительстве, ремонте, реконструкции и восстановлении нефтяных и газовых скважин, добыче нефти и газа, сборе и подготовке скважинной
продукции, транспорте и хранении углеводородного сырья (ПК-8)
оценивать риски и определять меры по обеспечению безопасности технологических процессов в нефтегазовом производстве (ПК-9);
изучать и анализировать отечественную и зарубежную научно- техническую информацию по направлению исследований в области бурения скважин, добычи нефти и газа, промыслового контроля и регулирования извлечения
углеводородов на суше и на море, трубопроводного транспорта нефти и газа,
подземного хранения газа, хранения и сбыта нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов (ПК-17);
использовать физико-математический аппарат для решения расчетноаналитических задач, возникающих в ходе профессиональной деятельности
(ПК-19);
выполнять отдельные элементы проектов на стадиях эскизного, технического и рабочего проектирования (ПК-22);
составлять в соответствии с установленными требованиями типовые
проектные, технологические и рабочие документы (ПК-24).
В результате освоения дисциплины студент должен.
Знать:
основные законы и положения дисциплины"Освоение и глушение
скважин;
методы решения практических задач применительно к вопросам полученных при освоение и глушение скважин;
основные производственные процессы, представляющие единую це3
почку нефтегазовых технологий при освоение и глушение скважин;
основную руководящую и нормативно-техническую документацию по
вопросам при освоение и глушение скважин;
способы, методы, технологию и современные технические средства,
используемые при реконструкции и восстановлении скважин;
Уметь:
проектно-конструкторскую документацию, типовые рабочие, технологические и проектные документы на освоение и глушение скважин;
проводить анализ и систематизацию информации, полученной при освоение и глушение скважин;
организовывать правильную эксплуатацию и технический уход технических средств, используемых при освоение и глушение скважин;
выбирать и осуществлять рациональный (оптимальный) метод проведения восстановительных работ освоение и глушение скважин;
выполнять необходимые расчеты проводимых процессов (операций) с
использованием типовых методик и программ при освоение и глушение скважин;
осуществлять первоочередные действия при возникновении внештатных и аварийных ситуации, анализировать травмоопасные и вредные факторы,
правильно применять средства индивидуальной и коллективной защиты, средства пожаротушения;
использовать экобиозащитную технологию работ.
составлять типовые рабочие, технологические и проектные документы
на освоение и глушение скважин;
3. Место дисциплины в структуре ООП
Для изучения курса требуется знание дисциплин: основы нефтегазопромыслового дела, прикладная физическая и коллоидная химия в бурении, буровые технологические жидкости, технология бурения нефтяных и газовых скважин, реконструкция и восстановление скважин.
4. Основная структура дисциплины.
Виды учебной работы
Трудоѐмкость, часов
всего
Семестр
7
8
Общая трудоѐмкость дисциплины
180
81
63
Аудиторные занятия, в том числе:
77
51
26
лекции
17
17
нет
практические/семинарские занятия
60
34
26
Самостоятельная работа
67
30
37
Вид промежуточной аттестации (итогового
Зачет
Зачет
Экзамен
контроля по дисциплине)
Экзамен
4
5. Содержание дисциплины
5.1. Краткий перечень основных разделов и тем (дидактических единиц) теоретической части дисциплины.
Раздел 1. Введение в дисциплину.
Темы:
1.1 Работы по освоению скважины
1.2 Проектирование освоения
1.3 Классификация типов освоения
1.4 Классификация по коллектору
1.5 Классификация по типу добычи
1.6 Классификация по числу освоенных зон
1.7 Горизонтальное освоение
1.8 Компоновка для освоения скважины
1.9 Фонтанная арматура
Раздел 2. Основные свойства и законы фильтрации пластовых флюидов.
Темы:
2.1 Свойства коллекторской породы
Раздел 3. Процессы в призабойной зоне пласта (ПЗП) при вскрытии и
перфорации.
Темы:
3.1 Испытание скважины на приток
3.2 Испытание пласта на трубах
3.3 Снижение проницаемости при перфорации скважин
3.4 Кумулятивная перфорация проводимая на репрессии, на стенках перфорационных каналов
3.5 Максимально достижимая плотность перфорации за один спуск кумулятивного перфоратора
3.6 Основные направления совершенствования кумулятивной перфорации
Раздел 4. Вызов притока нефти и газа из пластов.
Темы:
4.1 Компрессорный способ вызова притока в около скважинной зоне пласта
4.2 Применение скважинных насосов и другие способы вызова притока
4.3 Вызов притока поршневанием
4.4 Тартание скважин
Раздел 5. Глушение скважин.
Темы:
5.1 Требования к жидкостям глушения.
5.2 Жидкости глушения, применяемые при нормальных условиях.
5.3 Жидкости глушения, применяемые при аномально высоком пластовом
давлении.
5.4 Количество циклов глушения.
5.5 Направление глушения – прямой и обратный способы.
5
5.6 Пенные составы для глушения скважин.
5.7. Реконструкция скважин
5.8. Требование к ведению работ по реконструкции скважин.
5.2. Краткое содержание теоретической части разделов и тем дисциплины
Раздел 1. Введение в дисциплину. Основные термины и определения.
Перспективы совершенствования технологии вскрытия, освоения и глушения скважин
Освоение скважины – это комплекс технологических работ по:
1. вызову притока из пласта;
2. восстановлению (при необходимости) проницаемости породы призабойной зоны пласта (ПЗП);
3. установлению технологического режима эксплуатации скважины.
Освоение скважины – важный этап при подготовке ее к эксплуатации. От
вида и качества проведенных работ при освоении в значительной степени будет
зависеть степень гидродинамической связи скважин с пластом, качественная и
количественная характеристики профиля притока в скважину, длительность работы скважины без осложнений, надежность функционирования конструкции
забоя скважины, надежность и долговечность самой скважины. Выбор технологии освоения скважины должен тесно увязываться с геолого-физической характеристикой пласта, с фильтрационным и напряженным состоянием призабойной зоны. Фильтрационное состояние призабойной зоны, как известно, формируется в процессе первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта,
существенно изменяется при проведении подземных ремонтов скважин, постепенно изменяется в процессе обычной эксплуатации скважин.
Первичным называется вскрытие продуктивного пласта бурением (разбуривание пласта).
Вторичным называется вскрытие продуктивного пласта перфорацией.
Конструкции скважин, в большинстве случаев, предусматривают наличие против продуктивного пласта зацементированной обсадной эксплуатационной колонны. Применением перфораторов создаются отверстия в стенке обсадной колонны, каналы в цементном кольце и в породе пласта для вторичного обеспечения гидродинамической связи скважины с продуктивной толщей пласта.
В перечень основных работ при подготовке скважины к эксплуатации,
вводимой из бурения, могут быть включены следующие виды работ:
1 перфорация скважины и конструирование забоя скважины;
2 спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ);
3 установка устьевой (фонтанной или иной) арматуры и ее обвязка;
4 вызов притока из пласта с применением, при необходимости, методов
воздействия на призабойную зону;
5 проведение гидродинамических исследований скважины и установление нормы отбора;
6 кратковременная пробная эксплуатация скважины.
6
Технологический режим эксплуатации скважины – это дебит, состав продукции, давление и температура на устье скважины. В технологический режим
также включаются параметры работы оборудования, которое обеспечивает тот
или иной способ эксплуатации скважины (давление закачки и количество закачиваемого в скважину газа, например, при газлифтном способе эксплуатации,
число качаний в минуту и длина хода полированного сальникового штока при
эксплуатации нефтяных скважин штанговыми скважинными насосами и т.п.).
Установленные на устье параметры технологического режима эксплуатации
определяют условия движения продукции скважин от устья до забоя и условия
притока флюида в добывающую скважину (или условия приемистости скважины нагнетательной).
Строящаяся скважина имеет устье (часть скважины, находящейся на
дневной поверхности), забой (дно), стенку (боковая цилиндрическая поверхность) и ствол (часть скважины между устьем и забоем). В практике же эксплуатации скважин под забоем чаще подразумевается часть скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта. Ту часть скважины, которая находится
ниже нижних перфорационных отверстий в обсадной колонне, принято называть зумпфом.
Скважины в течение всего срока жизни неоднократно подвергаются ремонтным работам (подземный ремонт скважин). Все ремонтные работы, в зависимости от их характера и сложности, разделяются на текущий и капитальный
ремонты скважин. При подготовке скважин к подземному ремонту в большинстве случаев осуществляется задавка пласта. Задавка пласта (или глушение
скважин) требуется для безопасного ведения ремонтных работ на скважине. Задавочные агенты в той или иной степени взаимодействуют с породой призабойной зоны пласта и флюидом, насыщающим эту зону, в результате чего продуктивная характеристика этой части пласта ухудшается, а это, в свою очередь,
очень существенно снижает степень гидродинамического совершенства скважины. Нередко после подземных ремонтов скважину снова приходится осваивать, проводя при этом полный или частичный комплекс работ, относящихся к
освоению.
Рис. 1. Установка фонтанной арматуры
В другихзонахнеобходима интенсификацияпритокаизскважины путѐм
применениякислотного
раствораилигидроразрыва
длядостиженияэкономическицелесообразногодебета.Иногда скважиныосваива7
ютв многопластовыхзонахв целяхпромышленнойдобычи. Скважины в зонах пониженногодавлениятребуют
частоиспользованиеискусственногомеханизма
подъѐма. Несмотряна то, что разным типам скважин сопутствуютопределѐнныепроблемы
проектирования
иустановкиоборудования,
большинствоосвоенийявляютсяпростовариацияминескольких базисныхпроектныхтипов, ипоэтомуобычноиспользуемоеоборудованиедостаточно стандартизировано.
1.1 Работыпоосвоениюскважины
Послетого,какскважинаполностьюобсажена,буровойраствор вымывается
череззатрубное пространствовобсаднуюколоннуизаменяется нараствордляосвоения, обычноэтосоляной раствор.
Обычноктипичным работам поосвоениюскважины относятся:
 Перфорация
 Защитаотпопаданияпеска в скважину
 Монтаждобычногопакера
 МонтажподвескиНКТ
 Монтажскважинной отсекающейзадвижки
 Тампонажскважины припомощиспускаемого на кабелеоборудования
 Монтаж фонтаннойарматуры
 Испытательнаяилиэксплутационнаяинтенсификацияпритока из скважины.
1.2 Проектирование освоения
Методыкапитальногопрофилактического ремонта скважин фундаментальны припланировании процессапроектирования. На пример, предварительныйзамерпараметровпласта(пористость, проницаемость) возможноукажутна необходимость стимулировать(разрыв, обработка кислотным раствором) скважинудляувеличенияуровнядебета. Эффективноепроектировочное решениеосвоениядолжнопринимать во вниманиеэти,какилюбыедругиевозможно предстоящиеработыобслуживанияскважины,
какпланируемые,такинезапланированные.Здесь
следуетпридаватьособоезначение
тому,чтоподобныеработы поосвоению ненезависимы, и поэтомуинженеробязанпониматьосновы вкаждой отраслидляэффективностиразработки проектаосвоения, которыйучитывает всенепредвиденныеситуации.
Инженер
проектированияскважинприрассмотрениивариантовосвоения,должен брать на
вооружениереалистичныйподходкобщейэкономикепроекта,т.естоимость оборудования, срок службы,тип техническогообслуживанияисоответствующеевремя
буренияит.д. Вобщем, идеальнымосвоениемявляетсяосвоениессамыминизкими
затратами,котороеудовлетворит
требованиям,которыебудутвыдвигатьсяво
времясуммарноговремениэксплуатациискважины.
На протяжениивсейэксплуатацииприходитсяпоследовательноменять проектировочные решениядляосвоения, чтовызваноувеличением базы данныхиполученныхуроков.
8
Идеальноепроектировочноерешениедляосвоенияскважиныдолжно бытьсконструировано,
используялучшееоборудованиеданногокласса,приминимальныхзатратах, иодновременно сохранятьсервисныепоказателивысшегокласса на протяжениивсейэксплуатации.
1.3 Классификациятиповосвоения
Различныетипыскважинмогутсопровождатьопределѐнныепроблемы
строительстваимонтажа, с которымисталкиваетсяинженер, несмотря нато что
большинствотиповосвоенияскважин
простоявляютсявариантаминесколькихбазисныхпроектныхрешений, ипоэтомуприменяемое оборудованиевосновном похоже.
Типыосвоения могутклассифицироватьсяотносительноследующего:
Границаколлектораистволаскважины
В
случаеотсутствияпластовыхповрежденийданныйпараметропределяетскорость, с
которой пластовыежидкостипередвигаютсяиз пласта в ствол скважины.
Рабочий режимдобычи
Данныйпараметротноситсякметодупродвиженияжидкостиизстволаскважи
ны на глубине пластакповерхности.
Числоосвоенных зон
Данныйпараметрэффективноуказываетнаобъѐмуглеводородов,которыемог
утбытьизвлечены изоднойскважины.
1.4 Классификацияпо коллектору
Рисунок1. Типы освоений
Освоение необсаженныхскважин
Приданномтипеосвоенияобсаднаяколонна
9
спускаетсяицементируетсянадпродуктивной зоной. Далеестволскважиныпробуриваетсяв коллекторипройденныйучастокнеобсаживается.
Данныйметодосвоенияиспользуется, когда желательновскрыть дляствола
скважины всезоны. Продуктивныеплаты могутсостоять из крепкойпороды, которая
будетоставаться
на
местево
времядобычи.Освоениенеобсаженныхскважинтакженазываются«босыми» освоениями.
Освоениескважиныснезацементированнымхвостовиком
В некоторыхпластахуглеводороды сущестРис.2. Незацементированный хвостовик
вуютврегионах,гдечастицыпород несвязаны вместе
ипоэтомупесокбудетпродвигатьсявсторонуствола скважиныпомереизвлечениянефти; обычнотакойпласт называютнеспаянным.
Использованиенезацементированныххвостовиков(сщелевымиотверстиями
или экранированный)выполняет функциигрубого фильтра, удерживающегопотокпеска.Различные примеры работс незацементированным хвостовиком, выполняющимконтроль запесчаниками приведены ниже:
Хвостовиксщелевыми отверстиями
Ширинащелейзависитот размера песчинокв пластеибываютследующими
Фильтрспроволочной обмоткой
В хвостовикепробуриваютсяотверстияв 3/8-1/2дюйма (9,53-12,7мм)по
всейдлинехвостовика
изатемегослегка
обматываютспециальнойстрельчатойпроволокой
Рис. 2. Освоение скважины с незацементированным хвостовиком a) Труба с
щелевидными отверстиями, b) Фильтр с проволочной обмоткой, c) Внешняя
гравийная набивка, d) Расфасованный фильтр
Внешняягравийнаянабивка
Необсаженнаяскважинарасширяетсяпорядка
в
двое,затемопускаетсяхвостовик.Правильно отсортированныйгравийпомещается
10
между внешнейсторонойэкрана/фильтра ипластом, используяспециальное
оборудованиедляопусканиягравийнойнабивки.
Расфасованный фильтр
Расфасованныйфильтрсконструированиз внешнихивнутреннихобмотанныхэкранов/фильтровс помещѐнным междунимигравием,которыйсхвачен смолой. Данныйметодэффективнее, чем обмотанныепроволокойфильтр, номенееэффективен, чемоткрытаягравийнаянабивка.
Освоениесперфорированнымцементированным хвостовиком
При освоениисперфорированным цементированным хвостовиком, обсаднаяколонна
устанавливаетсянадпродуктивнойзоной(ми)ипробуриваетсязатем
продуктивныйинтервал. Обсаднаятруба хвостовика затемцементируетсяпоместу, котораязатемпробивается (перфорируется) спомощьюпулеобразныхвзрывныхзарядов.
Данныеперфорированныеотверстияспроектированы дляпроникновениявослабленныезоны
вокругисходногостволаскважины
дляобеспечениянезасоренногоканалакнеповреждѐнному пласту. Используяразличныеустройства длязамера глубин (а именно,Локатор муфт) различные секциипродуктивныхзонмогут бытьперфорированыс точностью(исключая непродуктивные
зоны),избегаятем
самымизвлечениенежелательныхжидкостей(газиливода), илидобычииз осыпающихсяинтервалов, которыеявляютсяисточником песка.
Рис 3. Освоение с перфорированным цементированным хвостовиком
Различныеметоды
освоения
скважинс
использованием
перфорированногоцементированногохвостовика приведены ниже:
Одиночныеилимногочисленныепродуктивныезоны
Одиночныеилимногочисленныепродуктивныесекции
Освоениескважиныприперфорированной зацементированной обсаднойколонне
В случаеосвоенияскважиныприперфорированнойзацементированной обсаднойколонне (иногда сссылкойкаквыставленнаянаосвоение) скважинапробуриваетсячерез
целевойпласт,
спускаетсяэксплутационнаяколоннаицементируетсяпо всейсекции. Перфораци11
онные отверстиядолжны быть сделаны сквозьобсаднуютрубуицементвплоть доцелевойзоны, чтобы позволитьскважиннымжидкостям поступитьв ствол скважины.
Нижеприведены
методы
освоенияскважиныприперфорированнойзацементированнойобсадной колонне:
А) Стандартнаяперфорированнаязацементированнаяобсаднаятруба Б)
Внутренняягравийная набивка
Эксплутационнаяобсаднаяколоннацементируетсяв сочетаниисперфорированными
продуктивнымиинтерваламииочищается. Экран/фильтрзатемопускаетсяс
закачкойгравияв
затрубноепространство
междуобсаднойтрубой/фильтромитуннелямиперфорации.
Рис 4. Освоение скважины при перфорированной зацементированной обсадной
колонне
a) Стандартная перфорированная зацементированная обсадная
труба, b) Внутренняя гравийная набивка
1.5 Классификацияпотипудобычи
Освоение безспуска НКТ
Освоениеспотоком через обсаднуюколоннусчитаетсяв частностинизкобюджетным методом
принерентабельныххарактеристикахпотока, например, вгазовыхнизкопродуктивных скважинах.
Освоениеспотоком
через
обсаднуюколоннуобычнонеиспользуетсябольшинствомоператоров, в первуюочередь, потомучтоэксплутационнаяколонна подвержена давлениюскважины
и/или коррозийным жидкостям. Освоениебез спуска НКТпотенциальноопасно.
Использование освоенияс потоком черезобсаднуюколонну непоощряется.
ОсвоениескважиныспотокомчерезНКТ
Освоение скважины с потоком через НКТ использует НКТ для подъѐма жидкостей из скважины до поверхности. Потенциал скорости потока при проходе через НКТ гораздо ниже, чем при неограниченном потоке через обсадную трубу.
Как для добычи, НКТ может также использоваться и для глушения скважины
или для закачки химреагентов. Колонна НКТ также может служить местом для
установки газлифтовых клапанов, которые помогают поднимать нефть наверх
за счѐт газа. Данные клапана устанавливаются при большом снижении пластового давления и соответственно остановке естественного фонтанирования.
12
Таблица 2 Преимущества и недостатки техник освоения забоя
Рис. 5. Классификация по типу добычи a) Без спуска НКТ, b) Временная НКТ,
c) Высокое давление, d) Хвостовик высокой производительности
Несомненносамым частоиспользуемым методомосвоенияскважиныслужитметод использованиясистемыодиночнойколонныНКТ/пакера,где пакерустанавливаетсяв
эксплутационнуюобсаднуюколонну,чтобыобеспечитьзащитуобсаднойтрубы, контроль скважиныиякорь для НКТ.
Хвостовикдлябольшихобъемовили одноствольное освоение
13
Данныйтипоборудованияиспользуетсявглубокихскважинах,гдезазормежд
у обсаднойтрубой иНКТмал, атакжевскважинахсвысокимдебитом, гдеиспользованиепакера ограничиваетпоток жидкостейиз скважины.
В общем, монтаж НКТипакера зависитоттребованийосвоенияскважины
иэкономических соображений.
Механизированная добыча
В случаях, когдаестественногодавленияколлектора нехватаетдлятого, чтобыдоставить жидкостькназемным эксплутационнымобъектам,необходимы методымеханизированной добычидляулучшенияизвлеченияуглеводородов.
Нижеприведены различныеметодыосвоенияскважин механизированнымспособомиключевые соображениядляосвоенияскважин:
Штанговыйнасос
Данныенасосы используютсявскважинахнизкогоилиумеренного дебита,которыйменьше2,000 бар/суткиили(318 м³/сутки)
Гидравлическийнасос
Гидравлическиенасосыиспользуютсяприискривлѐнныхстволахскважины,д
лятяжѐлойнефтии
изменяющихсяусловийдобычи,
которыесоздаютпроблемыиспользованияобычногоштангового насоса
Плунжерныйподъѐмник
Система плунжерногоподъѐмника –система низкойскорости, в которойэнергиягазаиз затрубногопространстваиспользуетсядляперемещенияплунжера,
которыйперемещает малые партиинефтивверхполифтовой колонне,когда скважина
открыта
наповерхности.
Последовательноезакрытиескважины
позволяетплунжеруупастьопятьобратноназабой.
Плунжерныйподъѐмникполезенв
обезвоживающихсягазовыхскважинахнизкойскорости. Электрическийпогружнойнасос (ЭПН)
ЭПНиспользуетсядляпередвижениябольшихобъѐмов жидкостейс низкимгазожидкостным факторомизколлекторовс температуройниже 250°F, например,артезианскиескважины,
скважиныбольшойобводнѐнностиивысокопродуктивныескважины
сгазонасыщеннойнефтью.
Газлифт
Газлифтподдерживаетпроцесс притокаизскважиныпутѐм добавлениякомпримированногогаза, которыйоблегчаетвес столба жидкостивскважине, снижает
вязкость жидкости, снижаеттрениеи предоставляетпотенциальнуюэнергиюв
формерасширениягаза.
14
Рис. 6. Механизированная добыча a) Штанговый насос, b) Поршневой насос, c)
Турбина, d) Плунжерный подъемник, e) Электрический погружной насос
Рис. 7. Газлифт
Непрерывныйгазлифтиспользуетсядляподнят
ияжидкостииз коллекторовс высоким индексом
продуктивностиивысоким давлением назабое. Периодичныйподъѐмиспользуетсяв
коллекторах,которыепоказываютнизкийиндекс продуктивности(ИП)инизкоедавлениена забое(ДЗ), низкийИП
ивысокоеДЗиливысокийИП инизкийДЗ.
Дебит жидкостиможетварьироватьсявпределах 300-4,000 бар/сутки(48-636м³/сутки) в колоннахНКТнормальногоразмера. Потокв обсаднойколоннеможетподнятьсядо25,000
бар/сутки(3,975м³/сутки).
15
1.6 Классификацияпочислу освоенных зон
Однопластовое освоение
Фонтанирующиескважины,
оборудованныеоднойлифтовойколонной,обычноосваиваютсяс применениемпакера. Однопластовоеосвоениевключаютв себяскваженноесмешиваниедобычи из несколькихинтервалов в пределахпродуктивнойзоны. Примерыоднопластовогоосвоения:
Стандартное и Смешиваниеинтервалов
Рис. 8.Классификация по числу освоенных зон a) Стандарт, b) Смешанные интервалы
Многопластовое освоение
Когдаскважина попадаетв многопластовуюпродуктивнуюзону, должно
быть приняторешение: Добыватьизкаждойзоны индивидуально
Освоениескважинысмногоколоннойкомпоновкойлифтовойколонны идобычейиз нескольких зон
Смешениенесколькихзон заодноосвоение
Добычатолькоиз
однойзоны
вэтойскважинеибурениедополнительныхскважин длядобычииз другихпродуктивныхзон
Двупластовое освоениесодной колонной
Данныйтип
двупластовогоосвоения
–
основнойтип,когдаосвоениенижнейзоныидѐтчерез
НКТ,
а
освоениеверхнейзоныидѐтчерезпространство междуНКТиобсадной колонной
Двупластовое освоениедвойнойколонной
Поток отдельноиз каждойзоны можетбытьподдержаноиспользуядве колонны НКИидва пакера.
Освоение несколькимиколоннами
Поток отдельноиз каждойзоны можетбытьподдержан используятри колонны
НКТитрипакера.
Такойтип
освоенияпредоставляютметодиндивидуальнойдобычиизоднойзоны,
имогут
улучшитьэкономику нефтяногопромысла.
В общем, данныйтипсхемы освоениятрудноосуществить,ион можетограничитьобщийдебит скважиныиззаНКТмалогодиаметра.
16
Освоениеконцентрической колонной
Концентрическимколоннам требуется меньшезазоричастопозволяетдостичь большейобщей производительностискважины.
Рисунок 9. Классификация по числу освоенных зон a) Двупластовое освоение с
одной колонной, b) Двупластовое освоение двойной колонной, c) Освоение несколькими колоннами, d) Освоение концентрической колонной
1.7 Горизонтальное освоение
Стандартныйвертикальныйстволскважиныможетбытьудачнообсажен,заце
ментирован,освоен изапущен вэксплуатацию. Еслиуровень добычиневыгоденэкономически,могутбыть использованы разныеспособыстимулированияпласта
(гидравлическийразрыв, обработка кислотным раствором) дляувеличениядебита.
Напротив,
бурениегоризонтальныхскважин
можетзначительноувеличитьуровеньдебитапо сравнениюсвертикальнымискважинами, накоторыхнебылпроведенгидроразрыв пласта.
Передоваятехнологияулучшила
проектированиеосвоенияистроительствогоризонтальных
скважин.
Всвоюочередьэтообеспечитзначительноеулучшениевжизниэкономики месторождения.
Горизонтальныескважины классифицируютсяв бурениикакскважины17
сультра коротким, коротким,среднимидлинным углом поворота в горизонтальнойплоскости.
Многопластовыескважины – болеепредпочтительны длягоризонтальногоосвоения,поскольку естественнотрещиноватыепороды могутдать увеличениедебита.
В горизонтальнойскважинепроблемыосвоенияболеесложны, чем в вертикальныхскважинах. Например,обломочныепороды встволахгоризонтальныхскважин
будутоставаться
на
месте
образованияисоздаватьэтимпрепятствиедляпередвигаемогооборудованияиинстр
умента. Аналогично,силатяжестибудетиметьсильныйэффектна инструментв горизонтальныхсекциях ствола скважины,чтовызываетнеобходимость в эффективнойцентровкеиснижениитрения.
Рис. 10. Необсаженная скважина
Данныйтипосвоенияявляетсясамым экономичным, в силутого, чтов ходеосвоенияудаляется бур.раствори осадочнаяпорода.
Хвостовиксщелевидными отверстиями
Данныйтипосвоенияприменяетсяпривозможномосыпаниистенокскважины
. Он используетсяв коллекторах,которыеестественно фонтанируюти гденетребуетсяпроведенияработпо стимулированиюскважины.
Незацементированныйхвостовик
Незацементированныехвостовикииспользуютсядляконтролязаотдельным
интервалом вовсей горизонтальнойчастиколлектора, которыйсостоитиз несколькихпродуктивныхзон.Онитакже контролируютотборводы из селективныхзон.
Зацементированный хвостовик
Приданномтипеосвоенияэксплутационнаяобсаднаяколоннаилихвостовикц
ементируетсяв горизонтальнойчасти. Послеперфорацииэффективномогутбыть
проведены работы по интенсификациипритока.
1.8 Компоновка для освоенияскважины
В общемплане, компоновкаосвоенияскважиныобеспечиваетканал добычи,
которыйделает возможным максимальнобезопасноеизвлечениеуглеводородов из
газовыхинефтяныхскважин на продолжениивсегожизненногоцикла скважины
18
илициклаэксплуатацииместорождения.
Используемоезабойноеоборудованиедолжнообеспечитьбезопаснуюустано
вкуиизвлечение компоновкиосвоения, а такжедолжнообеспечитьуниверсальность внутрискважинного обслуживанияоборудованияспомощьюприборов,
спускаемыхнакабеле, илисиспользование различныхметодовкапитальногоремонта скважин.
Рис. 11. а) Необсаженная скважина; b)Хвостовик с щелевидными отверстиями;
c)Незацементированный хвостовик; d)Зацементированный хвостовик.
Несмотря на то,чторазныетипыскважинсвязаныс определѐннымипроблемами проектированияиустановкиоборудования, большинствооперацийпоосвоениюскважин
представляютсобойтольконекотороечислоразновидностейрядабазисныхсхемосв
оения, и поэтомуиспользуемоеоборудованиедостаточностандартно.
Давайтеболеедетально рассмотрим некоторыеаспектыосвоенияскважин.
НКТ
19
ЦельюиспользованияНКТв
неявляетсятранспортировка
«продукта»изпродуктивного пластакфонтаннойарматурена поверхности,илив некоторыхслучаях,транспортировка
жидкостейсп
оверхностидопродуктивногопласта.Канал
долженпостоянно выполнятьэту
функциюэффективно,безопасно
иэкономичнонавсѐм
протяжениижизнискважины.
Инженеры
попроектиро
ваниюдолжны Рис. 12. Компоновка с НКТ
уделятьособоевниманиеразличным деталям вовремявыбора,
проектированияиустановкиоборудования.
НКТ – последняяколонна труб, котораяспускаетсявскважину. Вотличиеотобсадной колонны,
эти трубыизвлекаемые. Флюиды поднимаютсяпоНКТотколлекторакустью. НКТменьшепо диаметру, чемобсаднаяколонна. Подобнообсадным
трубам,НКТсоединяютсяв колонну свинчиванием.Насосно–компрессорнаятрубыобычно9 метров
длинной,включая резьбовые соединения. Данныетрубы висятобычнонаподвескеНКТ, котороеявляетсяспециальным утсройством наустье.
Практическивсегда
компании-операторы
решаютспускать в скважинуНКТ,потомучтогази
Рис. 13.Компоновка для оснефть лучшеподнимаютсяпоменьшейв диаметвоения скважины
реНКТ,
чем
пообсаднойколонне,подобнотомукакрекатечѐт быстреечерез узкийканал, чем широкоерусло.
ТакжебригадеКРС легчеподнять из скважины НКТ,еслионизабились илиповреждены. Обсаднуюколоннуподнять гораздо труднеев силутого, чтоона зацемен20
тированав скважине.
o НКТ-последняяколоннатруб, котораяспускаетсявскважину
o Вотличииот обсаднойколонны,эти трубыизвлекаемые
o Флюидыподнимаютсяпо НКТотколлекторакустью
o НКТменьше подиаметру,чемобсаднаяколонна
o Подобнообсаднойколонне,насосно– компрессорные трубысоединяютсявколонну свинчиванием
o Основныекритерии выбораконструкцииколонныНКТ:
o Размер, соответствующий режиму добычи
o Предел прочности на растяжение
o Предел прочности по напряжениям
o Устойчивостьк коррозии
o Основные требованиякрезьбовымсоединениям НКТ:
o Соответствие эксплутационнымтребованиямкколонне вовремяи послеспуска НКТ
o Предел прочности на растяжение
o Соответствие герметизирующейспособности типужидкостей иожидаемому давлению
o Лѐгкостьи безопасностьвработе присвинчивании\развинчивании труб при
СПО
o Устойчивостькповреждениям,коррозии и эрозии.
ПриприобретенииНКТ, выборопределяетсянесколькимифакторами. Необходимоучитывать следующиемоменты:
Максимальный объѐм добычискважины Глубинаскважины
Размеробсаднойколонны
Тип добываемогоуглеводорода
Типо–размерыоборудования, котороепланируетсяспускатьв скважинунакабеле Ожидаемыедавленияи температуры
Перепад давлениямеждузатрубьемиНКТ
В целяхсоответствия различным критериямпроектированияосвоенияскважины, современные производителипредлагаютширокийдиапазонтипо- размеровтруб,
толщины
стенки(вес)
и
материаловдляобеспечениясопротивлениясилам, воздействиюкоторыхподвержена НКТв изменяющейсясредескважины.
Пределытекучести потипамтруб согласноАНИ
АссортиментсталиНКТ,согласноАНИ, кодируются буквамииномерами,
которыеуказывают на различныехарактеристикистали.
Длякаждогосортаномеропределяетточкутекучести,т.еJ55имеетточкутекучести55,000 фунтов/кв.дюйм. Другимисловами,она может выдерживать нагрузкив 55,000фунтов/кв.дюйм прирастяжениименее0.5%.
Буква в комбинациис номеромобозначаеттакиепараметры,каксила максимальнаяточка
текучестииминимальныйпредел
текучести,т.етруба
J55соответственноотвечаетпоказателям в 80000и75000фунтов/кв.дюйм. СортC75предназначаетсядляработыв сероводороднойсреде, гдетребуетсяпрочность
21
выше, чемJ-55.
Сорт
H- 40
J- 55
C - 35
L–80
N–80
P– 105
Мин.Точка теку- Maкс.Точка текуМинимальн. Предел течести
чести
кучести(фунт/кв.дюйм)
(фунт/кв.дюйм) (фунт/кв.дюйм)
40000
55000
75000
80000
80,000
105000
80000
80000
90000
95000
110000
135000
60000
75000
85000
95000
100000
120000
Направляющаяворонкадляприборов,спускаемых накабеле
Воронка НКТиспользуетсядля безопасногоповторноговхода приборов,спускаемыхкабеле, из обсаднойтрубыилихвостовикаобратнов НКТ.Она
прикрепляетсякконцуэксплутационной колонныилихвостовойчасти компоновкипакера.Она имеет внутризавальцованныйкорпус с полным внутренним диаметром.
Направляющийворонка- раструб
Данныйнаправляющий инструментоборудован скосом в45° длятого, чтобы спускаемыена кабелеинструментымоглиповторно войтив НКТ.Данныйтип
раструбаиспользуетсяпритаком освоениискважины, когда конец колонны
НКТнеспускаютсквозьтакиепреграды, какнапример участокзаходахвостовика в
нижнюю частьобсадной колонны.
Воронкаскосымсрезом
Такойтип
направляющеговосновном
выполняеттежефункции,какиНаправляющаяворонка
раструб,нопомимоэтого,
онаимеетсрез45°наоднойизсторон. Вслучае, еслинаправляющая повиснетна частиобсадной колонны,какнапример, хвостовикиливерхняя часть пакера, тоскос в
45ºпозволитпроскользнуть черезкромкухвостовикаивойтив хвостовик.
Рис. 14. a) Направляющий раструб; b) Воронка башмака с косым срезом
Упорныйпатрубок–
короткоеприспособлениецилиндрическойформысобточенным на станке профи22
лем внутреннейчасти, которая можетразместить иобеспечить безопасность приспособления, котороеназывается мандрель сбоковымкарманом, котораяспускаетсяпри
помощикабеля.Упорныйпатрубоктакжеобеспечиваетгерметичноеуплотнениемежду
внутреннейчастьюотверстияпатрубкаивнешнейповерхностью мандрели.
Упорныепатрубкииспользуютсяна разныхучасткахколонны, в зависимостиот функциональных требованийкним. Обычноонииспользуютсявследующихцелях:
 Зоныустановкипробок
дляопрессовкиигидравлическихпакеровдляизоляциипластов.
 Местоустановкискважинногоклапана отсекателя(SSSV).
 Местоустановкискважинногорегулятора илиштуцера.
 Местоустановкидатчиков давленияна забоеи температуры.
Упорныйпатрубокимеет меньшийпоразмерубуртик, расположенныйна
внутренней поверхности отверстияпатрубка. Первостепенная функцияупорного
буртика
правильное
расположениемандрели.Вторичнойфункциейданногоприспособления будетпредотвращение падениятросовогооборудованиячерезконец НКТ. Только одинупорныйпатрубокодногои того жеразмера можетбыть использованвколоннедляосвоенияскважины.Упорныйпатрубокбудет в данной компоновкезанимать самуюнизкуюточкуизпатрубков.В
колоннеможет
использоватьсянетолькоодинупорныйпатрубок,нотолькоприусловии,чторазмеру
порного буртикапоходукомпоновкипостепенноуменьшается.
Рис. 15. Слева: Выборочный посадочный патрубок; Справа: Упорный посадочный патрубок
Скользящаямуфта
Скользящаямуфта(СК)илискользящийрукав устанавливаютсяв НКТво
времяосвоения
23
скважинывцеляхобеспечениясвязимеждуНКТизатрубнымпространством, когда
муфта находитьсявоткрытом положении.
СК используются для:
Вводаскважиныв эксплуатацию послебуренияиликапитального ремонтапутѐмвымыванияиз НКТраствора дляосвоенияизамены болеелегким растворомпониженнойплотности.
Глушенияскважиныпередподъѐмом НКТв ходеработпокап.ремонту.
Обеспечениядобычииз определѐнногопласта приосвоениимногопластовойскважины.
Пакеры
Пакер–цилиндр,которыйнакручиваетсянаниз
НКТислужитуплотнением(сальником)в затрубномпространствеилицилиндрическойскважине, междуНКТиобсаднойтрубой.
Рис. 17. Пакер
Пакеробеспечиваетнадежн
уюгерметизациюмеждупространстРис. 16. Трубный пакер
вом над ним ипространством под
ним,
удерживаяскважинныежидкостиидавлениеотпроникновениякобсаднойтрубенад
ним.
Одна
изпричинизоляцииобсаднойтрубыэтоизоляцияотпроникновенияпескаиосадочных отложений, которыемогутспособствовать разъеданиютрубы- потомужепринципу пескоструйнаямашинаразъедаетстекло. Сераидругиеприродныехим. вещества, проявляющиесявпластовыхжидкостях, тожеявляютсяврагомобсаднойтрубыивызывают коррозиюметал24
ла. НКТ такжеподвержена коррозиииразъеданию, ноеѐвотличииотобсадной
трубы, можноподнять изаменитьилиотремонтировать,т.к она незацементирона
вскважине.
Также
коррозийно-стойкаяНКТдешевле,чемкоррозийностойкаяобсаднаятруба, всилуразного размера.
Герметизирующийэлементтрубногопакераявляетсяплотнымкольцом
из
синтетическойрезины, котороерасширяется вплотнуюкстенеобсадной трубы.
Пакер можетбытьоборудованодним или несколькимигерметизирующимиэлементами,разделѐннымиметаллическимикольцами.
Трубные пакеры
Еслипакерперемещается внизиливверхво время расширениягерметизирующихэлементов,то
элементы
будутстиратьсяостенкуобсаднойтрубыподобнотому,какстирается шинаавтомобиля обобочинутротуара. Дляпредотвращенияподобныхситуаций, пакероснащѐн якорями (клиньями), которыедержатегонаместе. Якорь, сзазубринамивверх,предотвращаютдвижение вверх. Якорь сзазубринамивнизпредотвращают
движениепакера вниз. Покабригада устанавливаетпакер, егоклиньясвѐрнуты,чтобынемешать.Установочныймеханизмвыдвигает их,когда пакер находитсяв нужном месте.
Извлекаемые пакеры
Извлекаемый(илисъѐмный)
пакер,какуказываетего название, можетбытьснятиподнятиз скважины длязаменыилиремонтаприполомке.Обычнопакеропускаютна концеБТиНКТи сажаютспециальным движением, достигаемым привращенииротораиувеличениенагрузкина
колонну.Длявысвобожденияиподъѐмапакера,
бригада простоподнимаетегоилиподнимаети
вращаетв
направлении,противоположномвращению дляустановкипакера.Егоспособностьк съѐмупозволяетперемещатьего на несколькофутовиповторноустанавливать.Благодаря своемусложному
механизмувысвобожденияиустановки, данныйпакербольшев размере,
дорожеиненастолькопрочный,как неизвлекаемыйразбуриваемыйпакер.
Неизвлекаемые пакеры
Сегоднямногиебуровыеподрядчикиис
пользуютнеизвлекаемыеилиразбуриваемые
Рис. 18. Клинья
трубные
пакеры.Металлическиечастинеизвлекаемогопакера сделаныизчугунаилижѐлтоймеди,т.е. относительномягкихметаллов.Когда бригаденеобходимозаменить па25
кер,ониразбуриваютего
фрезером
устройством,котороеизмельчаетметал.
длябуренияпакера
-
Рис. 19. Фрезер для бурения пакера
Неизвлекаемыйпакер
устанавливаетсяпутѐмопусканияегонакабелепроводнике, вместоНКТ. Вотличиеот извлекаемогопакера, съемныйпакерустанавливаетсяэлектрически.Маленькийразрывнойзаряд
выставляетклиньяирасширяетуплотнительныеэлементы.Установка неизвлекаемогопакера дешевлеибыстрее,он дажеможетбытьодновременноспускатьсяс пулевым перфоратором.
Послеустановкипакера,пакернаяжидкостьиногда закачиваетсяв затрубноепространстводля
удержания
давленияпласта.
Обычнодляпакернойжидкостииспользуютсолянойили
минерализованныйраствор.
Рис. 20. Неизвлекаемый пакер
ПРИМЕЧАНИЕ: Приобоихметодиках,описанныхвыше, применяетсяпосадочныймеханизм, которыйотвечаетза функцию механизма отсоединения.Устройство дляустановкипакера поднимаетсяиз скважины как толькопакерустановлен. Затемзавершающаяколоннаопускаетсяв скважину,покаузел уплотненияневходитвотполированное отверстиепакера.
Неизвлекаемыйпакертакжеможетспускатьсяв
защѐлкнутомположениинаНКТигидравлически сажатьсяспомощью давленияв трубе.
Перфорированные трубы
Использованиеперфорированныхтрубобязательновскважинах,гдескорость
потокавысокаи подобныепреграды,какподвеска датчика, могут быть причинойложныхпоказателейдавленияи
температуры.Онитакженеобходимытам,гдеизлишняявибрацияможетбыть
причиной
значительныхповрежденийхрупкогоинструмента.
Перфорированнаятрубаустанавливаетсянадниппелемподвескидатчикаиобе
спечивает неограниченныйканал дляпотока вокругколоннывнутреннихдатчиков, помогаятем самым устранитьпроблему.
Перфорированнаятруба -этообычноеНКТполнойдлины.
Основнымкритерием
26
дляпринятиярешенияовключенииперфорированнойтрубы всхему освоениясчитаетсятребование,согласнокоторогополнаяплощадь поперечногосечения отверстийсоединения должна быть равнаплощадипоперечногосечения, соответствующего внутреннемудиаметрутрубы.
Мандрельсбоковымкарманом
Мандрелис боковымкарманом изначальнобылиспроектированыдлягазлифта. Онибыли спроектированыкаккамеры
длягазлифтныхклапанов,
черезкоторыегаз должен был закачиватьсяиз затрубногопространства в НКТ. Тем неменее,в последнеевремяонитакже
началииспользоватьсявместоциркуляционногокла
пана,когда при отказеуплотненияпроблему устраняютпутѐмподъема отсекающегоклапана (иликлапанаглушенияскважины) накабелеи заменойуплотнений. Мандрельустанавливаютсяв компоновкеислужаткакприѐмник/патрон дляследующихустройств:
Газлифтныеклапаны Отсекающиеклапаны
Инжекционныеклапаны Циркуляционныеклапаны
Клапаны глушенияскважины длясниженияперепада давления
Выравнивающиеклапана
Необходимопониматьпроцесс
работыустройства,установленногов мандрели,перед проведениемКРС, ибоэтоможетповлиятьна контроль заскважинойв частиНГВП.
МБК
вместеспроходнымотверстиемвключаютвсебяотводящийкарман, вкоторомимеется отверстиедляперетокакзатрубномупространству. Различныеклапана могутбытьустановленыв
мандлеь
иизвлеченыизнееустройствами,
спускаемымивскважинунакабеледляоблегчения
связимеждузатрубнымпространствомиНКТ.Клапаны, устанавливаемыев мандрели, которые обеспечиваютгерметизацию надиподкоммуникационнымипортами, включаютследующие
типы:
Газлифтныеклапаны:Когда
неустановленывМСК,клапанреагируетнадавлениезакачиваемого в затрубноепространствогазаоткрытием,за счѐтчегопозволяетзакачкугаза в НКТ. Всистеме газлифта
нижняяМСК используетсядлязакачкигаза в НКТ, тогдакакверхняяМБК – длясброса жидкостииззатруба доточкизакачкигаза.
Инжекционныеклапаны:Ониобеспечиваютзакачкухимреагентов (например, ингибитора коррозии) в НКТ. Ониоткрываютсядавлением состороны затрубногопространства.
ЦиркуляционныеклапаРис. 21. Мандрель с боковым
карманом
27
ны:СлужатдляпрокачкифлюидовиззатрубьявНКТбезповреждения мандрели.
Рис. 22. Виды мандрелей
Выравнивающиеклапаны:Устройства
дляизоляцииотдавленияиуравниваниядавления,
которыепредотвращаютсвязь
междуНКТизатрубным пространством. Данныеклапаныслужат средством выравнивания давленияпутѐм изначальногоизвлеченияштыряиз клапана.
Клапаны глушенияскважины длясниженияперепада давления: Данныеклапаныслужат
средством
связимеждезатрубнымпространствомиНКТпутѐмиспользованиядавленияв
затрубномпространстве.МБК сустановленным внѐм клапаномвыполняеттежефункции,чтои скользящая муфта.
Отсекающиеклапаны:Данныеустройства
выполняютстрогофункциюизоляциизатрубного пространства отНКТ.
Гидродинамическиемуфты
Гидродинамическиемуфты,
являющиесятолстостеннымицилиндрическимипатрубками,
устанавливаются
вышеинижетакогооборудованиявкомпоновке,котороеможет вызвать турбулентность потока. Даженесмотряна то, чтоприсутствуеттожеколичествоэрозии,
дополнительнаятолщинастенокгидродинамическихмуфтзащищаетустройствоот
28
износа на протяжениивсейжизнискважины. Вскважинахспониженной вязкостью,такихкакскважины
с
низким
газовым
фактором,
гидродинамическиемуфтыустанавливаютсятолькопривышекаких либопрепятствийв стволескважины (сужениямисечения).
Управляемыйсустья
скважинныйклапан
отсекатель(СКО)–
скважинноепредохранительное устройство,котороеможетзаглушить скважинув
экстремальномслучаеилиобеспечитьбарьер междуколлекторомиустьем. Как
указываетназвание,клапаном можноуправлятьс поверхности с помощьюпередачигидравлического давленияспанелиуправлениячерезНКТиз нержавеющей сталидоклапана.Управлениеклапаномданноготипа споверхностиможет быть также
интегрированосо вспомогательнымикдапанамими, системойаварийногоотключения,
системой
управления
манифольдсустья.ПодобнаягибкостьэксплуатацииСКО-оченьбольшое преимущество.
В простейшейсистемеСКО удерживаетсяоткрытым с помощьюподачигидравлического
давления
через
манифольд
наустье.
В
это
времядавлениеподдерживаетсягидравлическиминасосами,
контролируемымиуправляющимиклапанамидавления,
установленнымивконтрольныхточках
колоннойголовки.
Повреждениеколоннойголовкииливыкидныхлинийинициирует
сбрасываниедавленияконтролирующимиклапанамиизлиниинизкого
давления,чтовсвою очередьзаставляет релеблокировать давлениевсистемерегулированиядо3хлинейного гидравлическогорегулятора, что ведѐткпотередавлениявлинииуправленияСКО. Когда давлениепадает, СКО автоматическизакрывается,таким образомотсекаяпотокизНКТ.
Существуетдваосновныхтипа управляемыхс устьяскважинныхклапановотсекателей:
Извлекаемыйспомощьюприспособления, спускаемогонакабеле;
Извлекаемыйспомощьюприспособления, спускаемогона НКТ.
Оба
типапоставляютсяилиснабжѐннымиилинеснабжѐннымивстроеннымидеталямидл
я уравнивания. Данныедеталипозволяютуравнять давлениевклапанеи открыть
егоснова. Клапаны, необорудованныеданнымидеталями, открываютсятолькопутѐмподачидавленияс поверхности.Первыйтипклапанаболеесклонен кповреждениямиззабольшегочисла работающихдеталей.В тожевремя давлениядляоткрытиявтороготипаклапана иногдаочень трудноподать,иэтапроцедура занимаетмноговремени.
Скважинныйклапан–отсекатель, извлекаемыйустройством накабеле
устанавливаетсявспециальнопредназначенныйдляэтогопосадочныйниппел
ь
дляклапана
отсекателя(ПНКО)с
использованием
стандартныхметодовспускаоборудованиянакабелеПНКО соединѐн срегулирующейлиниейдавлениятрубкойиз нержавеющейсталис наружным диаметром¼дюйма.
Когдаклапан
-отсекательустановлен
вниппель,уплотнительнаясекциягерметическистыкуетсяс отверстием ниппеля ниже29
отверстия.Уплотнительнаясекциязамковоймандрелисоздаѐт герметическоеуплотнениенадотверстием ниппеля. Воздействующеедавление,получаемое через
систему регулирования,попадаетвклапанчерез отверстиев корпусеипозволяетдавлению открытьклапан.
СКО спускаемыйнакабеле, установленныйвпосадочномниппеле, смонтированномв
эксплуатационной
колонне,
имеетгораздоменьшееотверстием,чемклапан, спускаемыйнаНКТ
длятакогожеразмератрубы.
Тросовыйсъѐмный
отсекающийклапан(ТСОК)долженбыть предварительноподнятперед началом проведением работстросом.
В сравнениисосъѐмнымклапаном НКТ, тросовыйсъѐмныйклапанпрощезаменитьв
случае
поломки.
Применениеплановогографикатехническогообслуживания, согласнокоторогоклапана регулярноподнимаютсяиобслуживаются,предотвращает большинствополомок.
Следующиекомпонентынеобходимыдляустановкитросовогосъѐмногосква
жинного отсекающегоклапана:
Гидравлическая регулирующаялиния;
Протекторы регулирующейлинии;
Манифольда регулирующейлинии;
Тросовыйсъѐмный отсекающийклапан;
Посадочныйниппель дляотсекающегоклапана;
Замковыйшпиндель;
Тросовоеоборудование установкииснятиядлязамковогошпинделя.
30
Рис. 23. Клапаны-отсекатели
Скважинныйклапан – отсекатель,извлекаемыйприспособлением наНКТ
Он
работаетпотомужепринципу,
чтоиклапан
–
отсекатель,извлекаемыйприспособлением на кабеле, заисключениемтого, что
все компонентыинтегрированыводинблок, который устанавливаетсяв колоннудляосвоения. Принеобходимостизакрытияэтогоклапана– отсекательна НКТ,
можноспустить иустановить клапан – отсекатель накабеле,хотяис уменьшениемвнутреннегодиаметра.
Требуемыекомпоненты:
Гидравлическая регулирующаялиния;
Протекторы регулирующейлинии;
Гидравлическая манифольда регулирования;
Клапан–отсекатель,спускаемыйна НКТ.
И дополнительно длянесущеймощности:
Тросовый отсекающийклапан;
Замковаямандрель;
Инструментдляустановкиисъѐмазамковоймандрели;
Замковыйинструментдляклапана–отсекателянаНКТ.
31
Рис. 24. Открытый и закрытый плунжер
Использованиескважинногоклапана- отсекателя
Извлекаемый приспособлениемна Извлекаемый приспособлениемна НКТ
кабеле
Общееиспользование:вскважинах, Общееиспользование:когда дляцелейдогде возможнопроводить работы на- бычи требуетсябольшаяплощадь потока в
кабеле
НКТ
Газовыескважинывысокогодавления Высокодебитныенефтяныеигазовыескважины
Экстремальноагрессивнаясреда, ко- Дляморскихскважин, в которыхоборудогда жидкостиитемператураскважи- вание освоенияустанавливаетсяподводой
ныимеют тенденциюсокращать жизненныйцикл материаловоборудования
32
Скважины сразрушающевысокой
скоростьюпотокафлюида
В скважинахсодновременнойдобычейиз
нескольких пластов, когда нижеклапана –
отсекателяустановлено несколькоустройств контроля дебита. Такойклапан
можноустанавливать набольшуюглубину.
КолоннаяГоловка(головкаобсадной колонны)
Колоннаяголовкасостоитизнесколькихчастей,которыеприсоединяютсяк
верхнейчасти обсаднойколонны,послетогокакколонна была спущенав скважинуизацементирована.
Если
скважинаоборудованато
лькокондукторомиэкспл
уатационнойобсадной
колонной,токондуктор
ввинчиваетсяврезьбовуюсоединительную
муфту, привареннуюкколоннойголовке, а эксплуатационнаяобсаднаяколонна
виситнаподвеске. Подвескаобсадной
колонны
–
комплект клиновыхплашек,
которыевыполняютзахв
атиподдерживаютобРис.25. Колонная головка
саднуюколонну.Металлические ирезиновыегерметическиеуплотнениясидят на клиньгерметизацииколонной
головкиив
целяхпредотвращения
движенияскважинныхжидкостейвустьескважиныипопаданияв атмосферу. На
колонной
головкетакжеестьместодляустановкидатчика
давления,
дающегоотечи.
Еслипризавершениискважины
необходимоиспользовать
промежуточнуюколоннуобсадной
трубы,
тосверхуна
колоннуюголовкунадеваетсяещѐодна головка.В этом случаепромежуточная
колонна виситнаподвескев нижнейобсадной головке, аэксплутационнаяколонна
на подвескев
Трубнаякатушка/Подвеска
верхней головке. НКТ–этокомбинированный блок,который присоединяетсяксамой верхней колоннойголовкенаустьескважины.
Главныефункцииустановки:
33
ПодвескаНКТ
Герметизациязатрубного пространствамеждуНКТиобсаднойтрубой
Закрепление
подвескуНКТнаместе
Предоставитьоснов
аниедляверхнегооборудованияустья
скважины(фонтанная арматура)
Обеспечитьдоступкзатрубномупространству(затруб «А»)
Трубнаякатушкасостоитиз
корпусатипа
фланцевогосоединения,в
которомвнутренняя поверхность
верхнейсекциипрямаяили
цилиндрическиконусообразная, куда сажаетсяподвеска
НКТ.
Корпусподвешиваетколон
нуНКТигерметизируетпространство междуНКРис.26. Трубная катушка
Тиобсадной колонной.
Трубнаякатушка
Трубнаякатушка частосадитсяна самуюверхнююголовкуобсадной колонны. В скважинес
низким давлением,вкоторойнетголовкиобсадной
колонны,онаможетбыть присоединенак самой
эксплуатационнойобсаднойколонне. Еѐподвеска
НКТгерметизирует
затрубное
пространствомеждуэксплуатационнойобсадной
колоннойиНКТ, атакжеподдерживает вес колонны НКТ. Какиуголовкиобсаднойколонны,она
снабжена выходамидлядоступа в затрубноепространстводляизмерения давленияилиподключенияклапанов ифурнитуры для контроляпотока
жидкостей.
1.9 Фонтаннаяарматура
Скважинысвысоким
давлениемобычнооборудованыгруппойзадвижеки
34
фурнитуры,
называемыхфонтаннойарматурой,имяполученноеза
схожестьс
вообразнойформой.Они регулируют, измеряют, инаправляютпотокжидкостейиз
скважины, атакже обеспечиваютдоступ в скважинудляобслуживанияскважины
(накабеле)
илинаблюденияза
коллектором.
Скважины
с
низким
давлениемтакжемогутбытьоборудованыфонтаннойарматурой,но данныеконструкции проще, чемте, чтоустанавливаютсянаскважины высокогодавления.
Манометры
нафонтаннойарматурезамеряютдавлениекаквзатрубье,такивобсаднойтрубе, предупреждаяотечи.
Операторы буровойустановкилучшевладеютситуацией,еслизнают давленияприразных эксплутационныхусловиях.
Обычнофонтаннаяарматура соединена прямоккатушкеподвескиНКТ, котораясидитнасамой верхнейкатушкеголовкиобсаднойтрубы (катушкаголовкиНКТ).
Всякомпоновка, включая, фонтанную арматуру, подвескуНКТисамуюверхнююкатушкуголовки обсаднойтрубы,называютещѐколоннойголовкой.
Задвижкина
фонтаннойарматуремогутоткрыватьсяизакрыватьсявцеляхупра
Рис.27. Фонтанная арматура
вленияпотоком
жидкостейиз
скважины.Главнымиявляютсяследующиезадвижки:
Нижняякореннаядроссельнаязадвижка
Нижняякоренная дроссельнаязадвижкауправляетсяв ручнуюииспользуетсякакпоследнее средство, чтобы закрытьскважину.
Верхняядроссельнаязадвижка
Обычноуправляетсягидравлическии тожеиспользуетсядлязакрытияскважины.
Задвижка наотводящейлинии
устья
Через
задвижкунаотводящейлинииустьяпото
кнаправляетсякштуцеру.
Штуцернаязадвижка
Штуцернаязадвижкаиспользует
сядляограничения, контролированияирегулировкипотока углеводородов к
объектам добычи.
Боковаязадвижка линииглушения скважины
Боковаязадвижка
линииглушенияскважиныпозволяетза
качивать глушащийрастворв эксплутационнуюколонну,
атакжедля
выравниваниядавлениямеждузадвижк
35
Рис. 28. Состав фонтанной арматуры
амиарматуры.
Буфернаязадвижка
Буфернаязадвижкапозволяетотвесноопускать вскважинуинструмент на
тросе(манометр
давленияна
забое,
датчиктемпературы
назабое,состоянияНКТ)илиприКРС скважины.
Колпакфонтанной арматуры
Колпакфонтаннойарматурыилибуферныйколпакобеспечиваетправильноек
реплениеПВО оборудованияприКРС. Устанавливаетсяпрямонад буфернойзадвижкой.
Примечание:Современныефонтанныеарматурыоборудованызадвижкамидроссельноготип
а, которыепозволяютполностьюоткрывать скважину.
Раздел 2. Основные свойства и законы фильтрации пластовых
флюидов
Нефть и природные газы заключены в недрах Земли. Скопления их теснейшим образом связаны с вмещающими горными породами, а также со структурными и другими особенностями пластов. Горные породы, которые могут
служить вместилищем нефти и газа и в то же время отдавать их при разработке,
называются породами-коллекторами.
Природные жидкости (нефть, газ, подземные воды) находятся в основном
в пустотах — порах и трещинах осадочных горных пород. Их движение происходит либо вследствие естественных процессов (миграция углеводородов), либо в результате деятельности человека, связанной с извлечением полезных ископаемых и эксплуатацией гидротехнических сооружений. Движение жидкостей, газов и их смесей через твердые тела (вообще говоря, деформируемые) по
связанным между собой порам или трещинам называется фильтрацией. Теория
фильтрации, являющаяся разделом механики сплошных сред, получила большое развитие в связи с потребностями гидротехники, гидромелиорации, гидрогеологии, горного дела, нефтегазодобычи, химической технологии и т. д. Теоретической основой разработки нефтегазоводоносных пластов является нефтегазовая подземная гидромеханика, изучающая фильтрацию нефти, газа и воды в
пористых и (или) трещиноватых горных породах.
Движение флюидов в проницаемых толщах осадочных горных пород
обусловливает особенности, существенно отличающие методы изучения нефтегазовой подземной гидромеханики не только от обычной гидродинамики (движение жидкостей в открытом пространстве), но и от способов исследования
других процессов фильтрации (например, в химической технологии или гидротехнике). Поровое пространство осадочных горных пород — сложная нерегулярная система сообщающихся межзеренных пустот, в которой трудно выделить отдельные поровые каналы. Размеры пор в песчаных породах составляют
обычно единицы или десятки микрометров (мкм). Еще сложнее поровое пространство карбонатных пород (известняков, доломитов), которое характеризуется более неоднородной системой первичных пор, а также наличием трещин,
36
каналов и каверн, возникших после образования самой породы.
Строение нефтяных и газовых залежей осложняется значительной неоднородностью пород, слоистостью их строения, наличием тектонических нарушений (разрывов сплошности породы). Разведка месторождений, исследование
пластов, извлечение нефти и газа осуществляются через отдельные скважины
диаметром 100—200 мм, отстоящие друг от друга на сотни метров.
Теорию фильтрации нефти и газа в природных пластах характеризуют
следующие особенности.
1. Невозможность изучать движение флюидов в пластах прямыми обычными методами гидродинамики, т. е. путем решения уравнений движения вязкой жидкости для области, представленной совокупностью всех пор.
2. Сочетание разных масштабов, определяемых различными характерными размерами, отличающимися на многие порядки: размером пор (единицы и
десятки микрометров), диаметром скважин (десятки сантиметров), расстоянием
между скважинами (сотни метров), протяженностью месторождений (десятки
километров). Масштаб неоднородности пластов вдоль и поперек их простирания может иметь практически любые значения.
3. Ограниченность и неточность сведений о строении и свойствах пластов
и пластовых флюидов, не позволяющие построить однозначную модель пластовой залежи.
Эти особенности приводят к формулировке основных модельных представлений и разработке методов подземной гидравлики, направленных прежде
всего на установление качественных закономерностей процессов и на создание
расчетных схем, мало чувствительных к точности исходных данных. При этом
познавательная и практическая ценность получаемых результатов в значительной степени определяется четкостью постановки расчетной задачи и глубиной
предварительного анализа имеющихся данных.
2.1 Свойства коллекторской породы
Пористость
Пористостьилипористоепространствовпороде
коллектораобеспечиваетсуществование пластовогорезервуарадлянакапливаниянефтиигаза ипридаетпластухарактернуюспособность накапливатьиудерживать жидкости. Большинство
нефтегазовыхместорождений промышленногомасштаба встречаютсявпесчаниках,
известнякахидоломитах,тем
неменее,
некоторыеместорождениявстречаютсядажевтрещиноватыхсланцах.
Под пористой средой подразумевается множество твердых частиц, тесно
прилегающих друг к другу, сцементированных или несцементированных, пространство между которыми (поры, трещины) может быть заполнено жидкостью
или газом.
Поровое пространство природного пласта ввиду сложности и нерегулярности его структуры можно рассматривать как систему с большим числом однородных элементов, слабо связанных между собой. Из статистической физики
известно, что такие системы могут быть описаны как некоторые сплошные среды, свойства которых не выражаются через свойства составляющих элементов,
37
а являются усредненными характеристиками достаточно больших объемов среды. Таким образом, в теории фильтрации, как и в гидродинамике, принимается,
что пористая среда и насыщающие ее флюиды образуют сплошную среду, т. е.
заполняют любой выделенный элементарный объем непрерывно. Это накладывает определенные ограничения на понятие элементарного объема порового
пространства. Под элементарным объемом понимают объем, в котором заключено большое число пор и зерен, так что он достаточно велик по сравнению с
размерами пор и зерен породы. Для него вводятся локальные усредненные характеристики системы флюид-пористая среда. В применении к меньшим объемам выводы теории фильтрации становятся несправедливыми.
Если объем пор при изменении давления жидкости в них не изменяется,
то такая пористая среда считается недеформируемой. Если же изменением объема порового пространства пренебречь нельзя, то такую пористую среду следует рассматривать как упругую. Плотные песчаники или известняки, перебитые
мелкими трещинами, образуют трещиновато-пористую среду.
Одна из важнейших характеристик пористой среды — пористость, измеряемая коэффициентом пористости.
Коэффициент пористости m есть отношение объема пор Vn в некотором
элементе пористой среды ко всему объему V данного элемента:
m = Vм/V
Наряду с пористостью иногда вводится понятие просветности (площадной пористости), под которой понимается отношение площади просветов с оп в некотором сечении пористой среды ко всей площади этого сечения со.
Просветность измеряется коэффициентом просветности
N=
(2)
Можно доказать, что в данной точке пласта просветность не зависит от
выбора направления сечения и равна пористости (n = m).
Коэффициент пористости одинаков для геометрически подобных сред; он
не характеризует размеры пор и структуру порового пространства. Поэтому для
описания пористой среды необходимо ввести также некоторый характерный
размер порового пространства. Существуют различные равноценные способы
определения этого размера. Естественно, например, за характерный размер
принять некоторый средний размер порового канала d или отдельного зерна
пористого скелета.
Первые теоретические исследования порового пространства проводились
с помощью идеализированных моделей грунта, называемых идеальным и фиктивным грунтами. Под идеальным грунтом понимается модель пористой среды,
поровые каналы которой представляют собой пучок тонких цилиндрических
трубок (капилляров) с параллельными осями. Фиктивным грунтом называется
модель пористой среды, состоящая из шариков одинакового диаметра. В конце
прошлого столетия американский гидрогеолог Ч. Слихтер развил упрощенную
теорию фильтрации, позволяющую сравнивать движение жидкости по поровым
каналам с течением жидкости по цилиндрическим трубкам. Основываясь на
модели фиктивного грунта, он рассмотрел также геометрическую задачу, по38
зволяющую связать пористость с углами, образованными радиусами соприкасающихся шаров, моделирующих пористую среду, при их различной упаковке.
Простейшим геометрическим параметром, характеризующим размер порового пространства, является эффективный диаметр dэф частиц грунта. Его
можно определить в результате механического анализа грунта. Эффективным
диаметром частиц, слагающих реальную пористую среду, называется такой
диаметр шаров, образующих фиктивный грунт, при котором гидравлическое
сопротивление, оказываемое фильтрующейся жидкости в реальном и эквивалентном фиктивном грунте, одинаково. Однако на практике эффективный диаметр зерен dэф определить трудно (особенно для сцементированных песчаников). Поэтому теория Ч. Слихтера не нашла широкого практического применения.
Для определения геометрической структуры пористой среды, существенно влияющей на фильтрационные параметры, кроме пористости и эффективного диаметра, нужны дополнительные объективные характеристики. Определенную информацию о микроструктуре порового пространства дают кривые распределения размеров пор и зерен. Поэтому предпринимались многочисленные
попытки определения геометрических и гидродинамических характеристик пористой среды на основе кривых распределения. Однако зависимости характеристик пористой среды от параметров кривых распределения не могут быть универсальными.
Коэффициент проницаемости
Коэффициентпроницаемости–
это
мератого,насколькосвободнопластоваяжидкость может передвигатьсяпосоединяющимсяпоровым
пространствам
пласта.
Многиепороды,такиекак
глины,сланцы,мел,ангидрид(безводныйгипс)инекоторыесильносцементированные
песчаники, являются непроницаемымидлядвиженияводы, нефтиигаза, несмотря
нато,что фактическионимогут быть достаточнопористыми.
Рис. 29. Свойства коллекторской породы
Относительнаяпроницаемость
39
Таккакдвеилитрижидкости–газ,нефтьивода–могутичастосуществуютв одном и том же поровомпространственефтяногоколлектора,необходимопринимать
повнимание
взаимоотношенияотносительнойпроницаемости.Относительнаяпроницаемостьп
редставляет
собойспособностьоднойжидкостикперетеканиюпосообщающемусяпоровомупро
странствув присутствиидругих жидкостейв сравнениисееспособностьюперетекать водиночестве.
Представьтесебепороду,заполненнуюоднойлишь нефтьювусловияхвысокогодавления.Газ,
растворенныйвнефти,
неможетвыходить
из
нее,поэтомувседоступноепоровоепространство
заполнено
нефтью,
котораяиперетекаетпосообщающемусяпоровомупространству.
В случаесниженияпластовогодавлениянекоторыеболеелегкиекомпоненты
нефтивыделяются в видегаза внутрьпоровогопространства. Переток нефтиснижается,однакогазонасыщенность остаетсяслишком маленькой, чтобыпосообщающимсяпораммогперетекать газ.
Еслидавлениепродолжаетснижаться, тогазонасыщенностьпродолжаетрасти,ивкакой-то момент(равновесное газонасыщение)газначинаетперетекать, аскорость потоканефти продолжаетсокращатьсяидальше.
С дальнейшимувеличением газонасыщенностивсебольшее количествогазаивсеменьшее количествонефтиперетекаетпопоровомупространству дотехпор,
пока перетокнебудет представленисключительногазом. Приэтомв поровомпространствемогутоставаться значительноеколичество нефти,однако,добыть ихпервичнымиспособаминевозможно,таккак теперь относительнаяпроницаемостьдлянефтистала равнятьсянулю.
Тот жесамыйпринципопределяетперетокнефтивприсутствииводы. Насыщенностькаждой присутствующейжидкостиоказывает влияниена способностьконкретнойжидкостикдвижению или относительнуюпроницаемость.
Смачиваемость
Большинствоколлекторскихпородсформировались в воде, споследующим
перетокомв них нефтиизприлегающихучастковс замещением некоторойчастиводы. Поэтойпричине большинствопластовыхпородсчитаютсяпородой, смоченной водой.Матричныезерна вмещающейпороды покрыты пленкойводы, чтопозволяетуглеводородамзаполнять центральную часть поровогопространства.Продуктивностьнефтяногоколлектораприэтом условииявляетсямаксимальной.
Фактическаясмачиваемость
конкретнойпластовойпородытрудноподдаетсяопределению,так какпроцессбурения дляполученияобразцов керна иихподготовка длялабораторного анализа
фактическиизменяетсвойствосмачиваемости.Делаяпроблемуещесложнее, большинство
современныхисследователейсчитают,чтосуществуютразличныестепенисмачиваемости–от
пород,сильносмоченныхводой, допород, сильносмоченныхнефтью.
С точкизренияработпоосвоению, возбуждениюикапитальномуремонтуск40
важин важным являетсяпонять,чтосвойства смачиваемостипороды, прилегающейкскважине, могут испытывать неблагоприятные измененияв результате контакта породыс технологическими жидкостями.
Излагаякратко,оченьважным
являетсяподдержаниевопределенномсостояниисвойств
жидкостей,применяемыхприосвоении,возбуждениииикапитальномремонтескважин,
позволяющихсохранитьусловиесильносмоченнойводойпороды дляподдержанияв
водонефтянойсистемемаксимальнойотносительнойпроницаемостинефтиипредот
вращения образованиявпоровом пространстве,примыкающем кскважине, водонефтянойэмульсии.
Распределение жидкостей
Вертикальноераспределениежидкостейв коллекторе относитсяк важнымвопросам. Сравнительноеколичествоводы, нефтиигаза, присутствующихнаопределеннойглубинев пласте,определяеттежидкости, которыебудутдобыватьсяиззаконченнойна
этойглубине
скважины,ивлияетнаееудельнуюпроизводительность.
Еслибы
нефть,
вода
игазоказались
помещеннымив
какойтоемкости,топроизошло бы образованиерезко выраженныхграниц междуводойинефтьюв
нижнейчастиемкостиинефтью
игазом
вверхнейеечасти.
Еслибыпослеэтогоемкостьоказаласьзаполнена
песком,
токонтакты
междунефтьюиводойиводойигазомоказалисьбысовершенноиными,
таккактеперь газ, нефть иводасуществовалибывкапиллярныхпустотах. Капиллярныесилы,имеющие отношение ксмачиваемостииповерхностномунатяжению, действуяпротивразностиплотностейу жидкостей, значительноизменяютихранеерезко
выраженную межфазнуюграницу.
На характеримощность переходныхзон междуводойинефтью, нефтьюи газомиводойигазом оказываютвлияниенесколько факторов, в числокоторыхвходятоднородность, коэффициент проницаемостиисмачиваемость породы, атакжеповерхностноенатяжениеиразность плотностейуприсутствующихжидкостей.
Вбольшинствеслучаев
в
отношениираспределения
жидкостейоказываютсясправедливымиследующиевысказывания:
• Чем
нижекоэффициентпроницаемостинекоегонефтеносногоколлектора,тем вышеего
насыщенностьсвязаннойводой.
• В
нефтеносных
коллекторахснизкимкоэффициентомпроницаемости,зоныперехода оказываютсямощнее, чем в коллекторахс высоким коэффициентомпроницаемости.
• Из-заболеевысокойразностиплотностейугазаинефтипосравнениюс нефтьюиводойзона
перехода
междунефтьюигазомоказываетсянетакоймощной,какзона переходамеждунефтью иводой.
Отзаконченнойвзоневодонефтяногопереходаскважины ожидается,чтоона
будетпроизводить какнефть,такиводув зависимости отнасыщенностипластакаж41
дойжидкостью, присутствующей на глубинеперфорации коллектора.
Раздел 3. Процессы в призабойной зоне пласта (ПЗП) при вскрытии и
перфорации.
Испытанияскважин
напритокмогутпроводитьсясразличнымицелямиотпростогоопределения типаиколичествадобываемогофлюида, досложныхгидродинамических
исследований,
проводимыхс
цельюопределенияпараметровинеоднородностипластов.Краткоиспытание скважин можноохарактеризовать,каксовокупность методовиустройств, которыепри
правильном использованиимогутдать ценнуюинформациюосостояниидобывающихили нагнетательныхскважин.Инженерпоосвоениюскважин илиинженерподобычедолженуметь составить ивыполнить простойпланиспытанияскважины,
атакжедолжен
знать,
какие
возможностииограничения,присущиболеесложным методам испытаний.
3.1 Испытание скважинынаприток
Испытаниескважины
напритокпозволяетопределитьсколькопродукцииикакбыстро может дать скважина. Испытаниена притокможетпроводиться доилипослеспуска обсаднойколонны, цементированияиперфорации.
Существуютразличныевиды испытанийдлязамера пластовогодавленияиопределениясостава пластовыхфлюидов.Замеры пластовогодавлениявыполняютсяманометром,
устанавливаемым
на
забоеиливозлезабояскважины.
Поданнымзамеровпластовогодавленияможноопределить, какимдолжен быть
наиболееэффективныйдебитэксплуатациискважины.
Дляопределениясвойствпластовыхфлюидов вскважинеотбираютихпробы.
Процентное содержаниенефти,природногогазаиводы впробепластовогофлюидапозволяетвыбрать оптимальныйметодосвоенияскважины длядлительнойиэффективнойэксплуатации.
Послеокончанияосвоенияскважиныоднимизсамыхчастопроводимыхиспыт
анийявляется
определение
потенциальногодебитаскважины.Приэтомиспытанииизмеряютсамыйвысокий дебит добычинефтиигаза изскважинывтечение24часовна разныхрежимах. Фактически, скважинедаютработатьопределенноевремя,в
течениекотороготочноизмеряютеедебит.
Потенциальныйдебитскважиныопределяютсразупослеввода из бурения,ипотом
времяот временив течениеэксплуатации.
Испытание
на
продуктивностьпредставляетсобойопределениепотенциальногодебита скважиныизамера давленияназабое,чтобыустановить,какведетсебядавлениеприразных
дебитахдобычи.Такимобразом,можнорассчитатьоптимальныйдебит дляэксплуатации скважины. Эксплуатацияскважинысчрезмерновысоким дебитом можетпривестик преждевременномуистощениюэнергиипласта, чтоприведетк остановкескважины.
Опробование пласта накабелезаключаетсяв измерениидавления наопределенныхглубинах.
Испытателем
пластаназываетсяустройст42
во,котороеопускаетсяв
скважинуна
электрическом
кабелепослепривязкиглубиныпоэлектрическомукаротажу.Испытатель перфорируетобсадную
колоннуводномилинесколькихместах.Клапаноткрываеткамеруиспытателя,чтобызаполнить еежидкостьюизаписатьдавлениежидкости.Затем открываетсяпробоотборникипринимает нескольколитровпластовогофлюида, которыйподнимаетсянаповерхность. Этоиспытание удобнодлябыстрогополученияданныхопластовом давлении, подтверждения
результатов определенияпористостиипроницаемости, полученныхдругимиметодамикаротажа, и прогнозированияпродуктивностискважины.
Дляопределениясвойствпластовыхфлюидов вскважинеотбираютихпробы.
Процентное содержаниенефти,природногогазаиводы впробепластовогофлюидапозволяетвыбрать оптимальныйметодосвоенияскважины длядлительнойиэффективнойэксплуатации.
Послеокончанияосвоенияскважиныоднимизсамыхчастопроводимыхиспыт
анийявляется
определение
потенциальногодебитаскважины.Приэтомиспытанииизмеряютсамыйвысокий дебит добычинефтиигаза изскважинывтечение24часовна разныхрежимах. Фактически, скважинедаютработатьопределенноевремя,в
течениекотороготочноизмеряютеедебит.
Потенциальныйдебитскважиныопределяютсразупослеввода из буренияипотом
времяот временив течениеэксплуатации.
Испытание
на
продуктивностьпредставляетсобойопределениепотенциальногодебита скважиныизамера давленияназабое,чтобыустановить,какведетсебядавлениеприразных
дебитахдобычи.Такимобразомможно расчитатьоптимальныйдебит дляэксплуатации скважины. Эксплуатацияскважиныс чрезмерновысоким дебитом можетпривестик преждевременномуистощениюэнергиипласта, чтоприведетк остановкескважины.
Опробование пласта накабелезаключаетсяв измерениидавления наопределенныхглубинах.
Испытателем
пластаназываетсяустройство,котороеопускаетсяв
скважинуна
электрическом
кабелепослепривязкиглубиныпоэлектрическомукаротажу.Испытатель перфорируетобсадную
колоннуводномилинесколькихместах.Клапаноткрываеткамеруиспытателя,чтобы
заполнить
еежидкостьюизаписатьдавлениежидкости.Затем открываетсяпробоотборникипринимает
нескольколитровпластовогофлюида,
которыйподнимаетсянаповерхность.
Этоиспытание
удобнодлябыстрогополученияданныхопластовом
давлении,
подтверждения результатов определенияпористостиипроницаемости, полученныхдругимиметодамикаротажа,
и
прогнозированияпродуктивностискважины.
43
Боковойкерн.Боковой керн,
отбираемыйсостенокскважины
ковым грунтоносом,обычно отбираетсясразупосле окончания буренияскважины. Частоотборбоковогокерна производится одновременноскаротажем на кабеле. Боковойстреляющийгрунтоносопускаетсяв
скважинуна кабеледо необходимогоинтервала, в которомпроисходитотстреливание 30илиболееполых
пуль встенкускважины(см. рисунок).Пуликрепятсякгрунтоносукабе
лем, чтобыихможнобыло извлечьизпластас боковым керном, послечегогрунтонос поднимаетсянаповерхность. Образцы керна илицилиндры, какправило, имеютдиаметрменее1дюймаидлину
менее4дюймов. Из-за того,чтообразцыбоковогокернаимеют небольшойразмерилегколомаются,онименееудобны
дляопределенияпористости,проницаемостиифлюидонасыщенности, чемколонковыйкерн. Вто жевремя,
отборбоковогокерна –это быстрыйи экономичныйметод полученияобразцапороды из интересующегоинтервала.
Анализкерна
Промысловыйгеологисследуетобразцыкерна, какбокового, такиколонкового, чтобы определить типпороды,еефизическиесвойства исостав. Ископаемыеокаменелостивкерне помогаютопределить возрастпород. Пообразцамбоковогокерна можноопределять присутствие нефтивпласте, ноиз-замалогоразмера
изагрязнения фильтратом буровогораствора,боковой керн ненесеттакойбольшойобъем информации,какколонковыйкерн. Анализколонкового керна может
бытьоченьподробным.Керн можетизучатьсяв лабораториинеподалекуотофиса
нефтедобывающейкомпании. Существуетнесколькометодов изученияпористостии
проницаемостипокерну.
Анализкернапозволяетузнатьогеологическомстроениизалежи намногобольше,
чемлюбойдругойметодизученияпласта.
3.2 Испытание пласта натрубах
Испытаниепласта натрубахпроводитсябуровикамив пласте, сразупослееговскрытия
скважиной.ИП
натрубахдаетточныеданныеопластовомдавленииисоставепластовых флюидов.
ИПспускается на конце колонныбурильныхтруб. Оноборудованоднимилидвумя
пакерамидляизоляции
испытываемогоинтервала.Пластовыйфлюидотбираетсячерезотверстия в перфорированнойтрубемеждупакерами,илимеждупакером изабоем.Внутри ИП два самопишушихманометра–
Рис. 30. Отбор бокового керна
44
один
надпакером,
адругойподнизом
нойтрубы,
строят
диаграмудавления.
Поокончанииизмерениядавленияклапаныпробоотборн
ойкамеры закрываются,ипроба пластовогофлюидаоказываетсяв камере,пакер раскрываетсяиИП поднимается.
Принадлежащем
планированииивыполненииИП, результаты измеренийпластового давления
сосравнительнонизкимизатратамипозволяютизучить
продуктивностьпласта, выбрать оптимальныйметодосвоенияскважины,определить степень поврежденияпризабойнойзоны и возможнонеобходимость интенсификациипритока.
ВомногихслучаяхданныеИП
натрубахпозволяютправильнорассчитатьдебитыдобыв
ающих
скважин.
ДанныеИПпоказывают,какойбудетдебитскважины припостепенном поРис. 31. Испытание пласта
вышении противодавлениянапласт. Поэтим данным
на трубах
можно
вычислитькоэффициентпродуктивностиили
интенсивностьпритока вскважину,иеслиможнорасчитать градиентгидродинамического
давленияв
НКТ,то
можноопределитьифактическийдебитдобычивскважине.
ИП
натрубахс
одним
пакером
используетсядляизоляциинизаиспытателяотзабоя.
Перфорированнаятрубаустанавливаетсяподпакером.
Притокпластовыхфлюидовпоступаетв скважинуичерез отверстиявперфорированнойтрубепо ИП
идальшевверхпоколонне бурильныхтруб поступаетна поверхность.
ИП
сосдвоенным
пакеромизолируетпластилинесколькопластов междудвумяпакерами. УстройствоИПсосдвоенным пакером
аналогично ИП соднимпакером. Нижнийпакер практическитакойже,какверхний, толькоустановлен вперевернутом виде.Расстояниемежду верхниминижним пакером
зависитот мощностииспытываемогоинтервала. Притокпластовых
флюидов
поступаетчерезперфорированнуютрубумеждупакерамии
поднимаетсявверхпо колонне.
В скважинахс обсаженным стволом, гдегладкиестенки колоннынепозволяютнадежно установитьпакер,вкомпоновку
ИП
входитшлипсовыйпакер,которыйнадежнодержится на стенкахколонныивыдерживает
большойпосадочныйвес,необходимыйдляобеспечения герметизации.
В стандартныекомпоновкиИПнатрубахвходятдва
45
Рис.32. ИП со сдвоенным
пакером
самопишущихманометра – одинобычно установлен внутриИП, где
онзаписываетдавлениевнутриперфорированнойтрубы,другой находитсяподтрубойизаписываетдавлениев кольцевом пространстве. Вслучаевнештатной ситуации,
например,закупориванияотверстийвтрубе,
на
диаграмахдавления,записанныхдвумя манометрами,будутвидны четкиеразличия. Количествоиместаустановкисамопишуших
манометровспециалистыопределяютпосвоемуусмотрениюсучетом имеющегосяопыта.
Диаграммы
давленияпредставляютсобойметаллическиепластины,которыемедленно вращаютсяподперомсамописца,протравливающим на пластинекривуюдавления. Повидуэтой кривойможнополучитьразличнуюинформацию.
Вовремяиспытанияможноизмерятьитемпературу, котораятакжезаписываетсяввиде
диаграммы
на
металлическойпластине.Однакозначениятемпературывразныхучасткахзалежи колеблютсязначительно меньшеимогутбыть рассчитаныпоформулам. Основным назначением ИП на
трубахявляетсяизмерениепластового давления.
Технологияиспытаниянатрубах
Послетого,как выбран интервалиспытания, встволескважины производитсяциркуляция буровогораствора, который обрабатываетсяхимреагентамидляулучшения реологии.Обработка буровогораствора позволяетповыситькачестворезультатовИП,
атакжепредотвращает
неконтролируемыевыбросы,которыемогутбытьвызваны потерейвеса раствораили нарушением герметизациипакера в толстомслоефильтрата. Оставшиесявскважинешламили металлическиеобломки такжемогутповредитьИПещедотого, какначнетсяиспытание.
В
самопишущиеманометры
устанавливаютметаллическиепластиныдлязаписидиаграмм давленияиготовыйкспуску ИП укладываютна мостки. ЧтобыИПоказалсяна нужнойглубине,в компоновкудобавляетсяотрезок«якорнойтрубы»необходимойдлины. Затем добавляют остальныечастикомпоновкиИП.Наконецспускаютостальную частьколонны.
ПриспускеИПв колоннуобычнозакачиваютпорцию водыилисжатогогаза(азота). Эта пачка воды илигазауменьшает давлениерастворана бурильнуюколоннудо
начала
испытания.
После
открытияИПводянуюилигазовуюпачкумедленностравливают, чтобы недопустить
резкий
притокпластовыхфлюидов,которыйможетпривестикповреждениюпласта.
КогдаИП
будетопущен
внужныйинтервал,
пакерраскрываетсяииспытаниеможноначинать.
ИП
открываютиследятзаизменениямидавлениявмежколонном пространствемежду
НКТи обсаднымитрубами, которыемогут бытьпризнаком неправильнойпосадкипакера.Затем,если закачиваласьпачкаводыилигаза,онастравливается, чтобы
сбросить давлениеивызвать приток
флюида
в бурильнуюколонну.
Интенсивностьпервогопритокаопределяетсялибопоударув контейнерпробоотборника (в неглубокихскважинах), либопопоказаниямкомпьютера или других46
приборовна поверхности(в глубокихмощныхскважинах). На основанииэтого
определяетсяколичествоивремястояниянапритокеипризакрытомустье.
Большинствоиспытанийпластов натрубахсостоятиз двухпериодовстоянияна притокеипри закрытомустье. Времястоянияна притокево второйраз
больше,
чемв
первый.
Более
продолжительныеиспытаниямогутсостоятьизтрехпериодов.Каждыйпериодимее
твремя стояниянапритоке,закоторым следует времястоянияпризакрытомустьедлязаписи гидростатическогодавленияпласта.
Вовремяпервогокороткогопериода испытанияиз стволаскважиныстравливаютсявсепробки давленияибуровойрастворудаляетсяиз бурильной колонны.
Вовремявторогопериода пластовыефлюидыпоступаютв емкостьпробоотборника
или
сжигаютсянафакельнойустановкенаустье.Устьевыепробыпластовогофлюида могутотбираться длялабораторногоанализа характера насыщенияидругихсвойств.Поокончаниииспытания клапаныИП
закрываютсяивнутриоказываетсячистаяпробапластового флюида. ПакерИП
снимается.Бурильнаяколоннаочищаетсяотжидкостиобратнойпромывкой, чтобы
недопустить проливаниянефтинамосткибуровойвовремяподъема. НаконецбурильнаяколоннаиИП поднимаются на поверхность,проба флюидаидиаграммы
давленияизвлекаются.
Интерпретацияданных ИП натрубах.ИП натрубахдаетдва основных типаданных–диаграммы давленияипробы пластовогофлюида.Устьевыепробы
флюидов
разгазируютсяипоэтомуне
даютистинногопредставленияохарактеренасыщенияпласта.
Поданным, записаннымсамопишущим манометром, строятсяграфикизависимостипластового
давленияотвремени.Значения,
рассчитанныепографикам,подставляютсявразличные математическиеформулы. Значениядавленияивремени,записанныесамописцемИП, считываются микросчитывающимустройством,котороеможет бытьподключеноккомпьютеру. Поформуламсозначениямиизграфиков вычисляютпотенциальнуюпродуктивность скважины.
Удачно выполненноеИПпозволяетполучитьданныеопластовомдавлении,
средней
проницаемостипласта,
присутствиииместонахожденииизмененийпроницаемости,такихкак плотныеглинистыеилисланцевыелинзы, разломов ивыклиниваний, поврежденияхпризабойной
зоныипотенциальнойпродуктивностинеповрежденногопласта,ГНКиВНК,темпах
истощения
пластовогодавленияв
маломощныхзалежах,
ирадиусеисследованияилирасстоянииотствола скважины,на котором данныеможносчитать достоверными.Пробыпластовыхфлюидов исследуютсянанасыщение, вязкостьиминерализацию. Анализ может выявить содержание агрессивныхвеществ,такихкаксероводородилидвуокисьуглерода,
которыенеобходимо
принимать
вовниманиеприподборевнутрискважинногоэксплуатационногооборудования.Ес
ли
графикипластового
давленияпозволяютопределитьсколькожидкостиможнодобыть, проба пластово47
гофлюидаговоритотом,какиежидкостибудутв продукциискважины.
ИП натрубах –коллекторскиесвойства
Анализ данныхИП натрубахпозволяетопределить коллекторскиесвойствапласта, в том числе: Среднююэффективную проницаемость:проницаемость поИП болеепредставительна,чем
проницаемость
покерну,таккакохватываетгораздобольшийусредненныйобъемпород. Кроме того,по
ИПопределяетсяэффективная, а неабсолютнаяпроницаемость.
Давлениепласта:измеренное,есливремязаписипризакрытом
устьедостаточное,или расчитанное,еслинет.
Повреждениепризабойнойзоны:знаякоэффициентповрежденияпризабойнойзоны, можно определить возможныйдебитскважиныбез поврежденияпласта.
Барьеры,
измененияпроницаемости,ВНК:этигеалогическиеаномалиивлияютнаформукривой восстановлениядавления(КВД). Длявыявленияэтиханомалийнеобходимыподтверждающие данные.
Радиус исследования:расчетрасстоянияотстволаскважины,на котором может«видеть»ИП. Истощениеэнергиипласта:можноустановить,еслизалежь маломощнаяииспытаниепроведено правильно.
3.3 Снижение проницаемости при перфорации скважин
На эффективность освоения скважин большое влияние оказывает технология перфорации скважин. Более 90 % эксплуатационных скважин имеют
перфорированный забой. Для вторичного сообщения пласта со стволом скважины после спуска и цементирования обсадной эксплуатационной колонны
применялись или применяются следующие виды перфорации: пулевая, торпедная, кумулятивная, гидропескоструйная, сверлящая. Первые три вида часто называют стреляющей перфорацией.
В сороковых и пятидесятых годах прошлого столетия для перфорации
скважин применялись, в основном, пулевые перфораторы, причем с горизонтально расположенными стволами. По мере распространения кумулятивных
перфораторов (конец пятидесятых – начало шестидесятых годов) пулевые перфораторы с горизонтальным расположением стволов, не выдерживая конкуренции, практически перестали применяться. В последние два десятилетия из
пулевых в ограниченном объеме применяются перфораторы с вертикальнокриволинейными стволами. Эти перфораторы имеют сравнительно высокую
пробивную способность, но за один спуск позволяют получать небольшую
плотность перфорации.
Торпедные перфораторы, в которых вместо пуль используются снаряды
замедленного действия, в настоящее время для вскрытия пластов не применяются из-за низкой пробивной способности и низкой производительности работы с ними.
Гидропескоструйная и сверлящая перфорации не оказывают взрывного
воздействия на обсадную колонну, цементное кольцо и породу пласта. Однако,
промысловый опыт показал, что с точки зрения пробивной способности гидро48
пескоструйная перфорация в скважинных условиях не дает существенных преимуществ по отношению к кумулятивной перфорации. Более того, ее осуществление требует много единиц мощной техники (насосные и пескосмесительные
агрегаты, автоцистерны и т.п.), персонала, а также больших затрат рабочих
агентов и времени. По этим причинам широкого распространения этот вид
перфорации не нашел. Сверлящая перфорация также имеет очень ограниченное
применение из-за сложности собственно процесса сверления, низкой производительности, низкой надежности.
В последние десятилетия основной объем перфорации выполняется кумулятивными перфораторами. Традиционной технологией кумулятивной перфорации является перфорация на репрессии, когда бескорпусные или корпусные кумулятивные перфораторы спускаются в заполненную каким-либо раствором скважину на кабеле. В качестве задавочного применяют либо тот же буровой раствор, на котором продуктивный пласт разбуривался, либо раствор,
специально приготовленный для перфорации.
3.4 Кумулятивная перфорация проводимая на репрессии, на стенках перфорационных каналов
Если кумулятивный перфоратор спускается в скважину на НКТ или внутри них, то процесс перфорации можно осуществлять на депрессии. Это более
рациональная технология перфорации, но она занимает в общем объеме применения кумулятивной перфорации, примерно, только десятую часть. При кумулятивной перфорации, проводимой на репрессии, на стенках перфорационных
каналов и в породе продуктивного пласта могут происходить различные явления, снижающие как пропускную способность перфорационных каналов, так и
проницаемость породы пласта. Рассмотрим механизм некоторых явлений.
Сущность эффекта кумуляции состоит в том, что при наличии выемки в
заряде газообразные продукты детонации активной части взрывчатого вещества
основного заряда двигаются к оси заряда и концентрируются в высокоскоростной поток, называемый кумулятивной струей. Скорость движения головной
части кумулятивной струи может превышать 8000 м/с. Если выемка в заряде
облицована тонким слоем металла, то вдоль его оси образуется кумулятивная
струя, которая будет состоять не только из газообразных продуктов, но и из
размягченного металла. В кумулятивную струю переходит примерно 10 % массы облицовки, а остальная ее часть формируется в виде стержня сигарообразной формы, называемый пестом. Скорость движения песта составляет примерно 1000 м/с. Обладая меньшей кинетической энергией и большим диаметром,
чем головная часть струи, пест может застревать в уже образовавшемся перфорационном канале и частично или полностью закупоривать его. В среднем закупоривание пестом случается в каждом седьмом перфорационном канале. Такой канал уже не является гидродинамически эффективным. Появление канала
сопровождается попаданием в породу пласта продуктов взрыва и продуктов
разрушения преграды (обсадная колонна, цементное кольцо, порода пласта), а
также уплотнением или разрыхлением породы пласта вокруг канала. Уплотнение породы снижает ее проницаемость. Разрыхление породы может привести к
49
ее обрушению и закупорке перфорационного канала.
Образование канала происходит за очень короткий промежуток времени
– менее 100 микросекунд. При перфорации на репрессии в момент появления
перфорационных каналов происходит интенсивная фильтрация скважинного
содержимого в продуктивную толщу через полученные каналы. Причиной интенсивной фильтрации скважинного раствора в продуктивную толщу являются
внезапно возникающие очень большие (десятки МПа/м) градиенты давления,
которые обусловлены действием статического давления от столба раствора и
динамических взрывных нагрузок. В результате вокруг перфорационного канала возникают зона кольматации и зона проникновения. Примерное изображение полученного на репрессии кумулятивного перфорационного канала в пористой среде показано на рис. 2.3. Технология перфорации на репрессии может
приводить к многократному снижению гидродинамической эффективности получаемых перфорационных каналов.
Рис.33. Схематичное изображение состояния пористой сред пласта вокруг
скважины и вокруг перфорационного канала (рабочие растворы на водной основе с твердой фазой, перфорация – кумулятивная в условиях репрессии):
1 обсадная колонна;
2 цементное кольцо;
3 зона кольматации (бурение, цементирование);
4 зона кольматации (перфорация);
5 пест;
6 зона проникновения фильтрата рабочих растворов;
7 зона с естественной проницаемостью пласта
3.5 Максимально достижимая плотность перфорации за один спуск
кумулятивного перфоратора
Максимально достижимая плотность перфорации за один спуск кумулятивного перфоратора обычно изменяется от 6 до 12 отв./м. Величина перфорируемого интервала за один спуск также ограничена. В то же время фактически
применяемая плотность перфорации часто превышает величину 12 отв./м, а интервал перфорации составляет десятки и, даже, сотни метров. Поэтому при
50
перфорации одной скважины производится, как правило, многократный спуск
перфораторов. Каждая повторная перфорация сопровождается задавкой в пласт
через ранее образованные каналы все новых и новых порций раствора, заполняющего скважину во время перфорационных работ.
Многократная кумулятивная перфорация часто приводит к отслаиванию
цементного камня от породы пласта и от обсадной трубы. Возможно также растрескивание цементного камня на значительных расстояниях от интервала перфорации. Может происходить раздутие и разрушение обсадной трубы. Это
приводит к преждевременному прорыву посторонних флюидов в скважину, что
может существенно снизить продуктивность скважины по нефти или газу.
При воздействии взрывных нагрузок на породу в пласте также могут происходить более сложные физико-химические явления (испускание электронов,
свечение, протекание на поверхности зерен породы химических реакций, излучение звука, пьезоэлектрический эффект и другие), природа и последствия которых еще недостаточно изучены. Например, пьезоэлектрический эффект, получающийся при деформации зерен породы и выражающийся в возникновении
дополнительных электрических полей, может существенно изменить взаимодействие породы с полярной жидкостью, проникшей в пласт, а в некоторых
случаях – полностью блокировать проводящие пути (поровые каналы) для жидкости и газа.
Изложенное о кумулятивной перфорации в основном касается кумулятивных перфораторов ПКС80, ПК105, ПР42 и др., разработанных десятки лет
назад, которые все еще широко применяются в отечественной нефтегазовой отрасли промышленности, но которые уже не отвечают современным требованиям по пробивной способности и качеству вторичного вскрытия пластов. В
сложных горно-геологических условиях, в пластах с трудноизвлекаемыми запасами эти перфораторы следует считать устаревшими и они не должны применяться.
3.6 Основные направления совершенствования кумулятивной перфорации
Основные направления совершенствования кумулятивной перфорации с позиции сохранения и повышения продуктивности скважин следующие:
1 увеличение пробивной способности (глубина пробития, диаметр каналов) зарядов;
2 увеличение плотности (количество отверстий на один погонный метр
обсадной колонны) перфорации;
3 максимальное соответствие гидродинамической характеристики каналов их геометрическим размерам.
Новое поколение кумулятивных перфорационных систем, основанное на
прогрессивных порошковых технологиях с повышенной пробивной способностью, во многом удовлетворяет этим требованиям.
В настоящее время кумулятивные заряды по прогрессивным технологиям
выпускают отечественные предприятия Арзамас-16, ВНИПИвзрывгеофизика,
Перфотех. К сожалению, оптимальными технико-техническими данными в настоящее время обладают перфорационные системы, выпускаемые западными
51
компаниями. Наилучшие глубоко проникающие перфорационные системы
Dynawell, снаряженные кумулятивными зарядами типа RDX-Hexogen, выпускаются немецкой компанией DYNAenergetics. Вес взрывчатого вещества (ВВ)
изменяется в этих зарядах от 10 до 32 грамм, а плотность перфорации – от 12 до
20 зарядов на погонный метр. Эти заряды обладают наибольшей глубиной пробития (1,009 м) и наибольшей чистотой каналов перфорации. Заряды выдерживают температуру до 250°С и давление до 140 МПа. Заряды минимально кольматируют породу пласта и незначительно воздействуют на конструкцию забоя
скважины. Кумулятивная струя не приводит к оплавлению горных пород на
стенках пробитых каналов.
В России на рубеже столетий налажено производство сертифицированных систем ПКО-102 и ПКТ-89 с торговой маркой Dynajet. Эти перфорационные системы по своим основным параметрам аналогичны западным системам.
Перфоратор ПКО-102 корпусный одноразовый с поперечным габаритом
102 мм предназначен для проведения глубоко проникающей перфорации в нефтяных и газовых скважинах с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 116 мм при давлении в интервале перфорации до 60 МПа и температуре до
150°С. Плотность перфорации 12,5 отверстий на погонный метр. По результатам теста API PR-43 получено:
1 глубина пробития 1009 мм, диаметр отверстия 13 мм при использовании зарядов Dynawell 32 g DP;
2 глубина пробития 752 мм, диаметр отверстия 12,8 мм при использовании зарядов ЗПКО-102DN.
Спуск перфоратора в скважину может осуществляться как на бронированном кабеле, так и на колонне насосно-компрессорных труб.
Перфоратор корпусный одноразовый с поперечным габаритом 89 мм
(ПКТ-89Д), спускаемый на насосно-компрессорных трубах, предназначен для
проведения глубоко проникающей перфорации в нефтяных и газовых скважинах с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 116 мм при давлении
в интервале перфорации до 80 МПа и температуре до 150°С.
По результатам теста API PR-43 получено:
1 глубина пробития 870 мм, диаметр отверстия 10 мм при использовании
зарядов Dynawell 24 g DP;
2 глубина пробития 552 мм, диаметр отверстия 10 мм при использовании
зарядов ЗПКО-89DN.
Плотность перфорации 20 отверстий на погонный метр.
Раздел 4. Вызов притока нефти и газа из пластов.
Условия вызова притока из пласта существенно влияют как на успешность освоения, так и на дальнейший технологический режим эксплуатации,
эффективность и надежность работы скважины. Величина пластового давления,
характер и степень снижения проницаемости породы ПЗП, состав и свойства
продуктивных пород, степень сцементированности пород, степень неоднородности пласта, состав и свойства флюидов, наличие или отсутствие газовой шап52
ки, подошвенных и посторонних высоконапорных вод, техническое состояние
обсадной эксплуатационной колонны и цементного камня – вот те основные
факторы, которые следует тщательно рассмотреть при решении вопроса о выборе способа и технологии вызова притока.
Существует несколько методов вызова притока нефти из пласта, сущность которые сводится к снижению противодавления на пласт, т. е. к проведению определенных мероприятий, в результате которых гидростатическое давление в скважине становится меньше пластового.
Уменьшить давление столба жидкости на пласт можно либо снижением
плотности жидкости, находящейся в эксплуатационной колонне, либо понижением уровня жидкости в колонне.
В первом случае в эксплуатационную колонну спускают фонтанные трубы, которые, остаются в ней и при эксплуатации скважины. В пространство
между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной нагнетают воду, которая вытесняет в фонтанные трубы тяжелый глинистый раствор. При большом
пластовом давлении скважина начинает фонтанировать и при неполной замене
глинистого раствора водой.
Если замена глинистого раствора водой не дает эффекта, то воду заменяют нефтью. В случае, когда и это мероприятие не помогает, в затрубное пространство одновременно нагнетают нефть (или воду) и газ (или воздух), В процессе прокачивания смеси постепенно увеличивают количество нагнетаемого
газа (воздуха), после чего полностью переходят на нагнетание газа (воздуха).
Таким образом, осуществляют плавное (в том преимущество данного способа)
снижение давления на забой, что способствует постепенному увеличению притока нефти из пласта в скважину.
В том случае, когда продуктивные пласты сложены устойчивыми породами, применяют компрессорный метод освоения скважины, при котором в затрубное пространство нагнетают газ (или воздух), вытесняющий промывочную
жидкость в фонтанные трубы. При этом методе происходит резкое падение
давления в скважине, однако для устойчивых пород продуктивного горизонта
это неопасно.
Вызов притока нефти путем снижения уровня промывочной жидкости в
эксплуатационной колонне осуществляют при освоении скважин с низким пластовым давлением. При этом методе в фонтанные трубы на канате спускают
поршень (сваб) с длинным патрубком над ним. В верхней части патрубок имеет
прямой клапан. При движении поршня вниз жидкость заходит в патрубок, приподнимает клапан и перетекает в фонтанные трубы. При подъеме поршня клапан закрывается и жидкость вытесняется из фонтанных труб. Многократный
спуск и подъем поршня приводит к снижению уровня жидкости в эксплуатационной колонне и, следовательно, к уменьшению давления на продуктивный
пласт.
После вызова притока нефти или газа из пласта скважину исследуют на
приток и, установив норму добычи, сдают ее в эксплуатацию.
53
4.1 Компрессорный способ вызова притока в около скважинной зоне пласта
При компрессорном способе вызова притока в около скважинной зоне
пласта могут создаваться очень высокие градиенты давления из-за депрессий,
возникающих во время интенсивного газирования и выброса задавочного раствора, которым заполнена скважина. Большие по величине депрессии способствуют частичной очистке перфорационных каналов и каналов фильтрации от загрязняющего материала, т.е. частичному восстановлению продуктивности
скважин. В то же время высокие депрессии, как уже отмечалось, могут приводить к ряду негативных последствий. Таким образом, в большинстве случаев
вызов притока должен происходить при строго ограниченной величине депрессии.
При компрессорном способе осуществить вызов притока при строго ограниченной величине депрессии можно, если применить прямую или обратную
закачку газа в скважину без создания циркуляции рабочего агента (рис. 35).
Технология вызова притока по этому варианту заключается в следующем. В
скважину под определенным давлением нагнетается рабочий агент – газ. Закачка газа обеспечивает вытеснение части скважинной жидкости на дневную поверхность. Нагнетание газа в скважину прекращается, когда уровень жидкости
в колонне НКТ или в затрубном пространстве (в зависимости от схемы нагнетания рабочего агента в скважину) оттесняется на требуемую глубину, соответствующую заранее рассчитанной величине давления закачки газа. Значение величины давления нагнетания газа контролируется по манометру, находящемуся
на подводящем трубопроводе или на устьевой арматуре скважины. После прекращения закачки газа подводящая линии сообщается с атмосферой, что приводит к выравниванию уровней оставшейся скважинной жидкости в НКТ и затрубном пространстве. Установившийся в момент выравнивания динамический
уровень жидкости в скважине будет определять и величину забойного давления, и величину депрессии.
На примере схемы прямой закачки газа получим необходимые расчетные
формулы. На рис. 36. показаны два крайних случая: положение границы газжидкость в колонне НКТ в момент достижения наибольшего давления нагнетания рабочего агента в скважину (схема слева) и положение динамического
уровня в скважине в момент наименьшего забойного давления (схема справа),
соответствующих максимально допустимой величине депрессии. Примем следующие допущения: скважина вертикальная, башмак колонны НКТ находится
в середине интервала перфорации, скважина заполнена задавочной жидкостью
до устья, поглощение жидкости в пласт при закачке газа отсутствует.
54
Рис. 34. Схемы прямой и обратной предельной закачки в скважину газообразного рабочего агента при компрессорном способе вызова притока без создания
циркуляции
Рис. 35. Расчетные схемы двух моментов при прямой закачке газообразного рабочего агента без создания циркуляции
4.2 Применение скважинных насосов и другие способы вызова притока
55
Скважины могут быть пробурены на пласты, давление в которых значительно ниже гидростатического. Скважины могут осваиваться после их ремонта, а до ремонта они длительно эксплуатировались механизированным способом. В этих случаях, как правило, на скважинах не ожидается фонтанных проявлений.
Вызов притока в таких скважинах можно осуществить насосным способом путем снижения уровня жидкости (уменьшением величины столба жидкости в скважине). Причем может использоваться именно тот насос, которым эта
скважина будет в дальнейшем эксплуатироваться. Насос может спускаться на
проектную глубину в соответствии с предполагаемым дебитом и положением
динамического уровня при эксплуатации скважины на расчетном технологическом режиме работы.
Это экономичный способ вызова притока. Однако, его следует применять, если скважина и ее забой предварительно тщательно очищены и не содержат подвижных механических примесей, которые бы осложнили нормальную работу скважинного насоса.
Другие способы вызова притока
Выше были рассмотрены только основные способы вызова притока, которые, по всей вероятности, можно назвать классическими, поскольку именно
они признаются нормативными документами.
В зависимости от конкретных промысловых и скважинных условий могут
применяться какие-либо особые практические приемы, модифицирующие классические способы вызова притока.
При осуществлении способа замены скважинной жидкости на жидкость
меньшей плотности можно нагнетать в скважину или газированную жидкость
(жидкость с пузырьками газа), или создавать газовые пачки (пробки) в
скважине. Это будет интенсифицировать процесс вызова притока. В качестве
газообразного рабочего агента можно использовать азот. Азот является
нетоксичным и достаточно инертным газом. Он взрывобезопасен, может
транспортироваться в жидком виде. Промышленность располагает
испарителями для перевода жидкого азота в газообразное состояние.
При компрессорном способе вызова притока глубину оттеснения скважинной жидкости, если компрессор не обладает достаточной мощностью,
можно увеличить путем подкачки какой-либо жидкости или в поток газа, или
сверху на столб закачанного газа. В последнем случае на границе между газом
и жидкостью желательно иметь вязкоупругий состав, чтобы максимально ограничить перемешивание этих двух агентов за счет разности плотностей.
Газирование скважинной жидкости можно обеспечить применением сухого льда. При погружении сухого льда в жидкость он превращается в газообразный диоксид углерода (углекислый газ). Один кубический метр сухого льда
может дать около 800 кубических метров газа. Такой прием в отдельных случаях может обеспечить начало притока в скважину даже без применения компрессорных и насосных установок.
4.3 Вызов притока поршневанием
56
Способ заключается в понижении уровня в скважине при помощи сваба.
Сваб – это поршень, снабженный резиновыми манжетами и спускаемый и извлекаемый из скважины на тонком стальном канате. Конструкция сваба может
включать обратный клапан. Скважина должна быть оборудована колонной НКТ
и устьевой арматурой. Одна из конструкций сваба приведена на рис. 37.
Глубина погружения сваба под уровень
жидкости зависит от прочности каната, и обычно не превышает 300 метров. Достоинство
поршневания – возможность плавного снижения уровня. Основные недостатки способа во
многом аналогичны применению желонки.
4.4 Тартание скважин
Технология способа заключается в многократном спуске в скважину желонки. Желонка –
это длинный цилиндр ограниченного диаметра
с тарельчатым клапаном в нижней донной части
и скобой сверху. К скобе крепится канат. Спускоподъемные операции осуществляются с помощью лебедки или какого-либо другого оборудования. Длина желонки может достигать 15
метров, а наружный диаметр не должен превышать 70 % внутреннего диаметра обсадной колонны. Дальнейшее увеличение диаметра желонки приводит к резкому увеличению гидравлических сопротивлений при спускоподъемных
операциях. Тартание следует применять в скважинах, из которых не ожидается фонтанирования, поскольку скважины не имеют колонны
НКТ и устьевой арматуры.
Назначение тартания – понижение уровня
столба раствора в скважине с одновременным
очищением скважины от загрязняющего материала (осевшая порода, глинистый и цементный
растворы и т.п.). Пустая желонка на канате
опускается на забой. При упоре штока клапана
о дно скважины, где скопился загрязняющий
материал, клапан открывается, и происходит
интенсивное всасывание в желонку раствора
(жидкости) вместе с загрязняющим материалом.
Возможность удаления из скважины загрязРис. 36. Поршень для снижения
няющего материала – основное достоинство
уровня жидкости в колонне НКТ: 1 тартания. Тартанием можно не только осваивать
– канат; 2 – грузовая штанга; 3 –
скважины, но и эксплуатировать их механизиклапан; 4 – полость патрубка;5 –
рованным способом. На протяжении десятков
поршень
57
лет этим способом добывалась нефть из скважин в XIX и XX веках.
Тартание является малопроизводительным трудоемким способом, характеризующимся низким коэффициентом полезного действия и относительно высокими энергетическими затратами. Интенсивному износу подвергаются канат,
обсадная колонна и собственно желонка. У устья скважины должна находиться
специальная емкость, в которую при каждом подъеме сливается содержимое
поднятой из скважины желонки. Применяться тартание может в неглубоких
скважинах, когда пластовое давление существенно меньше гидростатического.
В скважинах с наличием сероводорода применение желонки не допускается.
Раздел 5. Глушение скважин.
Глушение скважин — это технологический процесс, в результате которого создается противодавление на пласт и прекращается добыча пластового
флюида. Он предшествует капитальному и текущему ремонту скважин.
В соответствии с решаемыми задачами технологии глушения скважин
должны соответствовать следующим критериям качества процесса:
 надежность глушения на период подземного и капитального ремонтов
скважин;
 минимальное влияние ЖГ на фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны пласта (ПЗП);
 экологическая чистота и соответствие современным требованиям к охране труда рабочего персонала;
 соответствие экономическим требованиям – относительно низкая
стоимость, доступность ЖГ и их компонентов.
5.1 Требования к жидкостям глушения:
1. Требуемую плотность жидкости глушения определяют из расчета создания столбом жидкости глушения давления, превышающего текущее пластовое в соответствии с требованиями ПБНГП.
2. Не допускается отклонение величины плотности жидкости глушения
от установленных проектом величин более чем на 20 кг/м3.
Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения
Допускаемые отклонения в (кг/м3)при плотности глушения
Глубина
скважины, м
До 1300 кг/м3
1300- 1800 кг/м3 Более 1800 кг/м3
До 1200
20
15
10
До 2600
10
10
5
До 4000
5
5
5
3. Жидкость для глушения скважин должна быть химически инертна к
горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.
4. Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим дейст58
вием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении
рН пластовой воды.
5. Жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения - пластовый флюид»
6. Жидкость глушения не должна содержать механических примесей с
диаметром частиц более 2 мкм. Общее содержание мехпримесей не должно
превышать 0,020г/л. (20млг/литр)
7. Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных
эмульсий первого и второго рода.
8. Жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна
превышать 0,1 мм/год [2, 3].
9. Жидкость должна быть термостабильной при высоких температурах и
не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях.
10. Жидкость глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.
11. Жидкость должна быть технологичной в приготовлении и использовании.
12. Плотность и вязкость жидкости глушения должны регулироваться.
13. На месторождениях с наличием сероводорода жидкости глушения
должны содержать нейтрализатор сероводорода.
14. Выбор жидкости глушения а также способов их приготовления (с содержанием твердой фазы на основе минеральных солей, на углеводородной основе, пены) осуществляется в зависимости от горно-геологических и технологических условий работы скважины.
5.2 Жидкости глушения, применяемые при нормальных условиях
Нормальными следует считать горно-геологические и технологические
условия, удовлетворяющие следующим требованиям:
 исправное техническое состояние эксплуатационной колонны и цементного кольца, обеспечивающее разобщение эксплуатируемого пласта от
пластов с другими геологическими параметрами;
 в интервале перфорации отсутствуют естественные и искусственно
созданные трещины, способствующих интенсивному поглощению ЖГ;
 пластовое давление в зоне дренирования скважины равно или на 10%
выше гидростатического
 средний уровень проницаемости (до 400мД);
 в цементе продуктивных пород отсутствует или присутствует незначительно монтмориллонит и хлорит;
 относительно не высокие значения газового фактора(не >200м3/м3)
При нормальных условиях в качестве жидкостей глушения применяют
59
водные растворы следующих солей:
- наиболее доступной, широко производимой промышленностью и дешевой солью, обладающей хорошей растворимостью в воде является NaСl, позволяющая получать растворы плотностью до 1180 кг/м3.
- в случае повышенной склонности глинистого цемента продуктивных
пород к набуханию в присутствии воды и растворов NaСl при нормальных условиях глушения , при нормальном давлении в обязательном порядке следует
применять КСl, либо сильвинит – смесь NaСl и КСl.
- допустимо применение в качестве жидкости глушения вод сеноманского горизонта с плотностью 1,03 г/см3 , в этом случае следует применять все рекомендуемые ниже добавки – ингибиторы.
5.3 Жидкости глушения, применяемые при аномально высоком пластовом давлении
Аномально высоким пластовое давление называется в случае превышения им на 10 и более процентов давления гидростатического.
Условия глушения в данном случае будут соблюдены при создании противодавления на пласт жидкостью с гораздо большей плотностью, чем в случае
с нормальным пластовым давлением.
В данной области глушения наиболее массовой и дешевой солью является СаСl2 , которая используется для создания раствора плотностью выше 1180
кг/м3 и до 1400 кг/м3.
Возможно применение и других, более редких солей, но для этого необходимо владеть информацией о максимально возможной плотности раствора.
Плотность растворов солей в зависимости от компонентного состава
Диапазон плотностей, кг/м3
KCl
1000 – 1160
NaСl
1000 – 1180
NaCl/CaCl2
1200 – 1300
ФТП
1200 – 1300
CaCl2
1300 – 1400
CaCl2/CaBr2
1400 – 1800
СаBr2/ZnBr2
1800 – 2300
Максимальная плотность рассолов минеральных солей и условий применения
Электролиты
Максимальная плотность рассолов, кг/м3 Условия применения
ЖГУ
1070
Аномально низкое
NH4CL
1070
пластовое давление
КСL
1160
Нормальное пластоNаCl
1180
вое давление
MgCl2
1300
КBr
1370
60
СаСl2
NaBr
К2СО3
CaBr2
ZnBr2
NaCl + Na2СО3
NaCl + CаCl2
NaCl +NaBr
CaCl2 + CaBr2
CaBr2 + NaBr
CaCl2 + CaBr2 +
ZnBr2
ФТП
СаBr2/ZnBr2
1400
1510
1550
1820
2300
1200…1270
1200…1400
1200…1510
1400…1810
1800…2300
1800…2300
1200…1300
1800…2300
Аномально высокое
пластовое давление
5.4 Количество циклов глушения
Определяется глубиной спуска оборудования. В 1 цикл глушатся скважины при следующих условиях:
1. При НКТ, спущенных до интервала перфорации, или находящихся не
выше 100 метров от него, глушение производится в один цикл. (фонтанная
скважина или скважина, оборудованная ШГН с хвостовиком до забоя)
2. Скважины, эксплуатируемые в интенсивном режиме, с ЭЦН, установленным выше 100м от интервала перфорации при условии высокой приемистости скважины и возможности продавки нижерасположенной жидкости в пласт
(0% обводненности).
Особый случай глушения в 1 цикл.
3. При высокой (более 50%) обводненности продукции, когда жидкость
под насосом представлена чистой пластовой водой, при условии оставления
скважины на отстой для оседания ЖГ. Глушение производится в один цикл, но
жидкость глушения берется с завышенной плотностью.
В два цикла глушат скважины с насосным оборудованием, расположенным выше 100м над интервалом перфорации, когда закачка жидкости глушения
на поглощение невозможна.
5.5 Направление глушения – прямой и обратный способы.
По умолчанию, процесс закачки жидкости глушения должен производиться в трубное пространство скважины (прямой способ). Данный вариант
глушения обладает рядом преимуществ:
- меньше затраты времени на глушение
- меньше развиваемое агрегатом давление в ходе глушения
- нет противодвижения закачиваемой жидкости глушения и всплывающей скажинной жидкости
В случаях, когда сбить клапан насоса не удается, глушение производят
через затрубное пространство(обратный способ). Так же поступают и в случаях, когда наличие отложений АСПО в трубном пространстве может привести к
61
закупорке НКТ в случае подачи жидкости в трубки.
5.6 Пенные составы для глушения скважин.
Особые трудности при глушения газовых и газоконденсатных скважин
возникают в скважинах с низкими пластовыми давлениями, когда Р., (0,1+0,8) р.
с целью исключения снижения проницаемости призабойной зоны при глушении скважин с пластовым давлением ниже гидростатического (особенно на
завершающей стадии разработки месторождений) используется более перспективный метод глушешiя скважин — метод применения двух и трех фазных пен
с использованием эжектора. Применение пен обеспечивает снижение или полное устранение репрессии на продуктивный пласт за счет возможности регулирования плотности пены и снижение интенсивности поглощения и (яли) полное
егопрекращение путем регулирования структурно-механических свойств пены,
что создает условия для сохранения его естественно фильтрационных свойств.
В состав двухфазных пен входят вода и ПАВ, являющееся пенообразователем и
одновременно стабилизатором из группы водорастворимьх полимеров, а в состав трех фазных пен — дополнительно высокодисперсная твердая фаза.
Состав двух фазных пен. Для освоения скважин и удаления продуктов
кислотной реакция используются двухфазные водные и кислотные пены:
• продукты реакция кислоты;
• продукты реакции кислоты и пенообразователь.
Формиаты, подобно системам галогенидов, не содержат взвешенных
твердых частиц в данном диапазоне плотности и поэтому являются предпочтительными для применения на нефтяных и газовых: месторождениях.
При достижении высоких значений плотности вязкость формиатов остается исключительно низкой. Водный раствор формиата натрия плотностью
1200 кг/м3 имеет пластическую вязкость незначительно больше (3 СПЗ) вязкости воды. Раствор формиата калия плотностью около 1400 кг/м3 имеет пластическую вязкость, близкую к З СПЗ, и только при плотности около 1500 кг/м3
она увеличивается до 10 СПЗ. Еще более низкую вязкость обнаруживает раствор формиата цезия. При плотности 2300 кг/м3 его пластическая вязкость составляет менее 4 СПЗ. Низкая пластическая вязкость водных растворов формиатов за счет снижения гидродинамических сопротивлений делает возможным их использование при бурении скважин малого диаметра и в качестве ЖГ
при КРС и ТРС.
При необходимости вязкость формиатов может быть повышена с помощью традиционных полимеров, например ксантановой смолы. Регулирование
фильтрационных свойств осуществляется добавлением полимеров, например
полианионной целлюлозы.
Формиаты в большинстве своем совместимых с полимерами, обычно используемыми на нефтяных месторождениях для регулирования реологических
и фильтрационных свойств пресных буровых и технологических жидкостей, В
полимерных композициях с их участием отмечается расширение диапазона так
называемой «переходной температуры», при которой полимеры в процессе
терма деструкции разрушаются на 50 %. Так, например.температура перехода
62
(разрушения) для ксантановой смолы (биополимер) в пресной воде приблизительно 123 °С. Волочение в состав ком- позиции формиата цезия повышает
значение температуры перехода до 160 °С, формиата натрия — до 174 °С, формиата калия — до 200 °С и более. Напротив, использование известных полимерных композиций, включающих бромиды или галогениды, вызывает снижение переходной температуры и приводит к разрушению (деструкции) полимера.
Формиаты коррозионностойки и сдерживают образование газового гидрата.
скорость коррозии в присутствии формиата натрия в З раза ниже, чем в рассоле
хлористого натрия той же плотности. Они в меньшей степени вызывают нарушение эксплуатационных качеств продуктивного пласта по сравнению с традиционными жидкостями, что повышает их конкурентоспособность на рынке
технологических жидкостей.
Формиаты считаются экологически безопасными. Испытания, проведенные рядом западных фирм, показали, что токсичность формиатов в отношении
различных форм жизни является низкой, хотя ион калия при тестовых испытаниях вызвал проблему в отношении креветок в Мексиканском заливе в
США.данный материал прошел тестирование в северном море по стандарту
ОЕДС 301 д (способность к биохимическому разложению в закрытом сосуде)
по критерию «время—окно», а также тестирование, которое показало отсутствие значительных хромосомных нарушений.
Формиаты сравнимы со столовой солью. Специалистами после проведения ряда тестов сделан вывод о том, что жизнь людей и окружающая среда не
подвергаются опасности под воздействием солей щелочных металлов муравьиной кислоты. Кроме того, имеется возможность регенерирования материалов
при сведении к минимуму потерь продукта и сохранении ресурсов. Жидкости
глушения на углеводородной основе для максимального сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов в процессе проведения ремонтных работ в
скважинах в качестве ЖГ в ряде случаев рекомендуется применение систем на
углеводородной основе. Использование таких систем сохраняет естественную
водонасыщенность пор ПЭП, исключает набухание глинистых минералов пласта и образование нерастворимых осадков при контакте с минерализованными
водами.
В то же время ЖГ на углеводородной основе имеют ряд недостатков. Они
пожароопасны, неблагоприятно воздействуют на окружающую среду, приготовление и использование таких систем в условиях отрицательных температур
затруднено. В основном по этим же причинам не нашли распространения в качестве ЖГ метанол и дизельное топливо.
На месторождениях с АНГЩ в качестве ЖГ хорошо зарекомендовала себя загущенная нефть. Такая жидкость включает 95 % безводной дегазированной нефти, 4 % смеси гидронов растительных и животных масел (или СМАД1) и 1% каустической соли (NАОН). Она характеризуется следующими технологическими свойствами: плотность — 940—960 кг/м3 условная вязкость —
70—75 с, СИС — (1—2)/(2—3) ДИА; показатель фильтрации — 6—8 см3/30
мин. При использовании данной ЖГ сокращается время освоения скважины,
63
увеличивается объем добычи нефти на одну операцию КР.
Жидкости глушения, представляющие собой обратные эмульсии, в качестве дисперсионной среды могут содержать легкую нефть или другие нефтепродукты, например обратная эмульсия на основе газового конденсата Ка3ГПЗ
после его суточного отстоя. В качестве эмульгаторов используется эмульгал и
СМАД-1, а дисперсной фазы — морская вода и водный раствор хлорида кальция. Плотность эмульсии достигает 1260 кг/м3, условная — 140—220 с, СИС —
(6—38)/(9—41) ДГИА. Использование предложенной эмульсии на Узеньком
месторождении обеспечивало пуск скважин в работу без освоения в послеремонтный период с увеличением дебита в среднем на 15 %. К ЖГ на углеводородной основе относятся также обратные минеральные растворы с плотностью
1160-1170 кг/м3, приготовленные с использованием НЧК и пластовой воды. В
среднем показатели эксплуатации скважин, на которых применялся минеральный раствор, в 1,6-1,8 раза выше показателей скважин, где в качестве ЖГ использовалась вода. Получены положительные результаты глушения скважин
обратными эмульсиями на основе эмульгатора ЭС-2. При этом в качестве дисперсионной среды применяются дегазировавшая нефть, стабильный конденсат,
кубовые остатки от переработки газоконденсата, а в качестве дисперсной фазы
— водный раствор хлористого кальция. Компоненты инвертно-эмульсионного
раствора (ИЭР) берутся в следующих объемных соотношениях: углеводородная
фаза — 37—59, водная фаза —40—60, эмульгатор-стабилизатор ЭС-2 — 1,0—
2,5. При необходимости в состав готовой эмульсии может быть введен твердый
утяжелитель (мел, барит, сидерит). Технологические параметры ИЭР могут находиться в следующих пределах: плотность — 900—1260 кг/м3 условная вязкость — 50— 500 с; показатель фильтрации — не более 10 см3/30 мин.; электростабильность — 100—400 В; суточный отстой не должен превышать 5 %.
срок хранения ИЭР в промысловых условиях не более 60 дней.
В лаборатории интенсификации притока «Тюмень -Гипрогаз» в 1985—
1988 гг. проведены исследования свойств для применения в качестве ЖГ и
перфорационных сред в условиях нефтяных скважин Уренгойского ГКМ. При
промысловых испытаниях получены положительные результаты.
5.7. Реконструкция скважин
Реконструкция скважин методом бурения боковых стволов из обсаженных скважин является сложным, но очень важным технологическим процессом,
позволяющим при незначительных капитальных вложениях восстановить аварийные, осложненные и малодебитные скважины, производить доразработку
месторождений путем уплотнения сетки, что в конечном итоге способствует
стабилизации и даже повышению объемов добычи нефти при эксплуатации
старых месторождений. С внедрением этого метода появилась возможность довыработки остаточных запасов нефти из застойных и тупиковых зон и полулинз
на месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки, вовлечение в
активную разработку запасов нефти прикровельных водонефтяных зон и перехода на нижележащие продуктивные пласты с использованием пробуренного
фонда скважин, находящихся в простое из-за аварий.
64
Реконструкция скважин, связанная с необходимостью проводки нового
ствола с последующим изменением конструкции скважины и ее назначения
(доразведка месторождения, извлечение запасов из экранированных ловушек и
т.п.) должна производиться по проектной документации, разработанной, согласованной и утвержденной в установленном порядке.
Забуривание новых (боковых) стволов в обсаженных скважинах производится в следующих случаях:
• ликвидация сложных аварий (смятие эксплуатационной колонны, заклинивание инструмента, незапланированное цементирование колонны бурильных или лифтовых труб и т.п.), возникших в процессе эксплуатации скважины или при проведении ремонтных работ;
• вскрытие дополнительных продуктивных мощностей путем проводки
ответвлений (в том числе горизонтальных) из ствола низкопродуктивных эксплуатационных скважин;
• восстановление бездейтвующего фонда скважин, в том числе ранее ликвидированных по тезхническим или иным причинам (при достаточной сохранности крепи скважины и экономической целесообразности), с целью
вскрытия новым стволом участков с неизвлеченными запасами углеводородного сырья (целики, экранированные зоны и т.п.).
5.8. Требование к ведению работ по реконструкции скважин.
Бурение бокового ствола при реконструкции скважины, которая связана с
необходимостью последующего изменения конструкции скважины и ее назначения (доразведка месторождения, извлечение запасов из экранированных ловушек и т.п.) должна производится по рабочему проекту, разработанному, согласованному и утвержденному в порядке, предусмотренном разделом 1.3 ПБ
08-624-03.
Рабочий проект может разрабатываться:
на бурение боковых стволов для реконструируемых (восстанавливаемых) скважин, расположенных на одной площади (месторождении) – групповой рабочий проект;
на бурение отдельного бокового ствола скважины – индивидуальный
рабочий проект.
Групповой рабочий проект на бурение БС осуществляется при общности следующих признаков:
разница глубин расположения вырезаемого «окна» в обсадной колонне
не должна превышать 300 м;
разница длин БС не должна превышать 300 м.
Групповой рабочий проект на бурение горизонтальных БС может быть
использован и при бурении наклонных БС.
Групповой рабочий проект на бурение наклонных БС используется
только для проводки наклонных боковых стволов.
Выбор участков и зон залежей, эффективных для бурения БС должен
проводиться с использованием карт текущих нефтенасыщенности и удельных
запасов нефти на различные периоды разработки залежи по следующей схеме:
65
• выявление фонда аварийных, высокообводненных и низкодебитных
скважин, реконструкция которых возможна только бурением бокового ствола;
• оценка характера выработки запасов на участках, прилегающих к выделенным скважинам-кандидатам;
• обоснование выбора точки вскрытия пласта и направления проводки
горизонтальной или пологой частей БС;
• обоснование оптимальных интервалов вторичного вскрытия пласта и
требований по величине максимальной допускаемой депрессии;
• обоснование перспектив применения методов воздействия на пласт,
включая ГРП;
• оценка влияния ввода БС на показатели эксплуатации участка;
• технико-экономическая оценка бурения и эксплуатации БС.
Краткое описание практических занятий
5.2.1. Перечень практических занятий
1. Жидкости для освоения скважин.
2. Влияние свойств коллектора на методы освоения скважин.
3. Расчеты потерь давления на трение при движении ньютоновских
жидкостей.
4. Расчет потерь давления для случая вязкопластичной жидкости.
5. Виды гидродинамического несовершенства скважин.
6. Анализ скважины с низким коэффициентом продуктивности.
7. Восстановление проницаемости породы призабойной зоны пласта.
8
Химическое и физическое воздействие на призабойную зону.
9
Тепловое и биологическое воздействие на призабойную зону.
10 Понижение давления на забои с помощью испытателей пластов.
11 Расчеты при циркуляции в скважине пены.
12 Гидропескоструйная перфорация.
13 Перфорация.
14 Бурение бокового ствола.
15 Вызов притока из продуктивного нефтегазового пласта.
16 Расчет процесса вызова притока способом замены скважинной жидкости.
17 Расчеты при вызове притока компрессорным способом.
18 Расчет притока жидкости или газа к системе взаимодействующих несовершенных скважин.
19 Очистка ствола скважины от песка.
20 Контроль проявления песка.
21 Способ доведения первой пачки ЖГ до забоя.
22 Пенные составы для глушения скважин.
23 Формулы для расчета прямой закачки газа.
24 Глушение и освоение скважин с применением концентрированных
меловых суспензий (паст).
25 Установка КРС.
5.2.
66
26
27
СПО в скважине под давлением.
Профилактический ремонт скважины и капитальный ремонт сква-
28
Ремонт обсаднойколонныи хвостовика.
жин.
5.2.2. Методические указания по выполнению заданий на практических занятиях
Практические занятия предусматривают выполнение студентами под руководством преподавателя заданий по расчету гидравлической программы
скважины для безаварийной еѐ проходки, расчѐтов элементов аварийного инструмента, его устройства и принцип действия.
Главной целью практических занятий является знакомство с теоретическими положениями курса, приобретение и формирование навыков и умения
при обосновании мероприятий по предупреждению осложнений, а также выборе способов и механизма его осуществления при ликвидации аварий для условий бурения скважин на нефть и газ.
Для проведения формирования задания практических занятий студентам
необходимо в период проведения производственной практики собрать следующий материал:
геологическая, стратиграфическая, обзорная карты района;
геологический разрез по скважине;
геофизические и гидрогеологические исследования;
физико-механические свойства горных пород (твѐрдость по шкале буримости и Шрейнера, трещиноватость, кавернозность, пластичность, абразивность, пористость, сплошность, плотность);
давления в скважине (горное, поровое, пластовое, гидроразрыва пород,
поглощения);
температура пород;
тип коллектора его конструкция, первичное и вторичное вскрытие;
профиль скважины;
способ бурения, конструкция скважины; применяемый породоразрушающий инструмент, режимы бурения по интервалам пород;
буровые и тампонажные растворы;
аварии и осложнения;
КНБК; обсадные колонны и цементирование; применяемое оборудование; технико-экономические показатели; мероприятия по охране окружающей
среды;
испытание скважин.
Снять копии имеющихся на месторождении геологических графических
материалов; чертежи и эскизы технических устройств, аварийного инструмента; примеры расчета бурильных и обсадных колонн; график совмещенных давлений; параметры и состав буровых растворов и тампонажных смесей по интервалам бурения; характеристика применяемых хим. реагентов; способы обработки и утилизации.
67
Обзор и анализ применяемой техники и технологии для повышения производительности процесса бурения и снижения себестоимости работ.
Оценка качества знаний, полученных в процессе выполнения работ и
изучения теоретических положений по заданной теме работы, осуществляется
путем проведения тестового контроля.
Задание на каждое практическое занятие определяется по материалам,
собранным студентом в период производственной практики.
Ход занятия:
1. проведение входного контроля подготовленности к занятию (проверка
краткого конспекта с теоретическими сведениями по теме занятия);
2. Уточнить задание по теме практического занятия.
3. Выполнить необходимые расчѐты.
4. Оформить результаты расчетов и сделать выводы.
5. Представить оформленные материалы преподавателю.
Проведение входного контроля подготовленности к занятию (проверка
краткого конспекта с теоретическими сведениями по теме занятия);
Задание на выполнение подготовки к практическому занятию. Перед занятием студент должен подготовить: предварительную заготовку протокола занятия, который содержит: основные расчетные зависимости, координатную
сетку графиков, расчетные таблицы и т.п.; краткий конспект теоретической информации по теме каждого занятия: Кроме того, студент должен быть готовым
к письменному блиц-опросу или тестированию по теме занятия.
Требования к отчетным материалам:
Отчет должен оформляться по каждому практическому заданию титульным листом и содержать следующие разделы:
введение
цель и задачи;
теоретическая часть:
методика выполнения работы;
исходные данные;
расчет основных числовых характеристик, определяемых темой практического занятия;
анализ результатов исследований и выводы;
заключение;
список литературы.
График представления тестов по практическим занятиям предполагает
его представление и защиту на следующей неделе после изложения данного
раздела курса и проведения практических занятий. При проведении лекционных занятий в начале учебного часа преподаватель проверяет опросом студентов усвоение теоретического материала прошедшей практических занятий. По
любой теме самостоятельной работы студенты должны быть готовы сделать
доклад или сообщение на лекционных занятиях.
Отчет оформляется в соответствии с требованиями стандарта СТО ИрГТУ 005-2009.
68
Занятие 1.Жидкости дляосвоения скважин.
Цель:Освоить виды и условия применения данного типа промывочных
жидкостей.
Задание:Изучить свойства, состав и технологию применения жидкостей
для освоения скважин.
ПрипроведениинекоторыхработпоКРС,какив бурении, используетсяциркулирующаяв скважинежидкость. В бурениираствор выноситшлам, охлаждает
долотоиподдерживаетстенки ствола скважины доустановкиобсаднойколонны.ПриКРС циркулирующаяжидкость может выносить песокизскважины, предотвращатьвыбросы,иобеспечиватьгидравлическуюмощность дляскважинныхприборов, а такжевыполнять функциюбурового раствора.Каквбурении,такив
КРСосновнойфункциейжидкостиявляетсясозданиепротиводавлениянапласт.Жи
дкость оказывает давлениена боковыестенкиствола скважины, точнотакжекакиводав пластиковом бассейнедавитна его боковыестенкиизнутри.
Циркулирующаяжидкость,
используемаявКРС,обычнопредставляетсобойлибосоляной
раствор,либоспециальнозамешанныйбуровойраствор,
называемыйжидкостью
дляКРС.
Бригады
КРСчастоиспользуютпластовуюсоленуюводу,таккаконаимеетсяв
наличиии
не
наноситповрежденияпласту.В
товремякакдругиежидкостимогутпривестикобрушению частиц породсостенокствола. Обрушающиесячастицы закупориваюттонкиеканалы, ухудшая проницаемость породы,поэтомунефтьигаз уженемогутслегкостьюпроникать в скважину.
Жидкость дляКРС,какибуровойраствор, может быть на воднойилинефтянойоснове. Вкачестве добавокмогутслужитьсульфатбария(барит)иглина. Барит–
этотяжелыйминеральный
порошок,увеличивающийвесжидкости.
Болеетяжелаяжидкостьоказываетбольшеедавление на пласт, чем болеелегкаяжидкость иливода. Добавлениеизмельченнойглины увеличивает вязкость жидкости, т.е. заставляетеетечь медленнее. Частицыглинытакжеобволакиваютили
«зашпаклевывают» стенкиствола скважины,какшпаклевка дляотделочныхработ.
Такое
обволакиваниестабилизируетоткрытыйстволипредотвращаетпоглощениежидкос
тидляКРС проницаемымипластами.
Жидкости дляосвоения скважин
Этоспециальныежидкости, выполняющиемногиеиз функцийбуровыхрастворов(особенно гидростатическоедавлениеипередача гидравлическойэнергии),
нонеобладающиенекоторыми характеристикамибуровыхрастворов, которыемогутвоздействовать
напродуктивныепластыи
повредитьих.Жидкостидляосвоенияскважинобычнозакачиваютсяв
скважинусразупосле
спускаиочисткиэксплуатационнойколонны.
Жидкостидляосвоениячастонаходятсявпрямом контактес коллекторами,находящимисяпод давлениемипоэтомудолжныбыть химическии физическисовместимысматрицейпороды ипластовымифлюидами. Крометого жидкостидля
освоениянедолжны оказывать механическоговоздействия на процесс вызова
69
притока из коллектора.
Классификацияпо функциям
Жидкости дляосвоения скважинили надпакерные жидкости
Данныетипы
жидкостейобычно
несодержаттвердойфазыдляпредотвращениявыпадения осадкаиприхватаизакачиваютсядозированос
бактерицидом,ингибиторамикоррозиии/или
отложений,чтобыобеспечить
долгосрочнуюзащитупластаитруб,подверженныхвоздействию
жидкости.Однойиз
самыхважныхфункцийвсехрастворовявляетсято,
чтоонидолжны
обеспечиватьизбыточноегидростатическоедавлениенаглубинеустановкипакера
дляконтроля
давленияв
скважиневслучаенегерметичности.Другиежидкостимогутиспользоватьсятолько
дляпромывкиилисозданиягидростатическогодавления, какнапримерсоляныерастворы или морскаявода.
Соляной раствор
Многие типысолейможнорастворить вводедляприготовлениясоляногораствора
дляосвоения
скважин.Основнойхарактеристикойэтихжидкостейявляетсяплотность,
которую
можно
изменить
всоответствиис
конкретнымитребованиямикдавлениюколлектора
путем
простого
добавлениясолидляувеличенияплотностижидкостиилиразбавленияводойдляуме
ньшения плотности.
Плотностижидкостей от8,5до19,0иболеефунт/галлон можнополучить, используяразличные
соли.
Преимуществомсоляныхрастворовявляетсяихфильтруемость,чтопозволяетудаля
ть
нежелательные
тонкиечастицытвердойфазы,которыемогутуменьшатьпроницаемость и продуктивностьпласта.
Отфильтрованныесистемы соляныхрастворовнесодержаттвердойфазы, котораязакупоривает поры пласта, онимогутбыстропросачиватьсяв пористыепласты,приводякснижению высоты столба жидкостиигидростатического давления.
Соляныерастворыподвержены воздействиютеплового расширенияикристаллизации(или
«застывания»)иэтифакторы
70
должныучитыватьсяприотбореипроектированиисистемсоляных растворов дляосвоенияскважин. Приповышенныхтемпературахсоляныерастворы могут расширяться
настолько,
чтоэтоприводиткуменьшениюихплотностииэффективныхзабойных
давлений,
которыеони
обеспечивают.Принизкихтемпературахмногиеформулысоляных
растворовпозволяюткристаллам солибыстрорасти, чтоможетснизить подвижность жидкостии дажепривестикзатвердеванию(«застыванию») жидкости, закупориваялинииилипроходы, необходимыедляработпоконтролю НГВП.
Соляным растворамс болеенизкойплотностью [8.4-14.2фунт/галлон] можнопридать вязкость с помощьюполимерныхдобавок.Системысоляныхрастворов
частобываютэкологическине
чистымиипринеправильномобращениимогутпредставлятьопасность
дляздоровьяили безопасности.
Чистые(безглинистые) соляныерастворы получилив нашиднисамоеширокоераспространениев освоениииКРС,идлядостижения необходимыхплотностейихутяжеляютсолями. Онине только удовлетворяютвсем критериям,нотакжеявляютсяхорошейсредойдляспуска иустановки приборовиоборудования.
В большинствеслучаев морскуюводудляприготовлениясоляныхрастворов
дляосвоения использоватьнельзя–она дляэтогонеподходит.Например, многиепластовыеводыобразуют
осадокнеорганическихсульфатныхотложенийприсмешиваниис морскойводой.
Данные
отложения
могут
формироватьсявпорах,препятствуяпроницаемости,ииногдаихневозможно удалить.
Таблица 3. Типы соляных растворов
Обратитевнимание,
чтоприпроведенииКРСвомногихслучаяхприходитсяиметьделос
перфорацией.
Каквы помните,перфорациидлинные, тонкиеилегко-разрушаемые. Еслиранее
71
припроведенииосвоенияскважины быливыбраны правильныеперфораторыиоптимальная
техникаперфорации,
тобылобынецелесообразнозабитьэтидрагоценныеперфорации обломкамипородыприпроведенииКРС.Такиеобломкимогутвообщеневыйтиобратно. Есливы закупоритеперфорации,то возможно вампридетсявозбуждать притокилипроводить повторную перфорацию;обаэтихвида работ могутпоставитьподугрозуэкономическую выгодуКРС.
Ночистымидолжныбытьне только жидкости. Всепредыдущиекомментарииотносительно чистотынасосов, линийитрубздесьтакженеобходимоучитывать, ивозможнодажевбольшей степени.
Бурильнаятрубаобычноне очень чистая, дажепослепромывкиспомощьюПАВ, растворителейи другихочищающихжидкостей. Воднойисториирассказываетсяободной 12000 футовойколонне 5‖ бурильныхтрубс действующейбуровойв Северном море,котораянапервыйвзглядказалась чистой. Дляочистки
отвнутреннихзагрязненийеепериодическиподвергалиударному
воздействию.Мусори обломкипороды заполнилисемь полноразмерныхвагонеток. Представьте еслиэтопопадетвскважинуиперфорации!
Дажесовсем
новым
НКТнельзя
доверять:результатыпроведенныхнедавноиспытанийпоказали, чтоизновойтрубы (изнутрииснаружи)можноудалить81
фунт/1000футовотложений/коррозии.
Удалениетакихзагрязненийдолжнопроизводитьсяна суше, доотправкитруб на
буровую.
Важностьчистоты/фильтрации
Отфильтрованныесоляныерастворыиспользуютсявкачествежидкостейдляо
своенияскважин, чтобы:
• Сократить до минимумаприсутствиетвердойфазы, котораяоседает на па72
керахилив циркуляционныхклапанахидругомскважинном оборудовании.
• Предотвращатьзакупориваниечастицамитвердойфазы
перфорационных
отверстийили порпластав перфорационныхотверстиях.
Частоговорят, чтосоляныерастворы несодержаттвердойфазы, ноэтоошибочноеутверждение,
таккаксоли,используемыедляприготовлениясоляныхрастворов,всегда содержатпримеси
(самыйлучшийNaCl этоPVD–высушенныйв вакууме), ионимогутзагрязнятьсяпри транспортировкеилипогрузке.Обеспечениеи контролькачествапоставляемойсолиможет играть решающую роль.
Буровыерастворыимеют
высокоесодержаниетвердойфазыврайоне1020%об/об,
тогдакак
соляныерастворы
дляосвоенияобычносодержатменее0,05%об/об. Соответственно, соляные растворы немогутобразовывать
фильтрационнуюкорку,иихзначительноеколичествоможет уйтивпласт. Кроме
того,низкаяконцентрациятвердойфазы можетпозволятьимеющейся твердойфазепроникатьдальшевпластпомере уменьшениязасоренияпоровыхпроходов.
Поэтомуважноконтролировать размер частиц твердойфазы врастворепутем
фильтрации.
Чем
меньшеразмертвердыхчастиц,тем
меньшевероятностьзакупориванияимипоровыхпроходов
Рис. 37. Повреждение перфорации
Когда мыговорим «чистыйраствор», чтоконкретномыимеемв виду?
Скольковременимы
собираемсяпотратить
напромывкуифильтрациюдляполучениячистогораствора?
Длялюбогораствора освоениядолжны быть установленыпределы. Решениеотом, насколько будетотфильтрованраствор(до10,5,или2микрон (1микрон –
1миллионнаяметра)),должно приниматьсязаранее. Обратитевнимание, чточастицыменее40микрон
невидимы
невооруженнымглазом.Этобудетзависетьотпластаиособенностей конкретнойситуации. Необходимозаранеепринимать
решениеотом,какбудетизмеряться«чистота»:нефелометрами, счетчикамиКультера, счет73
чикамиМалверна ит.д.Визуальныйконтроль чистогонавзгляд соляного растворауженепоможет. Этаоперация можетпроходитьоченьдолго(24-48 часов). Но
этотогостоит.
Еслипоглощениевпластприводитктому, чтоскважина становитсянебезопасной,
илифильтры
несправляютсясоскоростьюпоглощения,скважинунеобходимостабилизировать«пачкой
глушения».
Рецептура
пачекглушениянаэтапеосвоениясильноотличаетсяоттой, что используетсяна
этапебурения.
Применяютдваосновныхвида фильтрации:
Тонкой очистки:
Номинальная–удаляютсячастицыопределенного размера, ноиболее
крупныечастицытожепроходят через фильтр.
Абсолютная–фактическийразмеротверстийв самом фильтре.10р абсолютнойможет быть равно 2-3μноминальнойфильтрации.
Диатомитовая:
(DE):-Диатомитоваяземляобразуетпроницаемую фильтрационнуюкорку,
котораяулавливает любыенежелательныетвердыечастицы.DEфильтры –это номинальныефильтры,ониобычно такжеимеютабсолютныефильтры дляокончательнойочисткинижепопотоку.DEфильтры способнысправлятьсяс гораздо болеегрязнымирастворами, чем фильтрытонкойочистки. Однакоонинеприспособлены для нефтесодержащейводы.
Какойбытип фильтра неприменялся, фильтрация неотноситсяктаким видам
работ,окоторых
говорят«запустил,
ипусть
самоработает»;системунеобходимопостоянноконтролироватьи поддерживать в рабочемсостоянии.
Замещение
Нет
смысла
закачивать«абсолютно»чистыйсоляной
растворв«грязную»скважину,что приведетксмешению егосзагрязненнымбуровым
раствором.Замещение бурового раствора, содержащегобольшоеколичествотвердых
частиц,чистым
солянымрастворомнеявляется
прямолинейным.Дляминимизации загрязнениясоляного раствора,важное значение имеет
методзамещения.
Взависимости от установленных критериев(например,при освоении сгравийнымфильтром критерии чистоты еще болеежесткие,чемпри обычномосвоении вобсаженномстволес перфорацией)будет необходимо провестисерию промывокдля очисткисистемыперед замещениемнасолянойрастворосвоения. Обратите внимание,чтоиспользованослово
«система»,посколькуемкости,насосы,линии,бурильные
трубы/НКТистенки обсадной колонныдолжнывсе бытьочищеныот твердой фазы,передтемкакзакачиватьвскважину соляной раствор.Если дляочисткитрубиспользуютсяПАВ,важно,чтобыони вышли наружу, таккаконисамимогут повредитьпластметодами,упомянутыми ранее.
Однако,частоскважинуприходитсяглушить,издесь важность пачекглушениявыходитна первыйплан.
74
Чтобызаглушитьскважину, необходимозакачать вскважинужидкость сболеевысоким гидростатическимдавлением, чем пластовоедавление. Посколькускважинапроектировалась для того,чтобы добыватьнефть, перфорацииили освоениес открытым стволомдолжныиметь проницаемость, чтобытакимобразом
жидкостьпроникала впласт. ХорошаяжидкостьдляКРСдолжна быть чистой, отфильтрованнойинесодержать
твердойфазы.
Поэтомуона
неможет
образовыватьфильтрационнуюкоркуибудетбыстроуходить впласт. Дляпредотвращения поглощенияжидкостив пластиспользуютпачкиглушения. Неэффективнаяпачка глушенияне толькосоздастпотенциальныепроблемыс контролем
НГВП,
нотакжеможетповредить
перфорацииипласт,
закупориваяихнерастворимымитвердымичастицами.
Пачкаглушенияилилюбойхимреагентв составежидкостидляКРС должен
извлекатьсяобратно послепроведенияКРС,когда скважинупереводятобратнов
режимэксплуатации;илион должен разрушатьсяпотоком углеводородов илиобработкойводойиликислотой.Любыеинородные
твердыечастицывсоставежидкостидляКРСнесутопасностьостатьсявпластенавсег
да.
Коллекторыс
широким
диапазономпроницаемостиособенноподверженынеэффективной очистке.
Повозможностискважина недолжнаглушитьсязадавливаниемв пластсодержимогоНКТ,так какприэтом всягрязьи отложениявнутриНКТпроникнутвпласт,
наносянепоправимыйвред
коллектору.
ДляпромывкисодержимогоНКТдожидкостиглушения,
и/илизакачкипачки
глушенияповозможностинеобходимоиспользовать гибкиетрубы(колтьюбинг).
Рис. 38. Правила глушения скважин
Типы жидкостей глушения
Рецептура жидкостидляКРСипачкиглушениядолжны бытьтщательноподобранык конкретным геолого-техническим условиям.В прошлом,слишком час75
то, проводилиКРС сиспользованием жидкости, удобнойсточкизрения логистики,такойкакарендованныйсолянойраствор, арендованнаянефть, промышленно
изготовленныйсолянойраствор, смесиместныхвод, очищеннаянефть илидажебуровойраствор.
К
сожалению,качествотакихжидкостейсильноотличаетсяиможеточень сильноповлиять на
эффективностьобработки. Идеальнаяпачка глушениядолжнаудалятьсяиз скважинысразупосле КРС.Разныежидкостинеобходимоподвергатьтестам для выяснения,какая
жидкость
наиболее
подходитдлякаждойскважины/месторождения.Наиболеераспространеннымитвердыми веществами, используемымив пачкахглушения,исоответствующимисистемамипромывки являютсяследующие:
Хотяэтисистемыхорошорастворяются,еслирастворитель доходит дотвердого вещества, на месторожденииможетвозникнуть несколькопроблем:
• Труднообеспечить
промывкувсехперфораций–промывочнаяжидкость
может проникнуть тольковоткрытыеперфорации.
• Твердыечастицывперфорацииэтонасамом делесмесьтвердыхчастициполимеров,
причемполимерыобычнообволакиваюттвердыечастицы
–
этоснижаетихрастворимость
в
растворителе.
ДляразрушенияполимераможетпотребоватьсяСлабаякислота–
уксусная,передтемкак(например)разбавленныйрастворсолиудалитсортированную
соль.
Намноголучшеиспользовать пачкуглушения, которуюлегкоудалитьработойскважины в эксплуатационном режиме, чемполагаться на химическиеметодыудаления.
Таблица 4. Химические методы удаления
ЖидкостьдляКРС
Твердаяфаза
пачкиглушения
Система промывки
Недонасыщенныйсолянойраствор
Гипохлоритнатрия
Бромидкальция
Солянаякислота
Солянойраствор
Сортированнаясоль
Солянойраствор
Карбонаткальция
Смола, растворимаяв
Дизтопливоиликсилол
нефти
Мелкиеволокнацеллюлозы Гипохлоритнатрия
ПолимерГЭЦилиХС
Солянаякислота
Солянойраствор
Солянойраствор
Солянойраствор
Пачка
глушенияпочтивсегда
зависитотпласта,когда,
например,учитываетсяразмерзерна пластаитемператураколлектора. Пачкаглушения
должна быть протестирована на предмет совместимости, а формула –
неменятьсябез причин.На Аляске, например, готовятразныепачки глушениядоипослетаянияснегов вразныевремена годаиз-заизменениясостава воды, которую берутизморя.
Какправило, морскуюводунельзяиспользовать вкачествежидкостидляглушенияилиКРС,так
каксульфаты,
содержащиесяв
76
морскойводемогутсмешиватьсясвозможносодержащимсяв пластовойводебарием/стронцием,образуянерастворимый(закупоривающийпоры)сульфат
бария/стронция.
Любаяжидкость,используемаявкачествежидкостидляКРС недолжнаповреждать пласт,т.е. в случаеналичиягидратирующейглины лучшеиспользовать
растворKCl, чемненасыщенный растворNaCl.
ЖидкостидляКРСнеобходимоиспытывать на пробахкерна на обратнуюпроницаемость. Помните, чтодаженебольшоеповреждениезонырядом состволом скважины можетпривестик серьезномуснижениюпроницаемости. В
некоторыхслучаяхбываетневозможнопровести повторнуюперфорацию зоны
спониженнойпроницаемостью, которая возниклав результатеКРС.
Приподборепачкиглушениятщательноизучитеимеющиесякомпонентыиих
типы.Убедитесь, чтопачкасовместимасо всемижидкостями, которыебудутприменятьсядоочистки. Еслипачка сама себянеудаляет, необходимопредусмотреть
средствоактивной очистки.
Один тап пачки«LiquidCasing» рекомендуетсяиспользовать вкачествепачкиглушенияв
скважинахс
низкойпроницаемостью,
а
смесь`LiquidCasing/OMSeal‗рекомендуетсяиспользовать дляскважинс болеевысокойпроницаемостью.
Этипачкиглушенияудаляютсяобратным
потоком,однако,еслискважина
невернулась
вэксплуатационныйрежим,какожидалось,пачку глушенияможноразложить промывкой2%гипохлорита
натрия.Удаление «LiquidCasing» было настолькоуспешным на скважинахСеверногоморя, чтоеебудутиспользовать еще. Обратите внимание:«LiquidCasing» являетсязапатентованным продуктомизтонкихволоконцеллюлозы. OMseal аналогичныйпродукт, ноболеекрупногопомола. Продуктможетобразовывать
тонкую
внутреннюю
фильтрационнуюкорку,
котораяэффективнопредотвращаетпоглощение.Однако, корка легкоудаляетсяпритоком илисмывается.Чтобынизаявлялпроизводитель, продукт необходимоиспытыватьс вашейпачкойглушенияивашейпробойкернанаобратную проницаемость.
Скважины
снизкимPIболееподверженыповреждениям,чемскважинысвысокимPI.Для
глушенияэтихскважинтребуютсяспециальныепачкиглушения, чтобы неснижать
поглощениедо эксплуатационноприемлемогоуровня, нопредотвращать повреждение.
Скважины, на которыхпроводилсягидроразрыв,сильноподвержены повреждению:отмечено снижениеPIна40%. Онитребуютдругогоподхода.В некоторыхрайонахзакачиваютпачку20/40 карболитовогорасклинивающегоагентав интервалгидроразрыва,
апотом
сверхузакачивают
пачкукрупнозернистогопластозакупоривающегоматериала.
В некоторыхрайонахдляочисткискважиныболееэффективенполимерXCD,
чем HEC.
Надпакернаяжидкость
Надпакерная
жидкость
77
используетсядлязаполненияпустогопространствамеждуобсадной
колоннойиНКТнаокончательных этапахКРС илиосвоения. Этажидкостьостаетсятамна
весь
периодэксплуатацииместорожденияи
обеспечиваетпервичныйконтрольпластовогодавления, предотвращаетсмятиеобсадной колонныиразрыв эксплуатационнойколонны.
Этижидкости
оставляютвскважинена
долгийпериод
времени,ивтечениеэтогопериодаони должны эффективноподдерживать вовзвешенном
состояниивсеутяжелителиитвердые частицы, предотвращатьвыпадение осадкаиингибировать коррозию. Надпакерныежидкости частоимеютвысокуювязкостьипрочностьгеля. Онимогутбыть солянымирастворамибез твердойфазыилижидкостями, содержащимивзвешенныетвердыечастицы на основеводыили нефти.
Современнаянадпакернаяжидкость должна быть:
• Некоррозийной
• Стабильнойповремениитемпературе
• С низкойспособностьювыпадать восадок
• Поддающейсяперекачкенасосом
• Неагрессивнойпоотношениюкуплотнениямпакера
• Экономическицелесообразной
Развитиесовременныхнадпакерныхжидкостейобусловленотем,чтобелееста
рыескважины осваивались на буровомрастворе. Эточастоприводилоквыпадениютвердойфазыв цементоподобныйосадоксверхупакера, ипотомпроводитьКРС
натакойскважинебылотрудно.
Жидкости дляКРС
ЖидкостидляКРСиспользуютсявскважинеприпроведенииремонтныхработ
, когда пытаются отремонтироватьскважинноеоборудование, восстановитьпотенциалпродуктивностиили возобновитьдобычу. Первичноеназначение этихжидкостей
–
контрольпластовогодавления
(НГВП).
Частоэтижидкостидолжныбытьспособнывыноситьтвердыймусорна поверхностьи обеспечиватьсреду дляэффективнойпередачигидравлическойэнергии. Вто
времякакэти
жидкостидолжнывыполнятьосновныефункции,онитакжедолжныобеспечивать эффективное замещениеиотделениенефтиигазаот флюида на поверхности. Онитакжедолжны быть совместимы спородойипластовымифлюидами.
Пластовыежидкости(нефтьисолевой раствор)
Жидкости,добываемые
из
пластаииспользуемыев
КРС,наиболеесовместимы с продуктивным интервалом
Частобываетнеобходимоизменить свойстважидкостидляполученияжелаемых
функциональныххарактеристикдляпроведенияработ.Приизменениисвойствнеоб
ходимо соблюдать осторожность,чтобы добитьсядостаточной, нонеизбыточнойплотностиивязкости,и
чтобыприменяемыедобавкинеповредилипласт.Когдаприпроведенииданныхработ
используетсянефть,важнопонимать
влияниедавления на растворимостьгаза в нефти.
78
Примечание:использование сырой нефти не рекомендуется,т.к. она
обычно содержит значительноеколичество летучихкомпонентови можетбыть пожароопасной
Системынаводе
Системы на воде,какижидкостидляосвоения, частоиспользуютсяв КРС.
Вомногихработахпо
КРСтребованияквыносупескаилимусора
могутпредполагатьиспользованиезагустителя. Фактическая вязкостьжидкостидолжна быть наминимальнодостаточномуровнедля достижения желаемыхрезультатов, аиспользуемыйзагуститель недолжен наносить поврежденияпласту.
Избыточная
вязкостьв
системахна
водеможетпривестикувлечениюнефтииснижению
плотностижидкости,необходимойдляконтроляНГВП.
Типичнымизагустителями,
используемымидляосвоенияиКРСявляютсяорганическиеполимеры.
Онииногдатруднодиспергируют, особеннов растворахсвысоким содержанием соли. pH
также может влиятьна дисперсиюполимера.
Дляэтоготребуетсявысокоинтенсивныйзамес, впротивномслучаеостанутсянебольшиекуски недеспергированногополимерногогеля. Этикускимогутнерастворитьсясовременем,ине разрушитсяпоследующимикислотнымиобработками.
Передзамесомгустогораствора с большим содержанием солииногда сначала
лучшегидратироватьполимерв жидкостис меньшим содержанием соли.
Разделительныежидкости и растворыдляКРС
Жидкостис
большим
содержаниемтвердойфазы,какужебылоотмеченовразделепо
жидкостям
дляосвоения,частоиспользуютсявКРС. ОсновнымотличиемжидкостейдляКРСот жидкостейтакогоже типа, применяемыхвосвоении, являетсявязкостьиреологическая
стабильность.ЖидкостидляКРС зачастую должны быть намногоболеегустымидляоблегчения очисткискважиныиобеспечениявзвеситвердыхчастиц. ОбычножидкостидляКРС циркулируют в ходевыполнения работипринеобходимостимогутбыть подверженыобработке.Жидкостидля освоенияобычнонециркулируют,ипоэтомуонидолжны быть очень стабильными, чтобы выдерживать болеепродолжительныепериоды покоя.Реологическиесвойства жидкостейдля КРС
необходимоконтролировать для минимизациидавленийтренияциркуляции(в затрубеи штуцернойлинии)иувлечениягаза.
Жидкостиглушенияэтоспециальныежидкости,иониоченьотличаютсяотпростогораствора
"KillWeight‖(=увеличениеплотностибуровогораствора дляглушенияскважины),
который закачиваютмедленно. Предназначенытолькодляпримененияв процессе
глушенияскважиныс
высокойскоростьюподачинасоса.
Предназначеныдлябыстрогоприготовленияизакачкипри
проведениимногихработпопервичномуивторичномуконтролю НГВП. Обычноэто
жидкостис
высокойплотностью,укоторыхочень
малопотерьдавлениянатрениеприбыстройзакачке.
У
этихжидкостейобычнотщательноконтролируется
реология,онидолжныиметь
79
низкую вязкость поМаршу, пластическуювязкость, пределтекучестииСНС. Вэтихжидкостяхмогутприменяться утяжеляющиематериалыс высоким удельным
весом,такиекакгематитилигаленит. Эти жидкостимогутбыть приготовленытак,чтоихплотность достигаетсоответственно28.0и32.0 фунт/галлон.
Занятие 2. Влияние свойств коллектора на методы освоения скважин.
Цель:Знать способы, условия и алгоритм примененияметодов освоения
скважин.
Задание:Рассмотреть свойства коллектора и их влияние на способ освоения скважин.
Механизмывытеснениянефти из пласта
В нефтяномколлектореразработка месторожденияпервичнымиметодамисвязанас
использованием
существующегодавления.
Всвоейосновесуществуеттрипервичныхмеханизма вытеснения нефтииз пласта:
режим растворенногогаза, режим газовойшапкииводонапорный режим пласта.Тем неменее, напрактикедобычана большинствеиз месторождений
осуществляетсяпутемопределенногосочетаниявсехтрехмеханизмов.
В
коллекторахс
режимомрастворенногогазаисточникомдавленияглавным образом служит освобождениеизнефтигаза сегопоследующим расширениемпо мереснижениядавления.
В коллекторахс режимом газовой шапкиглавным образомиспользуетсярасширениесвободной газовойшапкинад нефтеноснойзоной. Снижениедавленияпроисходитмедленнее.
Водонапорный режимпластаиспользуетглавным образом расширение
илиприток водыизвнеи снизу нефтеносногопласта. Давлениеостаетсяотносительновысоким.
Дляосуществлениястабильнойдобычиуглеводородовизпродуктивногоплас
та необходимо учитывать влияниемеханизма вытеснениянефти из пласта напараметры
добывающейскважины
какприеепервоначальномобустройстве,такивдальнейшем приеепереводенаэксплуатацию вышележащихпластов.
Рис. 39. Водонапорный режим пласта
Освоениеколлекторовс режимомгазовой шапки
80
Интервалыосвоениедолжны быть структурнонизкими, чтообуславливаетсяуглом падения геологическойструктуры,приэтом точноеглубинноерасположениеизменяетсяс размещением конкретнойскважины наэтойструктуре. Вданномпримереожидается, чтосовременем нефть будетстекать вниз попадениюпластатак, что можнобудет реализоватьповышенный коэффициентизвлечениянефтис
минимальнымизатратамина
строительствоскважин.
Бурильщикдолженуметьвовремяраспознаватьизменениепластовойситуации,что
быисключить бурениеструктурновысокихскважин.
Из-за низкойнефтеотдачив результатедействияпервичного механизмав какое-товремясрока службыколлектора почтиобязательнопридетсяиспользовать
способывторичногомеханизма
извлечениянефти.
Этонеобходимоучитыватьприпроектиров
аниипервоначальныхметодов освоенияскважины.
Коллекторысрежимомгазовой
шапки–В коллекторахс режимомгазовойшапки, где нефтенасыщеннаяпорода
представленамощнымпластом,уголпаденияпологий,а под всей газовойшапкойзалегаетнефть, скважинымогут располагатьсявправильном порядкеис равнымиинтервалами.
Повторяясь, необходимоотметить,
чтовскрытиенефтяногопласта
должно
выполнятьсявнижней частипоперечногосечения, чтобы газоваяшапкаимелавозможность расширятьсяивытеснять нефть
Рис. 40. Освоение коллектора с режимом
газовой шапки
вниз
кинтерваламперфорациидляполученияма
ксимальнойнефтеотдачипри минималь-
нойдобыче газа.
Освоениеколлекторовсводонапорным режимомизвлечениянефти
Скважинымогут располагатьсяпоупорядоченнойсхемес регулярнымиинтерваламив
коллекторах,представленныхмощныминефте
носнымипластамиспологим угломпадения структуры.
Интервалыперфорациидолжны
выбиратьсяв верхнейчастиструктуры,
чтобыобеспечить
долгосрочнуюпродолжительностьэк
сплуатации коллекторас нефтью,
вытесняемой подступающейснизуводойнаверхкинтервалам перфора81
ции.
Наилучшийспособ разработки коллекторов сводонапорным режимомв
маломощныхпластахс крутымугломпадениядостигаетсяпутем неупорядоченногоразмещенияскважин из-за его структурныххарактеристик.
Тем неменее, вскрытие коллектора должРис. 41. Освоение коллекторов с водонапорным новыполнятьсяв верхнейчастиструктуры длязарежимом извлечения нефти
держки
обводнениядобывающихскважин.Размещениескважин вправильномпорядкеможетвызвать
нетолькообводнениеряда скважинв раннийпериодсрока службы коллектора,приводяких
преждевременной
консервации,ноиснизитьэффективностьводонапорногорежима
путем
чрезмернойипреждевременнойдобычипластовойводы. Приэтом остаетсяменьшее количество скважин,используемыхдлядобычиоставшейсянефти, что ненужнымобразом увеличивает продолжительностьсрока, необходимогодляистощенияколлектора.
Дляобеспечения максимальногоуровнянефтеотдачина болеепозднем этапесрокаслужбы
месторождениянеизбежнадобычазначительногоколичествапластовойводы.
Однородностьколлектора
Длятого,чтобыобойтисьдостаточным, но неслишкомбольшим, количеством скважин,обычной процедуройявляетсявскрытиепласта вверхнейчастидляколлекторов с водонапорным режимомивнижнейчастидляколлекторов срежимамирастворенногогазаигазовойшапки.
Подобныйметодобустройстваскважин,однако,представляется реальнымтольков случаес достаточнооднороднымколлектором.
Большая часть нефтеносныхпесчаниковизначальноформировалась ввидеслоистыхструктур,
имеющихразнуюпористостьикоэффициентпроницаемости.То жесамоеможноутверждатьи относительнокарбонатныхотложений,изалежейв рифовыхвыступах.
Таким образом, нормальныйседиментарныйпроцесс приводиткобразованиюколлекторов сильнослоистого типа. Жидкостиперемещаютсясквозь чередующиесяслоис разнойстепеньюлегкости,однако, частопроницаемыепласты разделяются непроницаемымизонамитак, чтолюбаяжидкость оказывается неспособнойкперемещениюизодногопластав другой.
Какв маломощных,такив сильнослоистыхпластахвсегда присутствуетвероятностьобразование языков(движенияжидкостипараллельноплоскостям напластований)свободногогазавниз
от
газовойшапкииливодывверхотводяногопластав техслучаях,когда встречаютсякороткие интервалыперфорациипластав сочетаниис высокимитемпамиотбора
нефти.
Еслислоистостьколлектора
обуславливаетсяглинистымипропласткамиилиотклонениямив
коэффициентепроницаемости,тов этом случае,вероятно, потребуетсярасположениеинтервалов
82
перфорациившахматном порядкедляразличныхотделов коллектора дляобеспечения истощениякаждогоиз них. Приразработкескважины можнопредусмотретьрасположение
интерваловперфорацииступенчатопо
вертикальномусечениюскважиныдляобеспечения пропорциональногоизвлечениянефтииз различныхслоев коллектора.
Однородностьколлектора
Дляполучениямаксимальной
нефтеотдачиприперфорациипродуктивногоинтервала,
интервал
перфорациидолжныограничиватьсяоднойединственнойидентифицируемойзоной
, когдаэто практическивозможно. Дляобеспеченияфонтанированияскважиныв
начальном
периодес
цельюполученияповышеннойнефтеотдачииманевренностиприпереходев дальнейшем
на
другие
горизонтыс
цельюконтроляза
производительностьюпродуктивногопластаприосвоении
скважиныпредпочтительновыполнениеоднопластовогозаканчивания.
Вскрытиеболеечемодногопродуктивногогоризонта называетсямногопластовым заканчиванием скважины. Подобныеметодызаканчиваниямогутбыть необходимымидляколлекторовс
низким
коэффициентом
проницаемости,требующихдлинныхинтервалов перфорациидляполучения рентабельногоуровнядобычи.
Занятие 3. Расчеты потерь давления на трение при движении ньютоновских жидкостей.
Цель:Научиться рассчитывать потри давления.
Задание: Расчитать потери давления на трение
Расчеты потерь давления на трение при движении ньютоновских жидкостей ведутся по формуле Дарси-Вейсбаха:
где λ - коэффициент гидравлического сопротивления,определяемый по соответствующим формулам в зависимостиот режима (ламинарный или турбулентный) течения жидкостии от численного значения критерия Рейнольдса (Re);
L - длина пути течения жидкости;
dэкв - эквивалентный диаметр канала течения. Если канал течениякруглый, то dэкв= d (здесь d - внутренний диаметр труб колонны НКТ). Если канал течения кольцевой, то dэкв = D - dнар (здесь D – внутренний
диаметр труб обсадной колонны, dнар – наружный диаметр труб колонны НКТ);
V – линейная скорость течения жидкости;
ρж – плотность ньютоновской жидкости.
Для ламинарного течения ньютоновской жидкости (Re < 2300) коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле:
83
Формула для определения численного значения критерия Рейнольдса имеет
вид:
где μж – коэффициент динамической вязкости ньютоновской жидкости.
Для турбулентного течения, в пределах изменения 2300 < Re < 100000, можно
пользоваться формулой:
При Re > 100000 коэффициент гидравлического сопротивления рекомендуется
определять по формуле Г.К. Филоненко:
При течении жидкости в кольцевом пространстве возникают дополнительные потери давления из-за эксцентричного расположения колонны НКТ в
обсадной эксплуатационной колонне, из-за сужения кольцевого пространства
против муфтовых соединений труб колонны НКТ, из-за шероховатости и загрязненности поверхности НКТ. Чтобы учесть дополнительные потери давления в процессе течения ньютоновской жидкости существуют соответствующие
формулы. Однако в реальных условиях точных знаний о состоянии поверхности каналов, по которым течет жидкость в скважине, нет. Поэтому, для простоты расчетов, можно рекомендовать следующий прием: увеличить полученное
по формулам (3.4) или (3.5) численное значение коэффициента гидравлического сопротивления на 30 %.
Занятие 4. Расчет потерь давления для случая вязкопластичной жидкости
Цель:Знать что такое вязкопластичная жидкость и для чего применяется.
Задание:Рассмотреть вязкопластичную жидкость.
Расчет потерь давления для случая вязкопластичной жидкости можно выполнить так. Здесь также движение происходит в кольцевом и круглом сечениях, при ламинарном (структурном) или турбулентном режимах течения. В случае вязкопластичной жидкости расчеты для ламинарного течения связаны с определением параметров Рейнольдса, Сен-Венана-Илюшина, Хедстрема, а также
связаны еще с использованием специальных графиков. Для турбулентного режима течения вязкопластичной (неньютоновской) жидкости расчет ведется по
довольно простой формуле:
Если для ламинарного режима делать расчеты по формуле (4.1), то получится некоторое завышение (перестраховка) полученной величины потерь давления на трение, а также значительное упрощение расчетов. То и другое, как
правило, полезно в оценочных расчетах.
84
В какой-то момент закачки граница раздела жидкостей в колонне НКТ
между ее башмаком и устьем скважины примет такое положение, что давление
на забое может стать меньше давления в пласте. С этого момента может начаться приток из пласта в скважину. Из схемы на рис. 3.8. следует, что формула
для определения забойного давления имеет вид:
где Нскв – глубина скважины.
По формулам (2.2) и (4.2) следует сделать расчеты и построить график в
координатах Рзаб – h/Hбаш или Рзаб – h. Если в интервале изменения h от башмака
НКТ до устья скважины забойное давление не станет меньше пластового давления, то для вызова притока следует взять рабочий агент еще меньшей плотности или применить другой способ вызова притока из пласта в скважину.
Для момента, когда забойное давление сравнивается с пластовым, нужно
определить объем закачанной в скважину жидкости и продолжительность закачки.
Количество закачанной в скважину жидкости (Vнаг) определяется как
сумма объема затрубного пространства и объема, занимаемого нагнетаемой
жидкостью в НКТ:
(4.3)
где Lбаш - длина колонны НКТ;
Lh - длина верхней части НКТ, занятой скважинной жидкостью;
α - средний зенитный угол кривизны скважины;
Продолжительность закачки (tнаг) определяется по формуле:
где qн – производительность насосного агрегата.
Очевидно, что между производительностью насосного агрегата, продолжительностью закачки и положением границы раздела между нагнетаемой и
скважинной жидкостями имеется связь. Действительно, из формул (3.24) и
(3.25) следует, что
(4.5)
Теперь, если в формулу (2.2) вместо h подставить правую часть формулы (4.5),
то по формуле (4.2) можно будет построить график изменения забойного давления от времени (график в координатах Рзаб – tнаг). Если сделать такую же подстановку в формулу (3.13), то можно будет построить график изменения давления нагнетания от времени (график в координатах Рнаг – tнаг).
Аналогичным образом можно сделать расчет по схеме прямой закачки с
целью вызова притока из пласта в скважину способом замены скважинной
жидкости на жидкость (агент) меньшей плотности.
Занятие 5. Виды гидродинамического несовершенства скважин.
Цель:Знать классификацию.
85
Задание:Изучить виды гидродинамического несовершенства скважин.
Целесообразно выделить следующие три вида гидродинамического несовершенства скважин (рис.43):
1 по степени вскрытия пласта, когда скважина вскрывает продуктивный
пласт не на всю толщину;
2 по характеру вскрытия пласта, когда связь пласта со скважиной осуществляется не через открытую боковую поверхность скважины, а только через
перфорационные отверстия в обсадной колонне;
3 по качеству вскрытия пласта, когда проницаемость пористой среды в
призабойной зоне снижена по отношению к естественной проницаемости пласта.
Рис. 42. Схематичное изображение гидродинамически совершенной и гидродинамически несовершенных скважин: а) совершенная скважина; б) несовершенная скважина по степени вскрытия пласта; в) несовершенная скважина по характеру вскрытия пласта; г) несовершенная скважина по качеству вскрытия
пласта
(kу – проницаемость призабойной зоны пласта, k – проницаемость удаленной зоны пласта)
Формула притока в реальную скважину (фактический приток), пробурен86
ную на нефтяной пласт и имеющую все перечисленные виды гидродинамического несовершенства, может быть записана в следующем виде:
где с1 - безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины по степени вскрытия
продуктивного пласта;
с2 - безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины по характеру вскрытия продуктивного пласта (перфорация);
sб - безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины по качеству вскрытия
продуктивного пласта бурением (скин-эффект из-за ухудшения проницаемости
породы при первичном вскрытии пласта бурением);
sц - безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины по качеству цементирования (скин-эффект из-за ухудшения проницаемости породы при цементировании обсадной колонны);
sп - безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины по качеству вскрытия
продуктивного пласта перфорацией (скин-эффект из-за ухудшения проницаемости породы при перфорации скважины).
Основные и дополнительные фильтрационные сопротивления в зоне дренирования соответственно равны
Занятие 6. Анализ скважины с низким коэффициентом продуктивности.
Цель:Знать методы определения продуктивности скважины.
Задание:Рассмотреть продуктивность скважины.
Когдапродуктивностьскважины снижаетсяилискважина перестает давать
нефть, нефтедобывающаякомпаниявыполняетанализ,чтобыопределить оптимальныйплан
действий.
Проведениеанализаскважиныс
целью
выявленияпричинысниженияеепродуктивностидо
принятиярешенияоремонтеуменьшаетрискнеоправданныхзатрат,которыекомпан
ияможет понестиесливложитсредства в ремонтскважины,котораяисчерпала
свойпотенциал
добычи.
ТакжеанализпозволяетопределитьоптимальныйметодКРС.
Рассматриваютсятривозможныхварианта:
(1) ремонтироватьскважину;
87
(2) ликвидироватьскважин,
(3) ничегонеделать.
или
Анализ включаетизучениестатистикиработыскважинногооборудования,
геологическихданных
ирежимазалежи,
динамикиизмененияпоказателейработыскважины,
атакжестатистики
прошлыхПРС иКРС.Контролирующие органыв нефтянойпромышленностиустанавливают периоды, втечение которыхнефтедобывающаякомпания можетнепредприниматьникаких действий.
Статистика работыскважинногооборудования
Изучениесостоянияскважинногооборудованиявмомент, когдаскважинаперестала давать нефть, иногдапозволяет быстроопределитьпроблему. Наэтомэтапеопределяетсяневышлоли
из
строя,илинеподверглось
лиизносукакоелибоскважинноеоборудование. Проверяется обсаднаяколонна, НКТ, пакеры,отверстияперфорации,газлифтныеклапаны, хвостовики гравийнаянабивка.Отказы оборудования,какправило,являются наиболеелегко диагностируемымипроблемамив скважине,таккаквэтом случаечто-нибудь перестаетработать.
Специалисты выполняютсравнительныйанализ объема отобранныхуглеводородов сначальным расчетом извлекаемыхуглеводородов взонедренированияскважины. Еслионисчитают,чтов залежиостаетсядостаточный объем запасов,онирекомендуютпроизвестиремонтскважины. Еслижеремонт непозволит
вывестискважинунаожидаемыйуровеньдобычи, полученная информация будетиспользована,чтобы прогнозироватьследующийпродуктивный горизонт на месторождениииликвидировать истощенныйпласт.
Динамика работыскважины
Очень важнознатьсколькозапасов нефтиигазабылоотобрановскважине,
исколькопластовой
энергиидляэтогопотребовалось.
Строятсяграфикидинамикипластовогодавления, на которых показан ростипадениедавлениявскважинах. В идеалекриваяпластового давлениядолжна быть
плавной, чтоозначаетравномерноеснижениедавления. В действительностижемогут наблюдаться внезапныепаденияилискачкидавления, обусловленныеразнымипричинами.
Например,
неисправность
в
работеустьевогооборудованияможетпривестикрезкомупадению давления. Напротив,остановкаскважины дляремонтаприводиткрезкому ростудавления.
88
Рис. 43. Графики пластового давления
Пографикупластового давленияможноопределить достаточнолиосталосьэнергиипласта для продолжениядобычи.
Изучениединамикидобычиипластовогодавленияпомогаетспециалистамопр
еделить вызвана лиостановка добычивскважинетем, чтовсезапасыотобраны,илитем, чтоистощена энергия пласта.
Геологическиеданные иусловияпласта
Изучениегеологических
условийместорожденияпомогаетопределитьвозможнолиещеизвлечь нефть из
залежи. Побольшинствунефтегазодобывающихрайонов,
давнонаходящихсяв разработке,собраныогромные объемыгеологическойинформации,полученнойпо результатам
исследованийкерна,пластовыхфлюидовиГИС.
Такжегеологииспользуютструктурныекарты,
разрезыикартынефтенасыщенных толщин.
Статистика профилактических икапитальных ремонтовскважин
Анализ
статистикиП89
Рис. 44. Геологическая 3D модель
РСиКРСпозволяетопределить
возникалилианалогичныепроблемыс
дельно
взятойскважиневпрошлом.Еслив
скважинеужепроизводился
ныйремонт,тостатистикапозволитустановить скакимитрудностямибылосвязано
проведениеэтогоремонта,
например,
сложностиприподъемескважинногооборудования-НКТ моглибыть разрушеныкоррозиейикаждыйраз приподъемечасть НКТотламывалась. Такая информацияпомогает
рассчитать
времяпланируемогоремонтаскважиныипрогнозироватьриск, связанныйсегопроведением. Анализ предыдущихКРС позволяетизбежатьповторенияошибоки определить, какиеспособы ремонта былиприменены на скважиневпрошлом, нонепринесли
желаемыхрезультатов.
Послетого,какинженерыподобычеустановятпроблему,ониопределят
дальнейшийплан
действий. Сначала разрабатываетсяплан ликвидациипроблемы, а затем готовитсяподробныйплан ПРСилиКРС, согласнокоторомубригада КРСбудетпроизводить работы.
Занятие 7.Восстановление проницаемости породы призабойной зоны
пласта.
Цель:Знать эти методы а.
Задание:Рассмотреть методы восстановление проницаемости призабойной зоны пласт
Если проницаемость породы призабойной зоны пласта по какой-либо
причине существенно снизилась, то вызов притока следует начинать только после проведения каких-либо мероприятий, направленных на восстановление
продуктивной характеристики ПЗП. В противном случае скважина окажется
существенно гидродинамически несовершенной по качеству вскрытия пласта, а
приток в скважину при применении классических способов вызова произойдет
только по немногочисленным отдельным пропласткам, имеющим относительно
высокую проницаемость. Это, как уже было объяснено, приведет к неравномерной по толщине выработке пласта и низкой конечной величине углеводородоотдачи. Для газонасыщенных пластов, например, вообще характерно поступление газа из пласта только по наиболее крупным каналам фильтрации, если
относительно мелкие каналы принудительно не освобождены от воды или жидких углеводородов.
К настоящему времени разработаны многие десятки методов воздействия
на призабойную зону с целью восстановления и повышения проницаемости породы. Иногда эти методы еще называют методами интенсификации притока.
В научно-технической и учебной литературе можно встретить различные
классификации методов интенсификации притока в скважины, основанные на
воздействии на призабойную зону пласта. Однако, системную классификацию
этих методов, по всей вероятности, разумно сделать в соответствии с основными фундаментальными науками. Тогда все известные методы воздействия
можно поделить на:
1
химические;
90
2
физические;
3
биологические;
4
комбинированные.
Ниже будет дано краткое описание методов интенсификации притока в
соответствии с предложенной классификацией. Подробное их описание можно
найти в учебниках, учебных пособиях, многих научно-технических изданиях.
Дело в том, что воздействие на призабойную зону – это отдельный самостоятельный раздел знаний в нефтегазовом деле. В учебных программах дисциплин
по изучению вопросов эксплуатации нефтяных и газовых скважин эти методы
рассматриваются также как отдельный самостоятельный раздел.
Комбинированные методы. Многие из применяемых в настоящее время
методов воздействия на призабойную зону пласта носят комбинированный характер. Причем комбинации могут состоять как из внутрифизических методов,
так и физико-химического и физико-биологического характера. Термокислотная обработка, гидрокислотный разрыв, вибровоздействие с кислотным раствором, гидравлический разрыв с закачкой микроорганизмов, разрыв пласта давлением пороховых газов, термогазохимическое воздействие – вот далеко неполный перечень комбинированных методов. Новые методы, новые технологии
воздействия на ПЗП, очевидно, будут возникать именно на стыке наук и на
стыке научных направлений.
Занятие 8. Химические и физические виды воздействия на призабойную зону.
Цель:Знать виды воздействия на призабойную зону
Задание: Рассмотреть виды воздействия на призабойную зону
Химические методы воздействия на призабойную зону пласта.
Основаны на химическом взаимодействии кислот с породой, а также с
некоторым загрязняющим материалом. Классика химических методов – это солянокислотные обработки (СКО). Хлористоводородная (соляная) кислота способна активно растворять известняки и доломиты, из которых, в основном, состоят карбонатные породы. Замечательным свойством такого взаимодействия
является то, что продукты реакции – хлористый кальций, хлористый магний,
диоксид углерода – хорошо растворимы в воде, что позволяет удалить их из зоны реакции. Таким образом, в зоне взаимодействия рабочего кислотного раствора увеличиваются в размерах имеющиеся каналы фильтрации и (или) появляются новые каналы. Эти каналы часто называют каналами растворения.
К настоящему времени разработаны технологии, способные воздействовать на нужный интервал пласта, т.е. селективно, разработаны технологии с регулированием глубины воздействия, что исключительно важно с практической
точки зрения. Различными добавками к кислотному раствору можно надежно
защитить металлическое оборудование скважин от химической коррозии. Разработаны технологии эффективного воздействия как на карбонатные, так и на
терригенные породы. Накоплен опыт применения не только растворов соляной,
но и многих других кислот (фтористоводородная, хлористый ацетил, сульфа91
миновая, уксусная и др.).
Физические методы воздействия на призабойную зону пласта
Это самый многочисленный класс методов воздействия на призабойную
зону. Поэтому этот класс резонно еще раз разделить, например, в соответствии
с основными разделами физики. Тогда внутрифизическая классификация может
выглядеть следующим образом:
1 механические;
2 тепловые;
3 волновые;
4 осушающие;
5 растворяющие;
6 поверхностно-молекулярные.
Классический представитель механического воздействия на призабойную
зону – это гидравлический разрыв пласта (ГРП) с закреплением трещин кварцевым песком или каким-либо другим расклинивающим материалом. Сущность
ГРП заключается в раскрытии существующих или создании новых трещин в
призабойной зоне пласта за счет высокого давления фильтрующейся в пласт
жидкости разрыва, нагнетаемой насосными агентами на забой скважины через
колонну НКТ. Получающиеся трещины в сечении имеют форму, похожую на
треугольник. Раскрытие трещин у стенки скважины (основание треугольника)
может изменяться в пределах от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров. Длина трещин может составлять десятки метров. Если трещину (или
трещины) умеренно рыхло заполнить каким-либо прочным гранулированным
материалом, то этот материал, во-первых, не позволит трещине сомкнуться, когда давление на забое скважины будет снижено до величины, при которой осуществляется нормальная эксплуатация этой скважины. Во-вторых, остаточная
проницаемость трещины будет иметь величину, на порядки превышающую
проницаемость породы призабойной зоны, которую порода имела до создания
трещины. В результате средняя проницаемость породы кратно увеличивается,
что приведет, соответственно, к значительному увеличению притока в скважину. Несмотря на то, что ГРП применяется на промыслах страны многие десятки
лет, технология этого основного из механических методов постоянно совершенствуется. Здесь важно, чтобы используемые основные рабочие агенты
(жидкость разрыва, жидкость песконоситель, расклинивающий материал) наиболее точно отвечали предъявляемым требованиям, чтобы использовался необходимый набор оборудования (в том числе надежно работающие пакеры). С
целью снижения величины давления разрыва и инициирования трещин в нужном интервале забоя скважины рекомендуется провести дополнительную перфорацию кумулятивными или гидропескоструйными перфораторами. В последние годы на промыслах страны стали активно применять глубокопроникающие гидравлические разрывы пластов, которые еще называют массированными ГРП. Метод ГРП очень дорогой. Однако, качественное его исполнение
может кратно увеличить приток в скважину.
92
Занятие 9. Тепловое и биологическое воздействие на призабойную зону.
Цель:Знать особенности каждого вида воздействия.
Задание:Рассмотреть виды воздействия на призабойную зону.
Тепловое воздействие на забой и призабойную зону
Тепловое воздействие на забой и призабойную зону целесообразно, когда
нефть или газовый конденсат содержат большое количество асфальтосмолопарафиновых веществ, а также в случаях, когда залежи содержат высоковязкие
нефти. Физическая предпосылка здесь совершенно понятная: при повышенных
температурах твердые асфальтосмолопарафиновые вещества переходят в жидкообразное состояние и становятся подвижными, а вязкость нефти существенно
уменьшается. Поскольку при разбуривании продуктивного пласта из-за циркуляции бурового раствора призабойная зона в той или иной степени охлаждается, то вполне возможна кристаллизация в поровом пространстве асфальтосмолопарафиновых веществ, содержащихся в нефтях и некоторых конденсатах.
Прогрев забоя и призабойной зоны может быть осуществлен с помощью теплоносителя или забойного нагревателя. Теплоноситель может нагреваться на
дневной поверхности или на забое скважины. В качестве забойного нагревателя
обычно используются электронагреватели, хотя известны нагреватели другого
принципа действия.
Методы волнового воздействия особенно активно разрабатываются в последние годы. Волны (упругие, электромагнитные и др.) – это возмущения,
распространяющиеся с конечной скоростью в пространстве и несущие с собой
энергию без переноса вещества. Волновые возмущения могут создаваться однократно или многократно с какой-то периодичностью. В последнем случае
волновые возмущения можно назвать колебаниями. Колебания – это движения,
обладающие той или иной степенью повторяемости. Механические колебания в
технике часто называют вибрацией. Наибольший интерес у исследователей вызывают упругие колебания низкочастотного диапазона от 20 до 300 герц (Гц).
Исследования показали, что упругие колебания именно такой частоты наиболее
эффективно и положительно воздействуют на призабойную зону пласта.
Разработаны технологии и устройства воздействия на пласты с поверхности и с забоя скважин. Для целей освоения скважины высокую результативность можно ожидать от комбинации скважинных генераторов колебаний со
струйными насосами.
Многими известными исследователями проведен большой объем экспериментальных и промысловых исследований по изучению влияния упругих колебаний на продуктивные пласты.
Последствия и механизм воздействия упругих колебаний представляется,
примерно, следующим. Происходит ускорение релаксации негативных механических напряжений в призабойной зоне пласта, являющихся следствием вскрытия продуктивных пластов бурением и перфорацией, что приводит к восстановлению исходной проницаемости породы.
Биологическое воздействие воздействия на призабойную зону пласта
93
Биотехнологические методы зародились, по всей вероятности, по причине занесения в пласты микроорганизмов при бурении скважин и при закачке
воды в продуктивные пласты при поддержании пластового давления.
Биотехнологическое воздействие основано на использовании бактерий.
Одни бактерии (аэробные) хорошо развиваются в кислородной среде, другие
(анаэробные) – в бескислородной среде. В процессах добычи нефти могут применяться оба вида бактерий.
Биотехнологическое воздействие на конкретную скважину может быть
применено, чтобы добиться следующих результатов:
1 очистки от парафина ствола скважины, забоя скважины, призабойной
зоны пласта;
2 регулирования профиля притока и профиля приемистости;
3 увеличения пористости и проницаемости породы призабойной зоны
пласта.
Для получения перечисленных результатов в скважину и в ПЗП вводятся
специально полученные микроорганизмы часто вместе с питательной средой. В
качестве питательной среды может использоваться, например, меласса (отходы
свеклосахарного производства). Для активизации жизнедеятельности микроорганизмов рекомендуется еще закачивать растворы солей азота и фосфора. Источником углерода для бактерий может быть не только меласса, но и нефть.
Поэтому имеются технологии применения аэробных микроорганизмов, способных расти на нефти.
В процессе жизнедеятельности бактерий могут образоваться газы (CH4,
CO2, N2, H2, H2S), органические и жирные кислоты, растворители (ацетон, метанол и др.), полимеры, поверхностно-активные и другие вещества. В результате происходит деструкция тяжелых фракций нефти, углеводородная фаза увеличивается в объеме, вязкость нефти уменьшается, породы частично растворяются, изменяется поверхностное натяжение на границе фаз. Могут образовываться или разрушаться нефтяные эмульсии. Может происходить закупорка высокопроницаемых поровых каналов.
Занятие 10. Понижение давления на забое скважины с помощью испытателей пластов.
Цель:Знать принцип действия.
Задание:Рассмотреть оборудование для испытания пластов.
Понизить давление на забое скважины можно с помощью испытателей
пластов. Комплект испытательных инструментов (КИИ) на трубах предназначен для испытания перспективных объектов (пластов) на нефть и газ в открытом стволе или в обсадной колонне поисковых и разведочных скважин. Основными узлами КИИ являются пакер, испытатель пластов, система клапанов, глубинные манометры. При спуске испытатель пластов закрыт, поэтому скважинная жидкость не попадает в бурильные трубы, на которых спускается КИИ. Пакер устанавливается над испытуемым пластом и, герметично перекрывая обсаженный или необсаженный ствол, изолирует подпакерный объем от остальной
94
части ствола скважины. Путем соединения подпакерного пространства с полостью бурильных труб создается депрессия и происходит приток нефти или газа
из испытуемого интервала пласта в бурильные трубы. Этот период испытания
называется периодом притока. Он может длиться от нескольких минут до нескольких часов. После окончания притока испытатель пластов закрывается без
нарушения герметичности пакеровки и происходит восстановление давления на
забое скважины. Изменение давления в периоды притока и восстановления регистрируется глубинными манометрами.
КИИ позволяет создавать мгновенную высокую депрессию на испытуемый пласт, что оказывает в отдельных случаях благоприятное воздействие на
процесс очистки порового пространства призабойной зоны. Причем периоды
притока и восстановления давления могут повторяться неоднократно. Эти факторы, а также относительная простота спуска и надежность герметизации способствовали широкому использованию КИИ для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта при освоении скважин.
В Ивано-Франковском институте нефти и газа была разработана технология освоения скважин с очисткой призабойной зоны путем воздействия на
пласт цикличными управляемыми депрессиями. Эта технология реализуется
при помощи установленного на колонне НКТ пакера и смонтированного над
ним струйного аппарата. Подачей насосным агрегатом рабочего агента к соплу
струйного насоса понижается давление в подпакерной части скважины до требуемой величины. Соответствующим режимом работы насосного агрегата необходимое время поддерживается величина депрессии. После прекращения подачи рабочего агента гидростатическое давление на забое скважины восстанавливается. Циклы снижения-восстановления забойного давления повторяются
многократно до появления устойчивого притока из пласта.
Создание управляемых циклических депрессий на пласт способствует извлечению упруго расширяющейся жидкости, попавшей в пласт. Практика применения этого метода освоения скважин показала, что за несколько десятков
циклов удается извлечь из пласта на поверхность многие кубометры бурового
раствора. Струйный аппарат также может быть применен для повышения эффективности кислотных обработок призабойных зон, поскольку обеспечивает
быстрое и надежное удаление из породы остаточного раствора кислоты и продуктов реакции.
Струйные аппараты способны обеспечивать практически любую депрессию, так как на приеме струйного аппарата может быть получен даже вакуум.
Эти устройства способны обеспечивать отборы из скважин до 1000 м3/сут.
жидкости и более.
Занятие 11.Расчеты при циркуляции в скважине пены.
Цель:Знать формулы.
Задание:Рассмотреть формулы для расчета циркуляции пены в скважине.
Приведем формулы для расчета процесса циркуляции в скважине пенной
системы по схеме обратной закачки.
95
Циркуляция пены происходит через башмак НКТ. Поэтому величину забойного давления следует определять по формуле (4.2). Для определения Р баш
можно воспользоваться одной из формул:
Или
где ρпв - плотность восходящего потока пены;
ρпн - плотность нисходящего потока пены;
Δртрв - потери давления на трение восходящего потока пены в колонне НКТ;
Δрколн - потери давления на трение нисходящего потока пены в затрубном пространстве.
Из формул следует, что формула для определения давления нагнетания
пены в затрубное пространство на устье скважины имеет вид:
Для восходящего потока плотность пены определяется формулой:
Плотность пены для нисходящего потока определяется формулой:
Формула для определения истиной концентрации газа в восходящем потоке имеет вид:
где Qж - объемный расход жидкости для приготовления пены;
Qг0 -объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям.
Истинная концентрация газа в нисходящем потоке определяется как
Величину коэффициента гидравлического сопротивления при течении
пены обычно не рассчитывают, а принимают равной 0,03. Тогда формула для
определения потерь на трение при движении пены в затрубном пространстве
запишется:
Для восходящего потока пены в колонне НКТ потери давления на трение
определяются:
Скорость течения пены в кольцевом пространстве определяется как
96
Для восходящего потока линейная скорость течения пены в колонне НКТ
определяется как
где Qп - расход пены.
Расход пены следует определять по формуле:
Занятие 12. Гидропескоструйная перфорация.
Цель:Знать плюсы и минусы данного метода.
Задание:Ознакомится с методом проведения гидропескоструйной перфорации.
Гидропескоструйная перфорация (ГПП) — это метод, по которому образовывающиеся каналы проходят через колонну труб, цементное кольцо и углубляются в породу под действием кинетической энергии потока жидкости с
песком, сформированного в насадках.
Каналы, образованные вследствие действия кинетической энергии
сформированного в насадках потока жидкости с песком в породах прочностью на сжатие σсж =10’20МПа, имеют длину l = 10’30 см и поверхность
фильтрации S = 200’500 см2. Поскольку поверхность фильтрации таких каналов в несколько десятков раз больше поверхности каналов, возникших в результате кумулятивной перфорации, то ГПП особенно полезна при вторичном
вскрытии трещинных коллекторов и после капитального ремонта.
Для образования каналов ГПП, больших, чем получаемые при кумулятивной перфорации (КП), применяют интенсивные параметры проведения
процесса. Длина канала увеличивается на 30% при использовании насадок
диаметром d = 6 мм вместо 4,5 мм, на 30—50% — при разгазировании жидкости азотом, на 40% — при возрастании перепада давления в насадках ∆Р от
20 до 40 МПа.
Если время формирования канала t увеличить от 20 до 60 мин., то его
длина будет медленно возрастать на 20%, а поверхность фильтрации — на
400% (очень быстро). При одновременном применении упомянутых средств
длина канала может увеличиваться в 2—3 раза. Однако не следует забывать,
что ГПП — технологически сложный и дорогостоящий процесс. Например,
ГПП с плотностью 2 отверстия на 1 м в несколько раз дороже, чем КП зарядами ПК-103 при плотности 20 отверстий на 1 м.
Технологические возможности ГПП в добыче нефти могут быть эффективно использованы только в результате рационального планирования этого
процесса с учетом ожидаемой дополнительной добычи продукции скважин
и затрат на его проведение.
97
ГПП применяют преимущественно в разведочных скважинах с многоколонной конструкцией, с трещиноватыми коллекторами, а также при капитальном ремонте, особенно после изоляционных работ, для повторной перфорации.
Технологическая схема. Для проведения ГПП в скважину (рис. 9.1) на
НКТ спускают пескоструйный аппарат (АП), в корпусе которого размещены
две-четыре насадки диаметром 4,5 или 6 мм из абразивно-стойкого материала. Для точной установки АП напротив перфорированных пластов над НКТ
размещают толстостенную муфту длиной до 50 см с толщиной стенки 10—15
мм. В АП предусмотрено два гнезда для клапанов. Верхний большой шаровой
клапан закидывают временно для опрессовки НКТ, потом его поднимают обратным промыванием. Нижнии, меньшего диаметра,— закидывают на время
образования каналов. Герметизацию затрубного пространства для отведения потока проводят при помощи самоуплотненного сальника
Последовательность работы. Перед процессом ГПП спрессовывают
НКТ, после чего обратным промыванием поднимают верхний шаровой клапан
и определяют гидравлические затраты давления Рзатр. Малогабаритным прибором исследуют геологический разрез скважины ГК (НГК), чтобы направить
АП к пластам, уточняют длину труб, учитывая их собственный вес. После этого
закидывают нижний шаровой клапан и в НКТ закачивают жидкость с абразивным материалом. Преимущественно это песок фракции размером 0,8— 1,2, реже
— 2 мм. Смесь жидкости с песком поступает с расходом
8—16 л/с, при этом давление на насосных агрегатах составляет 25—45 МПа. При таких условиях скорость потока на выходе из насадок составляет 160—240 м/с.
Давление на манометрах агрегатов во время образования каналов должно быть постоянным, например, 35
МПа. На выходе из насадки потенциальная энергия
давления жидкости переходит в кинетическуюэнергию
потока, которая во время ударов песчинок о перегородку
(трубы, породы) разрушает их.
Частицы разрушенной породы выносятся из канала
перфорации в затрубное пространство и вымываются на
поверхность. Если аппарат с насадками зафиксирован
якорем на конце труб неподвижно, то образованный канал будет иметь грушевидную форму.
Такие условия образования канала называют закрытыми. Если аппарат не зафиксирован (что бывает наиболее часто), то он в конце НКТ получает осевое перемещение и канал принимает форму вертикальной выемки
Рис. 45. Схема перфорадлиной 5—10 см. Движение аппарата обуции в скважине гидрословлено произвольным колебанием давлепескоструйным метония (± 2—3 МПа) на агрегатах. При незафикдом: 1-обсадная колонсированном аппарате из пласта выносятся
на; 2-НКТ; 3-АП; 4насадка; 5-пласт; 6каналы ГПП; 7-сальник.
98
частицы породы (чаще до 10 мм), а условия образования канала называют открытыми. Механизм образования канала объясняется по рис. 14.8. Рассмотрим плоское сечение потока, вытекающего из насадки диаметром d0 с начальной скоростью
u0 и образовывающего канал. Скорость u0 сохраняется на расстоянии от насадки
70< 5d0, которую называют начальным участком потока; далее скорость резко снижается, потому что с отдалением от насадки внешние границы турбулентного потока
расширяются за счет захвата частиц жидкости из окружающей среды.
Вследствие увеличения массы осевая скорость потоРис. 46. Схема вытекания потока в
канал
ка снижается от u0 до uх. Например, на расстоянии х = 40 d0
она уменьшается до uх = 0,1u0, а сталкиваясь с дном канала,
— uх = 0. Поскольку скорость твердых частиц (песка) больше скорости потока, то
более тяжелая твердая частица резко ударяется о перегородку (металл колонны,
породу), преодолевает силы сцепления материала перегородки и разрушает его.
Обсадная колонна должна находиться в пределах начального участка потока, так
как тогда процесс образования отверстия в колонне длится лишь 1 — 2 мин. Остальное время резания затрачивается на образование канала в цементном кольце
и породе.
Схема образования канала в скважине изображена на рис. 49.
Глубина канала, формирующегося за цементным кольцом, определяется по
уравнению:
lпл=Rап+la+lt-rc,
где Rап — радиус аппарата, м;
гс-радиус скважины (по показателям каверномера в интервале формирования
отвер стий ГПП), мм;
lt- глубина канала, сформированного ГПП, мм;
1а- расстояние от торца насадки до эксплуатационной колонны, мм.
Рекомендуется выбирать Rап, для которого lа = 10’20 мм.
Если в зоне образования канала имеются большие каверны, то действие
потока не может выйти за границы цементного кольца, и ГПП будет неэффективной.
Проектирование ГПП проводят для обеспечения заданного качества сообщения скважины с пластами путем образования необходимого количества каналов определенных размеров.
Во время проектирования необходимо обосновывать выбор скважины; выбрать рецептуру жидкости
для ГПП, тип абразивного материала, его фракционный состав и концентрацию в жидкости; рассчитать
основные параметры процесса, подобрать глубинное,
устьевое и наземное оборудование, оценить технологическую и экономическую эффективность спроектированного процесса.
ГПП наиболее целесообразно применять в
скважинах, гидродинамически несовершенных по характеру вскрытия пласта. Если такое несовершенство
99
не обнаружено (например, после кумулятивной перфорации υс = υкн ), то
мают большее по сравнению с ним значение коэффициента гидродинамического совершенства скважины после ГПП, которое необходимо достичь.
Жидкости для ГПП не должны существенно снижать прониРисунок 47. Схема форми- цаемость продуктивных пластов и содействовать очищению призарования канала ГПП в
скважине: 1 - гидропеско- бойной зоны от загрязнения.
Для ГПП преимущественно применяют водные растворы
струйный аппарат; 2 - наПАВ на пресной технической или минерализованной пластовой восадка; 3 - колонна; 4 - цементное кольцо; 5- пласт. де. ПАВ выбирают по таким же принципам, как и продвигающие и
вытесняющие жидкости для кислотных обработок.
Целесообразно, кроме того, использовать рецептуры таких жидкостей для
глушения скважины перед текущим или капитальным ремонтом.
Абразивный материал — это обычно кварцевый песок с небольшим содержанием глины (до 0,5%), фракционный состав песка 0,5—1,2 мм
Наибольшие частицы не должны быть более 2 мм, так как иначе они могут
закрывать отверстия насадок АП. Оптимальная концентрация песка составляет
30— 50 кг/м3 (3—5%). С возрастанием концентрации песка обычно увеличивается объем канала ГПП при той же глубине.
Прочность породы на сжатие значительно влияет на длину канала. Начальная скорость разрушения породы, от которой зависит длина канала ГПП,
является функцией квадратного корня значения ее прочности на сжатие
uоп f
сж . Например, при одинаковых условиях длина канала в породе с
прочностью на сжатие 20 МПа составляет 185 мм, а с прочностью 60 МПа — 125
мм.
Форма и диаметр насадки также значительно влияют на длину канала
ГПП. Наиболее эффективные насадки с коноидальным входом и конусной проточной частью, диаметр которых выбирают, исходя из гидравлической мощности
применяемых насосных агрегатов, равным 4,5 или 6 мм. Увеличение диаметра
насадки в 2 раза при прочих равных условиях увеличивает длину канала почти
вдвое.
Перепад давления в насадке — один из параметров процесса, который обусловливает увеличение глубины канала ГПП, и его наиболее трудно поддерживать постоянным. Начальная скорость потока является функцией квадратного
корня из перепада давления u0 = f(∆P0,5), и именно она линейно влияет на длину
образующегося канала. Например, увеличение перепада давления от 17 до 32
МПа содействует возрастанию длины канала от 9 до 13 см при прочих равных
условиях.
Рассмотрим трудности, обусловленные нестабильностью работы насосных
агрегатов во времени (процесс ГПП длительный, не менее 30—60 мин. для каждого резания). Во время ГПП постоянно разрушается входная часть насадки, а
также ее сечение. Насадки из сплава ВК-6 после 10—15 резаний АП следует менять, так как их диаметр увеличивается на 1—1,5 мм. Давление на уровне АП в затрубном пространстве нестабильно. В затрубном пространстве может содержаться жидкостно-песчаная (большой плотности) смесь, при помощи которой проис100
ходит процесс, или чистая жидкость (меньшей плотности) в начале процесса резания в данном интервале или после его завершения, когда промывают скважину
для приподнятия АП в новый интервал.
Давление на устье скважины принимают стабильным, но таковым оно не
является.
По данным Г. Д. Савенкова (1968), изменение давления относительно заданной величины (обычно 20—40 МПа) составляет ±2—3 МПа. На уровне АП
такое изменение давления вызвано движением плунжеров насосных агрегатов.
Например, в скважине глубиной около 3000 м в результате изменения давления
на устье на 1 МПа АП, а следовательно, и насадки перемещаются почти на 3 см.
Поэтому в обсадной колонне обычно образуется не отверстие диаметром 20—25
мм (как при первоначальной перфорации с защемлением АП в стандовых условиях), а щель длиной приблизительно 10 мм. Это дает два преимущества для ГПП
с незакрепленным АП: 1) длина образующегося канала возрастает на 20—30%; 2)
не возникает избыточное давление в канале перфорации за обсадной колонной, а
следовательно, не разрушается цементное кольцо и не забиваются поры породы
на поверхности образующегося перфорационного канала. Возрастает качество
раскрытия пласта ГПП в отличие от кумулятивной перфорации.
Время образования канала — контролируемый параметр процесса, который не зависит от других факторов. Канал образуется интенсивнее в первые минуты резания потоком, после 30 мин. рост глубины канала значительно замедляется. Здесь следует различать условия резания с зафиксированными и незафиксированными НКТ с АП. В первом случае имеем так называемые закрытые условия образования канала, а во втором — открытые. В закрытых условиях расширение канала усложняется, так как много энергии затрачивается во встречных
потоках круглого отверстия, образовавшегося в эксплуатационной обсадной колонне и имеющего размер (3 — 4) d0 диаметра насадки. В открытых условиях, когда отверстие в колонне овальной формы и большая ось его близка к 20 d0, поток, вытекая из канала, не встречает сопротивления и глубина канала увеличивается. Открытые условия свойственны для ГПП в зоне фильтра или без колонны.
Известно, что увеличение канала ГПП можно записать как функцию времени:
lt
f
3
t
Эта функция описывает увеличение канала за ограниченное время, например, до 100 мин. от начала резания.
ГПП с использованием глинистых растворов применяют в скважинах с высоким пластовым давлением. Особенности технологии заключаются в использовании глинистых растворов плотностью 1,5 — 1,8 г/см3 с абразивным материалом.
Во время проведения возрастают вязкость и статическое напряжение сдвига, несколько уменьшается водоотдача. Это объясняется диспергированием глинистых
и абразивных частиц во время резания.
Для проведения ГПП с использованием глинистого раствора готовят
раствор бентонитовой глины плотностью 1,14 — 1,18 г/см3. Потом на поверхности производят 5 — 6 циклов циркуляции всего раствора с перепадом давления 25
— 30 МПа, напрявляя поток на металлический предмет. В этот момент дисперги101
руются частицы глины, и раствор становится более стабильным. Благодаря диспергированию затраты глинопорошка уменьшаются вдвое. Далее добавляют к
приготовленному раствору абразивный материал — барит, гематит, кварцевый
песок. В этом ряду абразивность возрастает от барита к песку. Длительная работа агрегатов обеспечивается в том случае, если диаметр частиц абразива находится в пределах 0,4 — 0,8 мм. В раствор вначале добавляют 5% абразивного материала. После 2 — 3 циклов циркуляции через насадки АП раствор отрабатывается, и поэтому необходимо заменить абразивный материал новым (также 5%). Остальные параметры и технология остаются без существенных изменений.
ГПП с газовой фазой (азотом) целесообразно производить в скважинах с
низким пластовым давлением. Особенности технологии связаны с применением
двух азотных газификационных установок АГУ-8К, которые перевозят жидкий
азот и газифицируют его под давлением 22 МПа с расходом 6 нм3/мин.
Газ поступает в жидкость через эжектор, и поэтому давление газожидкостной смеси с газосодержанием потока υ = 0,2 (вычисленным при гидростатическом давлении жидкости на уровне АП в скважине) достигается на устье 30
МПа, если давление на насосных агрегатах составляет 40 МПа. В остальном технология существенно не отличается от технологии обычной ГПП. Следует четко
придерживаться правил техники безопасности во время проведения работ.
Таким образом, при использовании ГПП с газовой фазой глубина канала
возрастает на 30%, а его объем — на 200%. Возникает дополнительный перепад
давления на насадках и уменьшается противодавление на пласт. К недостаткам
следует отнести трудности, связанные с транспортировкой жидкого азота на
скважине, и его высокую стоимость.
ГПП с созданием перекрестных каналов предлагается для тонкослоистых
пластов. Для проведения перфорации насадки размещают под углом обычно
меньше 45° к горизонту. Для ГПП применяют конструкции (Г. Д. Савенкова) часто с автоматическим перекрытием части насадок и продолжением образования
тех каналов, которые не перекрыты. Обратный поток частично сбрасывается в
канал, образованный перекрытой насадкой.
ГПП с аппаратами для образования вертикальных или горизонтальных
надрезов пласта впервые предложена ВНИИ (Москва) для инициирования щелей ГРП, улучшения связи скважины с пластами и т. п.
ГПП с выдвижением насадки в пласт применяют для образования глубоких каналов. Существуют различные конструкции аппаратов с одной насадкой
на гибкой трубе, которая входит в пласт, а также конструкции ЦНДЛ АТ
«Укрнафта» (г. Ивано-Франковск), института «Сирка» (г. Львов). Проектирование ГПП проводят поэтапно: оценивают технологическую и экономическую эффективность применения ГПП;
определяют допустимые значения основных параметров резания, необходимых для образования каналов ГПП на проектной глубине;
рассчитывают основные параметры резания и необходимые материальные ресурсы для проведения работ.
Принимают практическое значение коэффициента гидродинамического
102
совершенства υ, определяют дополнительную добычу нефти и газа, а также оценивают стоимость ГПП и ее эффективность.
Задаваясь длиной и плотностью каналов ГПП, требуемых для достижения
проектного значения коэффициента υ, оценивают, какие режимы резания необходимы для образования каналов, и проверяют, достижимы ли они при возможном давлении на устье скважины. Если давления превышают возможные,
то уменьшают число насадок, а если и это не помогает, то уменьшают проектное значение υ. Используя результаты первых двух этапов, рассчитывают параметры резания каналов и режимы работы насосных агрегатов и их качество,
колонну НКТ из труб, имеющихся на предприятии; длительности ГПП, определяют потребность в материалах. На основе полученной информации можно
точнее рассчитать стоимость ГПП и определить ее экономическую эффективность.
Из табл. 14.3 видно, что во время ГПП очень прочных пород Прикарпатья
(υсж = 100 МПа) в нормальных условиях резки ( ∆P = 20 МПа, d = 4,5 мм и τ =
20 мин.) длина сформированного канала 1= 78 мм, а при интенсивных режимах
(∆P — 40 МПа, d = 6 мм и τ = 20 мин.) она возрастает до 180 мм. Поэтому для
образования каналов в прочных породах следует применять интенсивные режимы и методы ГПП. Размеры канала (см. табл. 14.3) могут возрастать еще
больше вследствие разгазировки жидкости с песком. Например, если степень
разгазировки υ = 0,2 при давлении на уровне насадки в затрубном пространстве, то длина канала возрастает в 1,3 раза, а поверхность — в 1,5 раза.
Рассчитаем режим работы насосных агрегатов и количество спецтехники
для ГПП по заданному перепаду давления на насадках определенного диаметра
и для выбранного числа насадок, учитывая первую снизу от забоя скважины
глубину отверстия ГПП, диаметр и толщину стенок эксплуатационной колонны
и НКТ.
Вначале рассчитываем расход жидкости (м3/с) во время резки через насадки АП по формуле:
qап
0,785d 02 nап
2 106
ап
Р
,
см
где qап— расход жидкости, м3/с;
d0— диаметр насадки, м;
nап — число насадок;
µап = 0,89 для насадок аппарата АП-6М и водопесчаной смеси;
∆P — перепад давления на насадках, МПа;
ρсм— плотность смеси, кг/м3.
Например, для смеси воды с песком с концентрацией 50 кг/м3 плотность
смеси ρсм = 1030 кг/м3.
Число насадок в АП зависит от их диаметра, диаметра труб и глубины
скважины. Для средних глубин Н = 2500 м,d т = 73 мм и d0 = 4,5 мм, nап = 3’6, а
для d0 = 6 ммnап = 2’4.
Потери давления в зависимости от рекомендательного расхода водопесчаной смеси оценивают по экспериментальным данным, приведенным в табл. 5.
103
Обычно принимают число насадок, при котором затраты жидкости не
превышали бы 0,025 м3/с для ограничения гидравлических потерь. Применяют
nап ≤ 6 для насадок с d0 = 4,5 м. и nап ≤ 4 для насадок с d0 = 6.Для коноидальных
насадок µ ап = 0,89.
Плотность смеси жидкости с песком (кг/м3) определяют по формуле:
ρсм = С пк (ρпск – ρж) + ρж ,
где ρпск — плотность абразивного материала, для зерен кварцевого песка
ρпск = 2650 кг/м3;
ρж — плотность жидкости, кг/м3.
Отсюда
Cпк
см
ж
пск
ж
Значение давления (МПа) на устье скважины рассчитываем по уравнению:
Ру =∆Р + ∆Ртр.
Значение ∆Ртр определяют из формулы Дарси-Вейсбаха как сумму гидропотерь в НКТ и затрубном пространстве.
Таблица 5
Изменение длины канала в зависимости от режимов резания и диаметра
насадки, мм
Прочность породы на сжатие, МПа
Время,
20
50
100
150
мин.
Перепад давления в насадке, МПа
30
20
30
40
20
30
40
30
40
219
112
136
173
76
93
112
67
79
20
295
150
182
230
103
127 149
88
106
240
123
149
189
82
102 122
73
86
30
320
164
199
251
113
139 163
97
115
264
135
164
208
92
113 134
80
94
60
352
180
219
276
124
152 179
106
126
276
141
172
217
96
119 140
84
99
100
367
188
228
288
130
159 187
111
132
П р и м е ч а н и е . В числителе данные для насадки диаметром 4,5 мм, в
знаменателе — диаметром 6 мм.
Таблица 6
Потери давления во время циркуляции водопесчаной смеси для ГПП в
скважине
Расход давления ∆Ртр на 100 м глубины для конструкций колонны, мм, при
q, л/с
Dк = 146 мм и dт, мм
Dк = 168 мм и dт, мм
60
73
89
60
73
89
104
5
10
15
20
25
0,030
0,130
0,310
0,520
0,720
0,025
0,115
0,270
0,440
0,620
0,020
9,100
0,230
0,370
0,520
0,020
0,120
0,270
0,420
0,560
0,018
0,100
0,230
0,360
0,490
0,015
0,080
0,190
0,310
0,430
Примечание. 1. Экспериментальные данные по П. М. Усачеву. 2. Для НКТ dт =
73 мм данные интерполированы.
Рассчитанное по формуле (Р у= ∆Р+ ∆Ртр) давление на устье ∆Ру сравниваем с характеристикой насосных агрегатов и допустимым давлением, вычисленным по формулам (Рдоп = Ропр/1,5; Ропр — давление опрессовки), когда принимаем
решение о режиме их работы. Можно также рассчитать необходимое давление опрессовки напорных линий
Роп = 1,5 · Ру.
Число насосных агрегатов
nап=(qап/qан)+1
qап— затраты жидкости насосных агрегатов во время нагнетания на такой
скорости, для которой рабочее давление меньше расчетного;
qан — производительность 1 агрегата.
Частота вращения коленчатого вала насосного агрегата для 4АН-700 составляет 1300—1500 об. /мин.
Число обслуживающих агрегатов, которые подают жидкость с низким
давлением на пескосмесительную машину (цементирующий агрегат) nца, определяют по формуле:
nца=nап/2
Кроме указанных агрегатов используют блок манифольда, СКУ и автоцистерны для перевозки жидкостей. Схема обвязки оборудования изображена на рис. 49.
105
Рис. 48. Схема обвязки оборудования при ГПП: 1-гидропескоструйный аппарат; 2-муфтарепер; м3-обсадная колонна; 4-НКТ; 5-сальник устьевой; 6-обратный клапан; 7-фильтр для
песка; 8-насосные агрегаты высоконапорные; 9-блок манифольда; 10-пескосмеситель; 11насосные аграгаты; 12-выкидная линия в ѐмкость; 13-сито для улавливания хлама; 14ѐмкость для жидкости.
Занятие 13. Перфорация.
Цель: Знать особенности каждого метода перфорации.
Задание:Рассмотреть виды перфорации.
В скважинахс обсаженным стволом прострелочно-взрывныеработыявляютсяважнейшей
составляющейвсехработпоосвоениюскважины.Хорошаясообщаемость междустволом скважиныивсемипродуктивнымиинтервалами, атакжеизоляцияэтихинтервалов друготдруга, являетсянеобходимым условиемоценкии оптимизациидобычии отбораиз каждогоинтервала.
Пулевые перфораторыпоявились в начале30хгодов XXвека,ивплоть доконца40-хгодов, когда
впервыесталиприменятьсякумулятивныеперфораторы,о
ставалисьосновным средством прострелаканалов черезНКТв продуктивныйпласт. Пулевыеперфораторыпосейдень
применяютсявпластах,сложенныхпородамис
низкимпределомпрочностина сжатие. Такжеони используютсятам,
гденеобходимаселективнаяперфорацияспоочередным
отстреливанием
зарядовилиотверстияперфорацииодинаковогодиаметра.
106
Тем
неменее,благодарясвоей
универсальнойэффективсти,кумулятивныеперфораторы
отодвинулипулевыена
второстепенныеролиустройствузкогоприменения.
Принцип действия кумулятивного перфоратора
Основнымисоставнымичастямикумулятивногоперфоратораявляются:
•
корпус;
•
цепьвзрывныхзарядов;
•
детонирующийшнур,связывающийкаждыйзарядс детонатором;
•
электрическийкабель,выводимыйна поверхность длявозбужденияи
контроля последовательности отстрела зарядов.
Устройстводетонацииприсрабатываниивызывает
волРис. 49. Пулевой перфора- ну,которая,перемещаясь пооси детонирующегошнура, воспламетор
няетинициирующийсостави, наконец,воспламеняетосновной кумулятивныйзаряд. Образующеесяв результатевзрыва высокоедавлениерасплавляет металл, из которогосделанакумулятивнаяоблицовка заряда.
Детонатор при срабатывании вызывает волну,которая воспламеняет:
o детонационный шнур,
o инициирующийсостав,
o основной кумулятивныйзаряд.
Образующеесяв результате взрывавысокоедавление расплавляет металл,из которого сделанакумулятивная облицовка заряда.
Энергия взрыва разрушаетоблицовкузарядаивысвобождаетсяввиде тонкойкумулятивной
струиизгазов–продуктов
облицовки,приобретающейскоростьоколо20,000футовв секунду. Давление кумулятивнойструив головнойчастидостигает10миллионов psi(≈700000кгс/см2). Кумулятивнаяструячастиц облицовкизарядаявляетсяглавным элементомпрострелочновзрывныхработ,пробиваямишеньиоставляямелкиеобломкипороды иуплотненныйучасток пластанепосредственно возлеканала перфорации.
Наружнаячастьоблицовкизарядаразрушается,образуякумулятивнуюструю
частицметалла, котораяимеетменьшуюскорость от1,500до3,000футовв секунду.
Частицы могутиметь форму одной«пули».
Попричине
того,
что
длякачественногосрабатываниякумулятивногоперфоратора необходима почтиидеальнаяпоследовательность срабатыванияегосоставляющихэлементов, начиная
возбуждением
устройства
детонацииизаканчиваяобразованиемкумулятовнойструи,любое
нарушениевэтойцепиможетпривестикдефектам,
напримертаким,какнеравномерныйили
недостаточныйдиаметротверстийперфорации,
недостаточнаяглубинапрострелаилиегополное отсутствие.
Детонатор
Детонаториливзрыватель, которыйвозбуждаетпоследовательность срабатываниязарядов, может бытьприведен в действие тепловымилиударным воздействием.В
перфораторах,
спускаемыхнакабеле,тепловаяволнавызываетсяэлектрическимтоком, подаваемым на нить накала
107
черезпредохранительныерезисторы. Нитьнакала воспламеняетсостав, инициирующий
воспламеняющийзаряд,которыйдетонируетдополнительныйвоспламенитель, установленныйв воздушномпросвете.Резисторы недопускаютслучайногосрабатывания, котороеможетбыть вызвано блуждающими токами.
Воздушныйпросветпрерываетпоследовательность
детонациивслучае,есливкорпус перфоратора через негерметичнуюизоляциюпоступаетвода.
Срабатываниекорпусного перфоратора,еслион частичнозаполнен жидкостью,
можетпривестикегоразрыву. В перфораторахсоткрытым зарядомдетонаторгерметизирован инеимеет воздушногопросвета.
В перфораторах, спускаемых на НКТ,возбуждениезаряда можетосуществлятьсянесколькими способами. Детонатор можетбыть приведен вдействиеударнымустройством илисбрасываемой штангой,а такжеповышением давления,илиобоимиуказаннымиспособами одновременно. При другомспособев компоновкуперфоратораопускаетсякабель,покоторому
через
токопроводящеесоединениеподаетсяэлектрическийразряд.
Последнийспособ
считаетсяболее универсальным ибезопасным.
Несомненно,чтоприлюбом
источникевозбужденияглавнуюопасностьпредставляетсобой преждевременноесрабатываниедетонатора.
Азидсвинца,используемыйв
детонаторахвкачествеинициирующегосостава, весьма чувствителенкударномуитемпературному воздействию. Важнымфактором, который необходимоучитывать, являетсяпредельнаятемпературадосрабатываниядетонатора ивремя, в
течение которогодетонатор можетэтутемпературувыдерживать. Этовбольшейстепени относитсякперфораторам, спускаемым на НКТ. Существуют детонаторы,способныедолгоевремя выдерживатьтемпературы до475град. поФаренгейту(≈2460С), ноприэтом должны быть четко определены всеусловия.
108
Рис. 50. Принцип действия перфоратора
Детонирующий шнур
Детонирующийшнур,приводимыйвдействиедетонатором, несет мощнуюударнуюволну,
котораяинициируеткаждыйкумулятивныйзаряд.Детонирующийшнуримеетсердц
евинуиз взрывчатоговещества, котороедетонируетпочтимгновенно.
Детонирующий
шнур
несет
мощнуюударную
волo
ну,котораяинициируеткаждый кумулятивный заряд.
Детонирующий шнуримеет сердцевинуизвзрывчатоговещества.
o
Кумулятивный заряд
Кумулятивныйзарядсостоитиз 4основных компонентов:
• корпус;
• инициирующийзаряд;
• основноевзрывчатоевещество;
• конусообразнаякумулятивнаяоблицовка.
Корпусудерживаетэнергию взрываосновного ВВв течениевремени, достаточногодля образованиякумулятивнойструи. Онтакжеограничиваетвзаимодействиес другимизарядами. Обычнокорпусперфоратора изготавливаютизлистовстали,подвергнутыхмашиннойили холоднойобработке,хотя некоторыезарядыперфораторов дляспуска в НКТмогутиметь литой алюминиевыйкорпус, корпусиз цинкаиликерамики.
Самымиважнымичастямизарядаявляются ВВ и кумулятивнаяоблицовка.ВкачествеВВ
используетсяосновнойвзрывчатыйсостав,
частототжесамый,изкоторогосостоитсердцевина детонирующегошнура, длядетонациикоторогонеобходима мощнаяударнаяволнаот инициирующеговещества. В качест109
веинициирующеговещества,какправило, берется небольшое количествоосновного ВВ,за тем лишьисключением, чтоононепарафинированоиболеемелкого помола,ипоэтомуболеевзрывоопасно, чемосновноеВВ. Придетонацииосновного
ВВ, внутри корпусазаряда создаетсяогромноедавление, котороеразрушаетилиплавиткумулятивную облицовку. Облицовка начинает разрушатьсясверхушкисвоегоконуса,образуяинтенсивную
кумулятивнуюструю.
Плавлениевнутреннейчастиоблицовкипродолжаетсяв направлении ее конуса,поддерживаяинтенсивность кумулятивнойструи.Расплавленныечастицы наружнойчасти облицовки, составляющиеоколо80%ееобъема, попадаютв струюс
гораздоменьшейскоростью.
Кумулятивныеоблицовки
Сегодняиспользуютсякумулятивныеоблицовки изспеченных частицилистовой меди. Инициирующиесоставыобычносостоятизспеченныхчастиц. Внекоторыхзарядахдля пробиванияотверстийбольшогодиаметра используютсянавиваемые кумулятивныеоблицовки. Навиваемыеоблицовки хужеобеспечиваюткумулятивность взрывнойструи. В другихзарядахдля большихотверстийиспользуетсяоблицовка из цельноголистамедногосплава.
Конструкциязарядовдляпробиванияотверстийбольшогодиаметра должнабыть рассчитана таким образом, чтобыдиаметр «пули» былменьшедиаметра
входногоотверстияв пластево избежаниезакупориванияканала перфорации.
Механизмпробиванияканала
В момент,когда кумулятивнаяструяударяетпопреграде(заглушка отверстия, корпус снаряда, колонна,цементили горнаяпорода), волна газов –
продуктов
преградыиоблицовки
распространяетсяпорадиусуотстволакумулятивнойструи,образуяее
головную
часть.Тонкая
кумулятивнаяструяпробиваетотверстиеотносительнобольшогодиаметра.
Продукты разрушенияпреградыпродолжают расходитьсяпоинерциив стороныотствола кумулятивнойструи,дажетогда, когда струятеряетсвоюэнергию.
Благодаряпрочностина сжатие иплотностипреграды, а такжедавлениюсжатия,
движениечастиц –продуктовразрушения преграды замедляетсяивскорепрекращается. Часть металлическихчастиц,присутствовавшихв кумулятивнойструе,выстилаетпроходноеотверстиеканалаперфорации.
Остальныечастицыкумулятивнойструипродолжаютпроникатьглубжевп
реградудо полного расходования. Посколькускорость частиц кумулятивнойструиснижаетсяпо направлениюот головнойчастиструикеехвосту, наступаетмомент,
когда
частицы
полностьютеряютэнергию,
необходимую
дляихраспространенияпоокружностиотстволаструи.
Пробивание
каналапрекращается,иоставшиесяметаллическиечастицы
кумулятивнойструи скапливаютсяв концеканала перфорации.
Взрывчатые вещества
ВВ различаютсяпосвоейчувствительности.
Первичные
ВВ(инициирующие),напримертакие,
каказидсвинца,оченьчувствительныилегко
детонируютприударномвоздейст110
вии,атакжеподвоздействиемпламени иливысокой температуры.ТакиеВВ применяютсятольков детонаторахсэлектрическимимпульсомилив детонаторахкапсюльного воспламенения.
ВторичныеВВ(бризантные)
детонируютв
результатевоздействиясильнойударнойволны
и
применяютсявовсехостальныхкомпонентахперфоратора,т.е. бустере(узел передачи детонации), детонирующем шнуреи кумулятивныхзарядах.PETN,
RDX,HMX,
HNS,
иPYXотносятся
квторичнымВВ.
Скоростьреакции,давлениепродуктовсгоранияичувствительность ВВзависят оттемпературы.
ДлявсехВВ определенымаксимальнодопустимыебезопасныетемпературы.
ТермостойкостьВВ
можетиметь
решающеезначениеприподбореВВдляперфораторов, спускаемыхна НКТ, таккак
дляспуска
ипроверкиперфораторатребуетсяотносительнобольшое
время.
RDX(гексогенилициклонит)стабилен втечениеодногочасапритемпературе330°
по Фаренгейту (≈165,60С), носамодетонируетприболеепродолжительном воздействии этой температуры. Притемпературе 200°по Фаренгейту(≈93,30С)
RDXстабилен втечение100часов.
Термостойкость ВВзависитот всехкомпонентов
перфоратора:детонатора,детонирующегошнура
ибустера, атакже отсамогозаряда.
Корпусперфоратора
Корпуса перфораторов претерпелизначительные измененияс тоговремени,когда
вконце40-х
годов
XXвекапоявилсяпервыйкумулятивныйза
ряд. Сначалаиспользовались традиционные корпусныеперфораторыдляспуска в
НКТнакабеле,
однаков
начале50хсприходомтехнологии
простреластенокНКТиперфорации«надепрессии» появилиосьмногоновыхкомпоновок
одноразовыхбескорпусныхперфораторов
икаркасныхперфоратоРис. 51. Корпус перфоратора
ров,атакжеперфорационных систем, в
которыхзарядыидетонирующийшнурнезащищеныотскважинныхфлюидов.
Корпусперфоратора
Сприходомтехнологии простреластенок НКТи перфорации «надепрессии»появилось много новыхкомпоновок:
Одноразовые бескорпусные перфораторыикаркасные перфораторы
Перфорационные системы
Бескорпусные перфораторы,спускаемыечерез НКТ,или одноразовые
перфораторы
111
Бескорпусныеперфораторы, спускаемыечерез НКТ, во многомуступаюткорпусным перфораторам. Например, онинетакиепрочные, несутнебольшиезаряды,оставляютвотверстии
большеобломков,
ав
некоторыхслучаяхдажемогутповредитьобсаднуюколонну.
Основнымипритом большим преимуществом бескорпусныхперфораторовявляетсято, чтоони болеепригодны дляпроведенияперфорации«надепрессии»с
небольшойглубиной пробиваемогоканала (15-30футов),
когда вскважинуспущенаэксплуатационная НКТи установлена
фонтаннаяарматура,обеспечиваямгновенныйнепрерываемыйпритокфлюида
в скважину. Нетребуетсяостановкаскважины дляподъема
перфоратораилиНКТ. Крометого, несмотрянаменьшийдиаметриглубину,каналперфорациименеезагрязнен ипродуктивность скважины выше(посравнениюстем, когдаперфорация выполняется«нарепресии».
Бескорпусные перфораторы,спускаемыечерез НКТ
Более пригодныдляпроведенияперфорации «надепрессии»снебольшой
глубиной
пробиваемогоканала,когдавскважинуспущенаэксплуатационнаяНКТиустано
влена фонтаннаяарматура.
Мгновенныйнепрерываемый притокфлюидавскважину.
Перфораторы, спускаемые накабеле через НКТ
Воконструкциивсехперфораторов,спускаемыхнакабелечерез НКТ, используютсятрадиционные
корпусныеперфораторыиинициирующиеустройства.
Различаюткорпусныеперфораторы двух типов:
•
многоразового действияс герметизациейзарядов;
•
одноразовогодействия.
Перфораторыобоихтипов извлекаемыеине оставляютобломков(заисключениемслучаев нарушениягерметизации). Стоимостьработ, выполняемыхперфораторамимногоразового использования, ниже, ноприэтомсуществует вероятностьнарушениягерметизациии,как следствие,несрабатываниязарядов. Примногократномиспользованииодногои тогоже корпуса вероятностьнарушениягерметизациизарядов увеличивается,таккакприкаждом выстреливании корпус немного
расширяется, что можетпривестикнарушениюконфигурацииотверстий.
В корпусныхперфораторахбольшая часть энергиивзрыва остаетсявнутри
корпуса,
что
максимальноснижаетстепень
поврежденияобсаднойколонныдажиприиспользованиимощных зарядов.
Посравнениюсмногоразовымиперфораторами, извлекаемые корпусныеперфораторы
одноразовогодействияобеспечиваютгораздо
болеевысокуюплотностьотверстийперфорации.
Рис.52. Бескорпусный
перфоратор
112
Серьезнымнедостаткомкорпусныхперфораторовявляетсято, чтовнутрикорпусаперфоратора сохраняется атмосферноедавление. Сразужепослевыстрела
скважинныефлюиды
устремляются
в
открывшеесяотверстие,создаваязначительноедавлениенакабель, что, особенноприбольшом весеперфоратораивысокомгидростатическом давлении, можетпривестикобрывукабеля.
Другимнедостаткомперфораторовс
зарядамидляотверстийбольшогодиаметраявляетсяих вес,такперфораторы диаметром5дюймов ограничены длинойв 20футов,иначеможетне выдержать канатныйзамок.
Дляпрострелабольшихинтерваловперфорациинужнопоочередно
спускатьнесколькоперфораторов.
Занятие 14. Бурение боковогоствола.
Цель:Знать алгоритм и цель применения технологии.
Задание:Рассмотреть процесс бурения бокового ствола.
Обычно,буровыебригады ибригадыКРС
стараютсяпробурить максимальновертикальныйствол. Однако,иногда необходимобурениет.н.
Наклоннонаправленныхстволов.Зарезкабокового ствола
этотермин,используемыйКРСникамидляобозначениянаклоннонаправленногобурения с цельюобойтипрепятствиявскважине, котороеневозможноизвлечь
во
времяподземного
ремонта,
например,оставленныйвскважинев
результатеаварииинструментилимусор, или поврежденияствола, которыеневозможноисправить (например,смятиеобсадной колонны). Бурениебоковогостволаможет
бытьобусловленонеобходимостьюуглубленияс
кважиныили вскрытияновыхзапасов.
БригадыКРСбурят
наклоннонаправленныестволы поразным причинам, нетолькодлязарезки боковыхстволов.
Рис. 53. Скважина с боковым ство- Однойиз причинявляется необходимостьперелом
местить забойв более эффективноес точкизрениядренированиязалежиместо. На шельфовыхместорождениях, в условияхограниченногопространства,большое количество наклонно-направленныхскважин
(вплоть до20)буритсяс однойсравнительнонебольшойпо размерамплатформы
для разработки залежи,площадькоторойможетзаниматьнесколькоакров. Иногда
большееколичествозалежей
нефтиигаза
располагаютсявтрещинах,имеющихскореевертикальное,чем
горизонтальное
распространение.
Вэтомслучаебуровойподрядчикможетпробурить скважинусполным отходом в
сторону, иначеговоря- горизонтальную,чтобы такойскважинойвскрыть несколь113
ко вертикальныхтрещин дляихпоследующего дренирования.
Методикаи оборудование
Передзабуриванием
боковогостволанеобходимо
вырезать―окно‖вобсаднойколонне.
Сначала производитсяустановкацементногомостаилипакера наглубине,
чуть меньшеглубины вырезки ―окна‖.Затем бригада собираетрабочийинструментв компоновкесоскважинным отклонителемисистемойзамеров вовремябурения(MWD).Инструментспускаетсявскважинуи ориентируетсяв пространстве.
Послеэтогофрезойвырезается―окно‖ипробуривается2-3метра породы.
Скважинный отклонитель представляетсобойдлинныйстальной инструмент, нижняя частькоторогонадежнокрепитсякцементномумосту.Одна сторонаотклонителяровнаяи опираетсянастенкускважины. Другаясторонаконусообразнаядлятого,чтобыотклонять колонну бурильныхтруботвертикали. Кривойпереводник–этоприспособлениенаконцебурильной
колонны,предназначенноедлялегкогоотклонениязабойногодвигателяот
вертикали.Забойный двигатель находитсянепосредственнонаддолотом. Егопринципработы гидравлический,т.е. промывочнаяжидкость,проходячерез него, вращаетдолото,
приэтом
невращаявсюколонну
бурильныхтруб,таккакроторноевращениеколонны было бы простоневозможнов изогнутом
стволе. Изогнутыйкожух–этокожухдлязабойногодвигателя, который отклоняетегоот вертикали.
Перечисленныйинструментобеспечиваетотклонениеколонны на1-3гр. Наборуглапри наклонно-направленномбурениинепревышает2гр. на каждые 30м
прохожки,такимобразом достигаетсяпостепенныйнаборугла. Бригады наклоннонаправленногобуренияпроводятчастые замеры дляопределения расстоянияинаправленияотхода
долота.Угол
можнокорректировать
путем
изменения,например, нагрузкина долотоискоростивращения.
Последостиженияточкиновогозабоя бригадаспускаетв новыйстволхвостовик.
Углубление скважины
Иногдакомпания-операторпривлекаетк работебригадуКРСдляочистки обсаженногостволаи дальнейшегоуглубленияскважины.Однойизпричин углубленияявляетсянеобходимость
вскрытьещеодин
добывающийинтервал,
расположенныйнижепервоначальноосвоенного горизонта.
Или,еслипесокзабиваетпроперфорированныйхвостовик,бригадаподнимает
испорченный хвостовикипроводитработыпоуглублениюскважины вместосменыхвостовика.
Методикаи оборудование
Перед началом работпоуглублениюскважины бригада должна убедиться,чтообсаднаяколонна может выдержать давлениебуровогораствора. Дляэтого
бригадазадавливаетцементный
растворчерез
отверстияперфорацииипроводитопрессовкуколонны нарасчетноедавление.
Следующийшаг-монтажбольшойУКРС,
которая,вдействительности,являетсяоблегченным вариантом буровойустановки.
114
Дляуглубленияскважинытребуетсятакойжетип вспомогательногооборудования,
чтоидляглубокогобурения:буровыенасосы, емкостипод буровойраствор, мощностидляприготовления бурового раствораипривод.Обычноуглубление скважиныведетсяв круглосуточномрежиме, поэтомув составебригадыдолжнобытьдостаточно членов,чтобыобеспечить работупосменам. Подрядчикспускает долотонаколоннебурильных трубилиНКТ.Углублениескважинсиспользованием гибкихНКТнаходитсявсеещевстадии проработки, возможнооднаждыэтостанетстанетоднимиз практическихвариантов.
Послеразбуриваниябашмакаобсаднойколонныиподачидавленияв открытыйствол,
чтобыеще
раз
протестироватькачествопродавкицемента,дальнейшийпроцессуглубленияскважины
практическиничемнеотличаетсяотбуренияновогоствола. Соднойлишь разницей,
чтов
процессебурениябригада
КРСчастоиспользуетметодобратнойциркуляциираствора. Вэтом случаерастворподнимается на поверхность черезНКТнебольшогодиаметра, длячеготребуется
меньшеедавление, чем дляподъема раствора пообсадной колоннебольшогодиаметра. Благодаряэтомувозможноприменениенасосовсменьшим напором и облегченногороторного оборудования- такимобразом представитель заказчикаможетпривлекатькработепо углублениюскважиныУКРС вместотиповой БУ.
Привсемприэтоместьопасность выброса.Обычноплотность раствора (промывочнойжидкости) превышаетпластовоедавление, поэтомучлены бригадыКРС
должныуделять
особоевнимание
доливускважиныприподъемеиспускеинструмента, контролируяуровеньраствора
в мерниках. ИспользованиеПВОобязательно.
Позавершению работпоуглублениюскважины,представитель заказчикаобычновызывает каротажников дляпроведенияГИСв пластах, вскрытыхновым
стволом. Приналичии достаточногоколичестваУВ, бригадаУКРС заканчиваетновыйстволспускомипрострелом новой обсаднойколонныилихвостовика.
Занятие 15.Вызов притока из продуктивного нефтегазового пласта.
Цель:Знать формулы.
Задание:Рассмотреть процесс вызова притока из продуктивного пласта.
Для вызова притока снижается давление столба жидкости в скважине (забойное давление Па) ниже пластового, при котором пластовая жидкость начинает поступать в скважину и по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) на
поверхность:
где ρж - плотность жидкости, заполняющей скважину, кг/м3; Н- глубина
залегания продуктивного пласта, м.
Интенсивное дренирование с одновременной очисткой призабойной зоны
от загрязняющих материалов пласта должна обеспечить депрессия
Депрессия на пласт корректируется по мере накопления информации по
конкретному месторождению (залежи, объекты освоения)
115
Проницаемость, мкм2
Депрессия на пласт, МПа:
слабозагрязненный
загрязненный
0,05
0,05-0,2
>0,2
10-20
15-20
5-10
40-15
5
10
В скважинах, пробуренных на пласты, которые представлены слабосцементированными породами, с близко напорными водо- и газоносными горизонтами забойное давление снижают медленно (поэтапно, ступенчато): по скважинами глубиной до 3000 м рб.Р снижается за каждый цикл промывки на 300-400
кг/м3, а по скважинам глубиной свыше 3000 м - на 200-400 кг/м3.
Давление руж (Па) в межколонном пространстве у устья при замене бурового раствора на облегченный способом обратной циркуляции достигает максимума в тот момент, когда облегченная жидкость подойдет к башмаку колонны НКТ
pmax=p1+p2+p3
где р1 - давление, уравновешивающее разность плотностей бурового раствора и
воды, Па,
p2 , p3- потери давления при движении соответственно воды в кольцевом
пространстве и бурового раствора по колонне НКТ, Па;
- глубина спуска
3
НКТ, м; рож - плотность облегченной жидкости, кг/м .
Вызов притока из пласта с применением пен имеет ряд существенных
преимуществ по сравнению с аэрированными растворами: достигается плавность запуска скважины в результате сравнительно легкого изменения средней
плотности пены в широком диапазоне (снижение до 200 кг/м 3); предотвращается проникновение бурового раствора (воды) в пласт за счет изолирующих
свойств пены; достигается более эффективная очистка скважины от загрязняющих материалов (поскольку пена обладает высокой выносной способностью); дополнительно снижается забойное давление (на 25-30%) в результате
самоизлива пены после прекращения циркуляции.
Основные принципы проектирования технологических процессов освоения скважин с применением пены разработаны СевкавНИИгазом.
Плотность облегченной жидкости при заданной статической депрессии на
пласт можно вычислить из следующего уравнения
Объем порции облегченной жидкости, необходимый для замены бурового
раствора,
гдеd- средний внутренний диаметр эксплуатационной колонны;dнdB- наружный
и внутренний диаметры колонны НКТ; - коэффициент длины.
Продолжительность закачки определяют по формуле
116
где
- подача насоса, закачивающего облегченную жидкость.
Число насосных агрегатов определяют из условия, что процесс промывки
(замены на облегченный раствор) не должен продолжаться свыше 2 ч.
гдеVc- объем скважины, м3.
При снижении уровня жидкости с помощью компрессора (если приток
пластового флюида не начинается после замены утяжеленного бурового раствора облегченной жидкостью), предельное значение глубины статического
уровня жидкости (zCT)„ред (в м), при котором слив оттесняемой воздухом воды
станет невозможным.
где
- наибольшее давлении, создаваемое компрессором при подаче воздуха; - площадь межколонного пространства; SB- площадь поперечного сечения канала колонны НКТ; рж - плотность воды в эксплуатационной колонне,
кг/м3; рг - плотность воздуха при атмосферном давлении, кг/м3; ρг=1,29 кг/м3; рат
- атмосферное давление, Па.
В случае, если <
, то максимальная глубина, до которой может
быть оттеснен уровень жидкости в межколонном пространстве,
Пример 1. Найти плотность облегченной жидкости при замене ею глинистого раствора плотностью 1200 кг/м3 в скважине глубиной 2500 м, если пластовое давление составляет 24 МПа, а по опыту освоения предыдущих скважин
для получения интенсивного приток требуется создать депрессию 8 МПа, причем максимальное давление на устье составляет 8 МПа.
Решение. По формуле:
ρо.ж=(24-8+8)*106/(2500-9,81)=978 кг/м3.
Пример 2. Вычислить объем порции облегченной жидкости, необходимый для замены утяжеленного бурового раствора в вертикальной скважине, если известно, что глубина спуска колонны НКТ 2980 м, средний внутренний
диаметр эксплуатационной колонны 126 мм, наружный и внутренний диаметры
колонны НКТ соответственно 73 и 62 мм.
Решение.
По уравнению (20.6) Vо.ж=0,785(0,1262 - 0,0732+0,0622)2980=15,7 м3.
Пример 3. Рассчитать предельную глубину статического уровня воды для
следующих условий: эксплуатационная колонна наружным диаметром 146 мм и
средним внутренним 126 мм заполнена водой плотностью 1000 кг/м 3; наружный диаметр колонны НКТ составляет 60 мм, давление на компрессоре УКП-80
8 МПа.
117
Решение. Площади поперечного канала в НКТ и межколонном пространстве
Sв
0,05032= 1,99 10-3 м2;
м2 .
По формуле
Занятие 16. Расчет процесса вызова притока способом замены скважинной жидкости.
Цель:Знать цель и алгоритм применения.
Задание:Рассмотреть процесс вызова притока способом замены скважинной жидкости.
При применении способа вызова притока из пласта в скважину путем замены скважинной жидкости на жидкость (рабочий агент) меньшей плотности
необходимо сделать расчеты и определить:
1 максимальное давление нагнетания;
2 забойное давление в любой момент процесса;
3 объем нагнетаемой жидкости;
4 продолжительность закачки.
Для расчета необходимо знать глубину (расстояние по вертикали) интервала перфорации, длину колонны НКТ, местоположение башмака НКТ, средний зенитный угол кривизны скважины, внутренний и наружный диаметры
труб колонны НКТ, производительность насосного агрегата, свойства скважинной и нагнетаемой в скважину жидкостей.
В расчетах скважину рассматривают как однорядный подъемник. На
практике замену скважинной жидкости чаще осуществляют по схеме обратной
закачки (промывки), т.е. подачи нагнетаемой жидкости в затрубное пространство, имеющее кольцевое сечение. Считается, что перед вызовом притока статический уровень скважинной жидкости находится у устья скважины.
Давление в кольцевом (затрубном) пространстве на уровне башмака колонны НКТ (
) можно представить в виде уравнения (баланса давления):
(2.1)
где ρнаг - плотность жидкости, нагнетаемой в затрубное пространство скважины;
Hбаш - глубина (расстояние по вертикали от устья до башмака) башмака
НКТ;
Pнаг - давление нагнетаемой жидкости в затрубном пространстве на устье
скважины (затрубное давление);
- потери давления на трение при движении нагнетаемой
жидкости в кольце затрубного пространства.
Аналогичное уравнение для определения давления в трубе на уровне
118
башмака колонны НКТ (Рбаш тр) имеет вид:
где h - глубина нахождения границы раздела нагнетаемой и скважинной жидкостей в колонне НКТ;
ρскв - плотность скважинной жидкости;
- потери давления на трение при движении нагнетаемой жидкости
в колонне НКТ;
- потери давления на трение при движении скважинной
жидкости в колонне НКТ;
- давление на выходе жидкости из скважины (устьевое давление).
В любой момент времени
=
. Поэтому из формулы следует,
что
Максимальная величина давления нагнетания (Рнаг макс) будет в момент,
когда нагнетаемая жидкость достигнет башмака НКТ. Формула для этого момента принимает вид:
Из формул (2.3) и (2.4) следует, что основные расчеты при замене жидкостей в скважине связаны с определением потерь давления на трение. Методики
расчета потерь давления на трение различаются для ньютоновских и неньютоновских жидкостей. Глинистый раствор, например, относится к неньютоновским жидкостям (конкретно – к вязкопластичным жидкостям), поскольку характеризуется пластической вязкостью (μ0) и предельным динамическим напряжением сдвига (τ0). Численные значения этих реологических характеристик
могут быть определены по формулам:
,
и
,
где ρвпж – плотность вязкопластичной жидкости.
Занятие 17. Расчеты при вызове притока компрессорным способом
Цель: Ознакомится с вызовом притока компрессорным способом.
Задание: Выучить формулы.
При компрессорном способе вызова притока наиболее важными величинами для расчета являются:
1 глубина (по вертикали), на которую компрессор сможет оттеснить уровень жидкости в скважине;
2 продолжительность нагнетания газа до достижения этой глубины.
Наибольшее давление на забое скважины будет наблюдаться в момент
ввода газа в задавочную скважинную жидкость. Сжатый газ вводится в скважинную жидкость или через башмак НКТ, или через пусковые отверстия (пусковые муфты), или через пусковые клапаны. Глубина ввода сжатого газа обычно определяется возможностями компрессора. Для схемы обратной закачки газа
119
глубина ввода (Нввода) может быть определена из выражения:
где Lввода - длина колонны НКТ от устья до точки ввода сжатого газа в
скважинную жидкость;
Pк - давление, создаваемое компрессором;
ρг 0 - плотность газа при стандартных условиях;
Т0 - стандартная температура, равная 293К;
Р0 - давление, равное 101325 Па;
Δркол - потери давления на трение газа в затрубном пространстве;
Δртр - потери давления на трение скважинной жидкости в колонне НКТ.
Потери давления на трение в формуле отнесены к длине. Это упрощает
расчеты. Формулы для расчета потерь давления на трение аналогичны тем, которые приведены для способа замены скважинной жидкости на жидкость
меньшей плотности.
Продолжительность нагнетания газа (tнаг) определяется по формуле:
где Vнаг - объем скважины, занимаемый нагнетаемым газом в момент его поступления в скважинную жидкость;
Pввода - давление на глубине ввода газа в скважинную жидкость, определяется по барометрической формуле;
qг0 - производительность компрессора, приведенная к стандартным условиям.
Занятие 18. Расчет притока жидкости или газа к системе взаимодействующих несовершенных скважин
Цель: Ознакомится с формулами расчета притока жидкости или газа к
системе несовершенных взаимодействующих скважин.
Задание: Выучить формулы.
Для расчетов притока жидкости или газа к системе взаимодействующих
несовершенных скважин имеет важное значение понятие приведенного радиуса. Приведенным радиусом называется радиус такой фиктивной совершенной
скважины, величина притока в которую при прочих одинаковых условиях равна величине притока в реальную гидродинамически несовершенную скважину.
На основании данного определения формулу (4.3) можно записать в виде:
Из последнего равенства легко получается выражение для приведенного
радиуса:
120
Подстановка в формулы притока приведенного радиуса вместо действительного радиуса скважины обеспечивает замену одной реальной или системы
реальных скважин их гидродинамическими эквивалентами – совершенными
скважинами с фиктивными (приведенными) радиусами. Такой прием значительно упрощает гидродинамические расчеты, поскольку вместо сложных расчетно-аналитических зависимостей, описывающих приток в реальные гидродинамически несовершенные скважины, становится возможным применять простые формулы Дюпюи для гидродинамически совершенных скважин.
Степень гидродинамической связи пласта и скважины характеризуется
коэффициентом гидродинамического совершенства, под которым понимают
отношение фактического дебита (притока) скважины к дебиту (притоку) этой
же скважины, если бы она была гидродинамически совершенной (т.е. если бы
скважина, при прочих одинаковых условиях, имела открытый забой полностью
вскрытого бурением пласта и естественную проницаемость пористой среды в
призабойной зоне):
Коэффициент гидродинамического совершенства является одной из важнейших гидродинамических характеристик скважины, и подлежит обязательному определению для каждой скважины наравне с коэффициентом продуктивности.
Строение пористой среды вокруг скважины и состояние ее забоя в реальном случае может иметь значительно более сложную картину, чем было рассмотрено выше. Соответственно столь сложной будет и гидродинамическая
картина притока в реальную гидродинамически несовершенную скважину.
Занятие 19.Очистка ствола скважины от песка.
Цель: Ознакомится с методами очистки ствола скважины от песка.
Задание: Выучить методы очистки ствола скважины от песка.
Объем
ПРС
иКРС
можетвключать
всебяочисткустволаотпеска,атакжедополнительные средствапредупрежденияпопаданияпеска вствол
скважины,
заменухвостовиков,
установку
мостов,ремонтизаменуобсаднойколонны,углублениескважиниразбуриваниепрепятс
твий.
121
Длявыполненияотдельных операцийКРСиПРС
можно вполнеобойтись подъемником дляспуска инструментанакабеле, вто времякакдля выполнениядругих
операцийнеобходимообеспечить вращениебурильногоинструментаили колонныНКТ, поэтомуУКРСоснащена оборудованием для вращениябурильной колонны. Для выполненияопераций, требующихциркуляциипромывочной жидкости, требуются насосныеагрегатыиприемочныеемкости.
Вомногихскважи
жинах,особеннонеглубоки
х, вместес УВ на поверхность выноситсяпесок.
Для
этогобольшевсегоподх
одятрыхлыепесчаникис
проницаемостьюболее0,5 дарси, приэтом
Рис. 54. Очистка скважины вынос песка может
от песка
начатьсякакпривызовепритока, такипозже, послесниженияпластового
давления,
илидажепослепрорываводы.Темпвыносапеска
может
варьироваться,иэтоне обязательно вызываетсякакими-либо Рис. 55. УКРС для работы с НКТ
действиями. Темп выносапеска можетсовреме- малого диаметра или с гибкими
НКТ
нем
снизитьсяприсохранениипостоянныхусловийдобычиичастозависитотрезультато
впроведения очистныхработы послевызовапритока из скважины.
Темп выносапеска можетоставатьсяв допустимыхпределахв зависимости
отпроизводственных ограничений,такихкакустойчивость внутрискважинногооборудованиякэрозии, производительность сепараторныхустановок, легкостьв
утилизациипескаиспособность оборудованияискусственногоподъем нефтипропускатьчерезсебяпескосодержащую жидкость, поступающуюизстволаскважины.
УКРСдляработысНКТмалогодиаметра или сгибкимиНКТ
Одним из методовявляетсяиспользованиеУКРС дляработыс НКТмалогоДуилигибкимиНКТ. ТакаяУКРСпредставляетсобой относительнонебольшуюпоразмерам
установку,
предназначенную
для
работысколоннойспециальныхлегковесныхтруб
малогодиаметра,
именуе122
мых«макароны».Бригада
КРС
неподнимаетлифтовуюколоннуипакерыизскважины, а спускаетколонну «макарон» илигибкихНКТ,обычнодиаметром 25-30мм,непосредственно через лифтовуюколонну.Спускпроизводитсядотехпор, поканенащупаетсяпесок. После этого
бригада
начинаетпромывкустволаскважинысоленойводойчерезлифтовуюколоннуна
большой скорости,постепеннозаглубляяколоннупомеревымыванияпеска. Соленая
вода
выноситпесок
на
поверхностьчереззатрубноепространствомеждулифтовой
колоннойи«макаронами» (или гибкимиНКТ).
Менеераспространенным является методобратнойциркуляции,прикотором
соленаявода закачивается череззатрубьеиподнимается на поверхность черезколонну«макарон»илигибких НКТ. Данныйметодприменяетсявтехслучаях, когда скорость потока жидкостичереззатрубье недостаточна дляподъема пескаиз
скважины.Таккаквнутреннийдиаметрлифтовойколонны
меньшедиаметраобсадной колонны,давлениев лифтовойколоннебольше. Недостаткомметода обратнойциркуляцииявляетсято, чтозаколонноедавлениесоленойводыможет вызвать смятие гибкихНКТ.
Применение промывочных труб
В
отдельныхслучаях,песокплотноутрамбовываетсявзатрубьемеждулиф
товойиобсадной колоннами. Песокможетпопасть
взатрубьечерездырув обсаднойколоннеиличерез отверстия перфорации. В этомслучаепроисходитприхватНКТ, чтоделаетневозможным подъемколонны
дляпроведенияобслуживанияилиподземногоремонта.
ДляочисткизатрубьяНКТотпескаивысвобожден
ияприхваченныхНКТбригада КРС сначала отрезаетсвободныйучастоклифтовойколонны
вышезапесоченногоиподнимаетего на поверхность.Затем члены
бригады спускаютколоннупромывочныхтруб дотехпор,покаколонна
недостигнетплотногослояпеска.
Помереразбуриванияплотныхпесчаныхотложенийпр
и
помощибашмака
промывочнойколонРис. 56. Извлечение перны,песоквыноситсяна поверхностьпозатрубью профорированного хвостовика
мывочнойжидкостью.
Извлечение перфорированного хвостовика
Скважина,законченнаяспускомперфорированногохвостовика(фильтра)
может через некоторое
времяпотребоватьремонта. По мереувеличенияпоступлениявфильтрпеска
происходит постепенноерасширениеотверстийпод воздействием гранулпеска.
123
Вконцеконцов наступает момент, когдабригадаКРС должнаподнятьповрежденныйхвостовикза
счетподъема
колонны
НКТилипутем
егосрезания(илиловильныхработы) в случаезаклинивания. Послеподъема хвостовика
обычнопроизводитсяпромывка100%ствола скважины дляподготовкикспуску
новогохвостовика. Дляэтойоперациибригадаиспользует бурильныйинструментилиНКТв компоновкес долотом небольшогодиаметра.
Оборудование
Выбор размера УКРСиоборудованиязависитот вида подземныхоперацийиспособаочистка скважиныотпеска.УКРСдляработыс трубамималогодиаметранедолжнаиметь большую грузоподъемность, чемобычныйподъемник,
предназначенныйдляподъема штанг, нотакаяУКРС должна быть обязательноукомплектованавысоконапорным насосомиемкостьюдляциркуляции соленойводы.
Длядемонтажапакеровиподъема НКТнеобходима болеемощнаяили тяжелаяУКРС. Насос долженобеспечиватьперекачкубольшогообъемажидкостис давлением, меньшим, чем давлениенасосовУКРС, предназначенныхдляработыс
гибкимиНКТилиНКТмалогодиаметра.
Очисткускважинумереннойглубиныможнопроводитьоднотрубкамиприпомощил
егких
канатно-ударныхстанков.
Прибольшом
количествеспускоподъемовможносэкономитьвремяза
счетпримененияустановки,предназначеннойдляработыс двухтрубками.
Наконец,когда
наступаетмоментспуска
промывочнойколонны,высотавышкии грузоподъемностьУКРС должны быть достаточными, чтобыудержатьизлишнийвес промывочной колонны. Обычновес колонныпромывочныхтрубв несколько раз превышаетвес аналогичной колонны НКТзасчетбольшегодиаметра. Насосдолжен бытьпримернотойже производительности,чтоинасос, входящийв комплектУКРС для работыкгладкимиНКТ. Таккак
операциипопромывкескважины сопряженыс вращением рабочегоинструмента,УКРС может быть роторнойилисверхним приводом.
Приоткачкепескосодержащейжидкостииз скважины, она направляетсявспециальнуюемкость, гдепесокоседает,послечего жидкость используетсяповторно.
Представитель заказчикаможет вызвать подрядчика поКРС дляочисткистволов действующих скважиныотпескав следующихслучаях:
а) Недостаточноепервоначальное освоениескважины;
б) Углублениескважинысвскрытиемпесчаногопласта, расположенногонижепо разрезу;
в) Изменениехарактеристикзалежи.
Контрольпроявленияпескавыполняетсясиспользованиемодного
из
нижеследующихметодов:
• Внешняягравийнаязасыпка
• Внутренняягравийнаязасыпка
• Скважинный фильтрсгравийной набивкой
• Химическоеуплотнение
124
Гидроразрывспоследующей установкой фильтра
Рабочиежидкостидолжны быть достаточно вязкими, чтобыперенестигравийныйматериал
до
глубиныосвоения,
вместестемонидолжныполностью«разрушаться» послепомещенияна местоиобеспечиватьобратныйпоток, неоставляяпослесебя
вредногоосадка.
Для
достижения
данногоэффектазакачкарабочейжидкостипроизводитсяс
добавлениемхимреагента, задерживающего время(итемпературу) разрушения.
Для контроляпроявленияпеска применяетсяодин из нижеперечисленныхметодов:
Внешняягравийнаязасыпка
Внутренняягравийнаязасыпка
Скважинный фильтрсгравийной набивкой
Химическоеуплотнение
Гидроразрывспоследующей установкой фильтра
Установка скважинногофильтраявляетсяоднойизформ освоенияскважинс
использованием
гравийнойнабивки.В
таком
фильтреприменяетсясвязанныйсмолойгравийныйматериал,
удерживаемыйвпространствемеждуопорнойпроперфориваннойтрубойивнешним
фильтром
в
проволочнойоплетке.
Такойспособприобретаетвсебольшуюпопулярность приосвоении несцементированныхгоризонтальныхскважин.
Дляпродлениясрока эксплуатациигравийныйматериал долженбыть чистым, тщательно уплотненным ипомещенс нанесениемминимальныхповрежденийпласту.Указанные
требованиянужноприменятьтакжеипри
корректировкевыбранногогранулометрического
состава
гравия,
рабочейжидкостиитехнологиипомещениягравияв нужноеместо. Кроме того,
данныетребованияоснованы обеспечениитщательнойчистоты производства самих технологических операцийвоизбежаниезагрязнениягравийногоматериала
мелкимичастицами породы,способнымисущественноснизитьпроницаемость набивки.
Доказано,
чтосодержание
всего0,5%мелкихчастицмогутвызватьзакупоркугравияприосвоениискважины.
Работасо
всемитипамигравийныхфильтровтребуетособойосторожности.Фильтры необходимо периодическойподнимать на поверхностьипрочищать. Однолишь небольшоепослабление
можетплачевноотразитьсяна
всейтехнологииосвоения.Гравийныйматериал
нужноспускать
в
ствол
какможноострожнеевоизбежаниеегоповрежденияилизагрязненияпри соприкосновениисостенкамискважины.
Двойной скважинныйфильтрсгравийной набивкой
Пластичное уплотнение
В
процессехимическогоуплотнения,именуемоготакжепластическимпродавливанием, бригада выполняетоперациипозакачкесмолы,котораязатем смешиваетсяв пластес песком.
Цельюприменения даннойтехнологииявляетсяобработкатойчастипласта,
•
125
котораянаходитсяв непосредственнойблизостикстволускважины, сиспользованием материала, способного связывать гранулыпескав точкахсоприкосновения.
Данныйэффектдостигаетсязасчетинжекции жидкиххимреагентов впластчерез
отверстияперфорации.
Затемданныехимреагенты
затвердевают,связываяприэтомгранулыпеска. Длядостиженияуспешногорезультата необходимособлюститриусловия:
• Обработкапласта должнапроводиться черезвсе отверстияперфорации
• Отверделаяпесчаннаямасса
должна
оставатьсяпроницаемойдляскважинныхжидкостей Степеньотвердениянедолжнаослабевать современем
Существуетдва видаобработкис применением метода пластичногоуплотнения:
Эпоксидная смола:
Закачкаосуществляетсявтриэтапа. Сначалазакачивается жидкость
преварительнойпромывки, содержащаяизопропиловыйспиртдляснижения водонасыщености(в противномслучае
пластичностьбудетслабой);послеэтогокачаетсяэпоксидка, а
следом за нейпачка вязкойнефти длявытеснениясмолы
изпоровогопространства(сцельювосстановленияпроницаемо
сти).
Данныйметодимеетнекоторыеог
раниченияпоприменению:
• возможнаобработка
неболее10 футовзаодин раз
• температура залежи 40°C 100°C,содержаниеглин неболее20%
• соленостьпластовойводы.
Фурановые и феноловыесмолы:
Рис. 57. Пластичное уплотнение
Данныереагентыимеютгораздо
болееширокийтемпературныйдиапазон дляпримененияпо сравнениюсэпоксиднойсмолой,однакостепеньуплотнениячастобывает«хрупкой», чтоможет привестикеепреждевременномуразрушению.Химическоеуплотнениеявляется,наверное,
наименееэффективным
способом
контроляпроявленияпеска,однакоунегоестьисвои преимущества. Например, приприменениитакогоспособаобработкив стволенеостаетсяпеска илиинструмента, чтооблегчаетдальнейшиепланово-предупредительныеремонты. Во-вторых, такойметодпроститребует
минимум наземногооборудования.Бригаденеприходится поднимать колон126
нуНКТ илиглушитьскважинуииспользовать демонтируемыепакеры для изоляцииинтерваловобработки.И наконец, бригада можетудалитьнесцеметированныйпесокиз любогоосвоенногоинтервала в верхнейчастиразреза. Основным недостатком данного метода являетсято, чтохимреагенты легкоиспаряются, а
ихиспаренияпредставляютопасностьдля здоровьяработников.
Занятие 20. Контрольпроявленияпеска.
Цель:Ознакомится с методами контроля проявления песка.
Задание:Выучить методы контроля проявления песка.
Набивка изпескасосмоловымпокрытием
Приготовлениетакойнабивкиначинаетсяс подготовкираствораизпескаисмолы(взвесь твердого вещества в жидкости). Бригадапроизводитзакачкураствора черезлифтовуюколонну илигибкиеНКТв проперфориванныйинтервалобсадной
колонны.
Затвердевшаясмолаобразует
пробку,способнуюпропускатьчерезсебянефтьигаз иодновременнозадерживать песок.
Для улучшенияфильтрациичерез пробкувнейчастопробуривается небольшоеотверстиепри помощизабойногодвигателяидолота небольшогодиаметра.
Набивкаизпеска сосмоловым покрытием обладаетмногимипреимуществамигравийных набивок,приэтом вскважиненеостаетсяфильтров илииногомусора,
способногопомешать
проведениюподземныхремонтов
вбудущем.Песчанаянабивкаиногдаявляетсяидеальным способом ремонта поврежденныхгравийныхнабивок. Вместес тем, песчанаянабивкаможет оставлять незаполненныепустоты,есличерез некоторые отверстияперфорациипродавится большесмолы, чем черездругие.
Гидроразрывсустановкой фильтра
Без гравийнойзасыпкине обойтись приэксплуатациискважин с неустойчивымии слабосцементированнымиколлекторами. Ксожалению, (внутренняя) гравийнаязасыпка может снижатьпронимаемостьпризабойнойзоны(от+10до+50)
дажепристрогом соблюдении технологиизасыпки. Среди основныхпричин (за
исключениемслучаев применениязагрязненных рабочихжидкостей) могутбытьследующие:
• Труднозасыпатьгравием
всеотверстияперфорациидлядостижениянужногоэффекта
• Смешиваниегравийного
материалаипластовогопескавотверстияхперфорациииприлегающих зонах
• Миграциямелкихчастиц вследствиеслишком высокойскоростижидкостив призабойныхзонах
• Слабая вертикальнаясообщаемость встратифицированных коллекторах
• Слабаясообщаемость
междуотверстиямиперфорацийихорошимколлекторомпривелак
загрязнениюпласта мелкозернистымифракциями
Дляпреодоленияданныхтрудностей,связанныхсухудшением проницаемостипризабойныхзон, была разработанатехнология,совмещающаявсеберазрыв
127
пластаиметодыпредотвращения выносапеска –разрыв споследующейзасыпкойфильтра.
Приразрывепласта
создаетсяотносительнонебольшаятрещина,обладающаявысокой
проводимостью,
врезультатечегоснижаетсядепрессияискоростифильтрациив
призабойной
зонесодновременнымувеличениемэффективногорадиуса
дренирования.Методикатакой обработкивключаетвсебятриосновныхэтапа:
• ГРП–началообразованиятрещины
• Образованиетрещины–прекращаетсяза
счетиспользованиятехнологии
концевого экранирования.
• Наполнениетрещины.
Рис. 58. Гидроразрыв с установкой фильтра
Наиболееважным критерием дляоценкикачестваразрыва являетсяпроводимостьтрещины. Поэтомунаполнитель илигравийныйматериал должен бытьмаксимальнокрупнозернистым,
однакоэтопротиворечитусловию,
чтодляэффективногопредовращениявыносапеска
размер гранул наполнителядолжен быть минимальным. Первоначальнозернистость гравияподбиралась
позернистостигравия,используемогодлязасыпки.
Однако,условияв скважинепосле ГРПотличаютсяотусловийвскважинес гравинойзасыпкой,
таккакза
счетуменьшенияскоростипластовыхфлюидов можнополучатьтежедебиты, нона меньшейдепрессии.
Компанииоператорыустановили,чтонапрактикеразмергранул
используемогонаполнителяможетпревышатькритер
ии,предложенныеСосьером.
Операции подземногоремонтаскважинвключают:
Установкуцементныхмостов
Цементирование поддавлением(задавка)
Рис. 59. Установка цементных
мостов
128
Ремонт обсадных колонни хвостовиков
Заделкадефектов хвостовика(установка«заплат»)
Заменаобсадныхколонн
Спускдополнительных хвостовиков
Разжатиесмятыхколонн
Зарезкубоковыхстволов
Установкацементныхмостов
Даннаяметодикапредусматриваетустановкуод
ногоилинесколькихцементныхмостов в различных
точкахразрезадляпрекращенияфонтанированиясква
жины. Наиболеечастоданный методиспользуетсядляизоляцииинтервалов, расположенныхв нижнейчастиразреза,
от
интерваловв
верхнейчасти,обычнопослеистощениязапасовУВ внижнихинтервалах. Цементныймостотсекает нижнюю частьразреза,за
счетчегодобычапродолжаетсялишьиз
верхнихинтервалов.
Кромеэтого,мостнедаетдобываемойжидкостиперетекать вболеенизкие интервалы. Онтакжепредотвращает
миграциюсоленыхпластовыхводизболеенизких обводненныхинтерваловв верхние.
Цементныймостможетиспользоватьсяидлягер
метизации«пустой» скважинывожиданииее ликвидацииилизарезкибоковогоствола. Зарезкабоковогоствола – это бурениеновогоствола с цельюобхода
Бригада
Рис. 60. Метод продавки и ме- какого-либозастрявшегопрепятствия.
тод установки цементных мос- КРСустанавливаетцементныймост
на
глубитов
не,скоторойпланируется начатьбоковойствол. После этого бурениеначинаетсяс отходом водномнаправлении,а мостобеспечиваетизоляциюстарогоствола.
Установкацементныхмостов Установкацементногомостачерез НКТ
Бригада можетвыбрать любойиз двухспособовустановкицементногомоста. В одном случае, помещаетсяискусственнаяпробкана глубине, на которойбудет располагатьсяниз
будущего цементного моста.Затембригада
Рис.61. Цементировочный пакер
129
производитзакачкуцементногорастворапобурильной
колонне
илиНКТ,продавливая раствор поколоннедругойжидкостью.
Закачка продолжаетсядотехпор, покауровеньцемента снаружи колонныбурильныхтруб или НКТневыравняетсясуровнем цементавнутриколонны. Послевыравниванияуровней,закачка прекращаетсяибур. инструментаилиНКТмедленноприподнимается доглубины, чутьвыше цементного моста. Наконец,излишкицемента вытесняютсяиз колонны бур. трубилиНКТ методомобратнойциркуляции,оставляяцементныймостнаместе.
Ремонт обсаднойколонныи хвостовика
Продавкацемента
Прииспользованииметода продавкибригада закачиваетцементпод давлением черезколонну бур. труб илиНКТдоотверстийвобсадной колонне. Инструментна
другомконцеколонныбур.
трубилиНКТ,называемый«цементировочныйпакер», недаетцементному растворуподниматься позатрубью. Давлениепродавливаетцементсквозь отверстия(в данномслучаеотверстия перфорации)в теле обсаднойколонныидалеевнутрь пласта,
находящегосянепосредственноза ними. Отверстием можетбыть идыра, появившаясяв результатеповрежденияколонны. Бригада можетпродавливать цементинепосредственно внутрь стенокнеобсаженногостволаскважины (какв случае освоенияскважины открытым стволом).
Методпродавки,какиметодустановкицементныхмостов,эффективенприизоляциинижних обводненныхинтерваловот верхнихнефтеносныхпомереподъемауровня ВНК.
К другимслучаямпримененияотносятсязаделка отверстийвобсадной колонне, заполнение пустотиликаналов за обсаднойколонной,гдедолжен бытьцемент,
нопокаким-топричинам
отсутствует,
атакжедляизоляцииверхнегоистощенногоинтервала принамерении оператора
вестидобычуиз болеенизкогоинтервала.
К
наиболеераспространенным
технологиямпродавкицементаотносятсязадавка
черезустьеи задавка сиспользованием пакера.
ВобоихслучаяхбригадаКРСустанавливаетцементн
ыйили
механическиймоствнутриобсаднойколоннынижеу
ровняпланируемойзакачкираствораи проводитопрессовкуколонныбур. трубилиНКТна герметичность.
Продавкацемента засчет подъемадавлениянаустье
Прииспользованииданнойтехнологиибригад
аКРС устанавливаетцементныймост непосредственно нижеглубиныпродавки,т.е. нижедыры илиотверстийперфорации, которые нужнозаделать.
Следующим
шагомявляетсяспускколонныбур.
130
Рис. 62. Продавка цемента за
счет подъема давления на устье
труб,
НКТилигибкихНКТдо
глубины
продавкиизакачка
цемента
бам.Цемент
выходитизинструмента
возлеточки
продавкиивытесняетскважинныйфлюидвверхпозатрубью. Послезакачкидостаточного количествацемента,бригада закачиваетвколонну НКТтехническую
жидкость.
Затем бригада приподнимаетколоннуНКТилибур. труб вышеточкипродавкииотсекаетзатрубье припомощиустьевойзадвижки.Засчетэтогов скважинеподдерживаетсядавление. Затем бригада начинаетмедленноподнимать давлениеза
счетподачивскважинубольшетехнической
жидкости.Давлениежидкостизаставляетцементныйрастворпроходить сквозьотверстияв
обсаднойколонне,таккакзакрытаязадвижка на устьенедаетцементудвигатьсяв
каком-либо другом направлении.
Тожесамоепроисходит,еслизаткнутьодинконецнегерметичного шланга,а
второйконец вставить вкраниоткрытьводу.Послетого, какшлангнаполнитсяводой, возросшеедавление вытесняетводуиз шлангачерезимеющуюсяв немдыру.
Послеокончанияпродавки, бригада
можетудалитьостаткицементаиз
скважиныпутемобратнойциркуляциитехническойжидкости, нообычноцементоставляетсяна месте,а затемразбуриваетсяпосле того, как онзатвердеет.
Продавкацементасиспользованиемпакера
Технологиязадавкицемента сиспользованиемпакера практическине отличаетсяот вышеописанной технологиипродавкизасчетподъема давления на устье.
Единственнаяразница
заключаетсялишь
в
том,чтодлягерметизациизатрубьябригадаустанавливаетспециальный пакер наглубинепродавки, а незакрываетзадвижкунаустье. Пакермонтируется выше точки продавки,отсекаяее,таким образом, отповерхности.
Использованиепакера
позволяетработать
сбольшим
гидравлическим
давлением,чемэтобывает
возможноприпродавкечерезустье, приэтом болеевысокоедавлениепродавкибольшего
количествацемента
через
отверстия(илидыру). Пакероблегчаетконтрольза количествоми
местоположением
цемента,
посколькуотсекаетименнонужнуюзонуобработки.
Дляпродавкицемента
можноиспользовать
неизвлекаемыйилиизвлекаемыйпакер. Обычный
неизвлекаемыйпакер
называетсяцементировочнойпробкой,итакойпакер
можноспускать
на
НКТилиналебедке.Извлекаемыйпродавочныйпакерпохож наизвлекаемыйэксплуатационный пакер,однакоегоможно
неповреждаяегоэлаРис. 63. Продавка цемента с ис- неоднократноиспользовать,
стичного уплотнительногоэлемента.
пользованием пакера
Продавочное цементирование можетс го131
раздо большейстепеньювероятностиснизить производительность скважины посравнениюктрадиционным цементированиемобсадной колонныилихвостовика.Этовызванотем,
чтововремяпродавкичерезотверстияперфорации
увеличиваетсярадиусвозможногоповрежденияколлектора.Кромеэтого, существуетопасность заполненияцементомкаких-либопустотиликаверн (образовавшихсявпроцессевымывания
песка)
заобсадкой.Зачастую,повторнаяперфорация(меньшимизарядамиибез депрессии) не даетжелаемогорезультата.
Природныетрещиноватыеколлекторымогут
наиболеесильнопострадатьотцементирования, ведь еслисамыевысокопроводимыетрещины окажутсязаполненнымицементом, скважина может недать приток.
Операциипоинтенсификациипритокаобычнотребуютсядлявосстановления
сообщаемостив системетрещин,однакопесчаниклишьслегка растворяетсяв грязевой
кислоте,
поэтому
зацементированныетрещиныоченьтрудноочиститьилиобойти(прошунтировать).
Занятие 21Способ доведения первой пачки ЖГ до забоя.
Цель: Ознакомится со способом доведения первой пачки ЖГ до забоя.
Задание: Применить формулы для расчета примеров.
Перед составлением плана работ следует определиться, каким образом
первая пачка жидкости глушения поступит к забою скважин. В составе первой
пачки обычно участвует блокирующий состав.
Для месторождений с низкой проницаемостью продуктивного пласта или
высокой глинистостью породы рекомендуется способ осаждения.
При осаждении первая пачка закачивается в режиме циркуляции и располагается в затрубном пространстве от уровня приема насоса и выше. Скважина закрывается на отстой на время, расчитанное по формуле:
T=H / V
(сек)
где Н – расстояние от приема насоса до забоя скважины (м)
V – скорость оседания (м/с)
Скорость оседания раствора является предметом споров.
Корпоративная документация указывает скорость оседания 0,1 –
0,15м/сек.
Правила ведения ремонтных работ в скважинах (РД 153-39-023-97), утвержденные Минтопэнерго Российской Федерации указывают скорость оседания 0,04 м/сек.
Опытные работы, проведенные в УфЮНИПИ показывают, что процесс
оседания имеет два основных случая:
1. Скважинная жидкость и жидкость глушения взаиморастворимы. В
данном случае при движении одной жидкости через другую, практически при
перемешивании, с течением времени происходит некоторое осреднение плотности жидкости . При длительном времени контакта-осреднение полное. Осредненную плотность можно рассчитать по формуле:
p = (p1*V1 + p2*V2) / (V1+V2)
132
2. Скважинная жидкость и жидкость глушения взаимно не растворимы.
Примером такого случая может быть осаждение пачки эмульсии (большой
плотности) в пластовой воде.
Таблица 7.Скорость осаждения
Плотность водноПлотность обратРазность
Скорость
3
3
3
го раствора кг/м
ной эмульсии кг/м
плотностей, Кг/м
оседания, М/с
1000
1070
70
0,120
1000
1170
170
0,128
1050
1110
60
0,121
1050
1270
220
0,130
1180
1300
120
0,126
1180
1350
170
0,128
Тем не менее, для гарантированного завершения процесса оседания,
особенно при небольшой разнице плотностей жидкости глушения и скважинной жидкости, при расчете времени оседания раствора следует ориентироваться на скорость оседания, указанную в РД Минтопэнерго 0,04 м/с.
Расчет требуемой плотности жидкости глушения
Требуемая плотность жидкости глушения определяют из расчета создания столбом жидкости глушения давления, превышающего текущее пластовое
в соответствии с требованиями ПБНГП.
При полной замене скважинной жидкости жидкостью глушения в 1
цикл удельный вес расчитывается по нижеприведенной формуле:
pж = Pпл* (1+П) / Н * 9,8 *10 -6
где: рж- плотность жидкости глушения , кг/м3
Рпл – пластовое давление, МПа.
Н – расстояние от устья скважины до верхних отверстий перфорации по вертикали, м.
П – коэффициент безопасности работ, зависящий от глубины скважины, коэффициента продуктивности и газосодержания принимается
равным 0,05 (5%).
В особых условиях, коэффициент безопасности может быть выбран из
следующей таблицы 8.
ПРИМЕР:
Расстояние от устья скважины до верхних отверстий перфорации
Н=2500м
Пластовое давление Р = 270 атм. (27 Мпа)
Коэффициент безопасности работ 0,05
рж= 27,0*(1+0,05)/2500*9,8*10-6 = 1157 кг/м3
Один из вариантов глушения в один цикл подразумевает частичную замену скважинной жидкости в интервале от устья до подвески насоса. Независимо от того, всплывает поднасосная жидкость или ее плотность и плотность
жидкости глушения осредняются при смешивании , расчетной плотности достаточно для глушения скважины. Формула применяется для глушения сква133
жин механического фонда при 100% обводненности поднасосной жидкости в
условиях отстоя.
pж = (Pпл* (1+П)-Рн ) / Н * 9,8 *10 –6
где Рн – давление столба пластовой жидкости, расположенной ниже насоса.
Таблица 8
Коэффициент безопасности
Градиент
в зависимости от глубины
Коэффициент
Газосодержание
пластового
скважины.
продуктивности
продукции
давления,
3
3 3
М /(сут*атм)
М /м
1200(атм/10м)
До 1200
> 2400
2400
До 100
0,08
0,05
0,05
До 0,5
100-400
0,08
0,05
0,05
>400
0,08
0,05
0,05
До 100
0,08
0,05
0,05
До 0,9
0,5-2.0
100-400
0,08
0,05
0,05
>400
0,08
0,05
0,05
До 100
0,08
0,05
0,05
>2.0
100-400
0,08
0,05
0,05
>400
0,08
0,05
0,05
До 100
0,08
0,05
0,05
До 0,5
100-400
0,08
0,08
0,05
>400
0,08
0,8
0,05
До 100
0.08
0.05
0.05
0.9-1.2
0.5-2.0
100-400
0.08
0.08
0.05
>400
0.08
0.08
0.05
До 100
0.08
0.05
0.05
>2.0
100-400
0.1
0.08
0.05
>400
0.1
0.10
0.08
До 100
0,10
0,08
0,05
До 0.5
100-400
0,10
0,08
0,05
>400
0,10
0,10
0,08
До 100
0,10
0,08
0,05
>1.2
0,5-2,0
100-400
0,10
0,10
0,05
>400
0,10
0,10
0,08
До 100
0.10
0.08
0.05
>2.0
100-400
0.10
0.10
0.08
>400
0.10
0.10
0.08
ПРИМЕР:
Пластовое давление 28,5 МПа
Запас безопасности 0,05
Глубина спуска насоса 2300м
Расстояние от устья до верхних отверстий перфорации 2600м
Под насосом находится пластовая вода pж=1030кг/м3
134
Давление, создаваемое поднасосной жидкостью:
Рн = 1030*9,8*(2600-2300)=3028200 Па = 3,03 Мпа
Плотность жидкости глушения:
рж= (28,5*(1+0,05)-3,03) / 2600*9,8*10-6 =1055,5 кг/м3
Существуют случаи неверного указания пластового давления в планах на
глушение. Тогда возможен вариант, что плотность завезенной жидкости глушения не обеспечивает надежного глушения скважины. В случае, если плотность жидкости глушения ниже требуемой, на буфере скважины будет отмечено избыточное давление. Замерив это давление и зная плотность жидкости в
скважине, можно рассчитать точную требуемую плотность жидкости глушения.
pж = (Ризб+Pзаб)*(1+П)/Н*g*10-6
где Рзаб - забойное давление , создаваемое столбом использованной жидкости
глушения.
ПРИМЕР:
Скважина заглушена жидкостью плотностью 1030 кг/м3 , тем не менее,
на буфере скважины отмечено избыточное давление в 25 атмосфер (2,5 Мпа).
Рассчитать реальную необходимую плотность жидкости глушения, если расстояние от устья скважины до верхних дыр перфорации по вертикали равно
2450 метров.
Рзаб= р*g*H = 1030*9.8*2450*10-6 =24.73 МПа
pж= (2.5 + 24,73)*1,05 / 2450*9,8*10-6= 1191кг/м3
Поскольку план работ на глушение подготавливается геологами промысла, а все промыслы компьютеризированы, в соответствии с техническим заданием к регламенту приложен план работ в электронной форме с возможностью
автоматического расчета всех параметров глушения.
Расчет необходимого объема жидкости глушения
Для определения потребного объема ЖГС рассчитывается внутренний
объем скважины с учетом толщины стенки труб, объема спущенных НКТ, и
глубину спуска ГНО. Требуемый объем ЖГС для проведения ремонтных работ
можно определить как разность между внутренним объемом скважины и объемом НКТ по телу трубы.
Vжг = (Vэк – Vнкт -Vшт)*1,1
2
где Vэк = (пD /4)*Н – объем эксплуатационной колонны, м3
Н – глубина скважины, м3
D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м
1,1 – коэффициент запаса
Vнкт – объем жидкости, вытесняемый металлом НКТ, м3
Vнкт = (п*(d2 – d21)/4)*Hcп
d и d1 – соответственно внешний и внутренний диаметры НКТ, м.
Нсп – глубина спуска насоса, м
Vшт – объем, вытесняемый металлом штанг, м3 ( в случае если таковые
имеются)
ПРИМЕР:
Диаметр эксплуатационной колонны скважины Dн=146мм .
135
внутренний D=126мм.
Диаметр спущенных НКТ d=73мм.
Внутренний диаметр d1=62мм.
Глубина спуска Нсп=2435м
Глубина скважины H=2604м.
Рассчитаем объем, занимаемый металлом НКТ:
Vнкт = 2435*3,14*(0,0732-0,0622) / 4 =2,84 м3
Рассчитаем объем внутреннего пространства эксплуатационной колонны:
Vэк=2604*3,14*0,1262 / 4 = 32,45 м3
Рассчитаем объем жидкости глушения:
Vжг=1,1*(2,84 + 32,45)=38,8 м3
Объем первого цикла глушения рассчитывается из условия, что он должен быть не менее внутреннего объема эксплуатационной колонны в интервале
от глубины спуска ГНО (башмак НКТ) до искусственного забоя.
Объем второго цикла рассчитывается из условия, что он должен быть не
менее внутреннего объема эксплуатационной колонны за вычетом объема НКТ
в интервале от устья до глубины спуска ГНО (башмак НКТ). Т.е. он должен
обеспечивать полную смену жидкости в ходе промывки в указанном объеме.
Величина запаса жидкости глушения составляет 10% от объема.
Регулирование свойств жидкости глушения
Количество воды в литрах, необходимой для добавления в 1м3 и
ходного раствора с целью снижения плотности раствора до заданной
можно определить по формуле:
G = pв * (pисх – pзад) / (pзад – pв)
Где pв – плотность воды кг/м3
pисх – плотность исходного раствора кг/м3
pзад – плотность заданного раствора кг/м3
ПРИМЕР:
На скважину завезен раствор с плотностью Рисх = 1180 кг/м3
Рв = 1010 кг/м3
Задача – снизить плотность раствора до 1100кг/м3
Количество добавляемой воды в литр
G = 1010*(1180 – 1100)/(1100-1010) = 1010*0,89 = 899 литров
В случае недостаточной плотности жидкости глушения следует дорастворить в ней дополнительный объем солей или утяжелителя.
Расход утяжелителя G, необходимого для повышения плотности 1 м3 раствора, определяют по формуле:
G = 3 ( 2 - 1)/( 3- 2*( 1 – n + np3)),
3
где
1 – плотность жидкости глушения до утяжеления, кг/м ;
3
2 – плотность утяжеленного раствора, кг/м ;
3
3 – плотность утяжелителя, кг/м ;
n – влажность утяжелителя.
136
Таблица 9.Возможные аварийные ситуации при выполнении работ.
Аварийная ситуация
Метод ликвидации аварии
Не удается сбить клапан
Провести глушение в затрубное пространство с продавкой жидкости глушения на
поглощение. Обязательна добавка ингибиторов.
При проверке циркуляции жидко- Провести глушение с продавкой жидкости
сти обнаружен обрыв НКТ и насо- глушения на поглощение. Обязательна доса
бавка ингибиторов.
Скважина интенсивно поглощает Использовать в первом цикле блокируюжидкость глушения, нет возмож- щий состав.
ности создать циркуляцию. В то
же время, идет поступление нефти
и газа в скважину.
Плотность жидкости глушения Выполнить перерасчет плотности по факрассчитана неверно из-за неверно тическому пластовому давлению. В расчеуказанного пластового давления. те использовать давление столба жидкости
Скважина продолжает работать глушения, находящейся в скважине, плотдаже после полной замены столба ность которой известна и зафиксированное
жидкости. Манометр фиксирует буферное давление. После перерасчета подавление на буфере.
вторить операцию глушения.
Занятие 22. Пенные составы для глушения скважин.
Цель: Ознакомится с различными пенными составами и случаями их
применения.
Задание: Выучить виды пенных составов и случаи применения.
Особые трудности при глушения газовых и газоконденсатных скважин
возникают в скважинах с низкими пластовыми давлениями, когда Р = (0,1+0,8)
р. с целью исключения снижения проницаемости призабойной зоны при глушении скважин с пластовым давлением ниже гидростатического (особенно на
завершающей стадии разработки месторождений) используется более перспективный метод глушения скважин — метод применения двух и трехфазных лен с
использованием эжектора. Применение лен обеспечивает снижение или полное
устранение репрессии на продуктивный пласт за счет возможности регулирования плотности пены и снижение интенсивности поглощения и (или) полное его
прекращение путем регулирования структурно-механических свойств лены, что
создает условия для сохранения его естественно фильтрационных свойств. В
состав двухфазных пен входят вода и ГТАВ, являющееся пенообразователем и
одновременно стабилизатором из группы водорастворимых полимеров, а в состав трехфазных пен — дополнительно высокодисперсная твердая фаза.
Состав двух фазных пен. Для освоения скважин иудаления продуктов кислотной реакция используются двухфазные водные и кислотные лены:
• продукты реакщш кислоты и пенообразователь (неионогенные ПАВ
0,3—0,5 % — ОП-7, ОП- 10,);
137
• продукты реакции кислоты и пенообразователь (ДС-РАС, дисолван,
сульфонал, «Прогресс», превоцелл, ОП- 10 с метанолом — 20—40 %). По сравнению с обычной кислотой слиртокислотная пена имеет преимущества. Она
позволяет:
• увеличить охват пласта обработкой по его толщине и размерам его поровых каналов;
• снизить поверхностное натяжение закачанного и нейтрализованного
раствора кислоты;
• уменьшить скорость реакции;
• воздействовать на тонкопоровые каналы пористой среды;
• облегчить удаление продуктов кислотной реакции — глинистых загрязнении и воды из пласта и вынос их на поверхность;
• предотвратить гидратообразоваяне.
Состав трех фазных пен:
1. Анионные ПАВ заметно повышают стабильность трехфазных лен, которая достигает 600— 700 мин:
• анионные ПАВ 1—1,5 %: ПО-1д, «Прогресс», ДС-РАС, КЧI-IР и сульфонал;
• стабилизатор: КМЦ, ММЦ — 0,5—1,0 %;
• высокодисперсная твердая фаза: бентонит — 10 %.
2. Неионогенные ПАВ — 1,5—2 %, ОП-1 0, неонол:
• стабилизатор: КМЦ, ММЦ — 0,5—1,0 %;
• высокодисперсная твердая фаза: бектоыит — 2—10%.
Повышение содержания высокодисперсной твердой фазы (бентоанта)
увеличивает устойчивость трехфазных лен в 10—50 раз. Применение ОП-1 О
исключает выпадение в призабойной зоне осадка при контакте с пластовыми
водами.
Таблица 10.Примерный состав трехфазной пены, %:
Сульфонол
0,2-0,3
КМЦ
3,5
Гашенная известь, пушенка, химически осаженный мел
0,5-2,0
Вода
остальное
Свойства:
Плотность
Условная вязкость по ПВ-5
Водоотдача (по ВМ6)
СНС1/10
900-1100 кг/м3;
700-800 с;
4 см3 за 30 мин;
1,5/3,0 дПа
Подготовительные работы к глушению. Последовательность выполнения:
• производится проверка наличия циркуляции в скважине, после чего
принимается решение о категории ремонта;
• определяется величина текущего пластового давления;
138
• рассчитывается требуемая плотность ЖГ, определяется необходимое ее
количество;
• готовится требуемый объем жидкости соответствующей плотности с
учетом аварийного запаса, объем которого определяется исходя из. геологотехнических условий, но не менее одного объема скважины;
• скважина останавливается, производится ее разрядка, проверяется исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании;
• расставляются агрегаты и автоцистерны, производятся обвязка оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии на давление, превышающее
ожидаемое в 1,5 раза;
• нагнетательная линия оборудуется обратным клапаном.
Процесс глушения. Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Для этого:
• производится замена скважиннойжидкости на ЖГ;
• если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение
колонны ЖГ осуществляется при ее покачивании на поглощение;
• глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производится закачиванием )КГ методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков для обеспечения необходимого противодавления на пласт;
• по истечении 1—2 ч и при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушенной.
Глушение скважин, оборудованных ЭЦИ и ШГН, при необходимости
производится в два приема и более после остановки скважинного насоса и сбивания циркуляционного клапана. Жидкость глушения закачивают через ИКТ и
межтрубное пространство до появления ее на поверхности. Задвижка закрывается, и в пласт закачивается расчетный объем жидкости, равный объему эксплуатационной колонны от уровня подвески насоса до забоя.
В скважинах с низкой приемистостью пластов глушение производится в
два этапа. Вначале жидкость глушения замещается до глубины установки насоса, а затем через расчетное время повторяется глушение. Расчетное время Т определяется по формуле
,
где Н — расстояние от приема насоса до забоя скважины, м; — скорость замещения жидкостей, м/с (ориентировочно принимается равной 0,04 м/с).
При глушении скважин, которые можно глушить в один цикл и в которых
возможны нефтегазопроявления, буферная жидкость закачивается в межтрубное пространство вслед за порцией ЖГ, равной объему лифтового оборудования. дальнейшие операции по глушению производятся согласно принятой на
предприятии технологии. В случае глушения скважин с высоким газовым фактором и большим интервалом перфорации при поглощении ЖГ в высокопроницаемых интервалах предусматривается закачка в зону фильтра буферной
139
пачки загущенной ЖГ или вязко-упругих суспензий (НУС). При интенсивном
поглощении используются нефтеводокислоторастворимые наполнителикольматанты с последующим восстановлением проницаемости ПЭП.
При обнаружении нефтегазопроявлений необходимо закрыть противовыбросовое оборудование и действовать в соответствии с планом ликвидации
аварий. Возобновление работ разрешается руководителем предприятия после
ликвидации нефтегазопроявления и принятия мер по предупреждению его повторения.
Подготовка устья скважины осуществляется по следующей схеме:
• сооружаются якоря для крепления оттяжек (при кустовом расположении
устьев скважин якоря располагают с учетом правил обустройства скважин);
• перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в затрубном
пространстве снижается до атмосферного;
• при отсутствии забойного клапана-отсекателя скважина глушится жидкостью соответствующей плотности;
• устье скважин с возможным нефтегазодроявлением на период работы
оснащается противовыбросовым оборудованием в соответствии с планом производства работ, а скважина глушится;
• схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается предприятием и согласовывается с противофонтанной службой и органами Госгортехнадзора.
• рабочая зона подготавливается для установки передвижного агрегата;
• производится монтаж передвижного агрегата;
• расставляется технологическое оборудование;
• производится монтаж мачты.
Подготовка труб ведется согласно следующим требованиям:
• приемка и подготовка труб, предназначенных для ремонта скважин,
производится службами трубного хозяйства (УПТО и КО, трубные базы и др.);
• компоновка колонны бурильных труб осуществляется в соответствии с
требованиями ГОСТ 631—75, с замками по ГОСТ 5286—75 в зависимости от
диаметров обсадных колонн (табл. 7.9);
• расчет бурильных колонн на прочность при зарезке и бурении вторых
стволов производится аналогично расчету колонн для бурения наклоннонаправленных скважин (перед зарезкой нового ствола состояние бурильных
труб проверяется существующими методами контроля);
• подготовка обсадных труб, предназначенных для спуска в скважину в
качестве хвостовиков при изоляции поврежденных участков колонны и крепления вторых стволов, производится в соответствии с действующими руководящими документами;
• при проведении ремонтных работ, кроме работ с кислотами, щелочами и
в условиях сероводородной агрессии, допускается использование алюминиевых
труб;
• перед ремонтными работами выполняется гидроиспытание труб (бурильных и ИКТ) на величину давлений не ниже минимальных, приведенных в
140
действующих РД и ИТД;
• транспортирование труб на скважину производится на специальном
транспорте;
• резьбовые соединения труб защищаются от повреждения при погрузочно-разгрузочных работах и транспортировании предохранительными кольцами
и пробками;
• в процессе подготовки труб проверяется состояние их поверхности, а
также муфт и резьбовых соединений;
• при шаблонировалии в случае задержки шаблона в трубе последняя
бракуется;.
• длина труб измеряется стальной рулеткой;
• в процессе подготовки трубы группируются по комплектам в соответствии с их типами и размерами;
• не допускается использование переводников и узлов с проходным сечением, препятствующим свободному прохождению на забой скважины геофизических приборов;
• подъемные патрубки и переводники должны быть заводского изготовления и иметь паспорта с указанием марки стали.
Занятие 23.Формулы для расчета прямой закачки газа.
Цель: Изучить способ прямой закачки газа.
Задание: Решить задачу с использованием данных формул.
Давление на глубине h может быть записано следующими выражениями:
P=ρжgh
P=Pдоп*
где Р – давление в скважине на глубине h;
ρж – плотность скважинной жидкости;
g – ускорение земного притяжения;
Рдоп– максимально допустимое давление нагнетания газа в скважину;
– относительная плотность закачиваемого газа;
z – среднее значение коэффициента сжимаемости газа;
Т – средняя абсолютная температура газа в скважине.
Из выражений (1.1) и (1.2) следует, что формула для определения искомой величины максимально допустимого давления нагнетания газа в скважину
примет вид
В формуле (3.4) неизвестной является величина h. Глубина h, на которую
следует оттеснить жидкость в скважине, может быть определена из следующего
баланса объемов жидкости:
hдин ·fкол = (h – hдин) fтр
141
где fкол– площадь сечения кольца затрубного пространства;
fтр– площадь внутреннего сечения труб колонны НКТ;
hдин– расстояние от устья скважины до динамического уровня в момент
выравнивания уровней скважинной жидкости в НКТ и в затрубном пространстве.
Таким образом, при прямой закачке газа максимально допустимая глубина оттеснения жидкости определяется из выражения:
h = hдин ·(1 + fкол/fтр)
Для случая обратной закачки газа аналогичные рассуждения приводят к
получению следующего выражения для определения глубины оттеснения жидкости в затрубном пространстве:
h = hдин (1 + fтр/fкол)
Расстояние от устья скважины до динамического уровня можно определить через известные величины:
hдин = Hскв – Pзаб / ρжg = Hскв – (Pпл – Δp)/ ρжg
где Нскв– глубина скважины;
Рзаб– давление на забое скважины;
Рпл– давление на контуре питания скважины;
Δр – величина допустимой депрессии.
Тогда формулы примут следующий окончательный вид.
Для прямой закачки газа
H=
–
Для обратной закачки газа
H=
–
Заметим, что формула справедлива как для прямой, так и для обратной
закачки газа.
Формулы являются расчетными. Расчеты по предложенным формулам
позволят выбрать необходимое оборудование и рационально управлять процессом вызова притока из пласта в скважину.
На практике, при применении компрессорного способа вызова притока,
обычно не учитывают давление, создаваемое столбом газа. Вполне возможно,
что это допустимо, когда нет ограничений на величину депрессий. Однако, если
величина депрессии ограничена, то даже незначительное превышение ее по отношению к допустимому значению может привести к негативным последствиям. Следует иметь в виду, что столб газа дает прирост давления более чем на 10
% на каждые 1000 метров глубины.
Занятие 24 Глушение и освоение скважин с применением концентрированных меловых суспензий (паст)
Цель:Знать для чего и при каких условиях применяется.
Задание:Изучить способ глушения и освоения скважин с применением
концентрированных меловых суспензий.
Известен способ глушения пласта (000 «Кубаньгазпром», «СевкавНИИ142
газ») на время ремонта концентрированной меловой суспензией на основе химически осажденного мела (меловая паста). В силу высокой дисперсности
твердой фазы паста под давлением проникает в поры и трещины при- ствольной зоны пласта, где, загустевая, создает непроницаемый барьер, исключающий
контактирование пород коллектора с рабочей жидкостью, находящейся в стволе скважины. После окончания ремонта меловой барьер разрушается солянокислотной обработкой, и гидродинамическая связь скважины с пластом восстанавливается. Химически осажденный мел обладает высокой степенью чистоты
и при взаимодействии с соляной кислотой не образует твердых осадков, а полученный в результате реакции водный раствор хлористого кальция легко удаляется из пласта при освоении.
Химически осажденный мел представляет собой тонкодисперсный, микрокристаллический порошок, получаемый в промьплленностк карбонизацией
известкового молока Са(ОН)2 диоксидом углерода (СО2). Содержание карбоната кальция колеблется в пределах 96-98 %, влажность составляет 1—1,5 %. Содержание примесей, не растворимых в соляной кислоте, изменяется в пределах
0,15—0,2 %, что практически исключает возможность загрязнения коллектора
продуктами реакции.
для придания неустойчивым меловым суспензиям упругопластических
свойств используется реагент стабилизатор-структурообразователь — КМЦ со
степенью полимеризации от 300 до 600. Условная вязкость 5% водного раствора КМЦ-300 составляет 50—70 с, КМЦ-500 — 250—300 с. Рекомендуются следующие составы для временного блокирования пласта при глушении скважин:
Химически осаженный мел
35-40%
3
(γ = 2,7’2,8 г/см )
Вода пластовая
58-63%
3
(γ = 1,01’1,05 г/см )
КМЦ-500
1,5-2,5%
Технологические параметры суспензии после выдерживания в течение
5—6 ч при Т = 100 °С изменяются в следующих пределах:
Плотность
γ = 1,28’1,31 г/см3
Водоотдача (по ВМ-6)
4-10 см3 за 30 мин;
Условная вязкость
300-600 с;
Суточный отстой жидкой фазы
1-2%
В нормальных условиях (Т = 20 °С, Р = 0,1 Мга) водоотдача может достичь 20 см3 за 30 мин, условная вязкость — 1000 с, суточный отстой — О %.
В скважинах с интенсивным поглощением (до 50—70 л/мин) используется суспензия с максимальным содержанием мела (40 %) или добавкой 10-15 %
строительного мела. Порядок приготовления суспензии:
• после определения необходимого количества суспензии и выбора ее состава в 1/2 части общего объема воды производится затворение КМЦ до получения однородной по вязкости массы (при использовании воронки или гидросмесителя для этого достаточно 30 мин);
• в оставшейся 1/2 части воды затворяется мел с интенсивным перемеши143
ванием гидросмесителем получившейся суспензии в течение 30 мин;
• оба раствора смешиваются и перемешиванием в течение 1 ч доводятся
до консистенции с заданными параметрами.
Занятие 25. УстановкаКРС.
Цель:Знать состав оборудования установки КРС
Задание:Ознакомится с установкой КРС
Типичнаямодель УКРС-этопятиосевойкаркасс одноместнойизолированнойкабиной.
Данная
вышка
снабжаетсяэлектропитанием
двигателемDetroitDieselSeries
60иможетустанавливаться
на
режим450лош.силили2100об./мин. Трансмиссияпредоставлена
вформемоделиAllisonS5610.
Мачтоваявышка
высотой104футаивесом225,000
фунтов,установлена на6 растяжках.
Вышка
состоитизсемичастей,
включаясистемуэлектроснабжения, системутрансмиссии,
систему
шасси,системубуровыхлебѐдок, мачтуиталевуюсистему,системурегулировки(гидравлика,
пневмо,
электричество),атакжевспомогательнаяарматура.
Типичнаятехническаяхарактеристика
Система
электрообеспечения:ДвигательDetroitDieselSeries60(450л
ош.сил
или2100об./мин).
ТрансмиссияAllisonS5610.
1дизельнаяѐмкость
на100галлонов.Огнеустойчивыйглушите
ль. Теплообменник.
Система шасси:5осей, верхняяплощадкас лестницейипериламисостороныоператора,
Стоякящикдляинструментарияидвегоризонтальныекоробки
Рис.64.Установка КРС
дляинструментария.
Одноместнаякабина.
Система
привода:ортогональнаякоробкапередач,
силовыешины,двепередниерулевыеоси, одна пневморегулируемаяось-волокуша.
Буровые лебѐдки:Лебѐдка с двумя барабанамис42X12барабаном
НКТи42X10тартальный
барабан
с
сервотормозами.
Один40X7
вспомогательныйдисковыйтормозспневмоприводом. Оба барабана охлаждаемы
144
впрыскиваемойводой,а вспомогательный тормоз охлаждаем воздухом.
Рис. 65. Буровая лебедка
Мачтаи
талеваясистема:Металлическаямачта
–
угол
104градуса,талевыйблок,
клетка
для
верховогорабочего,инерционнаяплощадкадляработыс НКТ, индикаторнаклонамачты, свѐрнутоеоснованиевышки.
Системауправления:(гидравлическая,пневмотическая,электрическая).Главныймаслонасос, маслонасосрулевого
механизма,цилиндр
дляподъѐма
мачты,цилиндрограничениямачты,4 выравнивающихдомкрата вышки, буроваялебѐдка на 8,000фунтов, маслянойбаксистемы гидравлики. Пневмокомпрессор,запаснаяѐмкость,сушитель воздуха,пультуправленияс регулируемойплатформойдляоператора.
Занятие 26. СПОвскважине под давлением
Цель:Знать состав оборудования
Задание:Рассмотреть оборудование для СПО в скважине под давлением
Комплекс
оборудования
дляспускоподъѐматрубпод
давлениемспроектирован
длявыполнения операцийпопрофилактическому ремонтукакскважин
поддавлением,такиприпровед
ении
капитальныхремонтов истощѐнныхскважин.
Спускоподъѐмтруб под145
Рис. 66. Комплекс оборудования для спуско-подъѐма труб под давлением
давлением–этопроцесспроведенияcпуско-подъѐмных операцийв скважине,
устьевоедавлениекоторойдостаточновеликодлявыталкиваниятрубы,еслине прилагаетсязадерживающейсилы.Такойпроцессназываетсярежимом «легкиетрубы».
Спуско-подъѐмныеоперациис герметизациейустья–название, принятоедляобозначения процессаподъематруб через резиновыйэлементдлягерметизацииустья,будь это режим «под давлением»илирежим «тяжелыетрубы»(когдатруба
слишкомтяжелаядля выталкивания).
Основнаяустановка
дляспуско-подъѐматрубподдавлением–
этомеханическийили
гидравлическийагрегат,используемыйдлясозданиятолкающих,
тянущихиизгибающихсил,
воздействующихнарабочуюколоннудлявыполненияконкретныхзадачв скважине.
Существуеттриосновныхклассаустановокдляспуско-подъѐматрубпод давлением:
• Установки«РигАссист»
илиобычныебуровыеустановки(спитаниемот
буровой установки).
• Одно-илимногоцилиндровыегидравлическиеустановкитипа «Хайдролик
Джек» (короткоходные- «Шорт Строук»).
Гидравлическиеодноилимногоцилиндровыеустановкистросовымирегуляторамидлиныхода (длинноходовые -«ЛонгСтроук»).
Установка«РигАссист»
Установкитипа
«РигАссист»
монтируютсянарабоч
ейплощадкебуровойустановкии используютсятольков режиме«легкиетрубы».
Кактолькодостигаетсядостаточныйвес
труб, установка «РигАссист»демонтируетсяи
продолжаетсяработа,в
ходе которойостальныетрубы буровойспускаютсяв скважинусгерметизацией
устья.
Установкатипа«РигАссист»управл
яется черездваканата,
прикрепленныхкталевомублоку главнойРис. 67. Установка «Риг Ассист»
146
буровойустановки,приэтом каждыйканатныйконецогибаетшкивы на базовой
платформе(неподвижнаяголовка)установки, котораяв своюочередьприкрепляетсяк подвижнымклиновымзахватам(фрикционныеплашкизахвата). Подвижныеклиновыезахваты
удерживаютсянасвоихместахспомощьюизменяющихположениеканатов, которыеогибают
шкивыв
сборес
противовесами,чтокрепятсякконструкциибуровойвышки.
Этипротивовесы
достаточны
дляудержанияподвижныхклиновыхзахватов наверху, атакжеподдержания некоторогонапряженияглавных удерживающихтросов. Неподвижнаяголовка крепитсяк
блоку
противовыбросовыхпревенторовбуровойустановки,котораяможетбыть ужеусиленной дополнительнымипревенторамидляспуско-подъѐма труб под давлением.
Короткоходнаяустановка- «Шорт Строук»
Наиболеечастовстречающаясяустановка дляспуско-подъѐматрубпод давлением–это
гидравлическаяустановка/гидроблоктипа
«ХайдроликДжек»или«короткоходная- "Шорт Строук"», котораябыларазработана в конце 50хгодов.Гидроблокимеетход8‘- 14' футов, отличнуюсистемунаправляющихтруб;
можетвыдерживать давлениядо20000psi. Гидравлическиеустановкимогутразвивать подъемнуюсилудо600000фунтовисилуспуска под давлением300000футов, а
такжемогут выдерживать обсаднуютрубудо135/g". Этокомпактная установка,котораяобладаетпреимуществамипримонтажена малыхплатформахили платформах-спутниках.
147
Рис. 68. Короткоходная установка - «Шорт Строук»
Отрицательныекачествасостоятв
том,чтоэтосравнительнонизкоскоростнаяустановка
и
монтируетсяна
верхуустьяскважиныилиблокапротивовыбросовыхпревенторов.
Крометого,
всяосеваянагрузка
приходитсяна
устьескважины.
Главнаярабочаязона
находитсянаверху противовыбросовогопревентора иустьяскважины.
Длинноходоваяустановка–«ЛонгСтроук»
Длинноходоваяустановка дляспуско-подъѐма труб под давлениемтипа
«ЛонгСтроук»или«Лайн Мультиплайер» быларазработанапримернов 1969г.Она
самоустанавливающаясяисамая
высокоскоростнаяизустановокдляспускоподъѐма трубпод давлением,такжеможет достигать скоростиспускоподъѐмных
операций1000- 1500'в час, чтопримернона 30%быстрее гидроблоков типа
«Джек». Длинноходоваяустановка имеетмаксимальныйходтридцать шесть футов, хотянормальный ходсоставляетотдвадцатидотридцатифутов. Этообеспечивает возможность спуска добычныхфильтровимногихдругихинструментов за
один ход.
148
Некоторыепреиму
мущества посравнениюс
другимиСПОв
непод давлением состоятв том, чтоустановкалегкопереноситвесколонны насвоерамноеоснованиеиплатформу, а
не фонтанную арматуру.
Онаможетбыть установлена,испытанаиначать
работать примернозаодну
смену.Такжебудучисамоуст
анавливающейся,установкаможетмонт
ироватьсяна скважинахза
пределамирадиуса
действиякрана платформы.
ОтрицательныеРис. 69. Длинноходовая установка – «Лонг Строук»
черты включаютплохуюсистемунаправляющихтруб(посравнениюс гидроблокамитипа «Джек»). Обычноустановкаимеетограничениепо давлению на устье скважины, котороенедолжнопревышать3000psi.
Монтажбуровойустановки
Установкидляспуско-подъѐма труб под давлениемустанавливаютсяпрямона фонтанную арматуру для работы через имеющуюсявскважинеколоннуНКТ,илинаустьескважины,
после
снятия
фонтаннойарматуры,
еслинеобходимоподнятьилиспуститьоборудованияпоосвоению
скважины.Установкойможноработать через спущеннуювскважинубурильнуюколонну,еслиэто необходимодляпромывки.
Оборудованиеустанавливаетсяотдельнымиблок–
секциямиилиподузламиипрямо присоединяется черезштуцеркфонтаннойарматуре/устьюскважиныилипредшествующему
компоненту.Нормальныймаксимальныйподъѐм–порядка6тонн длякрупногогидроблока.
Если
вследствие
количестваиспользуемыхпротивовыбросовыхпревенторовтребуетсямонтаж установкинаочень
большойвысоте,
тогда
необходимоучитыватьмаксимальныйрадиускрана.
Всеоборудованиетранспортируетсявконтейнерахилинарамах,а
полный
комплект оборудованиякороткоходнойустановки,включая всееѐвспомогательныекомпонентыможет заниматьбольшуюплощадь. Однако, когдаустановка
смонтирована, большаячасть оборудования размещенногона скважине, включа149
ятранспортировочныеконтейнеры, может быть складирована.
Операции
по
использованию
системспускоподъѐматрубподдавлениембез глушения скважинывключают:
Удалениеасфальта,парафина иосадка
Предотвращениевыброса изскважиныидругиеаварийныеработы
«Жесткий»инструментдлягоризонтальныхскважин
Забуриваниебоковогостволаизскважины(сайдтрек)
ОбычныйКРСикапитальныйремонтскважинс АВПД
Спускилиизвлечениеоборудованияосвоениянаодинидва пласта
Гравийнаянабивка –обычнаяипод давлением
Изоляцияпластов иихобработка
Искусственнаяконсолидацияпесчаника
Спускскважинныхперфораторов на НКТ
Цементирование, лифтазота
Установка сдвоенныхпакеровифильтров
Испытательпластов
Разбуриваниезапорныхэлементовиклапанов
Разбуриваниепакеров
Разрушаемыйбурениеминструментижесткая накипь
Удалениепесчаной/глинянойпробкипромывкой
Ловильныеработы
Закачкакислоты
СПО отсекающихклапанов
Тампонажныеработыизадавка зоны перфорации
СПО добычной колонны
СПО эксплуатационной обсадной колонны
Помощь
припроблемахвбурениииоперацияхсмеханическимиустановкамиКРС
СПО погружныхнасосов
ПреимуществаСПОвскважине поддавлением
Гидроблокидля СПО вскважинепод давлениемобладаютмногимидостоинствамив плане обеспеченияпродуктивностискважины.Ониэффективнее,чем другиесистемы КРСво многих отношениях. Рассмотримдалееэтипреимущества.
• Ненужноглушить скважину:Система дляСПО в скважинепод давлением
позволяет выполнять многиетекущиезадачипообслуживанию добывающихскважин,таким образом снижаяилиликвидируязатраты нафлюиддляглушения, закупоривающий материал инасосноеоборудование. КРСпод давлениемпозволяетизбежать риска нарушенияпроницаемостипродуктивногопластавследствие образованиятолстой фильтрационной коркибуровогорастворана стенкахскважиныиливозможной
химическойнесовместимостипластовыхжидкостейспродуктивнымизонами, чтоможет привестикобразованиюширокихзон обводнения,и,такимобразом, кневерным результатамгеофизическихисследованийвскважиневплане оценкискважи150
ны.
Временнаяиэкономическаяэффективность:Внекоторыхситуациях, гидроблокможет быть смонтирован,выполнить задачупоКРСна соответствующейскважине,ибыть передислоцирован ещедотого,как обычныйагрегатдляКРС будетполностьюустановлен. ГидравлическийКРС частосчитаетсяцелесообразным, когдаобщаястоимость
проекта
подгоняетсядляучета
несколькихднейполученияуглеводороднойпродукциии использованиясэкономленныхсредств дляновыхскважин.
• Обычныетрубы
свозможностьювращения:Многиепроблемыпообслуживаниюскважин
решаютсяспомощьюиспользованиясистемгибкихНКТ(колтьюбинг),нокогда
требуются нагрузки«помощнее»,использованиегидравлическойсистемы для
СПОв скважинепод давлениемдаетпреимуществопривыполнениизадач с рабочими колоннамипо сравнениюс колтьюбингом. Например:
• Рабочие колонны варьирующиесяпоразмеруот1 дюймовойНКТдо5 дюймовой бурильнойтрубы, которые обычноиспользуютсядляработв горизонтальнойскважине, приразбуриваниипакеров, работпоизвлечению застрявшихклапанов-отсекателей, разбуриванииобычныхпакеров ит.п.
• Легкотранспортируемоеоборудование:преимуществауменьшенногоразмера,
сниженного
веса
илучшегокомпоновочногопотенциалапозволяютснизитьтранспортные издержки. Основнаямасса обычныхбуровыхлебедок–цепипривода набарабан и различныеосевыеподшипники, редукторы,соединительныеустройства,ремни, цепи, тали–ликвидируется.Такжеотпадаютпроблемыпосопутствующемутехническому
обслуживаниюисмазке.
• Эффективноеиспользованиерабочегопространства
на
платформе:Преимущества
эффективнойкомпоновкииколичественногораспределениячрезвычайно важныкакдля наземныхтакиморских областейприменения. Морскиебуровыеустановкииплатформы особенноподходятдлясистем СПОв скважинепод давлением
вследствиекритических
ограниченийкасательноместа
на
палубе,оборудованияпогрузкина
палубеи
передвижногостреловогогрузоподъѐмногокрана.
• Точноегидравлическое управление:работамиОдна изглавныхмеробеспечения безопасностигидравлическойсистемы – этоточныйконтроль мощностивозможный вследствиенеуплотняемостижидкости(рабочаяжидкость длягидравлическихсистем). Основныепреимущества:
• Управлениесистемамиблока:Гидравлическиесистемы
высокоскоростныеиточныепо времени. Любоеизменениев напорном движениис помощью манипуляцийгидравлическимиклапанами
управления
вызываетмгновенныйвиртуальныйоткликповсейсистеме.
• Защита отперегрузки:Важнаяхарактеристика безопасностив гидравликезаключаетсявтом,
что
разгрузочныеклапаныобеспечиваютзащитуотповрежденийиз•
151
заперегрузки.Такаязащита
достигаетсяпосредствомперенаправленияподачинасосав
режимбайпаса,когданагрузка превышаетустановкиклапана. Установка этихклапановосуществляетсяв соответствиис возможностямискважинныхинструментов илидругихкомпонентов,
илипростоограничениями
побезопасностиработысиспользуемымитрубнымиизделиями.Такаямерабезопасн
ости
исключает
возможность
человеческойошибкивпланепревышенияограниченийпотрубным
изделиям.
Возможностипревышенияпределапрочностина растяжениетрубнойпродукции,
чрезмерного моментапризаворотезамков бурильныхтруб, илисрыв резьбтрубсведенык
минимуму.
Посколькумаксимальноегидравлическоедавлениеустановленосучетом фактора
безопасности,которыйограничиваетмощность, развиваемуюсистемойдозначения
меньшетого, котороенеобходимодляповреждениятрубныхизделийрабочей колонны.
• Рассмотрениевопроса
поперсоналу:Количествоработающегонаблокеперсонала
уменьшается,
потомучтосредствауправлениявтакихблокахспроектированы
эргономично;поэтомуминимизируетсяколичествоперсонала, необходимогодля выполненияоперацийпоКРС.
Площадипомещенийдляснаиотдыха,регламентируемые
контролирующиморганом дляработ на море,уменьшены из-за небольшогоколичества требующегосяперсонала.Одна бригада обеспеченияСПО вскважинеподдавлением эффективновыполняетработувмененнуюобеимбригадам: бригаде неквалифицированныхрабочих(грузчиков, стропальщиков)ибуровойбригадена буровых илиобычныхустановкахКРС. Каждаябригадаобеспечения СПО вскважинепод давлениемрасполагаетперсоналомсертифицированным на производствоследующих работ:пожаротушение(RISC), выживание–перваяпомощь (случайоказания медицинской помощи), быстроереагирование, работысопаснымиматериалами,управление скважинойприНГВП, работаскраном. Персонал блокапостояннопосещаеткурсы
повышенияквалификации,
которыеулучшаютзнанияпотехникебезопасностии пониманиетехнологии.
Модификации:Модифицированиегидравлическойсистемы вособойситуациилегко
выполнимо.
Подключениекисточникуэнергиидостигаетсябезиспользования механическихсоединенийилицепейпривода.
Установкадляспуско-подъѐматруб поддавлениемтипа«Джек»
Установка дляспуско-подъѐма труб под давлениемтипа «Джек» этонаиболее распространенный тип гидроблоков для СПОв скважинепод давлением. Этообусловленотем, чтоустановкапозволяетрешатьширокийспектр задач
вовремяработна скважинеприустьевом давленииотумеренного довысокого.Гидроблоктипа "Джек"можетработать. Какавтономно, так иприподдержкеобычнойбуровойустановки/установкиКРС.
Преимуществатакоготипа установокдля СПОв скважинепод давлением
посравнениюс обычнымисистемами:
152
Высокаямощность располагаемогоусилияпринудительногоспускатруб.
Максимальнаяподъѐмнаясила.
Максимальныйвращающиймомент.
Компактность.
Позволяетиспользоватьширокийспектртрубнойпродукции,от
¾‖
до111/16‖.
Осевыенагрузки
обычноприложены
кустьюскважины(хорошодляповрежденныхплатформ). Возможен монтажна максимальнойвысоте,учитываяиспользованиедополнительных противовыбросовыхпревенторов
дляулучшенияконтроляскважиныиувеличенияотсекадля сборкииспуска КНБК.
Отрицательные сторонытакоготипаустановок для СПО в скважинепод
давлениемпосравнению с обычнымисистемами:
Увеличеннаяпродолжительность спуско-подъѐмных операций.
Требуетсякран илиподъѐмнаястрела для выполнения монтажа.
Спускрабочих колонноднотрубками.
Рамагидроблокатипа«Джек»всборе
Рама
гидроблокатипа«Джек»
всборе–
этожесткаястроительнаяконструкцияпредназначенная дляподдержкигидравлическихцилиндров, корпусовклиньевойподвески,рабочейплощадкии других компонентов.Рама крепитсякблокупротивовыбросовыхпревенторов черезрабочееокно. Гидравлическиецилиндры представляютсобойнеотъемлемую частьагрегата в сборе, позволяя вдавливатьНКТвстволскважины. Эта функция выполняетсянезависимоотподдержкибуровой установки.Рамагидроблокатипа «Джек» передаетподъемные,спуско-подъемныеи скручивающиесилы наустьескважинычерезклиновыезахваты в сборе. Рама гидравлической установкидляСПО типа
«Джек» состоитиз:
• Верхняяплита в сборе.
• Нижняяплитаоснованияв сборе.
• Один илинесколькогидравлическихцилиндров сманифольдом.
• Подвижныеификсированныекорпуса клиньевойподвескив сборе.
• Передвижнаяголовкас интегрированным ротором буровойустановки.
• Конструкционноеобеспечениедлякрепления:
• Корпусовклиньевойподвески
• Системыпротивовыбросовыхпревенторов
• Системы растяжек
• Рабочее окнов сборе
Передвижная
головкамеханическисинхронизируетштокигидравлическихцилиндров вовремя
цикловвыдвиженияивтягивания, необходимыхдлявдавливанияНКТна протяжениивсей операции. Грузоподъемностьварьируетсяот340000фунтов до660000
фунтов.
Производительность СПОпод давлением варьируетсяот180000 фунтовдо330 000 соответственнодляустановкиСПОрасполагаемойдляOWI.
Талевыйблокможетустанавливатьсяс гидравлическим механизмом разъ153
единения, чтобы обеспечить аварийныйсброс рабочейколонныиликомпонентов
нижнейчастибурильной колонны.
Системауправления гидроблокомтипа«Джек»
Системауправлениягидроблокомтипа«Джек»этосистема
шлангов,клапанов
идругих
гидравлических
компонентов,предназначенныхдляуправленияустановкойСПОпод давлением. Устройствавыдачикомандуправленияи контрольныеприборы монтируютсяна рабочей
площадкеиобеспечивают:
• Точноеизмерениеподъемныхсилисил торможения
• Гидравлическая регенерационнаяспособность внекоторыхместахприложения
• Выбор различныхцилиндров (в многоцилиндровыхсистемах) длянастройкидиапазона силы вдавливания
Оператор
СПО
под
давлениемотслеживаетсилуторможенияиподъемаизрабочейкорзины, глядя наточныеиндикаторы веса. Приборы показываютвыходнуюсилу, считываягидравлическое
давлениепрямос
активного(ых)поршня(ей).Считываниеприборовобеспечиваетсяс шагом1000 фунтов.
Силы подъема/торможенияустановкидляспуско-подъѐматруб поддавлениемзависятот зоны активногоплунжерагидравлическогоцилиндра игидравлическогодавления.
Система направляющих труб
Система
направляющих
труб
–
этокомплекттрубныхэлементов,функциякоторыхнаправлять рабочуюколоннувскважину,предназначенныйнедопускать чрезмерногоизгибатруб в ходе СПО.
Системамонтируетсяна раме гидроблока типа «Джек»иагрегатахрабочегоокна
согласно эксплуатационнымтребованиям.
Такиекомпонентыкаккорпусаклиньевойподвескиисистемыпротивовыброс
ногопревентора обеспечиваютвторичнуюфункциюкакчастиобщейсистемы направляющих труб.
Системы
направляющих
труб
могутструктурироватьсяпочетыремкатегориям:
• Подвижная направляющаятруба
• Фиксированныенаправляющиетрубы
• Клиновыезахватыв сборе
• Компоненты управленияскважиной,например, противовыбросовыепревенторы,катушка
разделительной
колонны,
уплотнительныйэлементтрубнойголовкиилиустьевого сальника,очищающегоот
нефтиподнимаемыеинструменты,ит.п.
Роторустановки
Роторустановки–этомеханизм,используемыйдля вращениярабочейколонны.
Он
обеспечивает
двунаправленноевращениевобоихрежимах«притормаживание»и«тяжелаятруба».Мощность вращающегомомента различныхроторов достигает36000фунтов/фут,соответственно для установкидляс154
пуско-подъѐма труб под давлениемрасполагаемыхнаOWI.Роторбуровой установкиинтегрирован
впередвижнуюголовкувоснованииподвижныхклиновыхзахватов.
Роторныекомпонентысостоятиз:
• Вращающийся
шпиндельныйузел,ккоторомукрепятсяподвижныеклиновыезахватыи тяжелыеплашкизахватав
сборе
• Система гидравлическогопривода, включаяредукторнуюсистему
• Системаконтролямомента вращенияискорости
Подвижныефрикционные плашки захвата
Подвижныефрикционныеплашкизахватаустанавливаютсянаротореустанов
ки.
Ихфункция–
обеспечиватьспуск/подъем
трубыиз
скважины.
Онитакжеслужатвкачестверезервныхклиновых захватов наслучай отказафиксированныхплашекзахвата.Рекомендуетсяиспользовать два противоположныхподвижныхклиновыхзахвата;один - в режиме«тяжелыетрубы»,другой- перевернутый, дляиспользованияврежиме«легкиетрубы».
Фиксированные фрикционные плашки захвата
Фиксированныефрикционныеплашкизахвата монтируются на рамегидроблока типа «Джек»ив рабочемокневсборе. Ихфункция–удерживать рабочуюколоннувсякийраз,
когдаоткрываются
подвижныеплашкизахвата.
Онитакжеслужатвкачестверезервныхклиновыхзахватов на случай отказов, связанныхсподвижнымиплашкамизахвата. Рекомендуетсяиспользовать минимумтри комплекта фиксированныхплашекзахвата припроизводствеработпод давлением.Один -в режиме«тяжелыетрубыидва - врежиме«легкиетрубы» (чтобыобеспечить резервированиев данном режиме).
Система растяжек
Система растяжекпредставляетсобой комплексизпроволокииканатов,
предназначенныйдля
боковойподдержкисистемы
СПОпод
давлением.Гидравлическоерабочееокноимеет
фланцевоесоединениесблокомпротивовыбросовыхпревенторов.Компоненты
блокакрепятся
болтамипрямокустьевойобвязке.Вес
наземногооборудованияивесарабочейколонны передаютсянаустьескважины. В
результате
колоннаясистема
нуждаетсяврастяжкахдля
обеспечениябоковойподдержкисистемыиминимизацииизгибающихмоментов
научастке устьевойобвязки, атакжеподдержаниявсейустановкив вертикальномицентральном
положениив
ходеСПО.
Проволочныерастяжкиобычноиспользуютсявкомплектахпо три, с точкамикрепления,определяемымивысотойблока, жесткостью,ветровыминагрузкамии углами 45º.
Рабочее окно
Рабочее
окно–
этожесткаяконструкция,установленнаямеждурамойгидроблокатипа
«Джек»и
блокомпротивовыбросовыхпревенторов.Главнаяфункцияокна
–обеспечивать
доступкрабочей колонне,располагающейсянижесистемы плашек блока ти155
па«Джек».Окнооблегчаетспускили извлечениеоборудованияниза бурильнойколонны большоговнешнего диаметра, например, подвескиподъѐмнойколонны,
пакеровинижнихцементировочныхпробок. Внутреннийдиаметр рабочегоокнаобычно111/16дюймов;однако, доступен внутреннийдиаметр до135/8 дюймов.
Высотныйдиапазон рабочейзоны рабочегоокна варьируетсяот5до13футов.
Рабочее
окнопредназначенодляпринятияполнойконструкционнойнагрузкиотгидроблокат
ипа
«Джек» ивеса рабочей колонныиоборудования низа бурильной колонны.
Компоненты рабочего окна:
Жесткаярама:
• Верхняяплита
• Нижняяплита
• Пожаростойкиежесткие концентрическиеноги
• Конструкционноеобеспечение:
• Креплениетрубнойголовкивсборе
• Креплениекраме гидроблока типа «Джек»
• Креплениекблокупротивовыбросовыхпревенторов
• Средстваобеспечениядляустановкификсированныхплашекзахвата всборедляпринятия большойнагрузкииусилияпринудительногоспуска труб
Комплексоборудованиядляспуско-подъѐматрубподдавлением
типа«Джек»
Рабочаяплощадка
Рабочаяплощадка–
этоплатформаприкрепленнаякверхнейчастирамыгидроблокатипа
"Джек".Онаобеспечиваетнесколькобазовыхфункций:
• Рабочаяплатформа длябригадыобеспечения
• СПОиз трехчеловек
• Монтажсредствуправлениядлясистем
противовыбросовогопревентора,«Джека», ротора илебедки
• Монтажсистем приводноготрубногоключа
• Монтаж необходимыхКИП
• Трубныйзахват(шурфпододиночку)
• Доступкрабочейколоннедля:
• Работвскважине,производимыхприпомощиинструментов,спускаемыхнакабеле
• ВнутреннееуправлениескважинойприНГВП
• Требованияповращению
• Свинчиваниеиразвинчиваниерабочейколонны
Подъемнаямачта
Подъемная мачтапредставляютсобойжесткий конструктивныйэлемент,
которыйобеспечивает поддержкулебедочнымшкивампротивовеса, нарасстоянииповерхрабочейплощадки достаточном дляобеспеченияспускаилиизвлечениязвена рабочейколонны, свечибурильных труб,илиэлементовКНБК. Грузоподъ156
ѐмность обычнонаходитсяв пределах990фунтов/вкаждую сторону.
Лебедочнаясистемаспротивовесом
Лебедочнаясистемас противовесом состоитиз двухбарабаннойтрубнойлебедки, обычно монтируемойна подъемноймачте.Она предназначена дляподдержкидвухгрузов одновременноиобеспеченияэффектапротивовеса илипостоянногонатяжения,позволяятросу сматыватьсяс барабаналебедкипомереспускатрубыв скважинупод давлением. Грузоподъѐмностьобычнонаходитсяв пределах
990фунтов/в каждуюсторону.
Гидравлическийблокпитания
Гидравлическиеблокипитаниясостоятиз
дизельныхдвигателей,гидравлическихнасосов, интегрированныхкоммуникаций,устройств управленияи отслеживания. Дизельныедвигатели модифицируются дляоперацийв
опасныхзагазованныхзонах. Блокипитанияснабжаютрабочую жидкость длягидравлическихсистем придавленияхиобъемах, достаточных, чтобы эксплуатироватьследующие компоненты:
• Установка дляСПОв скважинепод давлениемтипа «Джек»
• Двухтрубнаяпогрузо-разгрузочнаясистема
• Приводнойтрубныйключ
• Системы противовыбросовогопревентораиклиновыхзахватов
• Роторбуровойустановки
Рис. 70. Подъемная мачта
157
Занятие 27.Профилактический ремонт скважины икапитальный ремонтскважин.
Цель:знать виды ремонта и их особенности.
Задание:Познакомится с видами ремонта скважин
Нефтедобывающие компании принимают решенияо проведении профилактического ремонта скважины(ПРС)иликапитального ремонтаскважины(КРС)наоснованиидвухглавных факторов:
объемыдобычи нефти игаза;
рыночнаястоимость нефти и газа.
Осуществлениегеологотехническихмероприятий(ГТМ) в действующихскважинахсцелью восстановленияилиувеличениядобычинефтии газа являетсяоднимиз важнейшихнаправлений в современнойнефтегазодобывающейотрасли.
Нефтедобывающиепредприятияпринимают
решенияонеобходимостипроведенияПРСилиКРС на основаниидвухглавныхфакторов: объемов добычиицен нанефтьигаз на мировом рынке. Привысокихценахна нефть, нефтедобывающиекомпаниивкладываютсредства в бурениеновыхскважин, потомучто рассчитываютнабыструюокупаемостьзатрат. Такв периодс 1979поначало1980-х годов нефть стоила около35 долларов США забаррель.
В
товремявСША
буриливсреднем
3,000скважинв
месяц.
В1986годуценырезкоупалидо10долларов забаррель,иобъемыбурениявСША снизились
до800скважин
в
месяц.
Сокращениебуренияскважинозначаетувеличениечисла существующихскважин
поотношениюкновымскважинам, вводимымиз бурения,а для поддержаниядобычиизсуществующихскважин необходимопроводить ПРС илиКРС.
Чемвызвана необходимость производстваПРСили КРС
Скважина,в которойтребуетсяпроведениеПРСилиКРС, либосовсемнедаетнефтиигаза,либо
работаетс
дебитом
намногонижесвоегомаксимальногопотенциальновозможногодебита. Существует6главныхпричин, которыемогутвызвать необходимость проведения
ПРСилиКРС:
1. чрезмернобольшие объемы попутно добываемогогаза;
2. чрезмернобольшие объемы попутно добываемойводы;
3. низкиедебиты добычи;
4. присутствиепескав продукциискважины;
5. отказскважинногооборудования, или
158
6.
истощениезалежи.
Рис. 71. Деформация ловушки соляными отложениями
Чрезмернобольшие объемыпопутнодобываемогогаза
В скважинахсрежимом газовойшапкипроисходит расширениеприродногогаза помереоттока из залежипластовыхфлюидов. Вначалепослеввода скважиныв эксплуатациюиз бурения
интервал перфорациинаходитсянамного нижегазовойшапки, нопомере отборажидкостииз пластагазоваяшапкаопускается науровень нижеинтервала перфорации.
Рис. 72. Попутная вода
Вэтовремя
газосодержаниепродукциискважинызначительноувели
чивается.Увеличениеобъемапопутно добываемогогаза
приводиткистощениюзапасов газа в залежи, которыйиграетроль вытесняющегонефть агента.
Чрезмернобольшие объемыпопутнодобываемой
воды
В
залежахс
водонапорным
режимом,
подстилающийводонапорныйгоризонтимеетбольшой
объемивода
частопрорываетсявскважинупокрыльям
залежи. Помере отборанефтиигазаВНК поднимаетсяисовременем достигаетниза интерваловперфорации, подобнотому, какгазовая шапкаопускается донижнихинтерваловперфорации. Оба этиусловияприводятк тому,что скважинаначинаетдавать многоводы ималонефти. Видеалеводонефтянойфактордолженбыть равен
Рис. 73. Нефтяной песок
159
нулю, тогда вдобываемойнефтинебудетпопутнойводы.
Когда накаждыйбаррельдобываемойнефтиприходится болееодногобарреляпопутнойводы, себестоимостьдобычинефтииз такойскважины увеличивается.Увеличениеобъема
добычи
попутнойводытакжесоздаетсерьезнуюпроблемуееутилизации,связаннуюс требованиями природоохранныхорганов инеобходимостью расширениямощностипромыслового оборудования длясепарациииутилизацииводы.
В общихчертах, рост добычипопутнойводы происходитзасчетязыковобводнения,трещин,или
плохогокачествацементавокругэксплуатационнойколонны.
Под«языкамиобводнения» понимаютпрорывыводы в интервалахпластаза счетсниженияпроницаемостипороды. Трещины такжемогутспособствовать созданиюестественныхканалов междуводонасыщенным и продуктивным пластом.
Низкие дебитыдобычи
Скважина
можетневыходить
напотенциальновозможнуюпроизводительность
помногим
причинам,некоторыеизкоторыхобусловленыприроднымифакторами,например, низкая
проницаемостьколлектора, недостаточнаяэнергияпластав залежахс водо- илигазонапорным
режимом,илислишком
высокаявязкость
нефти,затрудняющаяеесвободноетечение. Так, карбонатные коллекторскиепороды
обычноимеют достаточнуюпористость,чтобывмещать нефть игаз,нов тожевремя,какправило,имеют низкуюпроницаемость. Из-за низкой проницаемостипласта притоквскважинебудетслабым илибудетотсутствовать.
Механическиепроблемы,созданныевовремябуренияилиосвоенияскважины, такжемогут быть причиной того, чтоскважина неможетвыйтина потенциально возможныйдебит.Иногда
происходитзагрязнениепризабойнойзоныпластабуровым раствором, илизакупоркаотверстий
перфорацииобломкамиобсаднойколонны,цементомиглинистымбуровым раствором,в результатечего дебитскважиныснижается.
Присутствие пескавпродукциискважины
Скважины, вскрывающиепесчаникис частичносцементированнымизернами,
даютпродукциюс
большим
содержанием
песка.Геологиподразделяютзернапеска
впесчаникахнакрепко
сцементированные,частичносцементированныеилинесцементированные(разуплотненные). Несцементированныепродуктивныепласты, встречающиесявнефтегазоносныхпровинциях, прилегающихк Мексиканскомузаливуи Тихоокеанскомупобережью
США,даютнефтьс песком чаще, чем где-либоещевмире. Посколькуименнов
этихрайонахсосредоточенобольшинство шельфовыхместорожденийСША, присутствиепеска в скважинахявляетсятам однойизосновных причинпроведенияКРС.
Песокприводитктяжелым осложнениямв скважинахтаккакможетзакупорить
практически
любойканална
путипотока
жидкости.Крометого,абразивноевоздействиепескаможетвывести из строяскважинное160
оборудование. Степень повреждения, какправило, зависитотдебита добычискважины –чем вышескорость потокапластовогофлюида, тем большепескаонможет увлечь,итемсерьезнеебудетповреждение, подобнотому, какудаляюткраскусостен пескоструйноймашиной.
Отказ скважинногооборудования
Отказыскважинногооборудованияпроисходятдовольночастоимогут быть
разделены надве категории:
неисправностиипромывы.
Неисправностямболеевсегоподверженооборудованиедля механизированнойэксплуатациискважин,
например,
балансирныенасосы,
электроцентробежныепогружныенасосыигазлифтныеклапаны. Насосыи клапаны
могутпросто
подвергнутьсяизносув
результатедлительнойэксплуатацииитребуютпериодическойзамены.
Промывы обычнопроисходятв НКТ,обсаднойколоннеилипакере. Природныйгазчасто содержитдвуокисьуглерода исоединениясеры, такие, каксероводород.
Этисоединения
вступаютвреакциюсводой,образуякислоты,разрушающиеметаллическиеирезиновыечасти оборудования.Длительноевоздействиеагрессивныхжидкостейна НКТ, обсадныетрубыи
изолирующую манжетупакера можетпривестикобразованиюв нихдыр –
«промывов».
Движениеколонны
насосныхштангвнутриНКТтакжеможетвызватьпромыв. Штанговыемуфты, занимающиебольшую часть колонны,придвижениимогуткасатьсястенок НКТ.
Промывы скважинногооборудованиясоздают двепроблемы. Преждевсего,
промывв НКТставит подугрозу безопасностьпроизводства. Черезпромытое отверстиев НКТнефть илигаз попадаютв кольцевоепространствомеждуНКТиобсадной колонной, чтоприводиткростудавленияв колоннена устьескважины.
Опасностьвозникает, когда давлениенефтиилигаза превышает расчетноедавлениеустьевогооборудования.Втораяпроблема –этопроизводственныепотери, вызванныетем, чтонефтьилигазпросачиваются через отверстиепромыва.
Кроме
того,
вскважинах,эксплуатируемыхгазлифтным
методом,гдеглубина
посадки
газлифтногоклапана
ирабочеедавлениерассчитываютсятакимобразом, чтобыобеспечить определенныйдебитдобычи, промывыв НКТсоздаютдругойпуть движенияфлюидов, делая
работугазлифтныхклапанов неэффективнойилибесполезной.
Истощение залежи
На месторождениях, расположенныхв Мексиканском заливеиутихоокеанскогопобережья США, однойскважинойможет разрабатыватьсянесколькозалежейнефти, залегающиходна над другой. Втакихслучаях обычноразрабатываютсначала
одну,
затемдругуюзалежь,
начинаястой,
чтозалегаетглубже.Современем всезапасы нефтиилигаза вэтойзалежиистощаются, тогда бригада
КРСизолируетнижнийистощенный
горизонтиоткрываетвышележащийпродуктивный горизонт.
Занятие 28. Ремонт обсаднойколонныи хвостовика
161
Цель:Знать виды ремонта.
Задание:Ознакомится со способами ремонта обсадной колонны и хвостовика
Обсадныетрубыихвостовикаимеютаналогичныепроблемыиремонтируются
одинаковым образом. Однако,в ходеданногозанятиятермин«обсаднаятруба»
включаетвсебяихвостовики.
Коррозия,
абразивныйизнос,
давлениеивоздействиепрочихразрушительныхсилымогут
привестикобразованиюотверстий(дыр) илитрещин втелеобсаднойколонны. Члены бригады КРС
должны знать, чтоодним изиндикаторов того,чтовобсадной колоннеобразоваласьдыра илитрещина,являетсяпроявлениеглинистойпороды илипеска вподнятойколоннеНКТ.
Приподозрениина дырув обсадной колоннечлены бригадыКРС могутопределить ее местоположениепутем спуска пакера наНКТ. Пакерустанавливается на разныхглубинахи производитсяподъем давлениявзатрубном,путем закачкижидкости,обычносоленойводы.
Послекаждойзакачкибригада
втечениенесколькихминутследитзаизменением давленияв затрубном. Покапакер
находитсявышепредполагаемогоотверстия, давлениенеснижается. Если пакерокажетсянижеотверстия, давлениеиз затрубногостравливается через дырувпласт.
Бригада
должналиквидироватьповреждениедлясохраненияхорошихдебитов.
Однимиз способов заделкиотверстийявляетсяпродавка цемента. Другиеспособы
включаютналожение
заплатки(внутреннейгильзы),
заменучастиколонныилиспускхвостовикадлятого, чтобы закрыть «больноеместо»в обсаднойколонне.
Внутренняягильза(«заплата»)
Заплата представляетсобой тонкостеннуюгильзуиз гофрированнойстали,выполняющуюроль заплатыдлязаделки отверстиявобсадной колоннеилихвостовике.Гофрыуменьшают диаметр гильзы,чтобыона поместилась внутриобсаднойколонны. Дляустановкигильзы бригадаКРС проводиточистку внутреннихстенокобсаднойколонны дляудаленияржавчиныинакипив зоне предстоящегоремонта. Затем навнешнююстенкугильзыэпоксиднойсмолой(похожейна эпоксидныйклей) приклеиваетсяслойстекловолокна. Непосредственнопередспуском заплаты в скважину, слойстекловолокнаснаружи обмазываетсяэпоксиднойсмолой.Затемгильза опускаетсянанужнуюглубинурядомсотверстием,гофры расправляютсяизаплатаплотно прижимаетсяк отверстию. Внутреннийдиаметрколонны вэтом местеслегка уменьшается,но все-такиостаетсядостаточным дляпрохода большинстваинструментов.
162
Рис. 74. Внутренняя гильза («заплата»)
Заменаобсаднойколонны
Иногда в обсаднойколоннепоявляетсяотверстиена небольшойглубине отустья. Есликолоннане
зацементированаилинеприхвачена, бригада можетотрезатьучастокколонны ниже образовавшегосяотверстияиподнять поврежденную частьколонны. К
нижнемуконцуновой
обсаднойколонныприкрепляется―заплатка‖длясоединениясверхнимконцомстаройобсадной
колонныилиНКТ.Заплата обсадной колонны представляетсобойинструментбольшого
диаметра,в котором используетсяуплотнительныйэлементиз
синтетическойрезиныилисвинца
длявнутреннегозахватаобсаднойколонныилиНКТпоанал
огиисовершотом. Затемзаплата становится неотъемлемойчастьюобсаднойколонны.
Ремонт
обсаднойколонныи
хвостовика(продолжение) Добавление хвостовика
ЕслибригадеКРС неудаетсяподнятьверхнюю часть
обсадной колонныилипровестиремонт путем продавкицементаилис использованием внутреннейгильзы, представитель заказчика вправепринять решениеспустить
изацементировать всюколоннувкачествехвостовика досамой
поверхности.Этопозволитсохранить
скважину,однакоеедебиты могутупасть,таккак диаметр хвостовика
меньшедиаметраобсадной
колонныиНКТ,использованныхприпервоначальном освоениискважины.
Расширение смятой обсадной колонны
Иногда
частичноеилиполноесмятиеобсаднойколонныможет
бытьвызванокоррозиейили силойРис 75. Расширитель
перемещенияпород. Вмятины илис163
леды
царапин
на
НКТпослеподъема
изскважины
указыколонны. Частотакиеотметины указываютточнуюглубинусмятия.
Еслисмятиеилисгибаниеобсадной
колонныилиНКТпроизошловнижнейчастиразреза,иесли приэтом состояниеверхнейчасти колонны представляетсянормальным, бригада КРС может воспользоваться
выпрямляющейоправкойдля
расширениятрубы(расширителем).Оправка
снабжена
несколькимимощнымивращающимисяцилиндрами(роликами),смонтированным
ина
мандрели.
БригадаКРС
спускаетоправкупоколоннебурильныхтрубилиНКТдоглубины деформацииобсадной колонныиначинает медленновращатьоправку. По меретого,как
цилиндрысоприкасаютсясостенкамиобсаднойтрубы,онивосстанавливаютеедиам
етри округлость.
Оправкуможноиспользовать какдляобсадной колонны,такидляНКТ. Онпредставляетсобой тупоносыйцилиндр, поднимаемыйиотпускаемыйв состояниивращениядотехпор,покасмятый участоктрубы нераскроетсяподсилойударов.
Еслинеудаетсяраскрытьсмятуюобсаднуютрубусприменениемодногоизпер
ечисленных способов,бригадевозможнопридетсязабуриватьбоковойствол.
Краткое описание видов самостоятельной работы
5.3.1. Общий перечень видов самостоятельной работы
1.Подготовка к практическим занятиям.
3. Подготовка отчетов по практическим занятиям
3. Подготовка к зачету.
4. Подготовка к экзамену.
5.3.
5.3.2. Методические рекомендации по выполнению каждого
вида самостоятельной работы
1. Подготовка к практическим занятиям
Целью практических занятий является закрепление и систематизация знаний, формирование навыков решения задач
Задание.
подготовить шаблон отчета с титульным листом;
прочитать конспект лекции по теме занятия;
ознакомиться с соответствующим разделом учебника;
проработать дополнительную литературу и интернет-источники;
решить задачи и другие письменные задания.
2. Оформление отчетов по практическим занятиям.
Целью практических занятий является получение начальных навыков самостоятельной работы по оформлению результатов решения практических задач.
Задание. Студент должен прийти на практическое занятие подготовленным к выполнению заданий. Работа должна быть выполнена в той же последовательности, в какой приведены вопросы практического занятия.
164
Требования к отчетным материалам. Отчет должен быть оформлен в
соответствии с требованиями стандарта СТО ИрГТУ 005-2009.
В материалах отчета о практическойработе должны быть приведены условия задач, исходные данные и решения. Решение должно сопровождаться
четкой постановкой вопроса (например, «Определяю …»); указываться используемые в расчетах формулы с пояснением буквенных обозначений; выполненные расчеты и полученные результаты должны быть пояснены.
Каждый студент после выполнения работы должен представить отчет о
проделанной работе с анализом полученных результатов и выводом по работе.
Отчет является документом, свидетельствующим о выполнении студентом
практического задания, и должен включать:
• титульный лист, оформленный в соответствии с приложением 1;
• цели и задачи выполняемого практического задания;
• исходные данные;
• вывод
• список используемой литературы.
Необходимо при оформлении отчета соблюдать следующие требования.
Для заголовков: полужирный шрифт,16 пт, центрированный. Для основного
текса: нежирный шрифт, 14 пт, выравнивание по ширине. Во всех случаях тип
шрифта – TimesNewRoman, абзацный отступ 1,25 см, одинарный междустрочный интервал. Поля: левое – 3 см, остальное – 2. При оформлении отчета используется сквозная нумерация страниц, считая титульный лист первой страницей. Номер страницы на титульном листе не ставится. Номера страниц ставятся по центру. Каждая таблица снабжается заголовком, в котором указаны ее
номер и название. Значения всех физических величин должны приводиться в
единицах СИ или в кратных и дольных от них.
Иллюстрации нумеруют в пределах раздела арабскими цифрами. Номер
иллюстрации состоит из номера раздела и порядкового номера иллюстрации,
разделенных точкой, например, «рис. 3.1», «рис. 3.2».
Расчет следует проводить с точностью до двух значащих цифр
Допускается оформление отчета без использования ПК.
Если студент не выполнил практическую работу или часть работы, то он
может выполнить работу или оставшуюся часть во внеурочное время, согласованное с преподавателем.
Работы, оформленные с нарушением требований, а также выполненные
не по своему варианту, не рассматриваются и возвращаются для переделки
Защитить практическую работу студент может за 15 мин до окончания
занятия или в сроки согласованные с преподавателем.
Оценку по практической работе студент получает, с учетом срока выполнения работы, если:
расчеты выполнены правильно и в полном объеме;
сделан анализ проделанной работы и вывод по результатам работы;
студент может пояснить выполнение любого этапа работы;
отчет выполняется в соответствии с требованиями к выполнению работы.
165
2.Подготовка к сдаче экзамена
Цель экзамена — проверка и оценка уровня полученных студентом специальных познаний по дисциплине «Крепление нефтяных и газовых скважин »,
а также умения логически мыслить, реагировать на дополнительные вопросы.
Дополнительной целью экзамена является формирование у студентов таких качеств, как организованность, ответственность, трудолюбие, принципиальность, самостоятельность.
Задание. При подготовке к экзамену студент должен правильно
и рационально распланировать свое время, чтобы успеть на качественно высоком уровне подготовиться к ответам по всем вопросам, вынесенных на экзамен,
так, чтобы за предоставленный срок (составляющий, как правило, 5 дней) он
смог равномерно распределить приблизительно равное количество вопросов
для ежедневного изучения (повторения). Важно, чтобы один последний день
(либо часть его) был выделен для дополнительного повторения всего объема
изученного материала.
Экзаменационные вопросы, утвержденные кафедрой в качестве экзаменационных, студент должен получить у преподавателя.
Студент должен заранее получить в библиотеке рекомендуемые для подготовки к экзамену учебники и специальную литературу озвученную преподавателем на первой лекции.
В процессе экзамена проводится проверка полученных знаний по всему
изученному курсу, понимания взаимосвязей различных его разделов друг с
другом и связей с иными естественнонаучными, общепрофессиональными и
специальными дисциплинами. Оценке подлежит также правильность и грамотность речи студента.
6. Применяемые образовательные технологии
При реализации данной программы применяются инновационные технологии обучения, активные и интерактивные формы проведения занятий.
При проведении лекционных занятий материал подаѐтся в виде слайд –
лекций, семинаров в диалоговом режиме и групповой дискуссии.
Практические занятия подаются в виде презентаций и содержат следующие основные элементы: теоретическую часть, расчетно-аналитическую часть,
методическую часть, выводы и рекомендации по работе.
Промежуточный контроль освоения дисциплины осуществляется в форме
зачета по контрольным вопросам (тестам) и собеседования при рассмотрении
отчетов по практическим работам. Итоговый контроль - в виде устного экзамена по экзаменационным билетам, пример которых приводится ниже.
Технологии
Семинар в диалоговом режиме
Групповая дискуссия
Разбор конкретных ситуаций
Виды занятий
Лекции
Практ.зан.
4
18
10
166
7. Методы и технологии контроля уровня подготовки по дисциплине
7.1. Виды контрольных мероприятий, применяемых контрольноизмерительных технологий и средств.
При изучении дисциплины предусматриваются следующие виды контроля:текущий;рубежный;итоговый.
Текущий контроль проводится в начале каждого лекционного занятия
путем опроса 2-3-х студентов по материалам, как правило, предыдущей лекции.
Текущий контроль преследует цель выработать у студента необходимость (потребность) к систематической работе по освоению материала дисциплины.
Рубежный контроль проводится дважды в семестре путем устных или
письменных ответов на 3-4 произвольных контрольных вопроса из списка по
содержанию теоретической и практической части. Рубежный контроль преследует цель проверки усвоения студентами теоретической части и навыков в выполнении творческих, самостоятельных работ.
Итоговый контроль преследует цель проверки знаний студента по изученному курсу и понимание взаимосвязей различных его разделов друг с другом и с иными естественнонаучными, общепрофессиональными и специальными дисциплинами.
Видом итоговой аттестации по дисциплине является экзамен. Условием
допуска к экзамену является выполнение и защита студентом практических работ.
Для оценки знаний на экзамене студенту предлагается билет, содержащий
три вопроса. В зависимости от ответа студента экзаменатор может задать дополнительные вопросы как связанные с темами вопросов, содержащихся в билете, так и не связанные с ними.
7.2. Критерии оценки уровня освоения учебной программы
Оценка «отлично» выставляется студенту, усвоившему программный материал глубоко и прочно, излагающему его логически стройно и достаточно
литературно, с полным пониманием существа вопроса, в увязке фундаментальных положений с практическим использованием результатов.
Глубокое понимание и усвоение материала проявляется в правильных ответах при видоизменении вопроса (задания), свободном выполнении (решении)
задач и других видов заданий, предлагаемых экзаменатором, правильном обосновании принятых решений. Студент должен продемонстрировать знания рекомендованной литературы.
1. Оценка «хорошо» ставится в случае, если знание, понимание программного материала и умение практически использовать его, в основном,
удовлетворяет требованиям п. 1, однако допускаются при ответе несущественные неточности, погрешности в изложении, небрежности в оформлении записей и рисунков.
2. Оценка «удовлетворительно» выставляется студенту, твердо знающему фундаментальные положения курса, но не всегда проявляющему должную
167
глубину в понимании существа вопросов, а также допускающему неточности,
иногда поверхностные формулировки, излагающему материал нелогично, испытывающему затруднения в практическом применении знаний.
3. Оценка «неудовлетворительно» ставится студенту, не знающему основных положений курса, либо не знающему или не понимающему значительной части программного материала, допускающему существенные ошибки при
ответах, с большим затруднением выполняющему практические работы.
7.3.Контрольно-измерительные материалы и оценочные средства для
текущего контроля успеваемости, промежуточной аттестации по итогам
освоения дисциплины.
Контрольные вопросы.
1. Что понимают под освоением скважины?
2. Какие методы освоения скважин вы знаете?
3. В чем преимущества метода освоения с помощью пен по сравнению с
другими методами?
4. Какие материалы необходимы для приготовления пены?
5. Какая техника необходима для приготовления и закачки пенной системы?
6. Что понимают под степенью аэрации?
7. Преимущества и недостатки различных методов освоения.
8. Какие преимущества и недостатки освоения скважин методом свабирования?
9. В чем сущность метода свабирования?
10. Как оборудуется устье скважин при свабировании?
11. Какая техника необходима для обеспечения спуска сваба?
12. Что понимают под технологическим режимом эксплуатации газовых
скважин?
13. Какие факторы ограничивают дебит газовой скважины?
14. Что относят к геологическим условиям, влияющим на ограничение
дебита?
15. Что относят к технологическим условиям, влияющим на отборы газа?
16. Что включают технические условия, влияющие на ограничение отбора?
17. Как выбирают плотность жидкости глушения?
18. Перечислите способы освоения скважин.
19. Что такое первичное и вторичное вскрытие пласта.
20. Почему при освоении методом замены жидкости постепенно меняют
плотность жидкости.
21. Что такое пластовое давление?
22. Как поддерживается пластовое давление?
23. Как определяется пластовое давление в газовой скважине?
24. В чем заключается подготовка скважины к освоению?
25. Дайте определение вторичного вскрытия продуктивного пласта. Цель
168
проведения вторичного вскрытия продуктивного пласта.
26. Как осуществляется вторичное вскрытие продуктивного пласта?
27. На какие группы подразделяются стреляющие перфораторы? В чем
различие их применения?
28. Основные недостатки стреляющих перфораторов.
29. Какие имеются способы снижения давления в скважине?
30. Что необходимо сделать, чтобы получить приток из продуктивного
горизонта?
31. Как осуществляется замена тяжелой жидкости на более легкую, в чем
недостаток этого способа?
32. В чем заключается сущность снижения давления в скважине с помощью компрессора?
33. Какие имеются методы воздействия на пласт при освоении скважины?
34. С какой целью проводят испытание скважины?
35. С какими видами работ связаны опробование, испытание и освоение
скважин?
36. В каких случаях скважину ликвидируют?
37. Чем и как оборудуется устье консервируемой и ликвидированной
скважины.
38. Что такое гидравлический разрыв пласта?
39. Требования, предъявляемые к жидкостям для глушения скважин?
40. Факторы, влияющие на эффективность перфорации
41. Варианты скважинных условий при перфорации
42. Пулевые перфораторы достоинства и недостатки.
43. Гидроструйная перфорация.
44. Сверлящие перфораторы достоинства и недостатки
45. Свойства пород-коллекторов.
46. Что такое проницаемость?
47. Классификация типов освоения
48. Вызов притока нефти.
49. Повышение продуктивности скважин.
50. Пенные составы для глушения скважин
Пример экзаменационного билета и список контрольных вопросов представлен ниже.
1. Основные законы фильтрации флюидов в ПЗП.
2. Конструкции фильтровой части забоя скважин.
3. Основные требования к жидкостям глушения скважин.
Методическое обеспечение дисциплины: типовые проекты, лекции по
курсу в электронном виде в системе мультимедиа, основная литература по курсу в электронном виде, плакаты и схемы аварийного инструмента, технологические регламенты и инструкции по предупреждению аварий и брака при бурении нефтяных и газовых скважин.
169
8. Рекомендуемое информационное обеспечение дисциплины.
8.1.Литература (основная)
1. Шенбергер В.М., Зозуля Г.П. и др. Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах: Учебное пособие –
Тюмень: Тюм. ГНГУ, 2007.
2. Ремонт нефтяных и газовых скважин/ М.Г.Гейхман, Г.Т.Герасимов и
др. – С.-Пб; АНО НПО, Профессионал, 2005.
3. Нифонтов Ю.А., Клещенко И.И.. Ремонт нефтяных и газовых скважин. С.Пб; АНО НПО, Профессионал , 2005.
8.2.Дополнительная литература
4. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче
нефти. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. - 295с.
5. Черных В.В. Подземное оборудование для добычи нефти и газа:
Учебное пособие. - СПб, СПГГИ, 2005. - 186 с.
6. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С. Капитальный ремонт
скважин. Изоляционные работы. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2000. -424 с.
7. Молчанов А.А., Лукьянов Э.Е., Рапин В.А. Геофизические исследования горизонтальных нефтяных скважин. / Учебное пособие для вузов. - СПб.:
ООО «Спутник», 2001. - 299 с.
8. Басарыгин Ю.М.,Булатов А.И.,Проселков Ю.М. Заканчивание скважин.Учебное пособие для вузов. М.. ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.
9. Ганджумян Р.А.,Калинин А.Г.,Никитин Б.А. Инженерные расчеты при
бурении глубоких скважин. М., ОАО «Издательство Недра», 2000.
10. Николаев Н.И., Нифонтов Ю.А., Никишин В.В., Тойб Р.Р. Буровые
промывочные и тампонажные растворы. Учебное пособие для вузов. СПб.,
СПГГИ, 2004.
11. Сердюк Н.И., Куликов В.В., Тунгусов А.А.и др. Бурение скважин различного назначения. Учебное пособие для вузов. М., РГГРУ,2007.
12. Рязанов Я.А.Энциклопедия по буровым растворам. Оренбург, Изд.-во
«Летопись», 2005.
13. Черных В.В. Подземное оборудование для добычи нефти и газа:
Учебное пособие. - СПб, СПГГИ, 2005. - 186 с.
14. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С. Капитальный ремонт
скважин. Изоляционные работы. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2000. -424 с.
15. Молчанов А.А., Лукьянов Э.Е., Рапин В.А. Геофизические исследования горизонтальных нефтяных скважин. / Учебное пособие для вузов. - СПб.:
ООО «Спутник», 2001. - 299 с.
16. Строительство и эксплуатация нефтяных скважин с боковыми стволами / Р.М.Гилязов, Н.Х.Габдрахманов, Г.С.Рамазанов и др.; под ред.
М.Д.Валеева и К.Р.Уразакова. - Уфа: 2001. - 254 с.
17. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., А.И. Булатов, В.Г. Гераськин.
Строительство наклонных и горизонтальных скважин. - М.: Недра, 2000. - 262
с.
170
9. Электронные образовательные ресурсы
Учебные фильмы:
1 .Технология бурения скважин, ч. 1.
2. Технология бурения скважин, ч.2.
3. Крепление скважин.
4. Наземные сооружения.
5. Бурение горизонтальных скважин.
6. Монтаж и демонтаж буровых вышек.
7. Верхний привод.
8. Наращивание с верхним приводом.
8. ГИС.
9. Испытание пластов.
1 0 . Предупреждение и обнаружение НГВП.
11. Ликвидация открытых фонтанов.
12. Ликвидация ГНВП. Часть 1,2.
13. Зарезка боковых стволов.
14. CASTING DRILLING, (и др.)
171
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа