Способы эксплуатации нефтяных скважин

Для извлечения из пластов нефти  и газа применяют различные методы вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают (перфорируют) ряд отверстий 4 в стенке обсадных труб и цементной оболочке.

В устойчивых породах призабойную  зону скважины оборудуют различными фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли продуктивного пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины. Устье скважины в зависимости от ее назначения оборудуют арматурой (колонная головка, задвижки, крестовина и др.)

При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений  бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие  скважины. Кроме того при поиске и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят картировочные, сейсморазведочные, специальные и другие скважины.

В зависимости от числа  обсадных колонн конструкция скважин  может быть одноколонной, двухколонной и т.д.

Схемы оборудования забоев приведены на рисунке 2

Забой скважины ее фильтр является основным элементом колонны, так как непосредственно обеспечивает связь с продуктивным пластом, дренирование пластовой жидкости в заданных пределах, воздействие на пласт с целью интенсификации и регулирования его работы.

Конструкции забоев определяются характеристикой породы. Так, в механически  устойчивых породах (песчаниках), может выполняться открытый забой. Он обеспечивает полную связь с пластом и принимается за эталон. Показатель эффективности связи – коэффициент гидродинамического совершенства, принимается за единицу. Недостатком такой конструкции является сложность избирательного вскрытия отдельных пропластков, если они есть, поэтому забои получили ограниченное применение.

Известны конструкции  забоев с отдельно спускаемыми, заранее  изготовленными, фильтрами в полностью  вскрытый не обсаженный пласт. Кольцевое пространство между низом обсадной колонны и верхней частью фильтра герметизируется. Отверстия в фильтре выполняются в виде круглых отверстий и щелей (ширина щели 0,8-1,5 мм, длина 50-80 мм). Иногда спускают фильтры, выполненные в виде двух труб, полость между которыми заполнена отсортированным гравием. Такие фильтры можно менять по мере их загрязнения.

Наибольшее применение получили фильтры, образованные в перекрывшей нефтяной пласт и зацементированной эксплуатационной колонне. Они упрощают технологию вскрытия, позволяют надежно изолировать отдельные пропластки и воздействовать на них, но эти фильтры имеют и ряд недостатков.

 

I

 

 

II

 

 

 

 

 

 

 2 III

 

 

 

 

    Рисунок 1.  Конструкция скважины:

 I – направление; II – кондуктор; III – промежуточная колонна.

          Длительная безаварийная эксплуатация скважины зависит от прочностных качеств обсадной колонны и надежности цементного кольца, что позволяет избежать  разрушения колонн и цементного кольца и перетока жидкостей из пласта в пласт или из пласта в скважину, и наоборот. Особенно это опасно для пластов питьевого водоснабжения, перетоки воды в нефтяные горизонты вызывают обводнение последних, снижает коэффициент отдачи.

Положение усугубляется в случае применения для целей  бурения и эксплуатации различных химреагентов, которые мигрируют вместе с жидкостью, ухудшая, таким образом, экологическую обстановку.

Мероприятия, которые  могут исключить или ослабить негативное последствие современной  технологии состоят в следующем:

1. Прогнозирование ожидаемых пластовых давлений и ожидаемых осложнений по всему разрезу скважин

Рисуок 2.  Конструкция забоев нефтяных скважин

а – открытый забой; б  – забой, оборудованный предварительно перфорированным хвостовиком; в  – забой, оборудованный автономным фильтром; г – забой с фильтром, выполненным в обсадной колонне.

2) Перекрытие неустойчивых  пород четвертичного, верхнепермского  горизонтов и верхних пресных

      вод  колонной – направлением с цементированием его от башмака до устья.

3. Перекрытие всего подземного пресноводного комплекса и неустойчивых поглощающих горизонтов верхнепермских отложений до плотных ангидридов кунгурского яруса колонной-кондуктором с цементированием от башмака до устья.
4. Затрубное пространство эксплуатационных колонн должно быть перекрыто сплошным цементным кольцом по всей длине;
5. Применение коррозионно-стойких тампонажных материалов для различных вод;
6. Пласты некоторых месторождений в разрезе скважин отдельных регионов содержат сероводород – коррозионно-активное токсичное и взрывоопасное вещество, действие которого должно быть ослаблено применением специальных нейтрализаторов. 

 

         3 Вызов притока и освоение скважин

 

Освоением нефтяных скважин  называется комплекс работ, проводимых после бурения, с целью вызова притока нефти из пласта в скважину.

В процессе вскрытия возможно попадание в пласт бурового раствора, воды – агентов, вносимых в пласт в процессе перфорации, это приводит к засорению пор пласта, оттеснению от скважины нефти. Поэтому не всегда возможен самопроизвольный приток нефти в скважину. В таких случаях прибегают к искусственному вызову притока, заключающемуся в проведении специальных работ.

 Замена в стволе скважины жидкости большой плотности на жидкость меньшей плотности

            Такой метод широко применяется  и основан на известном факте:  столб жидкости, имеющей большую плотность, оказывает на пласт и большее противодавление. Стремление  снизить противодавление за счет

вытеснения из ствола скважины, например, глинистого раствора плотностью р_г=2000 кг/м³ пресной водой плотностью р_в= 1000 кг/м³ ведет к уменьшению противодавления на пласт вдвое.

Способ прост, экономичен и эффективен при слабой засоренности пласта.

      3.1 Свабирование.

Метод заключается в  спуске в НКТ специального поршня-сваба, снабженного обратным клапаном. Перемещаясь вниз, поршень пропускает через себя жидкость, при подъеме вверх – клапан закрывается, и весь столб жидкости, оказавшийся над ним, вынужден подниматься вместе с поршнем, а затем и выбрасываться из скважины.

    Процесс свабирования может быть повторен многократно, что позволяет снизить давление на пласт на очень большую величину.

         3.2 Имплозия.

 Если в скважину  опустить сосуд, заполненный воздухом  под давлением, затем мгновенно сообщить этот сосуд со стволом скважины, то освободившийся воздух будет перемещаться из зоны высокого давления в зону низкого, увлекая за собой жидкость и создавая, таким образом, пониженное давление на пласт.

Подобный эффект может  быть вызван, если в скважину спустить предварительно опорожненные от жидкости насосно-компрессорные трубы и мгновенно перепустить в них скважинную жидкость. При этом противодавление на пласт уменьшится и увеличится приток жидкости из пласта.

Вызов притока сопровождается выносом из пласта принесенных туда механических примесей, т.е. очисткой пласта.

Меры безопасности при  освоении скважины.

            Вскрытие и освоение являются  весьма ответственными операциями. Это обязывает исполнителей принимать повышенные меры безопасности, в том числе:

1. буровая бригада должна пройти подготовку в специализированном учебном центре при газонефтепроявлениях;
2. скважину надо оборудовать превентором соответствующего типоразмера с последующим испытанием по регламенту;
3. при газонефтепроявлении следует утяжелить раствор и долить им ствол скважины;
4. при обьемном содержании газа в растворе более 5% выявить причину насыщения и устранить ее;
5. освоение скважины проводить после проверки крепи и соответствия ее проекту, шаблонирования и

опрессовки колонны, проверки работоспособности превентора, заполнения ствола жидкостью расчетной плотности;

6. гидростатическое давление обеспечить в пределах величин:

                                                         Р_гст>Р_пл,

            где Р_гст и Р_пл – соответственно гидростатическое и пластовое давления.

Гидростатическое давление должно превышать пластовое на следующие   значения:

а) при глубине скважины до 1200 м – на 10-15%, но не более чем  на 1,5 МПа;

б) при глубине скважины до 2500 м – на 5-10%, но не более чем  на 2,5 МПа;

в) при глубине скважины более 2500 м – на 4-7%, но не более чем на 2,5 МПа.

7. допустимая репрессия должна исключить гидроразрыв пласта, а депрессия не должна превышать 10-15% эффективных скелетных напряжений (разность между горным и поровым давлением пород);
8. повышение плотности бурового раствора путем закачки порций утяжеленного раствора запрещается (кроме случаев ликвидаций газонефтепроявлений);
9. перфорацию производить при контроле за уровнем жидкости в скважине;
10. опрессованной устьевой арматуре и эксплуатационной колонне;
11. освоение вести по плану, утвержденному руководством предприятия и заказчиком;

при освоении:

 а) исключить закупорку  пласта;

б) обеспечить сохранность  скелета пласта в ПЗП;

в) исключить прорыв пластовой  воды и газа;

г) не допускать газонефтепроявлений в процессе освоения;

      12) в настоящее время запрещено использование воздуха для освонения скважин после бурения и ремонта, в связи с тем, что воспламенение смеси происходит по причине разряда статического электричества, электризации газовоздушной смеси при разрядке скважин. В некоторых случаях воспламенение происходит от электрической искры, возникшей при утечке через заземления.

Предпочтительной технологией  для освоения скважин является такая, при которой вместо воздуха используют инертные или дымовые газы или пена. Технологическая схема освоения с помощью дымовых газов приведена на рисунке. Генератором газов является паропередвижная установка, режим горения в которой должен быть таким, чтобы в дымовых газах кислорода содержалось не более 5%. Состав дымовых газов контролируют по пробам.

 

4 Способы эксплуатации нефтяных скважин

1. Эксплуатация фонтанных скважин. Условия фонтанирования скважины.

 Когда давление, под которым находится нефть в пласте, достаточно велико, нефть самопроизвольно поднимается на поверхность по стволу скважины. Такой способ подъема нефти получил название фонтанного.

      Для того чтобы обеспечить фонтанирование надо знать какое должно быть пластовое давление. Условия фонтанирования:

          Р_пл= Р_гст + Р_гид + Р_тр – Р_газ + Р_г,

          где Р_пл – пластовое давление, Р_гст – гидростатическое давление, Р_гид – гидравлические потери при движении жидкости в колонне обсадных труб и насосно-компрессорных труб, Р_тр – гидравлические сопротивления в сборном трубопроводе, Р_газ – влияние газа, выделившегося при движении жидкости из зоны высокого давления (пласт) в зону пониженного давления (скважина) и который расширяясь помогает подъему, Р_г – потери на преодоление геометрической разницы высот.

 

Оборудование фонтанных  скважин.

 

           При фонтанной эксплуатации подъем газонефтяной смеси осуществляется по колонне НКТ, которые спускают в скважину перед освоением. На устье монтируют фонтанную арматуру (соединение различных тройников, крестовин и запорных устройств), предназначенную для подвешивания колонны.

Фонтанная арматура –  соединение на фланцах стальных тройников, крестовин, катушек, задвижек или кранов собирается из двух частей: трубной  головки и фонтанной елки.

Трубная головка предназначена  для подвески фонтанных труб, герметизации пространства между подъемными трубами и эксплуатационной колонной, а также для подачи через ее боковое отверстие в кольцевое пространство между трубами воды, нефти, газа или воздуха при возбуждении фонтана. Трубная головка своим нижним фланцем присоединяется к верхнему фланцу колонной головки.

Фонтанная елка (верхняя  часть фонтанной арматуры, устанавливаемая  на трубную головку) предназначена для контроля и регулирования работы фонтанной струи по тому или иному выкиду в газосепаратор, а при необходимости – и для закрытия фонтана.