Ремонт и обслуживание скважин и оборудования для бурения

Заключительный этап процесса восстановления скважины методом зарезки и бурения второго ствола -- испытание эксплуатационной колонны на герметичность, перфорирование отверстий против продуктивного горизонта и освоение скважины (вызов притока нефти или газа из пласта).

Методы увеличения производительности скважин

Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале фильтра, примыкающего к стволу. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. В процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Часто в процессе работ по заканчиванию скважины проницаемость пород ухудшается по сравнению с первоначальной, естественной. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на призабойную зону для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной. Методы воздействия на ПЗС делятся на три группы:

Ш Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно растворить в различных химических реагентах (известняк - соляная кислота). Пример такого воздействия соляно-кислотная обработка, СКО, пород призабойной зоны скважины.

Ш Механические методы применяют в малопроницаемых твердых породах. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Ш Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗС отложились вязкие углеводороды (парафин, смолы, асфальтены), а так же при фильтрации вязких нефтей. К этому виду воздействия относят различные методы прогрева ПЗС.

Кроме перечисленных, существуют методы, представляющие их сочетание. Например, гидрокислотный разрыв представляет собой сочетание ГРП и СКО, термокислотная обработка сочетает как тепловые, так и химические воздействия на призабойную зону скважины.

Методы воздействия на ПЗС осуществляют бригады ТКРС. Они проводят следующие работы:

Ш Кислотные обработки скважин.

Ш Гидравлический разрыв пласта.

Ш Вибровоздействие на ПЗС.

Ш Тепловое воздействие на ПЗС.

Ш Обработка ПЗС поверхностно-активными веществами (ПАВ).

Соляно - кислотные обработки скважин

Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны, НКТ от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии при освоении скважины с целью их запуска, а так же для увеличения проницаемости пород. Под воздействием соляной кислоты в породах ПЗС образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно и производительность нефтяных (газовых) и приемистость нагнетательных скважин.

Различают следующие разновидности кислотных обработок:

Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложений от пластовых вод и освобождения прихваченного пробкой подземного оборудования. Объем рабочего раствора, при кислотной ванне, составляет не более объема ствола (колонны) в заданном интервале, закачивают его до забоя, не продавливая в пласт. Раствор кислоты выдерживают в интервале обработки 16 - 24 ч. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой. В качестве промывочной жидкости используют воду.

Простая кислотная обработка предназначена для воздействия на породы ПЗС с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задавливанием кислоты в пласт. Вначале закачивают нефть или воду, затем при открытом затрубном пространстве - расчетное количество приготовленного рабочего раствора соляной кислоты. При этом объем первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на затрубном пространстве скважины и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт. Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или водой.

Кислотная обработка под давлением применяют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. Проводят с применением пакера.

При открытой задвижке затрубного пространства скважины и непосаженом пакере в скважину закачивают кислотный состав в объеме труб и подпакерного пространства, после чего пакером герметизируют затрубное пространство и закачивают кислоту в объеме спущенных труб с максимальным повышением темпа закачки. Затем, не снижая давления, вслед за кислотой прокачивают расчетный объем продавочной жидкости и закрывают задвижку. Скважину оставляют в покое до полного спада или стабилизации давления.

Пенокислотные обработки применяют при значительной толщине пласта и низких пластовых давлениях. В призабойную зону скважины вводя аэрированный раствор кислоты и ПАВ в виде пены. При таких обработках используют кислотный агрегат, компрессор и аэратор. Пенокислотная обработка имеет следующие преимущества:

Ш Кислотная пена медленнее растворяет карбонатный материал, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт.

Ш Кислотная пена обладает меньшей плотностью и повышенной вязкостью, что позволяет увеличить охват воздействием всей продуктивной толщины пласта.

Ш Содержание в пене ПАВ снижает поверхностное натяжение кислоты на границе с нефтью, а сжатый воздух, находящийся в пене, расширяется во много раз при понижении давления после обработки; все это в совокупности способствует улучшению условий притока нефти в скважину и значительно облегчает ее освоение.

Многократные обработки заключаются в том, что ПЗС обрабатывают несколько раз с интервалами между обработками в 5 - 10 суток с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок.

Поинтервальные (ступенчатые) обработки нескольких интервалов пласта значительной толщины с целью полного охвата пласта или отдельных продуктивных пропластков. После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации, принудительно-направленным способом воздействует интервал, пока полностью не будет охвачена вся толщина пласта. Проводить ступенчатые обработки целесообразно в скважинах после выхода их из бурения или в начальный период эксплуатации.

Термохимические обработки - обработки скважин горячей соляной кислотой, с магнием в специальном наконечнике, спущенном на НКТ в пределы интервала, намеченного под обработку. Применяют для очистки ПЗС от асфальто-смолистых, парафиновых и других материалов.

Термокислотные обработки - комбинированный процесс, в первой фазе которого осуществляется термохимическая обработка, во второй (без перерыва во времени) - обычная, простая СКУ. Наполненный магнием наконечник спускают на трубах в скважину и устанавливают в зоне обрабатываемого интервала пласта. Затем закачивают нефть и вслед за ней, без перерыва, 15% раствор соляной кислоты. Скорость прокачки кислоты должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная кислотность раствора. Для загрузки наконечника используют магний в виде стружек или брусков квадратного или круглого сечения.

Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) предназначается для увеличения проницаемости призабойной зоны путем расчленения породы пласта или расширения естественных трещин. Сущность ГРП заключается в нагнетании в призабойную зону скважины жидкости под высоким давлением, в большинстве случаев превышающим гидростатическое в 1,5 - 2 раза. Существуют три основных вида ГРП: однократный, многократный и направленный (поинтервальный). Однократный предполагает создание одной трещины в продуктивном пласте; многократный ГРП обеспечивает образование нескольких трещин. При направленном ГРП места образования трещин регулируются по продуктивному разрезу скважины.

Процесс ГРП состоит из следующих последовательно проводимых операций:

Ш Закачивание в пласт жидкости разрыва для образования трещин.

Ш Закачивание жидкости-песконасителя с песком, предназначенным для закрепления трещин.

Ш Закачивания продавочной жидкости для продавливания песка в трещины.

Рабочая жидкость, при закачивании которой в призабойную зону пласта создается давление, достаточное для нарушения целостности породы, называется жидкостью разрыва.

Рабочая жидкость, используемая для транспортировки песка с поверхности до трещин и их заполнения, называется жидкостью-песконосителем. Она должна быть слабофильтрующейся и иметь высокую пескоудерживающую способность. Повышение вязкости жидкостей достигается добавлением в них загустителей - соли органических кислот, нефтяной гудрон, нефтекислотные и водонефтяные эмульсии. В водонагнетательных скважинах для ГРП используют воду, загущенную сульфит-спиртовой бардой (ССБ).

Продавочная жидкость при всех условиях должна обладать минимальной вязкостью для уменьшения потерь напора.

Песок предназначается для заполнения образовавшихся при ГРП трещин с целью предупреждения их смыкания после уменьшения давления ниже величины давления разрыва. Поэтому песок должен иметь достаточную прочность и сохранять высокую проницаемость. Этим требованиям удовлетворяет хорошо откатанный однородный кварцевый песок (пропант). Гранулы имеют размер 0,4 - 1,2 мм.

Эффективность ГРП определяется раскрытостью и протяженностью созданных трещин: чем они больше, тем выше эффективность обработки. Для создания таких трещин в скважину закачивают от 4 до 20 т песка. Концентрация песка в жидкости-песконосителя зависит от фильтруемости и удерживающей способности жидкости и изменяется 100 - 600 кг/1м³ жидкости.

При выборе скважины для проведения в ней ГРП необходимо учитывать качество цементного кольца выше и ниже намеченного интервала разрыва. Также проводят исследования, т.е. определяют забойное и пластовое давления, содержание воды в добываемой продукции, определяют коэффициент приемистости.

Перед ГРП проводят мероприятия по очистке забоя и призабойной зоны - промывки растворителями, ПАВ, кислотные обработки. Иногда проводят гидропескоструйную перфорацию (ГПП) в узком интервале пласта, в котором планируют создать трещину.

В скважину спускают НКТ с пакером и нагнетают сначала жидкость разрыва в таких объемах, чтобы создать на забое давление, достаточное для разрыва пласта. При этом непрерывно наблюдают за давлением и расходом жидкости на устье. Момент разрыва на поверхности отмечается резким увеличением расхода жидкости при одном и том же давлении на устье или резким падением давления при одном и том же расходе. После разрыва пласта, не снижая давления, в скважину закачивают жидкость-песконоситель - вязкую жидкость, смешанную с песком, которая под воздействием продавочной жидкости проталкивается в НКТ и в пласт.

После завершения продавки скважину закрывают и оставляют в покое до момента снижения давления до нуля. Затем скважину промывают для удаления остатков песка и осваивают. Водонагнетательные скважины пдвергают поршневанию для вымывания из трещины закаченной вязкой жидкости.

Техническая часть

Рис.1

Обвязка устья скважины при ГРП

При гидроразрыве скважины используют устьевую головку фирмы Камерон, составные части которой изготовлены из высококачественных материалов.

¦ Рабочее давление 700 атм.

¦ Температурный режим от -50 до 50єС

Составные части:

1 - корпус (210 атм.) с двумя боковыми отводами диаметром 50,8 мм.

Устьевая головка фирмы «КАМЕРОН»

2 - “заглушка”

3 - патрубок 50,8 мм, на который навёрнут шаровой кран (4), рассчитанный на 210 атм.

4 - шаровой кран

5 - штифтовой фланец

6,11 - кольцевая прокладка (сальник)

7 - резьбовая шпилька 26,85 х 215,9мм.

8 - гайка 26,8мм.

9 - задвижка

10 - фланцевое соединение

12 - резьбовая шпилька 22,23 х158,75мм.

13 - гайка 22,23мм.

Типовое оборудование для ГРП

Гидравлический разрыв пласта осуществляется с использованием комплекса оборудования, включающего в себя подземную и наземные части.

Наземное оборудование:

Ш устьевая арматура,

Ш комплекс спецтехники для производства ГРП.

Комплекс ГРП состоит из стандартных единиц:

Ш Пескосмесительная установка - Блендер РОD-I.

Ш Насос высокого давления SPF-343

Ш Блок манифольда.

Ш Ца-320.

Ш Станция контроля - FRACCAT.

Ш Емкости.

Ш Песковоз

Практически все оборудование для ГРП смонтировано на шасси тяжелых грузовиков повышенной проходимости

Блендер:

Блендер - передвижной агрегат, предназначенный для предварительного приготовления технологических жидкостей в резервуарах и последующей их подачи через систему манифольда на прием насосных агрегатов. Благодаря тщательно продуманной системе компьютерного управления, агрегат способен обеспечить высокое качество смешивания жидкостей, проппанта и химикатов. Блок управления блендера обеспечивает соблюдение заданного уровня жидкости в смесителе, автоматический контроль подачи проппанта и автоматический контроль подачи сухих и жидких химикатов.

технические характеристики:

Ш Скорость - 900 - 1300 об/мин

Ш Производительность - 0 - 5,6 м3/мин.

Ш Давление на выходе - 0 - 6,9 атм.

Ш Скорость загрузки песка - 0-4 т/мин

Ш Мах производительность - 3,8 м3/мин

Ш Нормальная скорость вращения - 1100 об/мин

Станция контроля,

СКВАЖИНА

2.Автомобиль для

перевозки жиких ХР.

3.технологические

емкости

4.Блендер

5.Блок манифольдов

6.ЦА-320

7.Песковоз

8,9,10.Насосы высокого давления

11.площадка для перевоза блока манифольдов

Насосный агрегат

Передвижной насосный агрегат предназначен для закачки в скважину различных жидкостей и смесей с проппантом с высоким темпом и при большом давлении.

Силовая установка - двухтактный дизель, номинальная мощность - 2250 л.с. при 2050 об/мин. Водяное охлаждение, запуск от двигателя шасси.

Насосный агрегат - трехплунжерный, одностороннего действия, гидравлическая мощность - 2000 л.с., принудительная смазка плунжеров.

Ш - Максимальное давление - 1365 атм.

Ш - Максимальная подача - 4,5 м3/мин.

Полностью дистанционное управление из станции контроля или выносного пульта. Электронная система защиты от превышения установленного давления. Электронный контроль работы двигателя.

Для облегчения холодного пуска предусмотрены электроподогрев основных систем смазки, охлаждения и гидравлики, и эфирный запуск дизеля.

Большой манифольд

Линии низкого давления оборудованы 4-дюймовыми задвижками. Для соединения с блендером и насосными агрегатами используются резинометаллические шланги с БРС.

Маленький манифольд

Линии высокого давления оборудованы 3-дюймовыми пробковыми кранами с червячным редуктором, обратными клапанами и электронным преобразователем давления. Для соединения со скважиной имеется набор труб с БРС (длина от 1м до 4м) и вертлюги. Максимальная длина линии - до 60 метров.

Грузовик повышенной проходимости для перевозки блока манифольда оборудован платформой, лебедкой для погрузки-разгрузки с тяговым усилием 25 тн, гидравлическим краном 8 тн.

Станция контроля

Станция контроля - это компьютерный центр управления процессом ГРП и сбора информации. Станция выполнена в виде комфортабельного фургона, оборудована системами отопления и кондиционирования для поддержания нормального температурного режима при любых погодных условиях, дизельным генератором для автономного электроснабжения. Для управления насосными агрегатами в станции установлены шесть электронных панелей, которые позволяют одному оператору управлять всеми насосами. Имеется возможность одновременной остановки всех насосов в аварийных случаях. Для оперативной связи в процессе работ имеется комплект радиосвязи близкого радиуса действия. Для контроля процесса ГРП и сбора данных станция оснащена компьютерной системой преобразования сигналов и двумя персональными компьютерами.

Ш Контролируемые параметры:

Ш - давление НКТ;

Ш - давление затрубного пространства скважины;

Ш - расход смеси;

Ш - расход проппанта;

Ш - плотность смеси;

Ш - расход химреагентов.

Компьютеры используются для проектирования ГРП, записи параметров процесса, обработки информации и распечатывания отчетов.

Песковоз предназначен для перевозки проппанта и контролируемой подаче его на блендер, и представляет собой гидравлический самосвал с полностью закрытым кузовом. Осуществляет замер расхода проппанта через «ворота» в задней части бункера. Проппант вводится непосредственно в воронку смесителя по специальному желобу. Имеет 4'' соединения для получения сухих агентов из других агрегатов и контейнеров. Максимальная полезная нагрузка - до 30 тн. Короткая колесная база обеспечивает повышенную маневренность.

Емкости технологических жидкостей ГРП:

Для приготовления технологических жидкостей гидроразрыва (гелей на водной или углеводородной основе) используется парк передвижных емкостей. Емкости цилиндрические, горизонтальные, объемом от 45м³ до 75м³ смонтированы на трехосных колесных прицепах. Данное конструктивное решение позволяет в минимальные сроки производить передислокацию емкостей и их установку на скважине. Пенополиуретановое покрытие емкостей и электроподогрев задвижек позволяет круглогодичное производство ГРП на водном геле.

Выходная гребенка с задвижками Ду=100мм обеспечивает забор жидкости из емкости с темпом до 5м³/мин. Во время приготовления геля, за счет продуманной системы циркуляции происходит тщательное перемешивание жидкости по всему объему емкости. Для удобства обслуживания емкости оборудованы поплавковыми уровнемерами, площадками и лестницами.

Лаборатория жидкостей разрыва:

Для приготовления жидкостей разрыва мы используем высококачественные химреагенты, максимально адаптированные к нефтеносным породам и пластовым жидкостям. Для оперативного подбора оптимальных рецептур жидкостей разрыва имеется специально оборудованная лаборатория.

Основной прибор лаборатории - реометр, высокоточный, соосно-цилиндровый, ротационный вискозиметр с программным обеспечением. Реологические характеристики жидкостей записываются на персональный компьютер через последовательное соединение. При этом точно контролируются заданные программой теста значения скорости сдвига, температуры и давления. Реологические характеристики жидкостей записываются на персональный компьютер через последовательное соединение. При этом точно контролируются заданные программой теста значения скорости сдвига, температуры и давления. Кроме этого, лаборатория оснащена ротационным вискозиметром, магнитными и лопастными смесителями, электронными весами с точностью 0,01гр, термостатами и т.д.

Для контроля параметров геля непосредственно на блендере применяются переносные малогабаритные вискозиметры.

Подземное оборудование:

Ш - пакер

Ш - насосно-компрессорные трубы

Назначение пакера: разобщение призабойной зоны от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны при гидроразрыве пласта. В соответствии с этим различаются пакера следующих типов. Насосно-компрессорные трубы служат для спуска пакера и для подачи жидкости разрыва с устья на забой скважины при проведении ГРП.

Жидкости, применяемые при ГРП

В качестве рабочего реагента при проведении гидроразрыва пласта применяются различные жидкости, обладающие разнообразными физическими данными. Для достижения успешной обработки жидкость гидроразрыва должна удовлетворять определенным физическим и химическим свойствам:

Ш Она должна быть совместима с материалом пласта.

Ш Она должна, обладать способностью, удерживать во взвешенном состоянии проппант и транспортировать его в глубь трещины.

Ш Она должна обладать способностью за счет присущей ей вязкости развивать необходимую ширину трещины для приема проппанта.

Ш Она должна легко удаляться из пласта после обработки.

Ш Она должна иметь низкие потери на трение.

Ш Приготовление жидкости должно быть простым и легко выполнимым в полевых условиях.

Ш Она должна обладать такой стабильностью, чтобы сохранить вязкость в процессе всей обработки.

Ш Жидкость должна быть эффективной с точки зрения стоимости.

Жидкости гидроразрыва делятся на три категории:

Ш - жидкость разрыва,

Ш - жидкость - песконоситель,

Ш - жидкость продавочная.

Жидкость разрыва - является рабочим агентом, нагнетанием которого в призабойную зону пласта создается давление, обеспечивающее нарушение целостности пород пласта с образованием новых трещин или расширением уже существующих.

Жидкость-песконоситель - используется для транспортирования песка с поверхности до трещины и заполнения ее песком (проппантом). Она должна быть не фильтрующейся или обладать минимальной, быстро снижающейся фильтруемостью и иметь высокую пескоудерживающую способность.

Продавочная жидкость - применяется для продавки из насосно-компрессорных труб в обрабатываемый пласт жидкости разрыва и жидкости песконосителя.

Закупоривающий агент при ГРП

Для получения высокопроницаемой трещины к жидкости гидроразрыва должен быть добавлен гранулярный закупоривающий агент. Целью закупоривающего агента является удержание стенок трещины раздельно таким образом, чтобы после остановки насосов и снижения давления, ниже требуемого для удержания трещины в открытом состоянии, остаются проводимые пути к скважине. В практике закупоривающими агентами являются искусственные керамические пески с размером зерен 0,6-1,12 мм. Песок не должен быть загрязнен мелкими, пылевидными или глинистыми фракциями. Количества песка, подлежащего закачке в трещины, должно определяться главным образом практическими данными (специальными расчетами). При ГРП используется искусственный песок - проппант, имеющий типоразмер: 16/30. Типоразмеры определяются количеством размеров в сите на один квадратный дюйм. Применение различных типов проппанта зависит от данной проницаемости нефтенасыщенных пород.

Борьба с выносом проппанта

Серьезную проблему представляет собой вынос проппанта в скважину после проведения ГРП. Это явление может иметь место во время первичной очистки или иногда после полного освоения скважины. Результатом выноса проппанта может быть удорожание ремонтных операций, увеличение времени на их проведение, а также проблемы безопасности. В низко дебитных скважинах проппант может осаждаться в обсадной колонне, что требует периодических промывок. Результатом может быть потеря приствольной проводимости с полным прекращением добычи в случае полного перекрытия продуктивной зоны. Удаление вынесенного проппанта может быть связано со значительными затратами. Исследования в конце ХХ века помогли выявить механизм, лежащий в основе утраты прочности проппантной набивки, и найти не столько химическое, сколько физическое решение проблемы. Это нововведение, получившее название PropNET, использует волокна для удержания проппанта на места. Этот материал, закачиваемый одновременно с проппантом в составе рабочей жидкости, образует сетку, которая стабилизирует проппантно-волоконную набивку, обеспечивая высокие дебиты по нефти и по газу. Эта технология основана на принципе волоконного, нашедшем широкое промышленно-комерческое применение как метода укрепления. Например, натуральные и синтетические волокна используются для предохранения плотин и других бетонных и земляных сооружений от эрозии. В основу этих разработок легла присущая волокнам способность стабилизировать высокопористые, содержащие микрочастицы материалы.

Лабораторные опыты показывают, что способность набивки к сопротивлению выноса проппанта зависит от концентрации волокна. Устойчивость растет с увеличением содержания волокна, пока кривая не выходит на плато. В то время как лабораторные опыты показывают, что 1,5% волокон по весу снизит проницаемость до 30% по сравнению набивки без волокна, промысловые результаты дают меньшее снижение.

Виброобработка призабойной зоны скважины

Виброобработка - процесс воздействия на призабойную зону пласта с помощью специальных забойных механизмов (вибраторов), создающих колебания давления различной частоты и амплитуды. Этот процесс отличается от ГРП тем, что к спущенным в скважину НКТ присоединяют вибратор - генератор колебаний давления.

Вибратор - гидравлический механизм, состоит из двух цилиндров с короткими вертикальными прорезями. Наружный цилиндр может вращаться вокруг вертикальной оси. Истечение жидкости из него происходит под углом, вследствие чего создается реактивный момент, приводящий цилиндр во вращательное движение. При совпадении прорезей жидкость выходит из НКТ, при несовпадении - мгновенно останавливается. При этом возникают большие перепады давления, воздействующие на поверхностные свойства жидкостей и пород и вызывающие в них разрывы и микротрещины.

Вибровоздействие наиболее эффективно проводить в скважинах:

Ш С проницаемостью призабойной зоны ниже средней проницаемости пласта или более удаленных от скважины зон пласта.

Ш С ухудшенными коллекторскими свойствами призабойной зоны в процессе бурения или ремонтных работ.

Ш С низкой проницаемостью пород, но с высокими пластовым давлением.

Эффективные результаты от вибровоздействия получают в скважинах, в которых пластовые давления близки к гидростатическому. В этом случае при вскрытии фильтра промывка скважины протекает с восстановлением циркуляции. При этом давление в трубах колеблется в пределах 10 - 22 мПа, затрубное 8,0 - 15 мПа, а приемистость оказывается 8 - 10 л/с, что вполне достаточно для создания сильных импульсов.

Хорошие результаты от виброобработки получают в тех скважинах, дебит которых подвержен резкому снижению, не связанному с уменьшением пластового давления и их обводнением посторонними водами. В таких случаях в результате виброобработки удается восстановить первоначальный дебит скважины.

До виброобработки скважину исследуют с целью выявления состояния призабойной зоны, параметров пласта и скважины.

До начала работ проводят следующее:

Ш Определяют глубину спуска вибратора и диаметр НКТ;

Ш Рассчитывают объем рабочей и продавочной жидкостей (нефти и воды) и ожидаемых давлений;

Ш Определяют нужное количество агрегатов и их типы, разрабатывают схему их расстановки;

Ш Намечают последовательность операции и темпы закачки рабочей и продавочной жидкостей.

В качестве рабочей жидкости применяют нефть, раствор соляной кислоты, керосин и смеси этих жидкостей из расчета 2 - 3м³ на 1м толщины пласта.

Тепловая обработка призабойной зоны скважины

Тепловое воздействие на разрабатываемые нефтяные пласты применяют в тех случаях, когда месторождение характеризуется высокой вязкостью и повышенной плотностью нефти в пластовых условиях или содержанием в нефти парафина, смол и асфальтенов. Оно предотвращает образование парафинистых и смолистых отложений в поровом пространстве пласта и способствует увеличению текущей и суммарной добычи нефти. Прогрев зоны удлиняет межремонтный период эксплуатации скважины, так как повышается температура нефти и снижается ее вязкость; так же уменьшается количество парафина, отлагающегося на стенках НКТ и в выкидных линиях.

Обработка паром и горячей водой. При этом способе теплоноситель - пар получают от стационарных котельных и передвижных котельных установок (ППУ). Устье оборудуют фонтанной запорной арматурой АП 60-150, лубрикатором ЛП 50-150 и колонной головкой ГКС. Для разобщения затрубного пространства в скважине от закачиваемого пара в пласт предназначен термостойкий пакер, использование которого исключает необходимость в спуске дополнительной изолирующей колонны.

Электротепловая обработка. Этот способ проще и дешевле чем предыдущий, однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, неудается прогреть значительную зону (в радиусе до 1м).

Для электротепловой обработки призабойной зоны применяют самоходную установку СУЭПС - 1200. Состоит из трех электронагревателем с кабель-тросом, самоходного каротажного подъемного агрегата СКП с лебедкой и трех прицепов. На каждом прицепе монтируют станцию управления и автотрансформатор.

Электронагреватель поднимают и спускают вместе со штанговым скважинным насосом. В результате прогрев забоя происходит непрерывно и одновременно с процессом добычи нефти насосным способом. Температура на забое стабилизируется через 3 - 5сут непрерывного прогрева и нагретая зона распространяется примерно на 20 - 50м вверх и на 10 - 20м вниз от места установки нагревателя. Эффект прогрева действует 3 - 4мес.

Обработка призабойной зоны скважин поверхностно-активными веществами

Поверхностно - активные вещества (ПАВ) - вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой поверхности раздела фаз вследствие адсорбции этих веществ. Их используют для обработки призабойной зоны с целью:

Ш Ускорения освоения нефтяных и газовых скважин;

Ш Предотвращения отрицательного влияния воды на свойства пород продуктивного пласта при ремонтных работах;

Ш Повышения производительности нефтяных и газовых и приемистости нагнетательных скважин;

Ш Повышения эффективности СКО;

Ш Изоляции притоков пластовых вод.

Вследствие снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз размер капель воды в среде нефти уменьшается в несколько раз, при этом мелкие капли воды вытесняются из пласта в скважину значительно быстрее и с меньшей затратой внешней энергии, чем крупной. Следовательно, со снижением межфазного натяжения на границе нефть - вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны. Так же некоторые ПАВ способствуют гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, то есть ухудшают их способность смачиваться водой. При этом нефть легко расплывается на поверхности поровых каналов, вытесняя их них пленочную воду. Отрываясь от твердой поверхности, пленочная вода превращается в мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину.

В промышленности наиболее распространены следующие ПАВ:

Ш Моющие средства «Новость», «Прогресс» и другие относящиеся к алкивсульфатам;

Ш Моющий препарат сульфонат - смесь натриевых солей алкилсульфакислот с алкильными остатками, содержащими 12 - 18 атомов углерода;

Ш Сульфанол НП-3, ДС-РАС (детергент советский - рафинированный алкиларилсульфонат), азоляты А и Б, относящиеся к алкиларисульфонатам; водные растворы этих реагентов обладают моющими и пенообразующими свойствами;

Ш Нейтрализованный черный контакт (НЧК), представляющий собой соли водорастворимых сульфокислот, получаемых при сульфировании керосиногазойлевых дистиллятов серной кислоты с последующим отделением кислого гудрона, промывкой его водой и нейтрализацией щелочью.

Технология обработки призабойной зоны с помощью ПАВ аналогична технологии солянокислотной обработки. В скважину через трубы насосным агрегатом закачивают концентрированный раствор ПАВ, который продавливают слабоконцентрированным раствором в таком количестве, чтобы все поровое пространство намеченной зоны обработки было заполнено ПАВ. В качестве растворителя обычно используют нефть.

Радиус зоны обработки принимают от 0,5 до 2,0м в зависимости от толщины пласта и характеристики его пород и типа ПАВ. Исходя из этого, объем раствора исчисляют из расчета от 0,8 до 2м³ на 1м толщины обрабатываемого пласта. Концентрацию рабочего раствора ПАВ принимают от 0,5 до 5%.

После продавки раствора ПАВ через 2 - 3 сут возобновляют эксплуатацию скважины.

Воздействие давлением пороховых газов

Воздействие на ПЗП пороховыми газами осуществляется путем разрыва пласта без закрепления трещин в плотных низкопроницаемых коллекторах (песчаниках, известняках, доломитах с проницаемостью от 0,10 до 0,05 мкм2 и менее). Не допускается проведение разрыва пласта указанным методом в коллекторах, сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с прослоями глин, мергелей, алевролитов с солитовыми известняками, а так же песками и слабосцементированными песчаниками.

Технологический процесс осуществляют с использованием пороховых генераторов корпусных типа АСГ или герметичных бескорпусных типа ПДГ БК и негерметичных типа АДС.

Аппараты АСГ 105 К применяют в обсаженных скважинах с минимальным проходным диаметром 122 мм при температуре до 80 °С и гидростатическим давлением от 1,5 до 35 МПа.

Аппараты типа ПГД БК применяют в обсадных колоннах с проходным диаметром от 118 до 130 мм при температуре до 200^о С и гидростатическимдавлением до 100 МПа, а типа АДС -- до 100^о С и 35 МПа, соответственно. Величина минимального гидростатического давления для ПГД БК составляет 10 МПа, для АДС -- 3 МПа.

Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК производят на бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/с в жидкости и 0,5 м/с в газожидкостной среде.

При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют перфорационной задвижкой или фонтанной арматурой, а в отдельных случаях-- лубрикатором. Скважину шаблонируют. Производят замер длины кабеля, привязку по каротажу. Замеряют гидростатическое давление и забойную температуру. Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего воздействию, или в непосредственной близости к нему. Если интервал обработки вскрывают торпедированием, генератор давления устанавливают над зоной перфорации на расстоянии 1 м.

После спуска генератора на заданную глубину каротажный кабель закрепляют на устье скважины.

Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку кабеля, выбросу жидкости или по звуковому эффекту.

При толщине пласта свыше 20 м производят многократное сжигание пороховых зарядов.

При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, производят поинтервальное и последовательное снизу вверх воздействие на

отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.

Для регистрации максимального давления, создаваемого в скважине, используют кремерный прибор, который прикрепляют на кабеле около кабельной головки.

Крепление слабосцементированных пород в ПЗП

Креплению слабосцементированных пород в призабойной зоне подлежат скважины, эксплуатация которых осложнена выносом песка.

Для борьбы с выносом песка, в зависимости от конкретных геолого-технических условий, применяют следующие технические приспособления и материалы:

установка фильтров;

заполнение заколонного пространства гранулированными материалами или отсортированным песком;

термические и термохимические способы;

синтетические полимеры;

песчано-смолистые составы;

пеноцементы;

Крепление призабойной зоны с использованием вяжущих материалов осуществляют методом консолидации пластового песка, заполнением заколонного пространства (каверн) растворами, после отверждения которых образуется проницаемый пласт. При наличии в призабойной зоне скважины каверны (выработки) ее перед креплением заполняют отсортированным кварцевым песком.

Подготовительные работы.

· Определяют температуру в зоне тампонирования.

Ш Определяют содержание механических примесей в продукции.

Ш Определяют дебит и содержание воды в продукции.

Ш В зависимости от температуры в зоне тампонирования выбирают соответствующий материал.

Ш Устанавливают на скважине емкость с перемешивающим устройством для приготовления и накопления тампонажного раствора, подъемные средства, цементировочный агрегат ЦА-320 М.

Ш Останавливают и глушат скважину.

Ш Спускают НКТ до забоя и промывают ствол скважины.

Ш Если в процессе промывки скважины наблюдается поглощение в интервале продуктивного пласта, то в заколонную выработку (каверну) намывают песок до восстановления циркуляции. При обратной промывке удаляют с забоя скважины остатки песка.

Ш Проверяют скважину на приемистость при закачивании в пласт нефти или пластовой воды. В случае необходимости проводят мероприятия по увеличению приемистости скважины.

Ш Подготавливают в емкости с перемешивающим устройством тампонажный раствор. Проверяют показатели качества.

Ш Закачивают приготовленный тампонажный раствор в пласт.

Ш Устанавливают продолжительность эффекта по содержанию механических примесей в добываемой продукции сразу после проведения работ и периодически, не менее трех раз в месяц.

Освоение скважин

Освоение скважин -- комплекс работ по вызову притока жидкости (газа) из пласта в скважину, обеспечивающего ее продуктивность в соответствии с локальными (местными) добывными возможностями пласта или с достижением необходимой приемистости (для нагнетательных скважин).

После бурения, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны призабойная зона скважины, особенно поверхность вскрытой части пласта, бывает загрязнена тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Поэтому и в результате некоторых других физико-химических процессов образуется зона с пониженной проницаемостью, иногда сниженной до нуля. Цель освоения -- восстановление естественной проницаемости пород призабойной зоны и достижение притока, соответствующего добывным возможностям скважины или нормальной приемистости нагнетательных скважин.

Сущность освоения скважины заключается в создании депрессии, т. е. перепада между пластовым и забойным давлениями, с превышением пластового давления над забойным. Достигается это двумя путями: либо уменьшением плотности жидкости в скважине, либо снижением уровня (столба) жидкости в скважине. В первом случае буровой раствор последовательно заменяют водой, затем -- нефтью.

Во втором случае уровень в скважине снижают одним из следующих способов: оттартыванием желонкой или поршневанием; продавкой сжатым газом или воздухом (компрессорным способом); аэрацией (прокачкой газожидкостной смеси); откачкой жидкости штанговыми скважинными насосами или погружными центробежными электронасосами. Таким образом, можно выделить следующие шесть основных способов вызова притока: замена скважинной жидкости на более легкую, компрессионный метод, аэрация, откачка глубинными насосами, тартание, поршневание.

Перед освоением на устье скважины устанавливают арматуру в соответствии с применяемым методом и способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны устанавливают задвижку высокого давления на случай необходимости перекрытия ствола.

Замену скважинной жидкости производят следующим образом. После перфорации эксплуатационной колонны в скважину до фильтра опускают насосно-компрессорные трубы. Затем в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и спущенными трубами нагнетают воду. Буровой раствор, находящийся в скважине, вытесняется из нее по трубам. Если после замены бурового раствора водой возбудить скважину (т. е. вызвать приток) не удается, то переходят на промывку скважины нефтью. После промывки скважины (прямой или обратной) водой или дегазированной нефтью можно достигнуть уменьшения забойного давления:

Продавка с помощью сжатого газа или воздуха (газлифтный способ освоения). Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной колонной. Сжатый газ (воздух) вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через спущенные в нее насосно-компрессорные трубы на дневную поверхность.

Аэрация -- процесс смешения жидкости с пузырьками сжатого газа (воздуха). При аэрации за счет постепенного смешения сжатого газа (воздуха) и жидкости, заполняющей скважину (бурового раствора, воды, нефти), уменьшается плотность жидкости и тем самым плавно снижается давление на забой.

Для аэрации к скважине кроме водяной (нефтяной) линии от насоса подводят также газовую (воздушную) линию от компрессора. Жидкость и газ (воздух) смешиваются в специальном смесителе (эжекторе) или газопроводящей линии скважины, и аэрированная жидкость (газожидкостная смесь) нагнетается в ее затрубное пространство. При замене жидкости, находящейся в скважине, этой смесью давление на забой снижается, и, когда оно становится меньше пластового, нефть начинает поступать из пласта в скважину.

Освоение с помощью скважинных насосов применяют в скважинах, которые предполагается эксплуатировать глубинно-насосным способом. В некоторых случаях перед спуском насосных труб забой очищают с помощью желонки. Если ствол и забой чисты, то в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, штанговый насос, устанавливают станок-качалку, и пускают скважину в эксплуатацию. Точно так же осваивают скважины, которые будут эксплуатироваться погружными электронасосами.

Освоение нагнетательных скважин не отличается от освоения добывающих. В них, как и в добывающих, после получения притока из пласта следует вести длительное дренирование (т. е. отбор жидкости) для очистки призабойной зоны и пор пласта от проникших в пласт при бурении глинистого раствора, взвешенных частиц (гематита, барита), продуктов коррозии и т. д. Отличие заключается в том, что, если добывающие скважины рекомендуется осваивать методом плавного запуска, т. е. постепенным увеличением отборов, то в нагнетательных в процессе освоения следует стремиться к отборам большого количества жидкостей и механических примесей (песка, ржавчины и др.). Это способствует открытию дренажных каналов и обеспечивает большую приемистость (поглотительную способность) скважин.

Дренируют пласт теми же способами, что и при вызове притока в нефтяных скважинах: поршневанием, применением сжатого воздуха, откачкой жидкости центробежными глубинными электронасосами, т. е. методами, допускающими откачку больших объемов жидкости.

Тартание -- извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) стальном канате с помощью лебедки. Желонку изготовляют из трубы длиной 8 м и диаметром не более 0,7 диаметра обсадной колонны. В нижней части желонка имеет клапан со штоком, открывающимся при упоре, в верхней части -- скобу для прикрепления каната. За один рейс (спуск-подъем) выносится не более 0,06 м3 жидкости.

Тартание--малопроизводительный, трудоемкий способ снижения уровня жидкости в скважине с очень ограниченными возможностями применения (в скважинах, где не ожидается никаких фонтанных проявлений), так как устьевая задвижка при этом не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. К недостаткам способа тартания относится загрязнение окружающей среды. Однако этот метод дает возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине.

Поршневание (свабирование) заключается в постепенном снижении уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба).

Поршень представляет собой трубу диаметром 25--37,5 мм с клапаном в нижней части, открывающимся вверх. На наружной поверхности поршня укреплены эластичные резиновые манжеты, армированные проволочной сеткой.

Для возбуждения скважины поршневанием в нее до фильтра спускают насосно-компрессорные трубы. Каждую трубу проверяют шаблоном. При спуске поршня под уровень (обычно на глубину 75--150 м) жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме его клапан закрывается, а манжеты, распираемые под действием давления столба жидкости, прижимаются к стенке труб и уплотняются. За один подъем выносится столб жидкости, находящейся над поршнем на глубине погружения под уровень жидкости. Поршневание в 10--15 раз производительнее тартания.

При непрерывном поршневании уровень жидкости в скважине понижается и соответственно снижается давление на забое скважины, что вызывает приток в нее жидкости из пласта.

Регулирование работы фонтанной скважины

После пуска фонтанной скважины в эксплуатацию принимают меры по обеспечению длительного и бесперебойного фонтанирования ее, и по наиболее рациональному расходованию пластовой энергии. Правильная эксплуатация фонтанной скважины заключается в обеспечении оптимального дебита при возможном меньшем газовым факторе, при минимальном поступлении песка из пласта в скважину и не допущении преждевременного прорыва в скважину контурных или подошвенных вод.

Работа фонтанной скважины в большинстве случаев регулируется созданием противодавления на выкидных линиях при помощи штуцеров, которые устанавливаются после задвижек. Штуцер - это цилиндрический диск или стержень со сквозным относительно небольшим отверстием. Диаметр отверстия зависит от заданного режима эксплуатации скважины и подбирается опытным путем. Для увеличения срока службы штуцеры изготавливают из износостойкой стали. Чем меньше отверстие в штуцере, тем больше сопротивление создается на пути движения жидкости, тем выше буферное давление скважины и тем меньше, соответственно, ее дебит.

Методы перфорации и торпедирования скважин

По окончании бурения нефтяной или газовой скважины стенки ее закрепляют обсадными трубами; в интервалах залегания продуктивных (нефтегазоносных) и водоносных пластов колонну цементируют. При этом нефтеносные и газоносные пласты оказываются перекрытыми обсадными трубами и цементным кольцом, и приток жидкости в такую скважину невозможен, пока не будут созданы условия для сообщения продуктивного пласта со скважиной. Для создания возможности притока нефти и газа из пласта в обсадной колонне и окружающем ее цементном кольце против нефтеносного (газоносного) пласта создают ряд каналов (отверстий), обеспечивающих сообщение между пластом и скважиной: по этим каналам нефть и газ поступают в скважину.

Как правило, отверстия в колонне и цементном кольце создают путем прострела. Этот процесс называют перфорацией колонны, а аппараты, при помощи которых производится прострел, перфораторами. Их спускают в скважину на каротажном кабеле.

Перфорацию применяют также для вскрытия заводняемых пластов в нагнетательных скважинах, для проведения изоляционных работ и после них: при переходе на другие горизонты т. д.

Существуют четыре способа перфорации:

Ш пулевая,

Ш торпедная,

Ш кумулятивная,

Ш пескоструйная.

Первые три способа осуществляются на промыслах геофизическими партиями с помощью оборудования, приборов и аппаратуры, имеющихся в их распоряжении. Пескоструйная перфорация осуществляется техническими средствами и службами нефтяных промыслов.

Пулевая перфорация. В этом случае в скважину на электрическом кабеле спускают стреляющий аппарат, состоящий из нескольких (8--10) камор-стволов, заряженных пулями диаметром 12,5 мм. Каморы заряжаются взрывчатым веществом (ВВ) и детонаторами. При подаче электрического импульса пули пробивают колонну, цемент и внедряются в породу, образуя канал для движения жидкости и газа из пласта в скважину.

Пулевые перфораторы разделены на два вида: 1) с горизонтальными стволами, когда длина стволов мала и ограничена радиальными габаритами перфоратора; 2) с вертикальными стволами с отклонителями пуль на концах для придания их полету направления, близкого к перпендикулярному по отношению к оси скважины.

Перфоратор с горизонтальными стволами собирается из нескольких секций, вдоль которых просверлены два или четыре вертикальных канала, каморы с ВВ. Стволы камор заряжены пулями и закрыты герметизирующими прокладками. Верхняя секция имеет два запальных устройства. При подаче по кабелю тока, срабатывает первое запальное устройство, и детонация распространяется по вертикальному каналу на все каморы, пересекаемые этим каналом. В результате почти мгновенного сгорания ВВ давление газов в каморе достигает 2000 МПа, после чего пуля выбрасывается. Происходит почти одновременный выстрел из половины всех стволов. При необходимости удвоить число прострелов по второй жиле кабеля подается второй импульс. В этом случае срабатывает вторая половина стволов от второго запального устройства. В перфораторе масса заряда ВВ одной каморы незначительна (равна 4--5 г), поэтому пробивная способность его невелика. Длина образующихся перфорационных каналов составляет 65--145 мм (в зависимости от свойств породы и типа перфоратора), диаметр канала-- 12,5 мм.

На рисунке показан пулевой перфоратор с вертикально-криволинейными стволами ПВН-90. При вертикальном расположении стволов объем камор и длина стволов больше, чем при горизонтальном. В каждой секции два ствола направлены вверх и это компенсирует реактивные силы, действующие на перфоратор в момент выстрела. Одна камора отдает энергию взрыва сразу двум стволам. Масса ВВ в одной каморе достигает 90 г. Давление газов в каморах составляет 600--800 МПа. Действие газов более продолжительное, чем при горизонтальном расположении стволов. Это позволяет увеличить начальную скорость вылета пули и пробивную способность перфоратора. Длина перфорационных каналов в породе получается 145--350 мм при диаметре около 20 мм. В каждой секции перфоратора имеются четыре вертикальных ствола, на концах которых сделаны плавные желобки-отклонители. Пули, изготовленные из легированной стали, для уменьшения трения в отклонителях покрываются медью или свинцом. Выстрел из всех стволов происходит практически одновременно, так как все каморы с ВВ сообщаются огнепроводным каналом. Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле, и отличается от пулевой перфорации тем, что для выстрела используют разрывной снаряд, снабженный взрывателем замедленного действия. Масса внутреннего заряда ВВ одного снаряда равна 5 г. Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по два горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором накального типа. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда, в результате чего происходит растрескивание окружающей породы. Масса ВВ одной камеры-- 27 г. Глубина каналов по результатам испытаний составляет 100--160 мм, диаметр канала -- 22 мм. На 1 м длины фильтра обычно пробивают не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации нередки случаи разрушения обсадных колонн.

Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена конической формой поверхности заряда ВВ, облицованной тонким металлическим покрытием (листовой медью толщиной 0,6 мм). Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов -- продуктов облицовки пробивает канал. Кумулятивная струя приобретает скорость в головной части до 6--8 км/с и создает давление на преграду (0,15-- 0,3) 106 МПа. При выстреле в преграде образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8--14 мм. Размеры каналов зависят от прочности породы и типа перфоратора.