Умралиев Б.Т., Ермеков М.М. Капитальный ремонт скважин

Подождите немного. Документ загружается.

зико-химических, минералогических, гранулометрических характеристик.

Мощности покрышек, высоты экранируемых ими залежей также оказыва-

ют значительное влияние на экранирующие свойства глинистых непрони-

цаемых толщ. У глин каолинитового состава наблюдается наибольшая

диффузионная и фильтрационная проницаемость, а у глин монтморилло-

нитового состава — наименьшая. Следовательно, наилучшими экрани-

рующими свойствами обладают толщи, содержащие большее количество

монтмориллонитовых

частиц.

Важную роль в оценке экранирующих свойств покрышек играет степень

однородности покрышки. Присутствие прослоев песчаников и алевроли-

тов ухудшает качество экранирующей толщи.

Гранулометрический состав породы, сортировка, форма обломков, ко-

личество цемента определяют строение и размеры поровых пространств,

которые в свою очередь определяют проницаемость и пористость породы.

Низкая пористость и проницаемость

обеспечивают надежность покрышки.

Так как размер поровых каналов глинистых пород мал, то для фильтрации

нефти и газа через систему поровых каналов требуются большие давле-

ния.

С ростом плотности глин их проницаемость уменьшается, с уве-

личением содержания в глинах алевритовой примеси и увеличением раз-

меров поровых каналов проницаемость возрастает; чем меньше прони

цаемость глин, тем выше необходим перепад давлений для прорыва газа

через них.

Среди факторов, влияющих на проницаемость глинистых покрышек,

решающее значение имеет мощность покрышки.

Газ, нефть и вода располагаются в ловушке, как бы слоями (рис. 1.1).

Будучи наиболее легким, газ располагается в кровельной части пласта

под покрышкой. Обычно такое скопление газа

называется газовой шап-

кой. Ниже поровое пространство заполняется нефтью, а еще ниже — во-

дой. При таком соотношении газа, нефти и воды залежь называется неф-

тяной с газовой шапкой. Если же нефтяная часть залежи значительно

меньше газовой, залежь называется газовой с нефтяной оторочкой. Часто

встречаются в недрах чисто газовые залежи, когда газ

непосредственно

контактирует с водой, или чисто нефтяные, когда отсутствуют свободные

скопления газа.

Поверхности контактов газа и нефти, газа и воды, нефти и воды назы-

ваются соответственно газонефтяными, газоводяными, водонефтяными

контактами.

Запасы нефти и газа в отдельных залежах могут быть весьма различны-

ми: от незначительных до нескольких миллиардов тонн нефти или

не-

скольких триллионов кубических метров газа.

Залежь нефти и газа иногда может охватывать несколько пластов, если

между ними существует гидродинамическая связь (многопластовая за-

лежь). В этом случае, несмотря на всю сложность строения ловушки, во-

донефтяной раздел, пластовое давление, и свойства нефти во всех пластах

будут примерно одинаковы. Возможны случаи, когда нефть

или газ за-

полняет несколько рядом расположенных антиклинальных ловушек (мно-

гокупольная залежь), при этом синклинальные прогибы между складками

также заполнены нефтью или газом, а пластовая вода смещена на перифе-

рию.

Совокупность залежей нефти и газа на одной и той же площади называ-

ется месторождением. Н. А. Еременко (1968 г.), обобщая все имеющиеся

сведения по классификациям месторождений нефти и газа, дает сле-

дующее определение: месторождение — это «. . .участок земной коры оп-

ределенного геологического строения, содержащий в себе залежи нефти и

(или) газа».

Необходимо

отметить, что термин месторождение нефти и газа нельзя

понимать в буквальном смысле этого слова, так как нефть и газ в течение

геологического времени перемещаются на значительные расстояния от

места своего образования. Те участки земной коры, где сейчас обнаружи-

ваются

скопления нефти и газа, по существу.

Перемещению нефти, газа в пластах препятствуют внутреннее трение

жидкости и газа, обусловленное их вязкостью, трение о стенки пор и ка-

налов пласта, в котором происходит движение, капиллярные и поверхно-

стные силы, удерживающие нефть в порах в результате смачивания ею

стенок.

Нефть и газ находятся в пласте под давлением, которое, как правило

зависит от глубины залегания пласта. Это давление, в частности, обу-

словлено весом пород, располагающихся над пластом. Под действием

горного давления порода уплотняется, объем пор уменьшается и давление

передается жидкости. В зависимости от условии залегания давление жид-

кости или газа, находящихся в пласте, пластовое давление может быть

больше, меньше или равно

горному давлению.

По виду пластовой энергии, точнее, по источнику, используемому при

эксплуатации нефтяной или газовой залежи, различают несколько режи-

мов дренирования (или несколько режимов залежи).

Водонапорный режим - это режим, при котором движение нефти к

скважинам обусловлено давлением краевой (контурной) воды. При этом

объем вытесненной нефти компенсируется объемом воды, поступающей

из поверхностных

источников. Если нефтяная залежь не сообщается с по-

верхностными источниками или воды из них поступает меньше, чем отби-

рается нефти, то дебиты скважин будут постепенно снижаться. При водо-

напорном режиме залежи эксплуатируют до тех пор, пока контурная вода

не достигнет скважины.

Упруговодонапорный (упругий) режим эксплуатации развивается в том

случае, если

содержимое пласта вытесняется в скважину в результате уп-

ругого расширения пластовой жидкости и вмещающей ее породы.

Газонапорный режим работы наблюдается при наличии газовой шапки,

т. е. при использовании энергии свободного газа.

Режим растворенного газа обусловлен выделением в пласте растворен-

ного ранее в нефти газа, пузырьки которого расширяются и выталкивают

нефть из

области более высокого в область низкого давления, т. е. в

скважину.

При гравитационном режиме нефть передвигается к скважинам под

действием силы тяжести, т. е. по существу стекает в скважину.

Нефтяную залежь разрабатывают при различных режимах, причем пе-

реход

Рис. 1.1. Схема месторождения:

1-нефтеносный пласт, 2-пласт, содержащий газ, 3-водоносный пласт

от одного режима эксплуатации к другому происходит плавно. Отдельные

части залежи могут разрабатываться на разных режимах. Так, в скважи-

нах, близко расположенных к газовой шапке, нефть может вытесняться за

счет ее энергии и энергии выделяющегося растворенного газа, а в сква-

жинах, находящихся на внешнем контуре- за счет напора контурных вод,

В месторождениях газа отбор его из пласта производят за счет давления,

создаваемого расширяющимся газом. При эксплуатации месторождений

пластовое давление снижается пропорционально отбору газа вследствие

отсутствия внешних источников его поддержания. Добычу газа продол-

жают до тех пор, пока его давление не становится близким к атмосферно-

му.

При разработке месторождения стараются извлечь из

пласта максимум

нефти или газа в кратчайшие сроки при минимальных затратах и соблю-

дении норм по охране недр. Соотношение извлеченной из пласта нефти и

первоначально имеющейся характеризуется коэффициентом нефтеотдачи.

Коэффициент нефтеотдачи зависит как от особенностей месторождения

(проницаемости породы, вязкости нефти и т. п.), так и от технологии его

эксплуатации.

Повышение нефтеотдачи - одна из основных проблем нефтедобываю-

щей отраслью в настоящее время. Решение этой задачи достигается как

использованием рациональной системы разработки месторождения в це-

лом, так и воздействием на пласт

и его призабойную зону.

Естественная пластовая энергия не обеспечивает требуемый отбор неф-

ти в течение всего срока эксплуатации месторождения, а также не позво-

ляет извлечь из пласта всей содержащейся в нем нефти.

Для повышения отбора нефти и увеличения коэффициента нефтеотдачи

применяют искусственное поддержание пластовой энергии на основной

стадии разработки месторождения, а

также ряд вторичных методов.

К методам поддержания пластового давления относятся, прежде все-

го, закачка воды в пласт или газа в газовую шапку. Воду закачивают в

пласт через нагнетательные скважины, размещенные, например, за внеш-

ним контуром нефтеносности по периметру залежи, в результате чего

создается искусственный контур питания залежи водой. По мере

переме-

щения контура нефтеносности эксплуатационные скважины переводят в

нагнетательные для закачки в них воды. Поддержание пластового давле-

ния на заданном уровне возможно при превышении объема закачиваемой

воды над объемом извлекаемой жидкости и газа, поскольку часть нагне-

таемой воды уходит в периферийные области пласта. Закачиваемая вода

должна проходить специальную обработку: фильтроваться, очищаться

от

микроорганизмов и бактерий, смягчаться, стабилизироваться, а в ряде

случаев и нагреваться.

Помимо закачки в пласт простой технической воды применяют и ряд

других методов, например закачку воды, обработанной поверхностно-

активными веществами (ПАВ), способствующими выбыванию нефти, ос-

тающейся в порах пласта. Концентрация ПАВ в воде составляет доли

процента, однако при значительных

объемах закачки требуемое количест-

во ПАВ велико.

Нефть из пласта можно вытеснять также оторочкой загущенной воды.

Повышение вязкости воды достигается добавлением в нее специальных

химикатов, после чего она закачивается в пласт, образуя буферную зону -

оторочку, которую продавливают обычной водой.

В ряде случаев в пласт закачивается также сжиженный углекислый газ

с его

продавкой специально обработанной водой.

Для уменьшения вязкости нефти в пласт закачивают горячую воду или

пар. Для определенных месторождений, например с вязкими нефтями, за-

качка холодной воды не допускается вообще, поскольку это приводит к

уменьшению температуры продуктивного пласта и резкому ухудшению

его проницаемости. Температуру пласта можно повысить путем поджога в

нем

нефти и создания в пласте фронта горения, перемещающегося по ме-

ре выгорания остатков нефти и закачки в пласт воздуха. Теплота, выде-

ляющаяся в результате горения, а точнее, окисления нефти, приводит к

снижению ее вязкости, а образующийся пар способствует вытеснению

нефти.

Наиболее эффективным, но и самым дорогим способом является вытес-

нение нефти

растворителем, который растворяет и нефть, и воду. При

этом исчезает граница раздела этих жидкостей и обеспечивается наиболее

полный вынос нефти из пласта.

1.5. Конструкция скважин

Скважиной называют цилиндрическую вертикальную или горизонталь-

ную горную выработку в земной коре, имеющую малую величину попе-

речного сечения при относительно большей ее протяженности.

Начало скважины (рис.1.2.) называется устьем, дно – забоем, а боковая

поверхность – стенками.

Основными элементами, характеризующими скважину, являются ее диа-

метр, глубина и направление. Диаметр скважины определяется наружным

диаметром

породоразрушающего инструмента, т.е долота, а если закреп-

лена обсадными трубами, то внутренним диаметром этих труб.

При бурении и эксплуатации скважины ее стенки должны быть надежно

укреплены для исключения их обвалов. Все пласты, через которые пробу-

рена скважина, должны быть разобщены друг от друга. Для этого в сква-

жину спускают металлические

обсадные трубы, а пространство между ни-

ми и горной породой заполняют жидким цементным раствором, который,

застывая, образует кольцо цементного камня.

В зоне расположения продуктивного пласта в колонне обсадных труб

и цементном камне создают ряд отверстий, соединяющих пласт с внут-

ренней полостью обсадных труб. Полученный после выполнения всех

этих работ вертикальный

или наклонный канал, соединяющий продуктив-

ный пласт с трубопроводами, расположенными на поверхности земли, и

является скважиной.

В зависимости от геологического разреза, способов бурения и вскрытия

эксплуатационного пласта, ожидаемого пластового давления и т. д. ис-

пользуют различные конструкции скважин, отличающиеся числом рядов

концетрически расположенных обсадных труб различных диаметров,

спускаемых на различные глубины

. Совокупность сведений о количестве

спущенных в скважину колонн обсадных труб различного диаметра и

длины, диаметрах колонн для бурения под эти колонны, интервалах подъ-

ема цементного раствора называется конструкцией скважины.

В зависимости от расположения и назначения каждого ряда труб разли-

чают:

направление - первый ряд труб, спускаемых на глубину до 50м для

пре-

дохранения устья скважины от размывания промывочной жидкостью и ис-

ключения межпластовых перетоков и загрязнения верхних водоносных

горизонтов в течение всего срока эксплуатации скважины; кондуктор –

второй

ряд труб с максимальной глубиной спуска до 500-600 м, предназначенный

для обеспечения устойчивости стенок скважины в верхнем ее интервале.

В процессе бурения эта колонна труб препятствует

проникновению буро-

вого раствора и других технологических жидкостей, используемых при

бурении скважины, в водоносные горизонты;

Рис. 1.2.Элементы скважины:

1-устье; 2-стенки; 3-забой; 4-ось; 5-обсадные колонны

технические (или промежуточные) колонны - один или несколько кон-

центрически расположенных рядов труб, спускаемых в скважину в про-

цессе бурения для изоляции водоносных пластов, нефтяных и газовых го-

ризонтов, зон поглощения или зон с неустойчивыми, плохо сцементиро-

ванными породами. В зависимости от конкретных условий их число и

глубина спуска меняются. При

благоприятных условиях бурения они мо-

гут вообще не использоваться.

эксплуатационная колонна - последний ряд труб, спускаемых в скважи-

ну. После спуска этой колонны в скважину процесс ее углубления пре-

кращается. В эксплуатационную колонну спускают внутрискважинное

оборудование для подъема продукции пласта на поверхность или закачки

в него жидкости или

Рис. 1.3. Конструкция скважин

а) со сплошными колоннами; б) хвостовиком; в) с комбинированной эксплуатационной

колонной и хвостовиком

газа. В отдельных случаях подъем или закачку жидкости или газа осуще-

ствляют с использованием только эксплуатационной колонны.

Техническая и эксплуатационная колонны могут спускаться на всю глу-

бину - от забоя до устья скважины или перекрывать необсаженный интер-

вал ствола скважины от забоя до предшествующей колонны. Такие колон-

ны называют хвостовиками.

Если

конструкция скважины включает помимо направления и кондук-

тора только эксплуатационную колонну, то ее называют одноколонной,

при наличии одной или нескольких промежуточных колонн ее называют

соответственно двух или многоколонной (рис. 1.3).

В настоящее время при бурении скважин в большинстве случаев стремят-

ся ограничиваться эксплуатационной колонной диаметром 146 или 168

мм,

позволяющими спускать в них

оборудование, обеспечивающее при меха-

низированной добыче нефти дебиты порядка 700 м

/сут (а при фонтанном

способе и выше), а газа - до 500 тыс. м

/сут. Спущенные в скважину об-

садные колонны цементируют путем закачки цемента в кольцевое про-

странство между стенками скважины и колонны. После затвердевания

цементный ка мень разобщает нефте и газоносные пласты, исключает

перетоки между ними, защищает обсадные трубы от корродирующего воз-

действия минерализованных пластовых вод.

У устья скважины все спущенные в

нее колонны обвязываются с помо-

щью колонной головки. В дальнейшем на ее верхнем фланце монтируют

оборудование для эксплуатации скважины.

К завершающему этапу бурения относится вскрытие продуктивного

пласта. Способ вскрытия зависит от пластового давления, устойчивости

пород продуктивного пласта, его проницаемости и т.п. При вскрытии пла-

ста должны быть приняты меры для предотвращения открытого фонта-

нирования, сохранения природных фильтрационных свойств пласта,

исключения попадания в его поры бурового или тампонажного раствора.

Технология вскрытия пласта должна обеспечивать длительную его экс-

плуатацию и максимальный приток нефти и газа в

скважину

Применяемый способ вскрытия предопределяет форму и размеры от-

верстий (рис. 1.4), соединяющих внутреннюю полость эксплуата-

ционной колонны с продуктивным пластом. Для этого используются пуле-

вые, торпедные, кумулятивные и гидропескоструйные перфораторы.

Рис. 1.4. Форма отверстий при различных

способах перфорации:

а–пулевая; б-торпедная; в-кумулятивная; г-

гидропескоструйная; 1-колонна обсадных

труб; 2-цементное кольцо; 3-пласт

Пулевые перфораторы опускают в

скважину па специальном электриче-

ском кабеле. При подаче электриче-

ского импульса происходит залп и, в

радиальном направлении, выстрели-

ваются пули диаметром 12,5 мм, ко-

торые, пробивая обсадную колонну и

цементное кольцо, внедряются в

продуктивный пласт. В результате

образуются каналы, длина которых в

зависимости от прочности породы и

типа перфоратора составляет 65-150

мм.

Более эффективны торпедные

перфораторы, стреляющие разрыв-

ными снарядами диаметром 22-32

мм замедленного действия, при

взрыве которых образуются кавер-

ны глубиной до 100-160 мм. Недос-

татком и тех и других является воз-

можность образования трещин в об-

садной колонне и цементном коль-

це.При использовании кумулятивных

перфораторов отверстие в

колонне,

цементном кольце и продуктивном

пласте образуется за счет прожига-

ния их сфокусированной струей га-

зов, возникающих при взрыве куму-

лятив-

ных зарядов и движущихся со скоростью 6000-8000 м/с. При этом давле-

ние струи газа на стенку скважины составляет до 30 ГПа. Кумулятивный

эффект достигается за счет создания на поверхности заряда выемки

осо-

бой формы. В породе образуется сужающийся канал глубиной до 350 мм с

максимальным диаметром 8-14 мм. К недостаткам этого способа вскрытия

относится то, что в процессе перфорации струя газов увлекает за собой

жидкость, которой заполнена скважина, и под большим давлением вне-

дряет ее в породу пласта. При этом происходит засорение пор

пласта -

кольматация, затрудняющая в дальнейшем приток нефти в скважину.

От недостатков пулевой и кумулятивной перфорации свободна гидро-

пескоструйная перфорация. При использовании этого метода перфоратор

спускают на колонне труб и с помощью специальных насосов нагнетают

под давлением 15-30 МПа жидкость с песком, которая, вытекая из наса-

док перфоратора, постепенно разрушает колонну, цементное кольцо и по-

роду пласта. В результате образуется коническая полость с увеличиваю-

щимся диаметром (от 30 до 60 мм) и глубиной до 1000 мм. При этом ко-

лонна не разрушается в местах, не подвергаемых воздействию потока

жидкости, и

не появляются трещины в цементном кольце.

После опробования скважины и испытания продуктивного пласта сква-

жина сдается в эксплуатацию, и в нее спускают подъемные трубы для

подъема пластовой жидкости, закачки жидкости или газа в пласт.

Как и любое другое сооружение, скважина нуждается в уходе и ремон-

те, поскольку и оборудование, находящееся

в ней и на устье, и стволовая

часть, и фильтр рано или поздно разрушаются, изнашиваются и перестают

выполнять свои функции.

В процессе эксплуатации скважины может возникнуть необходимость

перехода на новый продуктивный горизонт (т.е. другой пласт), лежащий

выше или ниже уже освоенного, углубления скважины или забуривания

нового ствола, идущего в бок

от уже имеющегося. Помимо этого, могут

возникнуть повреждения цементного кольца, смятие колонны обсадных

труб, что усложняет или вообще делает невозможным дальнейшую экс-

плуатацию скважины.

1.6. Способы эксплуатации скважин

Скважина может использоваться для различных целей, соответственно

и называют ее: добывающей — если она служит для извлечения нефти

или газа из пласта, нагнетательной — для закачки в пласт жидкости или

газа, контрольной — для наблюдения за пластом. Одна и та же скважина

в различный период эксплуатации месторождения может последовательно

выполнять функции добывающей, нагнетательной или контрольной.

Способ эксплуатации скважин определяет ряд факторов, к которым,

прежде всего, относятся: геологическое строение участка месторождения,

на котором она расположена, особенность поверхности, где располагается

устье скважины, материальные возможности организации, обслуживаю-

щей промысел, и т. п.

Особенности геологического строения и режима работы пласта находят

отражение в двух основных показателях — пластовом давлении и дебите

скважины. Причем важны не только их первоначальные значения, но и

предполагаемый характер их изменения, поскольку именно они, в первую

очередь, предопределяют оборудование, которое должно быть спущено и

смонтировано на поверхности для эксплуатации скважины.

Помимо дебита и пластового давления существенное значение имеют

физико-химические свойства пластовой жидкости— ее вязкость, содер-

жание воды, песка, агрессивных веществ (сероводорода и углекислого

газа) и др. Эти характеристики непрерывно меняются в процессе экс-

плуатации.

В настоящее время для эксплуатации скважин применяют две группы

способов — фонтанный и механизированные.

Фонтанный способ (рис. 1.5) эксплуатации может применяться в тех

случаях, когда энергия пласта достаточно для подъема пластовой жидко-

сти от забоя до поверхности. Фонтанирование скважины может происхо-

дить как за счет гидростатического давления пласта, гак и за счет энер-

гии газа, растворенного в нефти. Гидростатическое

давление может быть

природным, или искусственным, создаваемым за счет нагнетания в пласт

жидкости или газа.

Фонтанный способ эксплуатации наиболее выгодный, поскольку не требу-

ет ни сложного специального оборудования, спускаемого в скважину, ни

затрат энергии на приведение его в действие. Поэтому одной из важней-

ших задач является обеспечение длительного и бесперебойного фонтани-

рования скважи-

ны при рациональном расходовании пластовой энер-

гии. Работу скважины регулируют за счет изменения

ее дебита специальными штуцерами, установленными

на устье скважины. Штуцеры бывают регулируемые

и нерегулируемые. Первые представляют собой, по

существу, игольчатый вентиль, величину проходного

сечения которого можно изменять, вторые — втулки

или диски с отверстиями диаметром 3—15 мм. Дета-

ли, взаимодействующие с потоком пластовой жидко-

сти, выполняются из износостойких материалов,

твердость которых обеспечивает постоянство вели-

чин поперечных сечений.Все остальные способы экс-

плуатации скважин — механизированные. Они имеют

один общий признак: энергия для подъема пластовой

жидкости на поверхность подводится извне и с по-

мощью оборудования, расположенного в скважине,

передается жидкости. Так как высота всасывания

насоса не превышает 5—8 м, то для подъема жидко-

сти из скважины глубиной в несколько сотен или ты-

сяч метров насос приходится опускать в скважину и

для обеспечения его надежной работы погружать под

уровень пластовой жидкости.

Существует несколько способов механизирован-

ной эксплуатации скважин.

Газлифтный способ обеспечивает подъем пласто-

вой жидкости на поверхность за счет рабочего агента

— газа, нагнетаемого специальным компрессором в

колонну подъемных труб. В качестве

Рис. 1.5. Схема фон-

танного способа экс-

плуатации:

1-эксплуатационная

скважина; 2-пакер; 3-

колонна подъемных

труб; 4-фонтанная арма-

тура

рабочего агента может использоваться газ — в этом случае способ экс-

плуатации называется газлифтом — или воздух - эрлифтом. В подав-

ляющем большинстве случаев газ подается в скважину с помощью специ-

альных компрессоров. В тех случаях, когда используют газ, находящийся

под давлением в газосодержащем пласте, система называется беском-

прессорным газлифтом.

В зависимости от числа рядов труб, спущенных в скважину, их взаимного

расположения и назначения различают несколько основных типов конст-

рукций. Принцип работы газлифта заключается в следующем (рис. 1.6).

Если в кольцевое пространство между колонной подъемных труб и экс-

плуатационной колонной нагнетать газ, то после вытеснения жидкости из

кольцевого пространства газ в виде пузырьков начнет поступать в цен-

тральную колонну и двигаться по ней вверх. При этом удельный вес сме-

си жидкости и газа будет уменьшаться, в. результате чего уровень ее нач-

нет подниматься вверх. Изменяя глубину спуска подъемных труб, давле-