Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
120
ГЛАВА 3
ОСВОЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
Освоение скважин – это комплекс мероприятий по переводу
скважины, завершенной строительством, или после ремонта в
эксплуатацию
Под освоением скважин понимают комплекс различных
мероприятий по вызову притока жидкости или газа из пласта к забою
скважины с дебитом близким к её потенциальному дебиту.
Исходя из вышесказанного, можно сформулировать основную цель
освоения скважин после ремонта.
Основная цель освоения - восстановление естественной
проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной
поверхности пласта, перфорационных каналов и получения продукции
скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все
операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию
на ее забое депрессии, т. е. давления ниже пластового. Причем в
устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой
и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой и
плавной.
Для достижения этого необходимо создать условия, при которых
жидкость из пласта, будет двигаться к забоям скважин.
Движение жидкости или газа из пласта в скважину возможно лишь
в том случае, если:
допзабпл
РPP
(3.1)
где Р
пл
– пластовое давление; Р
заб
– забойное давление; Р
доп
–
дополнительное давление, необходимое для преодоления сопротивлений,
которые возникают в результате загрязнения призабойной зоны пласта.
После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации
обсадной колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием
пласта, призабойная зона и особенно поверхность вскрытого пласта
загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Кроме того,
воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот при
перфорации вызывает иногда необратимые физико-химические процессы
в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды, размеры пор
которой соизмеримы с размерами этих пограничных слоев с аномальными
свойствами. В результате образуется зона с пониженной проницаемостью
или с полным ее отсутствием.
В этих условиях вызов притока жидкости из пласта связан со
значительными технологическими трудностями и требует большого
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
121
времени. Особенно вызов притока жидкости из пласта в скважину бывает
затруднен для пластов со сложными геолого-физическими условиями
залегания, а также для пластов содержащих высоковязкие нефти.
Различают методы освоения пластов с высоким начальным
давлением, когда ожидаются фонтанные проявления, с малым давлением
(на разработанных площадях), когда угрозы открытого фонтанирования
нет и предполагается механизированный способ эксплуатации. В
практике нефтедобычи известно много случаев открытого
нерегулируемого фонтанирования скважин с длительными пожарами в
результате нарушения технологии вскрытия пласта и освоения скважины.
Такие явления не только выводят из строя саму скважину, но и приводят к
истощению самого месторождения.
Перед освоением на устье скважины устанавливается арматура или
ее часть в соответствии с применяемым методом и предлагаемым
способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной
колонны должна быть установлена задвижка высокого давления для
перекрытия при необходимости ствола скважины.
Сущность большинства технологий освоения скважин заключается
в создании условий, облегчающих процесс фильтрации жидкостей и газов
в призабойной зоне пласта и приток этих флюидов в ствол скважины.
Целью технологий освоения скважин является создание на забое
давления меньше пластового (Р
заб
Р
пл
).
НgР
жзаб
(3.2)
В соответствии с формулой, уменьшить величину Р
заб
можно
двумя способами:
а) - уменьшением плотности жидкости
ж
в стволе скважины
(применяется в скважинах с высокопроницаемыми пластами);
б) - уменьшением высоты Н столба жидкости в скважине.
При замене жидкости в стволе скважины на более легкую обычно
имеет место следующая последовательность:
глинистый раствор;
минерализованная вода;
пресная вода;
дегазированная нефть;
аэрированная жидкость;
пенный состав.
Во втором случае высоту столба жидкости в скважине снижают
одним из известных способов:
поршневанием или свабированием;
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
122
продувкой сжатым газом или воздухом;
имплозия;
откачкой жидкости насосами;
тартанием желонками;
и др.
В зависимости от способа вызова притока жидкости на устье
скважины устанавливается соответствующее оборудование.
3.1 Замена скважинной жидкости в стволе скважины на
жидкость меньшей плотности
Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и
герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные
проявления. Выходящая из бурения или ремонта скважина обычно
заполнена глинистым раствором или раствором глушения. Схема
расстановки оборудования при освоении данным способом представлена
на рисунке 3.1.
Производя промывку скважины (прямую или обратную) рисунок
3.2 водой или дегазированной нефтью, т.е. замену жидкости с большей
плотностью на жидкость с меньшей плотностью можно получить
уменьшение забойного давления.
Такие операции проводят до тех пор, пока не будет достигнута
требуемая величина депрессии и не произойдет вызов притока жидкости
из пласта.
Величину депрессии на пласт при замене жидкостей с различными
плотностями определяют по формуле:
cos)(
21
HgР
(3.3)
где:
1
и
2
– плотности жидкостей, кг/м
3
;
Н – длина ствола скважины, м;
- средний угол отклонения ствола скважины от вертикали,
градусы.
Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым
давлением Pпл > ρ
2
ּgּНּcosά и при наличии коллекторов, хорошо
поддающихся освоению. Как видно из формулы (3.3), при смене
глинистого раствора (ρ
1
= 1200кг/м
3
) на нефть (ρ
2
= 900кг/м
3
)
максимальное снижение давления составит всего лишь 25% от давления,
создаваемого столбом глинистого раствора. Этим по существу и
ограничиваются возможности метода. Замена жидкости в скважине
проводится с помощью насосных агрегатов, а иногда и буровых насосов.
В некоторых случаях, когда по опыту освоения скважины данного
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
123
месторождения имеется уверенность в безопасности, применяют
дополнительно поршневание для отбора части жидкости из скважины и
дальнейшего снижения забойного давления.
Количество нефти для замены должно быть не менее объема
эксплуатационной колонны, а воды - в 1,5 раза больше.
Производительность насоса при замене жидкости в скважине на воду или
нефть закачкой в межтрубное пространство должна составлять: - при
условном (наружном) диаметре НКТ 60 мм - не более 3,5л/с; - при
условном (наружном) диаметре НКТ 73 мм- 6,0л/с; - при условном
(наружном) диаметре НКТ 89мм- 9,0л/с. В случае замены жидкости в
скважине закачкой в НКТ производительность насоса не ограничивается.
Давление закачки при этом не должно превышать 50 кгс/см
2
. Подача из
скважины в сборный коллектор жидкости, приготовленной с
использованием глины или барита, не допускается. При отсутствии
притока, а также необходимости доосвоения или для достижения
установившейся обводненности, освоение продолжать другими методами
(при наличии сероводорода в продукции, а при отсутствии - газом).
Рисунок 3.1 - Схема обвязки устья скважины при освоении
Схема расстановки спец. техники при освоении скважины промывкой
Не менее 10м.
Направление ветра
Скважины
Насосный
агрегат ЦА-320
Не менее 1м.
Технологическая
емкость
Автоцистерна
промысловая
АЦН
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
124
Рисунок 3.2 - а) Освоение обратной промывкой; б) Освоение
прямой промывкой
3.2 Освоение скважин свабированием
Поршневание (свабирование) - эффективный способ освоения
скважин, при котором имеется возможность проведения
гидродинамических исследований скважин (в сочетании с испытателями
пластов) и определения негерметичности обсадных колонн. Сваб
спускается в скважину или НКТ на канате (кабеле). Свабирование
наиболее эффективно в пластах с проницаемостью не более 0,1мкм
2
.
Применяются свабы двух видов: самоуплотняющиеся и щелевые.
Свабирование может осуществляться с перемещением отсеченного столба
жидкости до устья скважины вместе со свабом и в режиме работы
глубинного насоса, а также комбинацией этих способов.
При поршневании (свабировании) поршень или сваб спускается на
канате в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25 -
37,5мм) с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной
поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты
(3 - 4шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске поршня под
уровень, жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
125
При подъеме клапан закрывается, а манжеты,
распираемые давлением столба жидкости над
ними, прижимаются к стенкам НКТ и
уплотняются. За один подъем поршень выносит
столб жидкости, равный глубине его погружения
под уровень жидкости. Глубина погружения
ограничена прочностью тартального каната и
обычно не превышает 75 - 150м. Поршневание в
10 - 15 раз производительнее тартания.
Процесс свабирования может быть повторен
многократно, что позволяет снизить давление на
пласт на очень большую величину.
Свабирование может, проводится как с
пакером, отсекающем затрубное пространств, так
и без. Свабирование с пакером существенно
сокращает время на освоение скважины.
На рисунке 3.3 представлено типовое
свабирующие устройство.
Размер свабирующего устройства не
должно превышать длину приемной камеры
лубрикатора, а его диаметр, кроме манжеты сваба,
должен быть меньше внутреннего диаметра НКТ
на 3-6мм (для НКТ диаметром 2,5 на 5-6мм).
Свабирующие устройство состоит из
следующих основных узлов:
грузовой металлической штанги - 2,
соединяющейся специальным замком 1 с канатом
и служащий для утяжеления поршня; клапанной
клетки с шариковым клапаном 3; пустотелого
патрубка 4 и манжет 5.
Рисунок 3.3 –
Сваб (поршень)
Для проведения работ по свабированию устье скважины
оборудуется специальными приспособлениями. Схема расположения их
на скважине показана, на рисунке 3.4.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
126
Рисунок 3.4 - Схема обвязки устья скважины при свабировании
1 - сальниковое устройство (герметизатор); 2 - лубрикатор; 3 - тройник-разрядник;
4 - муфта НКТ-2,5"-3"; 5 - БРС-2,5"-3"; 6 - гидропривод; 7 - гидронасос; 8 - ролик
мерный (оттяжной); 9 - ролик верхний; 10 - разгрузочная штанга; 11 - задвижка
затрубья; 12 - задвижка трубная нижняя; 13 - превентор; 14 - тройник фонтанной
елки; 15 - задвижка трубная верхняя; 16 - приемные мостки; 17 - крепежное
устройство; 18 - слив на блок долива; 19 - отвод затрубный (аварийный); 20 -
геофизический кабель; 21 - пятка разгрузочной штанги; 22 - манометр; 23 - кран
высокого давления; 24 - задвижка трубная боковая.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
127
Так же необходимо дополнительное оборудование такое как мерная
емкость и соединительные отводы для сбора откачиваемой свабом
жидкости.
Технология вызова притока свабированием
Сваб спускается в скважину на глубину 300 метров под уровень
жидкости в скважине. Спуск проводить со скоростью не более 3000м/ч в
воздухе и 500м/ч в жидкости. При спуске сваба шариковый клапан открыт
рисунок 3.3, что позволяет поршню свободно погружаться в жидкость.
Подъем производить без остановок на максимально возможной
скорости. Рекомендуемая скорость не менее 3500м/ч. С глубины 100м до
устья скорость ограничивают до 500м/ч. При подъеме сваба клапан
закрывается рисунок 3.3 и весь столб жидкости, находящийся над
поршнем выносится на поверхность. Сваб останавливают за 25-30м до
устья. Жидкость поступает через тройник фонтанной елки 14 в отвод
трубный 24 и в мерную емкость 18 рисунок 3.4.
Минимальный объем отобранной жидкости составляет 1,5 объема
скважины.
Понижение уровня жидкости в скважине.
Допустимый уровень понижения жидкости:
в скважинах глубиной до 2400 метров уровень снижается
до 1000-1200метров
в скважинах глубиной свыше 2400метров уровень
жидкости снижается до1200-1400 метров.
Схема расположения оборудования на кусту представлена на
рисунке 3.5.
Технические требования по подготовке скважины к
свабированию.
1. В скважину должны быть спущены технологические насосно-
компрессорные трубы (НКТ):
а) НКТ должны иметь метрическую резьбу на муфтовых
соединениях;
б) трубы должны быть новыми (освоение скважины после
бурения) или специально предназначенными для работ по свабированию;
в) при спуске НКТ должны быть прошаблонированы;
г) низ НКТ оборудуется специальной воронкой, механическим
пакером и "стоп-кольцом" с внутренним диаметром не более 52мм,
предназначенном для предотвращения падения сваба в интервал
перфорации;
д) специальная воронка устанавливается в пределах 25-30м над
верхними отверстиями интервала перфорации. Стоп-кольцо или пакер
устанавливаются на 20-30м выше специальной воронки.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
128
Агрегат для подземного
Мерная ёмкость
ремонта скважин
Приёмные
мостки Коллектор для сброса
скважинной жидкости
Скважины
н
а
АГЗУ "Спутник" п
р
а
Склад-инструменталка
в
л
е
н
и
е
в
Зона для подъемника е
10х10м. 90 град.
т
р
а
Трансформаторная
подстанция
Бытовые помещения
бригады ТКРС
Подъемник геофизический
Типовая схема расположения техники на кусту при освоении скважин свабированием
Не менее 25м.
Не менее 25м.
Не менее 25м.
Не менее 25м.
Не более 50м.
Не менее 20м.
Рисунок 3.5 - Типовая схема расположения техники на кусту при
свабировании.
2. Скважина должна быть оборудована превентором с глухими
плашками и стандартной фонтанной арматурой (ФА).
3. На скважине устанавливается емкость, достаточная для отбора
жидкости на весь период свабирования.
4. Обвязка емкости и тройника-разрядника должна быть
выполнена из труб диаметром не менее 2" с БРС, место подсоединения
труб 2" должно быть жестким, и выполнено через "гусак".
5. Не запакерованная скважина оборудуется аварийной линией,
соединяющей затрубье с емкостью для отбора жидкости. Требования к
аварийной линии такие, как и к основной.
6. Обе линии должны закрепляться «мертвяками» через каждые
5м.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
129
3.3 Снижение давления на пласт компрессором
Этот способ нашел наиболее широкое распространение при
освоении фонтанных, полуфонтанных и механизированных скважин.
В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется
фонтанной арматурой.
При нагнетании газа (воздуха) в затрубное пространство, жидкость
в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ. Газ, (воздух)
попадая в НКТ, устремляется вверх, этим самым выталкивает жидкость в
них на поверхность. В результате газ (воздух) проходя через жидкость,
насыщает её, что приводит к снижению её плотности, соответственно
давление на забое снижается.
Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность
газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое Pз.
При Pз < Pпл начинается приток, и скважина переходит на
фонтанный или газлифтный режим работы. После опробований и
получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный
режим работы.
Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса
при герметизированном устье скважины.
Этот способ является наиболее безопасным и позволяет быстро
получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для
эффективной очистки призабойной зоны скважины.
Однако применение компрессорного способа освоения ограничено
в скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах.
При освоении компрессором обычно используют три способа:
Способ 1:
В ствол подают сжатый компрессором воздух. При этом удается
оттеснить столб жидкости (при достаточной мощности компрессора), до
башмака колонны насосно-компрессорных труб, уменьшив, таким
образом, противодавление на пласт до значительных величин. Схема
обвязки устья скважины и схема расстановки техники на кусту
представлена на рисунке 3.6, 3.7.
Способ 2
В ствол скважины подают периодически, сжатый воздух
компрессором, жидкость агрегатом, создавая последовательные
воздушные порции. Количество таких порций может быть несколько и
они, расширяясь, выбрасывают жидкость из ствола скважины. В качестве
жидкости могут использоваться как пластовая вода, так и нефть, и
растворы меньшей плотности. Схема обвязки устья скважины
представлена на рисунке 3.6, схема расстановки техники на кусту
представлена на рисунке 3.8.