Бурение нефтяных и газовых скважин

/

1. Бурение нефтяных и газовых скважин

1.1 Подготовительные работы к строительству буровой

1.1.1 Размещение и монтаж бурового и энергетического оборудования

В ходе подготовительных работ выбирают место для буровой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи. Если рельеф местности неровный, то планируют площадку.

Монтаж вышки и оборудования производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения. Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой. На рисунке 1 изображена типовая схема размещения оборудования, инструмента, запасных частей и материалов на буровой

Различают следующие методы монтажа буровых установок: поагрегатный, мелкоблочный и крупноблочный.

При поагрегатном методе буровая установка собирается из отдельных агрегатов, для доставки которых используется автомобильный, железнодорожный или воздушный транспорт.

При мелкоблочном методе буровая установка собирается из 16 - 20 мелких блоков. Каждый из них представляет собой основание, на котором смонтированы один или несколько узлов установки.

При крупноблочном методе установка монтируется из 2 - 4 блоков, каждый из которых объединяет несколько агрегатов и узлов буровой.

Блочные методы обеспечивают высокие темпы монтажа буровых установок и качество монтажных работ. Размеры блоков зависят от способа, условий и дальности их транспортировки.

После этого последовательно монтируют талевый блок с кронблоком, вертлюг и ведущую трубу, присоединяют к вертлюгу напорный рукав. Далее проверяют отцентрированность вышки: ее центр должен совпадать с центром ротора.

Рис. 1. Типовая схема размещения оборудования, инструмента, запасных частей и материалов на буровой: 1 - буровая вышка; 2 - лебедка; 3 - ротор; 4 - бурильные трубы; 5 - стеллажи; 6 - инструментальная площадка; 7 - площадка отработанных долот; 8 - хозяйственная будка; 9 - площадка глинохозяйства; 10 - площадка ловильного инструмента; 11 - площадка горюче-смазочных материалов; 12 - приемные мостки; 13 - верстак слесаря; 14 - стеллаж легкого инструмента; 15 - очистная система; 16 - запасные емкости; 17 - глиномешалка; 18 - силовой привод; 19 - насосы

1.2 Бурение скважин

1.2.1 Буровая вышка и буровое оборудование

Буровая вышка - это сооружение над скважиной для спуска и подъема бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб, размещения бурильных свечей (соединение двух-трех бурильных труб между собой длиной 25…36 м) после подъема их из скважины и защиты буровой бригады от ветра и атмосферных осадков.

Различают два типа вышек; башенные и мачтовые. Их изготавливают из труб или прокатной стали.

Башенная вышка представляет собой правильную усеченную четырехгранную пирамиду решетчатой конструкции. Ее основными элементами являются ноги, ворота, балкон верхнего рабочего, подкронблочная площадка, козлы, поперечные пояса, стяжки, маршевая лестница.

Основные параметры вышки - грузоподъемность, высота, емкость «магазинов» (хранилищ для свечей бурильных труб), размеры верхнего и нижнего оснований, длина свечи, масса.

Грузоподъемность вышки - это предельно допустимая вертикальная статическая нагрузка, которая не должна быть превышена в процессе всего цикла проводки скважины.

Рис. 2. Вышка ВМ-41: 1 - нога; 2 - ворота; 3 - балкон; 4 - подкронблочная площадка; 5 - монтажные козлы; 6 - поперечные пояса; 7 - стяжки; 8 - маршевая лестница

Высота вышки определяет длину свечи, которую можно извлечь из скважины и от величины которой зависит продолжительность спускоподъемных операций. Чем больше длина свечи, тем на меньшее число частей необходимо разбирать колонну бурильных труб при смене бурового инструмента. Сокращается и время последующей сборки колонны. Поэтому с ростом глубины бурения высота и грузоподъемность вышек увеличиваются. Так, для бурения скважин на глубину 300…500 м используется вышка высотой 16…18 м, глубину 2000…3000 м - высотой - 42 м и на глубину 4000…6500 м - 53 м.

Емкость «магазинов» показывает, какая суммарная длина бурильных труб диаметром 114…168 мм может быть размещена в них.

Практически вместимость «магазинов» показывает, на какую глубину может быть осуществлено бурение с помощью конкретной вышки.

Размеры верхнего и нижнего оснований характеризуют условия работы буровой бригады с учетом размещения бурового оборудования, бурильного инструмента и средств механизации спускоподъемных операций. Размер верхнего основания вышек составляет 2x2 м или 2,6x2,6 м, нижнего 8x8 м или 10x10 м.

Общая масса буровых вышек составляет несколько десятков тонн.

Оборудование для механизации спускоподъемных операций включает талевую систему и лебедку. Талевая система состоит из неподвижного кронблока, установленного в верхней части буровой вышки, талевого блока, соединенного с кронблоком талевым канатом, один конец которого крепится к барабану лебедки, а другой закреплен неподвижно, и бурового крюка. Талевая система является полиспастом (системой блоков), который в буровой установке предназначен в основном, для уменьшения натяжения талевого каната, а также для снижения скорости движения бурильного инструмента, обсадных и бурильных труб,

Иногда применяют крюкоблоки - совмещенную конструкцию талевого блока и бурового крюка.

На крюке подвешивается бурильный инструмент: при бурении - с помощью вертлюга, а при спускоподъемных операциях - с помощью штропов и элеватора

Буровая лебедка предназначена для выполнения следующих операций:

1) спуска и подъема бурильных и обсадных труб;

2) удержания на весу бурильного инструмента;

3) подтаскивания различных грузов, подъема оборудования и вышек в процессе монтажа установок и т.п. Буровая установка комплектуется буровой лебедкой соответствующей грузоподъемности.

Для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию замковых соединений бурильной колонны внедрены автоматические буровые ключи АКБ-ЗМ и подвесные ключи ПБК-1, пневматический клиновой захват ПКР-560 для механизированного захвата и освобождения бурильных труб.

Ключ АКБ-ЗМ устанавливается между лебедкой и ротором на специальном фундаменте. Его основными частями являются блок ключа, каретка с пневматическими цилиндрами, стойка и пульт управления. Блок ключа - основной механизм, непосредственно свинчивающий и развинчивающий бурильные трубы. Он смонтирован на каретке, которая перемещается при помощи двух пневматических цилиндров по направляющим: либо к бурильной трубе, установленной в роторе, либо от нее.

Зажимные устройства, как и механизм передвижения блока ключа, работают от пневматических цилиндров, включаемых с пульта управления. Для этого в систему подается сжатый воздух от ресивера.

Ключ ПБК-1 подвешивается в буровой на канате. Высота его подвески регулируется пневматическим цилиндром с пульта управления.

Пневматический клиновой захват ПКР-560 служит для механизированного захвата и освобождения бурильных и обсадных труб. Он монтируется в роторе и имеет четыре клипа, управляемых с пульта посредством пневмоцилиндра,

Наземное оборудование, непосредственно используемое при бурении, включает вертлюг, буровые насосы, напорный рукав и ротор. Вертлюг - это механизм, соединяющий не вращающиеся талевую систему и буровой крюк с вращающимися бурильными трубами, а также обеспечивающий ввод в них промывочной жидкости под давлением. Корпус вертлюга подвешивается на буровом крюке (или крюкоблоке) с помощью штропа. В центре корпуса проходит напорная труба, переходящая в ствол, соединенный с бурильными трубами. Именно к напорной трубе присоединяется напорный рукав для подачи промывочной жидкости в скважину. Напорная труба и ствол жестко не связаны, а последний установлен в корпусе на подшипниках, чем обеспечивается неподвижное положение штропа, корпуса и напорной трубы при вращении бурильных труб вместе со стволом. Для герметизации имеющихся зазоров между неподвижной и подвижной частями вертлюга служат сальники.

Буровые насосы служат для нагнетания бурового раствора в скважину, При глубоком бурении их роль, как правило, выполняют поршневые двухцилиндровые насосы двойного действия. Напорный рукав (буровой шланг) предназначен для подачи промывочной жидкости под давлением от неподвижного стояка к перемещающемуся вертлюгу.

Ротор передает вращательное движение бурильному инструменту, поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб и воспринимает реактивный крутящий момент колонны, создаваемый забойным двигателем. Ротор состоит из станины, во внутренней полости которой установлен на подшипнике стол с укрепленным зубчатым венцом, вала с цепным колесом с одной стороны и конической шестерней - с другой, кожуха с наружной рифельной поверхностью, вкладышей и зажимов для ведущей трубы. Во время работы вращательное движение от лебедки с помощью цепной передачи сообщается валу и преобразуется в поступательное вертикальное движение ведущей трубы, зажатой в роторном столе зажимами.

Силовой привод обеспечивает функционирование всей буровой установки - он снабжает энергией лебедку, буровые насосы и ротор.

Привод буровой установки может быть дизельным, электрическим, дизель - электрическим и дизель-гидравлическим. Дизельный привод применяют в районах, не обеспеченных электроэнергией необходимой мощности. Электрический привод от электродвигателей переменного и постоянного тока отличается простотой в монтаже и эксплуатации, высокой надежностью и экономичностью, но применим только в электрифицированных районах. Дизель-электрический привод из дизеля, который вращает генератор, питающий, в свою очередь, электродвигатель. Дизель-гидравлический привод состоит из двигателя внутреннего сгорания и турбопередачи. Последние два типа привода автономны, но в отличие от дизельного не содержат громоздких коробок перемены передач и сложных соединительных частей, имеют удобное управление, позволяют плавно изменять режим работы лебедки или ротора в широком диапазоне.

Суммарная мощность силового привода буровых установок составляет от 1000 до 4500 кВт. В процессе бурения она распределяется на привод буровых насосов и ротора. При проведении спускоподъемных операций основная энергия потребляется лебедкой, а остальная часть - компрессорами, вырабатывающими сжатый воздух, используемый в качестве источника энергии для автоматического бурового ключа, подвесного бурового ключа, пневматического клинового захвата и др.

1.2.2 Способы бурения

По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее, Немеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное.

При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом 1, подвешенным на канате. По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота во время работы.

По завершении очистки забоя в скважину вновь опускается буровой инструмент и бурение продолжается. Во избежание обрушения стенок скважины в нее спускают обсадную трубу, длину которой наращивают по мере углубления забоя. Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом.

Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности. Винтовой двигатель - это разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использован винтовой механизм.

По характеру разрушения горных пород на забое различают сплошное и колонковое бурение. При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади забоя. Колонковое бурение предусматривает разрушение пород только по кольцу с целью извлечения керна - цилиндрического образца горных пород на всей или на части длины скважины. С помощью отбора кернов изучают свойства, состав и строение горных пород, а также состав и свойства насыщающего породу флюида.

Все буровые долота классифицируются на три типа:

долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопастями (лопастные долота);

долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие породу зубьями, расположенными на шарошках (шарошечные долота);

долота режуще-истирающего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, которые расположены в торцевой части долота (алмазные и твердосплавные долота).

Особенности режима бурения роторным способом.

При роторном бурении отсутствует ярко выраженная взаимосвязь параметров режима бурения и, следовательно, влияние их друг на друга. Поэтому оптимальный режим роторного бурения включает в себя сочетание наивыгоднейших значений каждого параметра в отдельности.

Тип долота должен выбираться в соответствии с действующими нормативными документами. При выборе режима бурения долотами серий ГНУ и ГАУ следует учитывать следующее: верхнему уровню величин осевых нагрузок на долота соответствует нижний уровень частот вращения и наоборот; в пластичных, вязких глинистых, а также слабо сцементированных малоабразивных песчано-глинистых и песчаных породах целесообразно бурить при близких к максимальным частотам вращения и пониженных величинах осевой нагрузки на долото; в песчаных и других абразивных породах, а также трещиноватых и обломочных целесообразно снижать частоту вращения ротора во избежание повышенного износа и разрушения вооружения, герметизирующих элементов опор шарошек, козырьков и спинок лап.

Режим бурения, особенно долотами с твердосплавным вооружением и герметизированными опорами, должен выбираться таким, чтобы не допускалось вибраций бурильной колонны,

Во многих случаях, особенно при бурении в мягких неабразивных породах, существенное улучшение показателей работы долот достигается при повышении частоты вращения до 140… 200 об/мин.

Фактическая осевая нагрузка на долото при повышенной частоте вращения инструмента из-за трения бурильной колонны о стенки скважины и вкладыш ротора оказывается существенно /меньше, чем по индикатору массы (веса).

Нагрузку на долото следует корректировать с учетом разницы в показаниях индикатора массы (веса) при вращении и без вращения колонны.

Осевая нагрузка на долото при бурении с повышенной частотой вращения обычно должна быть уменьшена на 20… 25% против величины, создаваемой при низкооборотном режиме в тех же условиях.

Переход на высокооборотный режим вращения бурильной колонны может сопровождаться в отдельных породах обвалами стенок скважины и увеличением момента вращения бурильного инструмента. При возникновении указанных явлений необходимо немедленно тщательно промыть и проработать (на длину ведущей трубы) ствол скважины и только после установления нормальных условий бурения переходить на повышенную частоту вращения ротора. Не рекомендуется применение повышенной частоты вращения ротора при бурении в твердых породах с промывкой технической водой.

При бурении долотами с герметизированными спорами и твердосплавным вооружением неравномерное вращение и подача долота, резкое торможение и внезапные остановки, толчки и удары, повышенный уровень вибрации приводят к разрушению (поломкам, сколам и т.п.) твердосплавных зубцов и преждевременному выходу из строя герметизирующих элементов и опор в целом. При появлении в ходе долбления вибраций для их подавления необходимо уменьшить осевую нагрузку или изменить частоту вращения ротора.

Если изменение, в рациональных пределах, указанных параметров не приводит к уменьшению амплитуды колебаний до приемлемого уровня, то это свидетельствует о завышенной моментоемкости долота или недостаточном маховом моменте УБТ для данного сочетания типа долота и разбуриваемых пород. Следовательно, на очередное долбление необходимо использовать долото, характеризующееся меньшей моментоемкостью или увеличить маховый момент УБТ, желательно за счет увеличения их диаметра.

В нашей стране роторный способ бурения используется главным образом при бурении глубоких скважин, а также нижней части разреза скважин средней глубины.

Следует отметить некоторые особенности режима бурения с очисткой забоя воздухом или газом, одной из которых является бурение на сравнительно невысоких скоростях вращения ротора. В процессе бурения шарошечными долотами пород средней твердости, твердых и крепких при очистке забоя газообразным циркулирующим агентом и при соблюдении других параметров режима бурения скорость вращения ротора не должна превышать 100…200 об/мин, а при бурении сыпучих и мягких пород -200…300 об/мин.

Для обеспечения максимальных показателей бурения при использовании газообразных циркулирующих агентов необходимо соблюдать оптимальное соотношение нагрузки на долото и скорости вращения долота. Это соотношение лучше всего определяется по характеру выноса шлама из выкидной линии. Выбрасываемый на поверхность шлам должен состоять из осколков породы различных размеров (при бурении твердых и крепких пород шарошечными долотами) или скатанных кусочков легких пород, или находиться в естественном состоянии при бурении сыпучих пород и выходить обильным потоком из выкида.

Количество шламовой пыли должно быть минимальным, так как обильное выделение ее, указывает на процесс разрушения истиранием, и для перехода на объемный режим разрушения следует увеличить нагрузку на долото и уменьшить скорость вращения ротора, если она была завышена. Для успешного бурения с газообразными циркулирующими агентами необходимо для каждого конкретного случая устанавливать минимальный предел скорости восходящего потока в затрубном пространстве. Минимальным расходом газообразного циркулирующего агента при бурении следует считать такой, при котором в затрубном пространстве с зазором между бурильными трубами и стенками скважины не менее 12…15 мм создается скорость восходящего потока, способная выносить выбуренную породу размером первичного разрушения с избыточной скоростью 5…8 м/с.

Особенности режима бурения турбинным способом.

Турбобур - это забойный гидравлический двигатель, предназначенный для бурения скважин в различных геологических условиях. В рабочих колесах турбобура гидравлическая энергия бурового раствора, движущегося под давлением, превращается в механическую энергию вращающегося вала, связанного с долотом.

Основная часть турбобура - турбина, состоящая из большого числа (более сотни) совершенно одинаковых ступеней. Каждая ступень турбины, в свою очередь, состоит из двух частей: вращающейся, соединенной с валом турбобура, называемой ротором, и неподвижной, закрепленной в корпусе турбобура, называемой статором. Статор представляет собой гладкое стальное кольцо, на внутренней поверхности которого имеются изогнутые лопатки. Концы лопаток соединяются внутренним ободом. Ротор состоит из кольца и лопаток, подобных лопаткам статора, но обращенных выпуклостью в другую сторону. Наружные концы лопаток ротора соединены ободом. Между статором и ротором имеется зазор, обеспечивающий свободное вращение ротора в статоре.

Теория малогабаритных турбин для бурения нефтяных и газовых скважин создана советским инженером П.П. Шумиловым. Основные условия построения турбин турбобуров следующие. Для получения необходимой мощности и приемлемого для бурения числа оборотов турбина должна быть многоступенчатой. Все ступени турбины должны быть совершенно одинаковыми и обеспечивать пропорционально числу ступеней увеличение мощности и скорости вращения инструмента.

Особенности режима бурения винтовыми (объемными) забойными двигателями.

Назначение винтового (объемного) забойного двигателя - бурение скважин в различных геологических условиях. В 1962 г. американской фирмой «Смит Тул» был создан винтовой двигатель «Дайна-Дрилл», представляющий собой обращенный одновинтовой насос, изобретенный французским инженером Р. Муано в 1930 г. Характеристики двигателя «Дайна-Дрилл» незначительно отличаются от характеристик современных турбобуров. Его эксплуатационные данные оказались более подходящими для наклонного бурения, что и определило его широкое распространение за рубежом в этой области бурения.

На выбор режимов бурения в течение последних лет решающее значение оказали успехи в развитии конструкций шарошечных долот с маслонаполненными опорами и вооружением из твердо- сплавных зубьев. Эти долота установили жесткие ограничения в частоте вращения долота (до 200 об/мин). Для работы на таких режимах в 1966 г. (М.Т. Гусманом, С.С. Никомаровым, Ю.В. Захаровым, В.Н. Меньшениным и Н.Д. Деркачем) был предложен новый тип винтового двигателя, в котором многозаходные винтовые рабочие органы выполняют функцию планетарного редуктора. Это позволило получить тихоходную (100…200 об/мин) машину с высоким вращающим моментом.

В последующие годы во ВНИИБТ и его Пермском филиале Д.Ф. Балденко, Ю.В. Вадецким, М.Т. Гусманом, Ю.В. Захаровым, А.М. Кочневым, С.С. Никомаровым и другими были созданы основы теории рабочего процесса, конструирования и технологии ' изготовления, разработана технология бурения винтовыми (объемными) двигателями.

Особенности режима бурения электробурами.

Электробур - это буровая забойная машина, приводимая в действие электрической энергией и сообщающая вращательное движение породоразрушающему инструменту

Электробур с долотом опускается в скважину на бурильных трубах. Колонна бурильных труб служит для поддержания электробура, восприятия реактивного момента, подачи к забою бурового раствора и размещения в нем токоподвода. Вал электробура полый, через него буровой раствор попадает к долоту.

Электроэнергия к электробуру подается по кабелю, подведенному к буровому шлангу, соединенному посредством токоприемника с кабелем, вмонтированным в бурильные трубы. Токоприемник представляет собой систему контактных колец и щеток, которые помещены в герметически закрытом корпусе, предохраняющем их от попадания бурового раствора. Подвод электроэнергии через контактные кольца и щетки позволяет вращать колонну бурильных труб, не нарушая подвода тока к электробуру. Кабель (трех- или двужильный) вмонтирован в бурильные трубы отрезками, которые при свинчивании труб автоматически соединяются специальными муфтами, укрепленными в бурильных замках.

Рис. 3. Схема бурения электробуром 1-токоприемник, 2-кабель, 3-буровая лебедка, 4-пульт управления, 5-бурильная труба с вмонтированными вутрикабельными муфтами, 6-электробур, 7 - долото

Особенности бурения электробурами.

Основные особенности бурения электробуром следующие;

- двигатель электробура получает питание непосредственно от бурового трансформатора по кабелю, проложенному внутри колонны бурильных труб. Электроэнергия подается с малыми потерями вследствие применения высокого напряжения;

- мощность электробура практически не зависит от количества и свойств бурового раствора и глубины погружения электробура;

- частота вращения вала электробура не зависит от количества и свойств бурового раствора и незначительно зависит от нагрузки;

- количество прокачиваемого бурового раствора при электробурении определяется условиями нормальной очистки забоя независимо от мощности, развиваемой электробуром;

- электробур - герметичная маслонаполненная машина, рабочие органы которой не подвержены действию абразивных частиц, содержащихся в промывочной жидкости. Поэтому характеристики электробура неизменны в течение всего срока его службы;

- изменение момента сопротивления на долоте при бурении мгновенно отражается на изменении величины тока и мощности. Это дает возможность наблюдать по ваттметру за нагрузкой на долото, определять характер его работы, устанавливать степень износа и предупреждать аварии с долотом;

- изменения тока и мощности, отражающие нагрузку на долото, дают возможность автоматизировать процесс бурения при максимальном использовании мощности, развиваемой электробуром;

- отсутствие вращения бурильной колонны и особенности конструкции электробура позволяют при помощи специальной погружной аппаратуры в процессе бурения наклонных скважин осуществлять контроль за углом наклона и азимутом, а также устанавливать отклонитель в нужном направлении и корректировать его положение в процессе бурения.

Многолетний опыт эксплуатации электробуров позволил определить наиболее целесообразные области их применения для бурения:

- глубоких скважин с применением утяжеленных буровых растворов;

- наклонно-направленных скважин;

- разветвленно-горизонтальных скважин;

- скважин с применением газообразных агентов;

- опорно-технологических скважин.

1.2.3 Оптимизация режима бурения

Как показала практика, в силу разнообразия условий проводки скважин и множества переменных, от которых зависят показатели, не представляется возможным, даже при помощи ЭВМ, заранее абсолютно точно рассчитать и установить величины параметров, отвечающих оптимальном режиму. В любом случае в процессе бурения приходится корректировать расчетные параметры режима бурения применительно к конкретным условиям. Однако эта корректировка зависит от индивидуальных способностей бурильщика и его квалификации и поэтому в ряде случаев связана с лишними затратами времени. Для того чтобы максимально исключить влияние бурильщика и вместе с тем помочь ему в принятии окончательных решений, разработаны и используются, особенно за рубежом, устройства для управления буровыми операциями с помощью ЭВМ главным образом персональных. Аппаратура и датчики, размещенные в различных пунктах буровой установки, обеспечивают ЭВМ исходными данными, необходимыми для оценок. Обрабатывая полученную информацию, ЭВМ выдает: прогноз проходки на долото до его износа, прогноз времени работы долота до его износа, оптимальную величину нагрузки на долото, оптимальную частоту вращения долота, а также другие рекомендации по проводке скважины.

1.2.4 Назначение, состав и свойства промывочных растворов, их роль в предупреждении осложнений

При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин в качестве промывочных жидкостей используются:

- агенты на водной основе (техническая вода, естественные буровые растворы, глинистые и неглинистые растворы);

- агенты на углеводородной основе;

- агенты на основе эмульсий;

- газообразные и аэрированные агенты.

Техническая вода - наиболее доступная и дешевая промывочная жидкость. Имея малую вязкость, она легко прокачивается, хорошо удаляет шлам с забоя скважины и лучше, чем другие жидкости, охлаждает долото. Однако она плохо удерживает частицы выбуренной породы (особенно при прекращении циркуляции), не образует упрочняющей корки на стенке скважины, хорошо поглощается низконапорными пластами, вызывает набухание глинистых пород, ухудшает проницаемость коллекторов нефти и газа.

Естественным буровым раствором называют водную суспензию, образующуюся в скважине в результате диспергирования шлама горных пород, разбуриваемых на воде.

Основное достоинство применения естественных буровых растворов состоит в значительном сокращении потребности в привозных материалах на их приготовление и обработку, что ведет к удешевлению растворов. Однако их качество и свойства зависят от минералогического состава и природы разбуриваемых глин, способа и режима бурения, типа породоразрушающего инструмента. Нередко в них велико содержание абразивных частиц. Поэтому естественные буровые растворы применяют в тех случаях, когда по геолого-стратиграфическим условиям не требуется промывочная жидкость высокого качества.

Глинистые буровые растворы получили наибольшее распространение при бурении скважин. Для бурового дела наибольший интерес представляют три группы глинистых минералов: бентонитовые (монтмориллонит, бейделлит, нонтроиит, сапонит и др.) каолиновые (каолинит, галлуазит, накрит и др.) и гидрослюдистые (иллит, бравиазит и др.). Наилучшими качествами с точки зрения приготовления бурового раствора обладают монтмориллонит и другие бентонитовые минералы. Так, из 1 тонны бентонитовой глины можно получить около 15 м? высококачественного глинистого раствора, тогда как из глины среднего качества - 4…8 м?, а из низкосортных глин - менее 3 м? Глинистые растворы глинизируют стенки скважины, образуя тонкую плотную корку, которая препятствует проникновению фильтрата в пласты. Их плотность и вязкость таковы, что растворы удерживают шлам разбуренной породы даже в покое, предотвращая его оседание на забой при перерывах в промывке. Утяжеленные глинистые растворы, создавая большое противодавление на пласты, предупреждают проникновение пластовых вод, нефти и газа в скважину и открытое фонтанирование при бурении. Однако по этим же причинам затруднено отделение частиц породы в циркуляционной системе бурового раствора.

Применяются также другие буровые растворы на водной основе: малоглинистые (для бурения верхней толщи выветренных и трещиноватых горных пород), соленасыщениые (при бурении в мощных толщах соленосных пород), ингибированные (обработанные химреагентами для предупреждения набухания разбуриваемых пород и чрезмерного обогащения раствора твердой фазой) и т.д.

К неглинистым относятся буровые растворы, приготовленные без использования глины. Безглинистый буровой раствор с конденсированной твердой фазой готовится на водной основе. Дисперсная фаза в нем получается химическим путем, в результате взаимодействия находящихся в растворе ионов магния с щелочью NaOH или Са(ОН) г Химическая реакция приводит к образованию в растворе микроскопических частиц гидрооксида магния Mg(OH)2. Раствор приобретает гелеобразную консистенцию и после химической обработки превращается в седиментационно устойчивую систему. Такой раствор сохраняет свои структурно-механические свойства при любой минерализации. Поэтому его применяют в случаях, когда требуется обеспечить высокую устойчивость стенок скважины, но обеспечить контроль и регулирование минерализации раствора сложно.

Другим типом неглинистых буровых растворов являются биополимерные растворы. Биополимеры получают при воздействии некоторых штаммов бактерий на полисахариды. Свойства биополимерных растворов регулируются так же легко, как свойства лучших буровых растворов из бентонитовых глин. Вместе с тем, некоторые из них оказывают флокулирующее воздействие на шлам выбуренных пород, предупреждая таким образом, образование суспензии. Кроме того, растворы биополимеров термоустойчивы. Сдерживает их применение относительно высокая стоимость.

Буровые растворы на углеводородной основе представляют собой многокомпонентную систему, в которой дисперсионной (несущей) средой является нефть или жидкие нефтепродукты (обычно дизельное топливо), а дисперсной (взвешенной) фазой - окисленный битум, асфальт или специально обработанная глина (гидрофобизированный бентонит).

Буровые растворы на углеводородной основе не оказывают отрицательного влияния на свойства коллекторов нефти и газа, обладают смазывающей способностью: при их использовании уменьшается расход мощности на холостое вращение бурильной колонны в стволе скважины и снижается износ бурильных труб и долот. Однако стоимость приготовления таких буровых растворов довольно высока, они пожароопасны, трудно удаляются с инструмента и оборудования.

Применяют буровые растворы на углеводородной основе для повышения эффективности бурения в породах-коллекторах и сохранения их нефтегазоотдачи па исходном уровне, а также для проводки скважин в сложных условиях при разбуривании мощных пачек набухающих глин и растворимых солей.

У эмульсионных буровых растворов дисперсионной средой является эмульсия типа «вода в нефти», а дисперсной фазой - глина.

Буровой раствор, приготовленный на основе эмульсии типа «вода в нефти», называется обращенным эмульсионным или инвертной эмульсией. Жидкая фаза такого раствора на 60…70% состоит из нефти или нефтепродуктов, остальное - вода. Однако содержание воды в инвертной эмульсии может быть доведено до 80% и выше, если в нее ввести специальные эмульгаторы. Эмульсионные буровые растворы используются при бурении в глинистых отложениях и солевых толщах. Они обладают хорошими смазочными свойствами и способствуют предупреждению прихвата инструмента в скважине.

Сущность бурения с продувкой газом заключается в том, что для очистки забоя, выноса выбуренной породы на дневную поверхность, а также для охлаждения долота используют сжатый воздух, естественный газ или выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания. Применение газообразных агентов позволяет получить большой экономический эффект: увеличивается механическая скорость (в 10…12 раз) и проходка на долото (в 10 раз и более). Благодаря высоким скоростям восходящего потока в затрубном пространстве, ускоряется вынос выбуренных частиц породы. Использование газообразных агентов облегчает проведение гидрогеологических наблюдений в скважинах. Кроме того, увеличивается коэффициент нефтегазоотдачи пласта.

Аэрированные буровые растворы представляют собой смеси пузырьков воздуха с промывочными жидкостями (водой, нефтеэмульсиями и др.) в соотношении до 30:1. Для повышения стабильности аэрированных растворов в их состав вводят реагенты - поверхностно-активные вещества и пенообразователи.

Аэрированные буровые растворы обладают теми же свойствами, что и жидкости, из которых они приготовлены (для глинистых растворов - образуют глинистую корку, обладают вязкостью и напряжением сдвига, сохраняют естественную проницаемость призабойной зоны пласта при его вскрытии). Вместе с тем, большим преимуществом аэрированных жидкостей является возможность их применения в осложненных условиях бурения, при катастрофических поглощениях промывочных жидкостей, вскрытии продуктивных пластов с низким давлением.

Основными параметрами буровых растворов являются плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига, стабильность, суточный отстой, содержание песка, водородный показатель.

Плотность промывочных жидкостей может быть различной: у растворов на нефтяной основе она составляет 890…980 кг/м?, у малоглинистых растворов - 1050… 1060 кг/м?, у утяжеленных буровых растворов - до 2200 кг/м? и более.

Выбор бурового раствора должен обеспечить превышение гидростатического давления столба в скважине глубиной до 1200 м над пластовым на 10…15%, а для скважин глубже 1200 м - на 5…10%.

Вязкость характеризует свойство раствора оказывать сопротивление его движению. Показатель фильтрации - способность раствора при определенных условиях отдавать воду пористым породам. Чем больше в растворе свободной воды и чем меньше глинистых частиц, тем большее количество воды проникает в пласт.

Статическое напряжение сдвига характеризует усилие, которое требуется приложить, чтобы вывести раствор из состояния покоя.

Стабильность характеризует способность раствора удерживать частицы во взвешенном состоянии. Она определяется величиной разности плотностей нижней и верхней половин объема одной пробы после отстоя в течение 24 ч. Для обычных растворов ее величина должна быть не более 0,02 г./см?, а для утяжеленных - 0,06 г./см?.

Суточный отстой - количество воды, выделяющееся за сутки из раствора при его неподвижном хранении. Для высокостабильных растворов величина суточного отстоя должна быть равна нулю.

Содержание песка - параметр, характеризующий содержание в растворе частиц (породы, не разведенных комочков глины), не способных растворяться в воде. Его измеряют по величине осадка, выпадающего из бурового раствора, разбавленного водой, после интенсивного взбалтывания. В хорошем растворе содержание песка не должно превышать 1%.

1.2.5 Оборудование для промывки скважин

При бурении осуществляется промывка скважины при помощи буровых насосов. Буровые насосы предназначены для подачи под давлением промывочной жидкости в скважину. Для бурения используются только горизонтальные приводные двух- и трехцилин-дровые поршневые насосы, при передвижении поршня в какую-либо сторону в одной половине цилиндра происходит всасывание, а в другой - нагнетание жидкости, т.е. наблюдается двойное действие насоса.

Достаточно широко применяются трехцилиндровые (трехпоршневые) буровые насосы одностороннего действия. К основным отличиям и особенностям буровых насосов этого типа относятся: наличие трех цилиндропоршневых пар одностороннего действия; повышенные линейные скорости поршней (число ходов в единицу времени) и связанная с этим необходимость установки во всасывающей трубе подпорного насоса; значительно меньшая степень неравномерности подачи жидкости и улучшенные динамические характеристики работы приводной и гидравлических частей,

Подачей бурового насоса называют количество жидкости, подаваемое насосом в единицу времени.

От буровых насосов промывочная жидкость по нагнетательной линии (манифольду) подается в буровой шланг и далее в вертлюг. В состав нагнетательной линии входят: компенсаторы, нагнетательный трубопровод, стояк и задвижки. Компенсаторы (воздушные колпаки) служат для уменьшения колебаний давления, вызываемых неравномерностью подачи промывочной жидкости буровыми насосами. Компенсатор представляет собой резервуар, в котором газовая подушка является своеобразной пружиной, смягчающей гидравлические толчки при движении неравномерно поступающей жидкости. Компенсаторы устанавливаются непосредственно на насосе.

1.3 Заканчивание и освоение скважин

1.3.1 Работы по креплению и цементированию скважин

При бурении нефтяных и газовых скважин необходимо крепить их стенки, в результате: укрепляются стенки скважин, сложенные недостаточно устойчивыми торными породами; разобщаются нефтеносные или газоносные пласты друг от друга, а также от водоносных пород. Это позволяет создать долговечный и герметичный канал, по которому нефть или газ поднимаются с забоя до устья скважины без потерь. Пласты разобщают при помощи специальных труб, которые называются обсадными. Так как одно крепление стенок скважины обсадными трубами не создает разобщения пластов, то затрубное пространство заполняют цементным раствором при помощи специального цементировочного оборудования и приспособлений. Этот процесс называется цементированием скважины.

1.3.2 Оборудование для цементирования скважин

К оборудованию, необходимому для цементирования скважин, относятся: цементировочные агрегаты, цементосмесительные установки, цементировочная головка, заливочные пробки и другое мелкое оборудование (краны высокого давления, устройства для распределения раствора, гибкие металлические шланги и т.п.).

При помощи цементировочного агрегата производят затворение цемента (если не используется цементосмесительная установка), закачивают цементный раствор в скважину и продавливают его в затрубное пространство. Кроме того, цементировочные агрегаты используются и для других работ (установка цементных мостов, нефтяных ванн, испытание колонн на герметичность и др.).

Учитывая характер работ, цементировочные агрегаты изготавливают передвижными, с монтажом всего необходимого оборудования на грузовой автомашине. На открытой платформе автомашины смонтированы: поршневой насос высокого давления для прокачки цементного раствора в колонну обсадных труб; ротационный насос, которым подают воду в цементную мешалку во время приготовления цементного раствора; замерные баки, при помощи которых определяют количество жидкости, закачиваемой в колонну для продавки цементного раствора; двигатель для привода насоса.

Рис. 4. Схема действия цементировочного агрегата при затворении и закачке цементировочного раствора: 1-замерный бак, 2-цементный насос, 3-коробка отбора мощности, 4-коробка передач автомобиля, 5-двигатель, 6-ротационный насос, 7-цементосмеситель, 8-цементный бачок

Для цементирования обсадных колонн в отечественной отечественной практике применяют цементировочные агрегаты (ЦА) различных типов ЦА 320А; ЦА 320С; ЗЦА 400А; УНБ 2-630-50; УНБ-2-160; УНБ2-400-40. Они отличаются друг от друга прежде всего гидравлической мощностью насосов. Для централизованной обвязки цементировочных агрегатов с устьем скважины применяют блок манифольдов. Он состоит из коллектора высокого давления для соединения ЦА с устьем скважины и коллектора низкого давления для распределения воды и продавочной жидкости, подаваемой к ЦА. Блок манифольдов, как правило, оборудован грузоподъемным устройством.

Рис. 5. Агрегат смесительный АСМ - 25: 1 - шасси несущего автомобиля; 2 - редуктор; 3 - сальниковое уплотнение валов мешалок; 4 - коробка раздаточная цепная; 5 - загрузочный шнековый транспортер; б - редуктор загрузочного шнекового транспортера; 7 - смотровой люк; 8 - моечный люк; 9 - указатель уровня; 10 - заливочный трубопровод; 11 - вал мешалки; 12 - резервуар; 13 - выносная опора; 14 - шламовый люк; /5 - донный клапан; 26 - патрубок для соединения с приемным манифольдом ЦА; 17 - коробка раздаточная цепная; I8 - коробка отбора мощностей

В отечественной практике цементирования скважин для приготовления тампонажных растворов применяю цементно-смесительные установки, снабженные смесительными устройствами гидровакуумного типа. Выпускаются: агрегат смесительный ЗАС-30, установка цементно-смесительная УС630, изготавливается по индивидуальным заказам агрегат смесительный АСМ-25.

Цементировочные головки предназначены для промывки скважины и проведения цементирования. Спущенная обсадная колонна оборудуется специальной цементировочной головкой, к которой присоединяются нагнетательные трубопроводы (манифольды) от цементировочных агрегатов. В настоящее время применяются цементировочные головки типа ГЦУ-140-146; ГЦУ-16в; ГЦУ-245; ГЦУ-243; ГЦУ-324; ГЦУ-340. Конструкция цементировочной головки типа ГЦУ рассчитана на максимальное давление 40 МПа. Диаметр обвязываемых колонн этими головками от 140 до 340 мм. Головка состоит из корпуса, крышки с разделительным устройством, трехходовым краном и манометром, двух стопорных винтов, пробковых кранов, цементировочной пробки, элементов обвязки и накидной гайки. Корпус головки имеет семь отводов, к четырем из которых, расположенным в нижней части, присоединены угловые трехходовые пробковые краны, а к верхнему боковому - проходной пробковый кран. В остальные два отвода ввинчены стопоры для поддержания цементировочной пробки. Заливочные (разделительные) пробки предназначены для отделения бурового раствора и продавочной жидкости от цементного раствора при цементировании обсадных колонн и получения сигнала об окончании продавки цементного раствора. При двухступенчатом цементировании используются специальные цементировочные пробки.

1.3.3 Вскрытие пластов и испытание скважин

Для вскрытия продуктивных горизонтов (пластов) в целях их эксплуатации или опробования в эксплуатационной колонне и цементном кольце пробивают отверстия при помощи пулевой или беспулевой перфорации. Перфораторы, соединенные в гирлянды, спускают в скважину на каротажном кабеле. В камеры перфоратора закладывают заряд пороха и запал. При подаче тока по кабелю с поверхности порох воспламеняется и пуля с большой скоростью выталкивается из ствола перфоратора. За один спуск и подъем перфоратор простреливает 6…12 отверстий пулями диаметром 11,0…11,5 мм. Эффективность перфорации пулевым перфоратором часто бывает недостаточна в связи с быстрой потерей энергии пулями при ударе о трубы.

Большой пробивной способностью, обеспечивающей лучшее вскрытие пласта, обладают торпедные перфораторы Ю.А. Колодяжного. Они отличаются от пулевых перфораторов тем, что колонна простреливается снарядами большего диаметра и замедленного действия. Снаряд, войдя в пласт, разрывается и создает дополнительные трещины.

Торпедный перфоратор дает хорошие результаты при вскрытии плотных пород (известняков, песчаников), заглинизированных в процессе бурения или зацементированных при ремонтных работах, а также при простреле скважин многоколонной конструкции.

Широкое распространение получила беспулевая перфорация. В этом случае отверстия в колонне создается не пулями, а фокусированными струями газов, которые возникают при взрыве кумулятивных зарядов. Сущность кумулятивного эффекта заключается в том, что при взрыве заряда, обладающего выемкой, симметричной относительно направления распространения взрывной волны, происходит направленное истечение продуктов взрыва. С появлением беспулевых перфораторов стало возможным создавать отверстия без повреждения колонны и цементного кольца. Кроме того, беспулевая перфорация обеспечивает надежное вскрытие пласта и улучшение проницаемости за счет образования более глубоких каналов, чем при пулевой перфорации.

Применяются корпусные и бескорпусные кумулятивные перфораторы. Как правило, используются полностью разрушающиеся бескорпусные перфораторы, т.е. однократного действия. Перфораторы кумулятивные корпусные выпускаются различных диаметров, в том числе и для спуска через насосно-комгтрессорные трубы (НКТ).

В каждом отдельном случае геологической службой в зависимости от коллекторских свойств пласта, конструкции скважины, температуры и давления в интервале перфорации устанавливается плотность прострела (число отверстий на один погонный метр) и тип перфоратора. Для улучшения связи скважины с продуктивным горизонтом (пластом) может применяться гидропескоструйный метод вскрытия пласта. В скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают струйный аппарат, состоящий из корпуса и сопел. При нагнетании в трубы под большим давлением жидкости с песком она выходит из сопел с большой скоростью, и песок разрушает колонну, цементное кольцо и породу. Гидропескоструйная перфорация имеет следующие преимущества перед другими методами: отверстия в колонне и цементе не имеют трещин; есть возможность регулировать диаметр и глубину отверстий; можно создать горизонтальные и вертикальные надрезы. К недостаткам этого вида перфорации относятся большая стоимость и потребность в громоздком наземном оборудовании.

Последнее мероприятие перед сдачей скважины в эксплуатацию - вызов притока жидкости из горизонта (пласта). Приток жидкости в скважину возможен только в том случае, когда давление на забой в скважине меньше пластового давления. Поэтому все работы по освоению скважин заключаются в понижении давления на забой и очистке забоя от грязи, бурового раствора и песка. Эти работы осуществляются различными способами в зависимости от характеристик горизонта (пласта), величины пластового давления, количества газа, содержащегося в нефти, и технической оснащенности.

Для каждой скважины, подлежащей испытанию, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы. В нем должны быть указаны: число объектов испытания, их геолого-геофизические характеристики, интервалы и плотность перфорации, тип перфоратора, порядок вызова притока в зависимости от коллекторских свойств горизонтов (пластов) конструкции скважин, пластовое давление и температура, допустимый предел снижения давления в эксплуатационной колонне, схемы оборудования лифта и устья, данные об объемах и методах исследования. План утверждается главными инженером и геологом объединения.

Вызов притока и очистка забоя при освоении фонтанных скважин производятся промывкой скважины, нагнетанием в скважину сжатого воздуха (или газа), свабированием или комбинацией этих способов. При промывке глинистый раствор, находящийся в скважине, заменяется водой или нефтью. Благодаря этому давление на забой уменьшается, а также происходит очистка его от глинистой корки и грязи. Промывку осуществляют при собранной арматуре на устье скважины, со спущенными в нее до фильтра насосно-компрессорными трубами. Эти трубы после промывки остаются в скважине для эксплуатационных целей.

Часто скважины осваиваются при помощи сжатого воздуха (или газа). При этом в межтрубное пространство (между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами) компрессором нагнетается сжатый воздух (или газ), вытесняющий жидкость в насосно-компрессорные трубы. В этом случае трубы спускают не до фильтра, а только до глубины, с которой давлением, создаваемым компрессором, можно продавить жидкость. Жидкость в трубах газируется, плотность ее уменьшается, уровень смеси газа и жидкости повышается до выкида и наступает выброс. При дальнейшем нагнетании газа или воздуха в межтрубное пространство плотность жидкости в трубах еще больше уменьшается, что влечет за собой снижение давления на забой и поступление нефти из пласта в скважину.

Главный недостаток этого способа освоения скважины - большое и быстрое снижение уровня жидкости в скважине, вызывающее усиленный приток жидкости из пласта, что ведет к образованию мощных песчаных пробок, прихвату насосно-компрессорных труб и т.д. При освоении скважин поршневанием в спущенные до фильтра насосно-компрессорные трубы опускают на стальном канате поршень или, как его иначе называют, сваб, имеющий клапан, открывающийся вверх. Поршень свободно погружается в жидрегламентов на эти работы. В плане кость, при подъеме же его вверх клапан закрывается и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность. При непрерывном поршневании уровень жидкости, заполняющей скважину, будет постепенно понижаться. Пластовое давление превысит давление столба жидкости в скважине, и пласт начнет работать. Вызов притока (независимо от способа) на фонтанных скважинах должен производится при собранной фонтанной арматуре.

Освоение скважин, вскрывших пласт с низким давлением, начинают с промывки забоя водным раствором специальных химических реагентов или нефтью. Затем приступают к возбуждению пласта тартанием при помощи желонки. Это длинное узкое ведро с клапаном в днище, которое спускают в скважину на стальном канате. Многократным спуском желонки скважину очищают от грязи, столб жидкости в ней постепенно замещается нефтью, поступающей из пласта.

После выполнения предприятием, ведущим бурение, плана работ по испытанию эксплуатационной скважины на приток, скважина передается промыслу для эксплуатации или проведения дополнительных работ по ее освоению. Передача оформляется соответствующим актом.

1.3.4 Состав и квалификация буровой бригады

Основные профессии рабочих буровых бригад бурильщик эксплуатационного и разведочного бурения скважин на нефть и газ, помощник бурильщика эксплуатационного и разведочного бурения скважин на нефть и газ, дизелист - моторист буровых установок, помощник бурильщика эксплуатационного и разведочного бурения скважин на нефть и газ при электробурении.

Численный и квалификационный состав вахты бригады по испытанию скважин

2. Добыча нефти и газа

2.1 Скважина, ее элементы

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;

с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;

насосный - извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.

2.2 Освоение скважин

Приток жидкости из пласта можно вызвать различными способами в зависимости от пластового давления, характеристики пласта, метода его вскрытия. Приток начинается тогда, когда давление столба жидкости в скважине меньше пластового. Давление на забой в промысловой практике чаще всего снижают одним из следующих способов: 1) последовательной заменой глинистого раствора в скважине жидкостью и газожидкостной смесью меньшей плотности; 2) понижением уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба) или желонки.

При компрессорном способе вызова притока резко понижается забойное давление, что сопровождается усиленным поступлением жидкости и газа из пласта. В условиях рыхлых пород это приводит к разрушению пласта, выносу песка в скважину, что сильно затрудняет ее эксплуатацию. В условиях же устойчивых пород компрессорный способ позволяет быстро освоить скважин.

Иногда приток вызывают поршневанием (свабированием). При этом в фонтанные трубы на стальном канате спускают поршень (сваб), снабженный клапаном, открывающимся вверх. При спуске сваба клапан открывается и пропускает жидкость, при подъеме - закрывается и столб жидкости, оказавшийся над поршнем, выносится на поверхность. Многократные спуск и подъем поршня приводят к постепенному понижению уровня жидкости в скважине.

Если ожидается, что скважина будет фонтанировать, поршневание проводят через фонтанную арматуру. Существенный недостаток этого метода - необходимость работать при открытом устье, что связано с опасностью выброса жидкости и возможностью аварий. Поэтому в последнее время поршневание применяется преимущественно при освоении нагнетательных скважин.

После начала эксплуатации скважине дают возможность самоочиститься. Ствол и призабойную зону фонтанных скважин очищают от буровой грязи при открытом фонтанировании через выкидную задвижку устьевой арматуры. После этого скважину исследуют на приток и, установив норму добычи, сдают ее в эксплуатацию.

Освоение нагнетательных скважин заключается в очистке пористых каналов призабойной зоны и скважины от грязи и взвешенных частиц, которые могут закупорить поры пласта при нагнетании воды. Буровую грязь из пласта и скважины удаляют усиленным длительным дренированием пласта с последующей тщательной интенсивной промывкой скважины водой, предназначенной для нагнетания.

2.3 Способы добычи нефти и газа

2.3.1 Фонтанный способ

Фонтанный способ применяется, если пластовое давление велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину.

Нефть поступает в нее из пласта через отверстия в колонне эксплуатационных труб 1. Внутри эксплуатационной колонны находятся насосно-компрессорные трубы 2. Нефть поступает в них через башмак 3. Верхний конец насосно-компрессорных труб через фланец 4 соединяется с фонтанной арматурой 5. Фонтанная арматура представляет собой систему труб с задвижками. К этой системе присоединен штуцер 6, представляющий собой стальную болванку с цилиндрическим каналом малого сечения. Назначение штуцера заключается в ограничении притока нефти в скважину путем дросселирования давления па выходе из нее.

Устройство скважины для фонтанной добычи нефти: 1 - эксплуатационная колонна; 2 - насосно-компрессорные трубы; 3 - башмак; 4 - фланец; 5 - фонтанная арматура; 6 - штуцер

Установка штуцера позволяет обеспечить длительную и бесперебойную работу скважины в фонтанном режиме, Кроме того, благодаря низким скоростям притока нефти, уменьшается загрязнение скважины частицами породы.

Устройство скважины для компрессорной добычи нефти: 1 - обсадная труба; 2 - подъемная труба; 3 - воздушная труба

Из штуцера пластовая нефть попадает в сепаратор (или трап), где происходит ее разделение на нефть и нефтяной газ.

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на начальном этапе разработки месторождений.

Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Газ поступает на поверхность за счет пластового давления.

Компрессорным называется способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб.

При компрессорном способе в скважину опускают две соосные трубы.

Внутреннюю 2, но которой смесь извлекается наверх, называют подъемной, а наружную 3, по затрубному пространству между которой и трубой 2 в скважину под давлением подается газ, воздушной. Подъемная труба короче воздушной.

В зависимости от того какой газ под давлением закачивается в скважину различают два способа компрессорной добычи нефти: газлифт (рабочий агент - природный газ) и эрлифт (рабочий агент - воздух). Применение эрлифта менее распространено, т. к. при контакте с воздухом нефть окисляется.

Для закачки газа в скважину сооружают специальные газлифтные компрессорные станции.

Достоинствами компрессорного способа эксплуатации нефтяных скважин являются:

отсутствие подвижных и быстроизнашивающихся деталей (что позволяет эксплуатировать скважины с высоким содержанием песка);

доступность оборудования для обслуживания и ремонта (поскольку все оно размещается на поверхности земли);

простота

гулирования дебита скважин.

Однако у способа имеются и недостатки:

1) высокие капитальные вложения на строительство мощных компрессорных станций и разветвленной сети газопроводов;

2) низкий к.п.д. газлифтного подъемника и системы «компрессор-скважина».

2.3.2 Характеристика устьевого и погружного оборудования

Оборудование устья скважин всех типов предназначено для герметизации затрубного пространства, отвода продукции скважины, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ. Оно комплектуется в зависимости от способа эксплуатации скважин.

При фонтанном, компрессорном и бескомпрессорном способах добычи нефти оборудование устья составляется из одинаковых деталей и узлов по подобным схемам.

На устье скважин монтируются колонная головка (ГК) и фонтанная арматура (ФА), состоящая в свою очередь из трубной головки (ГТ) и фонтанной елки (Е). Колонная головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры. Трубная головка служит для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы 8 позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление (манометром 7), а также отбирать газ из него. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке, Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанавливают по две задвижки: рабочую 16 и резервную ближайшую стволу) 14. На стволе установлены коренная (главная, центральная) 11 и буферная 18 задвижки. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров 15, а также для регулирования расхода 17. Ствол заканчивается буфером с манометром 19.

Схема оборудования устья скважины крестовой арматурой: 1-кондуктор; 2 - эксплуатационная колонна; 3 - фонтанная колонна; 4 - манометр межколонный; 5 - отвод от межколонного пространства; 6-задвижка ручного привода; 7 - манометр затрубный; 8 - отвод от затрубья; 9 - линия задавочная: 10-подвеска фонтанных труб; 11-коренная задвижка; 12-задвижка с пневмоприводом; 13-крестовина; 14-задвижка резервная; 15-катушка КПП; 16-задвижка рабочая; 17 - штуцер регулируемый; 18-задвижка буферная; 19 - буфер и буферный манометр; 20 - блок самоуправления; 21 - прискнажинная установка (система) для подачи в затрубье ингибиторов и ПАВ; 22 - отвод рабочий: 23 - шлейф; 24 - задвижки факельной линии; 25 - амбар земляной

Фонтанные елки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. В состав ствола крестовой елки входит крестовина 13, к которой и крепятся отводы-выкиды. Каждый из них может быть рабочим. Тогда второй является резервным.

В конструкцию ствола тройниковой елки входят тройники 3, 13, к которым присоединяются выкидные линии - верхняя, которая является рабочей и нижняя, являющаяся резервной. Такое распределение «ролей» связано с тем, что тройниковая арматура, как правило, применяется в скважинах, в продукции которых содержится песок или ил. При абразивном разрушении верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. Для этого закрывается задвижка (или кран), расположенная между тройниками; верхний тройник и отвод в это время подвергаются ремонту. Ремонт крестовой арматуры значительно более затруднен. В то же время крестовая арматура компактнее, имеет меньшую высоту, ее проще обслуживать.

Фонтанная арматура рассчитана на рабочее давление 7,14,21, 35, 70 и 1.05 МПа, имеет диаметр проходного сечения ствола от 50 до 150 мм.

Манифольд - система труб и отводов с задвижками или кранами - служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ). Она предусматривает наличие двух практически идентичных обвязок (рабочая и резервная), в каждой из которых есть регулируемый штуцер 1, вентили 2 для отбора проб жидкости и газа, запорное устройство 3 для сброса продукции на факел или в земляной амбар и предохранительный клапан 6. Элементы схемы собираются в одно целое с помощью фланцевых соединений 7. Узлы, очерченные четырехугольниками (№№1, 2,3), собираются на заводе.

Оборудование устья штанговой насосной скважины включает колонный фланец, планшайбу с подвешенными к ней насосно-компрессорными трубами. В верхнюю муфту труб ввинчивают тройник для отвода нефти (в горизонтальной плоскости), а также для вывода наружу устьевого штока, связывающего через канатную подвеску насосные штанги с головкой балансира стан качалки. Место выхода устьевого штока из тройника герметизировано с помощью сальника 6, набивку которого уплотняют крышкой и пружиной.

Оборудование устья скважин, эксплуатируемых глубинными центробежными и винтовыми насосами, идентично. Оно изображено на рис. Крестовина 1 навинчивается на ответную муфту колонной головки и имеет боковые задвижки. Насосный агрегат на НКТ подвешивают на специальной разъемной эксцентричной планшайбе 5, имеющей отверстие для кабеля 4. Места ввода кабеля и НКТ уплотняются разъемным корпусом 2 и резиновым уплотнителем 3, который поджимается разъемным фланцем. Межтрубное пространство соединено с выкидной линией 6, на которой установлен обратный клапан 7 для отвода газа при работе скважины. Задвижка 8 позволяет спускать в скважину различные измерительные приборы и механические скребки для очистки подъемных труб от парафина. Для этого на тройнике устанавливают специальный лубрикатор. Задвижка 9, установленная на выкиде устьевой арматуры, служит для регулирования режима работы скважины. Давления на выкиде и в межтрубном пространстве замеряются манометрами 10, 11.

Оборудование устья скважины, эксплуатируемой глубинными центробежными или винтовыми насосами: 1 - крестовина; 2 - разъемный корпус; 3 - резиновый уплотнитель-кабель; 5 - эксцентричная планшайба; 6 - выкидная линия; 7 - обратный клапан; 8, 9 а задвижка; 10, 11 - манометр

При насосном способе эксплуатации подъем нефти из скважин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами.

Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности посредством штанги.

В нижней части насоса установлен всасывающий клапан 1. Плунжер насоса, снабженный нагнетательным клапаном 2, подвешивается на насосной штанге 3. Верхняя часть штанги пропускается через устьевой сальник 5 и соединяется с головкой балансира 6 станка-качалки. При помощи кривошип ho-шатунного механизма 7 головка 9 балансира передает возвратно-поступательное движение штанге 3 и подвешенному на пей плунжеру. Станок приводится в действие электродвигателем 8 через систему передач.

Работает насос следующим образом. При ходе плунжера вверх верхний клапан 2 закрыт, так как на него действует давление вышележащего столба жидкости и плунжер работает как поршень, выталкивая нефть на поверхность. В это же время открывается приемный клапан 1 и жидкость поступает в цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз нижний клапан закрывается, а верхний открывается и через полый плунжер жидкость выдавливается из цилиндра насоса в насосные трубы 10.

Схема добычи с помощью штангового насоса: 1 - всасывающий клапан; 2 - нагнетательный клапан; 3 - штанга; 4 - тройник; 5 - устьевой сальник; 6 - балансир станка о качалки; 7 - кривошипно-шатунный механизм; 8 - электродвигатель; 9 - головка балансира; 10 - насосные трубы

При непрерывной работе насоса в результате подкачки жидкости уровень последней в насосных трубах поднимается до устья и она поступает в выкидную линию через тройник 4.

Недостатками штанговых насосов являются громоздкость, возможность обрыва штанг, ограниченность применения в наклонных и сильнообводненных скважинах, недостаточно высокая подача, небольшие (до 2 км) глубины эксплуатации. В связи с этим в последние годы при эксплуатации нефтяных скважин все шире применяются бесштанговые насосы (погружные электроцентробежные насосы, винтовые насосы и др.). Схема установки в скважине погружного электроцентробежного насоса (ЭЦН) приведена на рис.

Схема установки ЭЦН в скважине: 1 - центробежный многоступенчатый насос; 2 - погружной электродвигатель; 3 - подъемные трубы; 4 - обратный клапан; 5 - устьевая арматура

Погружной электроцентробежный насос представляет собой набор отдельных ступеней, в каждой из которых имеется свой ротор (центробежное колесо) и статор (направляющий аппарат). Роторы отдельных ступеней посажены на один вал, жестко соединенный с палом погружного электродвигателя.

Каждая из ступеней ЭЦН развивает напор 3…5,5 м. Поэтому для обеспечения напора в 800…1000 м в корпусе насоса монтируют 150…200 ступеней.

Существенными недостатками электроцентробежных насосов являются их низкая эффективность при работе в скважинах с дебитом ниже 60 м^:3 /сут; снижение подачи, напора и кпд при увеличении вязкости откачиваемой смеси, а также при увеличении свободного газа на приеме насоса.

Погружные винтовые насосы стали применяться на практике сравнительно недавно. Винтовой насос - это насос объемного действия, подача которого прямопропорциональна частоте вращения специального винта (или винтов). При вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приема насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость.

Применение винтовых насосов особенно эффективно при откачке высоковязкой нефти. Схема их установки в скважине такая же как и при применении ЭЦН.

Для насосной эксплуатации скважин используются также диафрагменные, гидропоршневые и струйные насосы.

2.4 Подземный ремонт скважин

2.4.1 Характеристика работ по текущему и капитальному ремонту скважин

Текущий ремонт скважин организационно осуществляется цехом по подземному ремонту скважин (ЦПРС), в составе которого может быть несколько участков. Участок объединяет несколько бригад подземного ремонта и бригаду для проведения комплекса подготовительных работ. Число участков и бригад зависит от размера площади, разрабатываемой нефтегазодобывающим управлением, механизированного фонда скважин и его состояния. Бригада подземного ремонта состоит из вахт, число которых может изменяться от 1 до 4. Подготовительные бригады, обычно одна на четыре-пять бригад подземного ремонта, осуществляют следующие работы.

Подготовку площадки у устья скважины для работы бригады текущего ремонта.

Подготовку бетонной площадки для установки подъемного агрегата.

Установку в грунте якорных петель для крепления оттяжек от подъемной мачты или вышки агрегата.

Устройство или ремонт мостков для укладки насосных труб и штанг.

Заготовку и транспортировку к скважине технологической и утяжеленной жидкости для глушения скважины и предупреждения перелива, если в этом возникает необходимость.

Заливку жидкости в скважину промывочным агрегатом и промывку скважины.

Подготовку и расчистку прилегающей к скважине территории в радиусе примерно 40 м для размещения на ней культбудки, осветительных прожекторов, барабана кабеленаматывателя (при ремонте скважины с ПЦЭН). В некоторых случаях подготовительная бригада принимает участие в установке оборудования и агрегата для подземного ремонта. Подготовительная бригада состоит, как правило, из двух вахт и работает в одну или две смены. Бригада возглавляется мастером или начальником участка, создание подготовительных бригад позволило повысить коэффициент использования оборудования, сократить его простои и время пребывания скважины в ремонте. Специализация работ повысила их качество исполнения. После установки агрегата» и мачты бригада подземного ремонта приступает непосредственно к ремонту скважины. Работа бригады по текущему ремонту происходит по четко расписанной инструктивной карте. В ней расписаны нее операции и их последовательность для каждого типового ремонта (ШСНУ, ПЦЭН, тип подъемного агрегата и пр.). В подземном ремонте скважин обычно преобладают спуско-подъемные операции. Поэтому при выполнении этих работ широко используются механизмы для свинчивания и развинчивания штанг и труб, а также автоматическая намотка кабеля на барабан кабеленаматывателя.

Заключительные операции выполняются в порядке, обратном подготовительным. После сборки устьевой арматуры или подвески штанг к головке балансира скважина пускается в эксплуатацию. При наличии нескольких скважин, ожидающих ремонта, предпочтение отдается многодебитной скважине.

Скважины, в которых нельзя провести ремонтные работы силами бригад текущего ремонта и выполнение которых требует специального оборудования и инструмента, передаются в капитальный ремонт. Обычно капитальный ремонт проводится специализированным управлением, организуемым в объединении, которому передаются все работы на скважинах, связанные с повышением нефтеотдачи пластов. Поэтому оно называется Управление по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (УПНП и КРС). В нем сосредоточены все технические средства, оборудование, материалы, транспортные средства, квалифицированная инженерно-техническая служба и бригады.

В некоторых случаях, когда на данном месторождении отдельные виды работ носят массовый характер, как, например, кислотные обработки, то их передают специализированному цеху, выполняющему только эти работы.

Такая специализация повышает качество работ, их эффективность и способствует сокращению производственного травматизма.

Особое место в работах по капитальному ремонту скважин занимают ловильиые работы, необходимость в которых возникает при обрыве или отвороте подземного оборудования, НКТ, штанг, кабеля и при других осложнениях. При обрыве и ударе о забой оторвавшаяся часть оборудования сминается, расклинивается в обсадной колонне и зачастую выводит скважину из строя. Для ликвидации таких аварий после надежного глушения скважины в нее сначала опускают так называемую печать для обследования места обрыва. На свинцовом или алюминиевом диске печати, спускаемой в скважину и прижимаемой к месту обрыва, отпечатываются следы оторванной части, по которым удается распознать характер обрыва, его положение в обсадной колонне и, таким образом, решить вопрос о выборе ловильного инструмента (овершота, пауков, труболовок, отводных крючков, ловильных колоколов). Захват ловильным инструментом оборванного конца, даже если он удается, не всегда заканчивается полным извлечением оборвавшейся части оборудования и очисткой скважины. Иногда приходится прибегать к помощи гидравлических домкратов (когда натяжение талевой системы превышает грузоподъемность подъемных сооружений) и с их помощью по частям извлекать оборванное оборудование. Если такая попытка очистки скважины снова кончается повторным обрывом спущенного инструмента (бурильных труб), то для восстановления работоспособности скважины забуривают второй ствол и эксплуатируют его как новую скважину. Эта работа выполняется бригадой капитального ремонта с использованием специальной фрезы и легкого бурового оборудования. Не менее сложны работы по изоляции обсадных колонн, в которых обнаружены дефекты в результате коррозии или смятия, по отвороту и извлечению труб, прихваченных цементом; когда приходится обуривать эти трубы специальными коропковыми долотами или трубными фрезами.

При интенсивном обводнении скважины возникает проблема изоляции того пропластка или того места, через которое произошел прорыв воды в скважину. Такой прорыв может произойти по затрубному пространству в результате нарушения целостности цементного камня. В этом случае вода водоносных горизонтов попадает на забой и препятствует притоку нефти из продуктивного пласта. Источником обводнения может быть хорошо проницаемый пропласток, залегающий в пределах вскрытой толщины пласта, по которому вода от нагнетательной скважины проникает на забой добывающей скважины и снижает ее продуктивность. Обводнение может произойти и по нижней части продуктивного горизонта с образованием в призабойной зоне водяного конуса. Во всех случаях требуется тщательное обследование скважины с применением геофизических методов для обнаружения источников обводнения. Лишь после анализа данных исследования могут быть разработаны и осуществлены конкретные меры по технике и технологии изоляции водопритока. Не всегда работы по изоляции водопритока дают желаемый эффект, однако передача этих работ в ведение специализированной организации существенно повышает их успешность. Существует множество технических приемов изоляции водопритоков, которые сводятся к закачке в обводнившийся прослой или в заколонное пространство различных тампонирующих смесей и материалов, в том числе специальных смол.

Конкретное выполнение работ по капитальному ремонту скважин регламентируется проектом и различными инструктивными картами, в которых указываются последовательность операций, используемые технические средства и оборудование. Эффективность выполненных работ определяется сравнением результатов исследования скважины до и после капитального ремонта, сравнения ее обводненности, коэффициента продуктивности и других показателей.

2.4.2 Гидродинамические методы исследования скважин, применяемые приборы, оборудование, аппаратура

Существует много методов исследования скважин и технических средств для их осуществления. Все они предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки. Такая информация необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рациональных способов разработки месторождения, для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при наиболее высоком коэффициенте полезного действия.

В процессе выработки запасов нефти условия в нефтяной залежи и в скважинах изменяются. Скважины обводняются, пластовое давление снижается, газовые факторы могут изменяться. Это заставляет постоянно получать непрерывно обновляющуюся информацию о скважинах и о пласте или нескольких пластах, являющихся объектом разработки. От наличия такой достоверной информации зависит правильность принимаемых решений по осуществлению на скважинах или на объекте разработки или на отдельных частях такого объекта тех или иных геолого-технических мероприятий.

Гидродинамические методы. Исследования скважин проводят для изучения их продуктивности и получения информации о коллекторских свойствах и строении продуктивных пластов. Параметры пластов определяют по данным о дебитах жидкости и газа в зависимости от давлений на забоях или по данным изменений этих показателей во времени, а также по наблюдениям за тепловыми эффектами в скважине в процессе притока жидкостей и газов. Определение параметров пластов по результатам исследования скважин относится к обратным задачам гидродинамики, при решении которых по данным, полученным при эксплуатации скважин, судят о свойствах коллекторов и скважин (проницаемость, пористость, пьезопроводность пласта, несовершенство скважин и т.д.). В настоящее время применяют следующие методы исследования скважин и пластов:

1) метод установившихся отборов;

2) метод исследования по наблюдениям неустановившихся процессов в пласте (после остановки скважин, смены режимов их работы или после изменения статического уровня в скважине);

метод гидропрослушивания (прослеживание влияния изменения режима работы скважины или группы скважин на изменение давления в соседних или удаленных скважинах во времени);

изучение профиля притока (поглощения) и параметров по разрезу пласта;

контроль за текущей нефтенасыщенностью пласта при вытеснении нефти водой;

изучение свойств пласта по разрезу с помощью калориметрического эффекта.

Исследования, упомянутые в пункте 2, в зависимости от способа эксплуатации скважин, их назначения, пластового давления и свойств коллектора проводятся в виде различных модификаций:

регистрируется возрастание во времени забойного давления
после остановки фонтанной, газлифтной или насосной скважины; записывается падение давления на устье нагнетательной

скважины после ее остановки.

2.5 Методы воздействия на призабойную зону

Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляются через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) - область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся - при закачке. Здесь скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине.

Очень важно сохранить ПЗС в таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗС, была бы достаточно мала как при отборе жидкости из пласта, так и при нагнетании в пласт. Само бурение скважины уже вносит изменения в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Перфорация обсадной колонны сопровождается кратковременным воздействием на ПЗС ударных волн различных частот, которые воздействуют на кристаллы, слагающие породу, и вызывают пьезоэлектрический эффект на гранях этих кристаллов. Возникающее электрическое поле, в зависимости от его полярности, интенсивности и продолжительности существования, может либо тормозить, либо способствовать фильтрации (явление осмоса), влиять на формирование аномальных жидкостных слоев на границе с поверхностью пор пласта.

В процессе добычи нефти вся извлекаемая пластовая жидкость - нефть, вода и газ - проходит через призабойные зоны добывающих скважин и вся нагнетаемая в пласты вода - через ПЗС нагнетательных скважин.

Эти процессы происходят при температурах и давлениях, отличных от тех, при которых эти жидкости (или газы) были первоначально на поверхности или в пласте. В результате в ПЗС, как в фильтре, могут откладываться как различные углеводородные компоненты (смолы, асфальтены, парафины и др.), так и различные соли, выпадающие из растворов в результате нарушения термодинамического равновесия Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на ПЗС для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.

Все методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые.

Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения и др. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка.

Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится ГРП. Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых или очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями.

Существуют разновидности методов воздействия на ПЗС, которые сочетают характерные особенности перечисленных трех основных. Например, термокислотная обработка скважин сочетает в себе как химическое воздействие на породу пласта, так и тепловое воздействие в результате выделения большого количества теплоты при химической реакции со специально вводимыми веществами и т.д.

Таким образом, выбор метода воздействия основывается на тщательном изучении термодинамических условий и состояния ПЗС, состава пород и жидкостей, а также систематического изучения накопленного промыслового опыта па данном месторождении.

2.6 Методы воздействия на пласт

2.6.1 Поддержание пластового давления

Целями воздействия на залежь нефти являются поддержание пластового давления и, что более важно, увеличение конечной нефтеотдачи. Б последнем случае методы воздействия могут быть иными, и они часто находят применение на истощенных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, хотя пластовое давление может оставаться на уровне первоначального или превышать его.

Часто методы воздействия преследуют обе цели, т.е. поддержание пластового давления и увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи.

Масштабы применения методов воздействия на залежи нефти очень велики. Около 85% нефти добывается из пластов, подвергнутых методам воздействия. Среди них доминирующим методом остается поддержание пластового давления (ППД) закачкой в пласт воды.

Существуют следующие основные методы воздействия на пласт:

A. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды, к которому относятся:

Законтурное заводнение.

Приконтурное заводнение.

Внутриконтурное заводнение.

Последнее можно разделить на:

а) разрезание залежи линейными или круговыми рядами нагнетательных скважин;

б) блочная система заводнения;

в) очаговое заводнение;

г) избирательное заводнение;

д) площадное заводнение.

Б. Поддержание давления закачкой газа:

Закачка воздуха.

Закачка сухого газа.

Закачка обогащенного газа.

Закачка газа при параметрах, близких к критическим.

B. Тепловые методы воздействия.

Закачка в пласт горячей воды.

Закачка перегретого пара.

Создание в пласте подвижного фронта горения.

4. Тепловая обработка призабойной зоны пласта

Существуют так же, хотя в очень ограниченных масштабах я другие специальные методы воздействия, которые являются сочетанием названных выше. К этим методам можно отнести закачку различных веществ в пласт, таких как растворители с последующим их проталкиванием сухим газом или водой (закачка сжиженного газа); карбонизированная вода с последующим ее проталкиванием водой; углекислый газ; мицеллярные растворы в виде оторочек, смешивающихся с пластовой нефтью и вытесняющим агентом - водой; газогенераторные газы, получаемые сжиганием нефти при давлениях закачки в специальных аппаратах - газогенераторах.

Законтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетательных скважин располагается примерно в 300-800 м от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия на него, предупреждения образования языков обводнения и локальных прорывов воды в эксплуатационные скважины.

Законтурное заводнение целесообразно:

при хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью размещения нагнетательных скважин;

при сравнительно малых размерах залежи нефти, когда отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности доставляет 1,5-1,75 км (хотя известны случаи разработки месторождений при иных соотношениях этих величин);

Приконтурное заводнение. Ускорения воздействия на залежь можно достигнуть размещением нагнетательных скважин в непосредственной близости от контура нефтеносности или даже между внешним и внутренним контурами нефтеносности.

Приконтурное заводнение применяется:

при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней областью;

при сравнительно малых размерах залежи;

для интенсификации процесса эксплуатации, так как фильтрационные сопротивления между линиями нагнетания и отбора уменьшаются за счет их сближения.

Внутриконтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных по той или иной схеме внутри контура нефтеносности. Это более интенсивная система воздействия на залежь нефти, позволяющая сократить сроки выработки запасов и быстро наращивать добычу нефти.

Законтурное заводнение при наличии внутриконтурного должно предотвратить вытеснение нефти во внешнюю - законтурную область, а также интенсифицировать процесс. С энергетической точки зрения использование внутриконтурного заводнения более эффективно, чем законтурного и приконтурного, так как почти вся нагнетаемая вода используется в этом случае для вытеснения нефти по обе стороны разрезающего ряда. При внутриконтурном заводнении скважины разрезающих рядов эксплуатируются па нефти «через одну» для формирования фронта вытеснения, т.е. полосы врдонасыщенной части пласта.

Перечисленные системы заводнения, как правило, применяются на больших оконтуренных месторождениях с установленными границами и достаточно достоверными данными о характеристиках пласта.

Блочное заводнение целесообразно на больших неоконтуренных месторождениях, когда по данным разведочных скважин очевидна промышленная нефтеносность в районе их расположения.

2.6.2 Методы повышения нефтеотдачи

Известно несколько методов вытеснения нефти из пластов, обеспечивающих повышение их суммарной нефтеотдачи.

Закачка в пласт воды, обработанной ПАВ.

Поверхностно-активные вещества (ПАВ) применяются во многих отраслях промышленности как снижающие поверхностное натяжение на жидкой или твёрдой поверхности раздела фаз вследствие положительной адсорбции этих веществ на поверхности раздела.

При закачке в пласт воды с добавкой ПАВ в нефтяном коллекторе изменяются поверхностно-молекулярные свойства полиминеральной среды - резко снижается поверхностное натяжение на границе нефти с водой или же на границе нефти с породой.

Значительное снижение поверхностного натяжения на границах раздела фаз - одна из причин более полного вытеснения нефти из пористой среды растворами ПАВ, которые способствуют дроблению глобул нефти, охваченных водой, снижают необходимый перепад давления для фильтрации жидкостей в пористой среде и улучшают моющие свойства воды.

Вытеснение нефти из неоднородного коллектора может быть эффективным, если применять воду повышенной вязкости. При этом создаются условия для более равномерного продвижения водонефтяного контакта и повышения конечной нефтеотдачи пласта.

Для загущения воды применяют различные водорастворимые полимеры, из которых наиболее хорошие результаты получили после использования гидролизованного полиакриламида (ПАА). Этот полимер сравнительно хорошо растворяется в воде и при небольших концентрациях его в воде образуются вязкие растворы.

При практическом осуществлении процесса вытеснения нефти наиболее рационально закачивать на первой стадии небольшое количество загущенной воды для создания в пласте оторочки. Далее следует закачивать обычную воду, которая проталкивает оторочку в глубь пласта.

В качестве рабочего агента повышенной вязкости можно использовать пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой 0,2-1,0% пенообразующих веществ. Вязкость пены в 5 - 10 раз больше вязкости воды. Оторочка из пены проталкивается в глубь пласта водой.

Закачка в пласт углекислоты.

Для увеличения нефтеотдачи углекислый газ нагнетается в пласт в сжиженном виде и проталкивается далее карбонизированной водой. Получен эффект также при вытеснении нефти непосредственно водными растворами углекислоты. Повышение нефтеотдачи при вытеснении нефти углекислотой объясняется рядом причин. Происходит взаимное растворение углекислоты в нефти и углеводородов в жидком СО₂, что сопровождается уменьшением вязкости нефти, возрастанием её объёма, снижением поверхностного натяжения на границе с водой. Нагнетание в пласт теплоносителя. В качестве теплоносителя для нагнетания в пласт обычно используют горячую воду и водяной пар.

Интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов при нагнетании теплоносителей достигается за счёт снижения вязкости нефти и теплового расширения пластовой нефти.

Внутрипластовое горение

При этом методе после зажигания нефти у забоя Зажигательной (нагнетательной) скважины в пласте создаётся движущийся очаг горения за счёт постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

Вытеснение нефти из пласта растворителями

Частичное или полное устранение отрицательного влияния на нефтеотдачу молекулярно-поверхностных сил может быть достигнуто путём создания в пласте условий, при которых вытесняемая фаза (нефть) полностью смешивалась бы с вытесняющей фазой (растворитель, газ) без образования границы раздела между ними. Это возможно лишь при условии, когда вытесняемая и вытесняющая фазы взаимно растворимы и образуют однофазную систему. В качестве вытесняющей фазы могут быть использованы пропан, бутан, смесь пропана с бутаном, газ высокого давления. При нагнетании в пласт при определённом давлении какого-либо из этих углеводородов происходит их смешивание с нефтью и полное взаимное растворение в нефти, исчезновение границ раздела между вытесняющей и вытесняемой средами, ослабляется прилипание нефти к стенкам пор.

2.6.3 Повышение газоотдачи

Повышение газоотдачи газовых пластов достигается за счёт режимных мероприятий и прежде всего своевременной изоляции прорвавшихся вод по отдельным пропласткам. Кроме того, повышение газоотдачи может быть достигнуто путём доведения пластового давления до минимально возможного - отбор газа из скважин под вакуумом.

Повышение конденсатоотдачи в газоконденсатных месторождениях может быть достигнуто путём поддержания пластового давления, т.е. закачкой сухого газа в разрабатываемый пласт.

2.6.4 Шахтный способ добычи нефти

Шахтный метод добычи нефти основан на извлечении нефти с помощью подземных горных выработок, которые обычно применяются при разработке месторождений твердых полезных ископаемых. Добыча нефти при шахтной разработке ведется путем проложения подземных дренажных выработок (обычно в комбинации со скважинами), по которым стекает нефть, и реже путем извлечения нефтесодержащих пород с последующей отработкой и экстракцией из них нефти.

Каждая шахта состоит из двух стволов - главного (по которому поднимают нефть) и вспомогательного (через него обычно ведется и вентиляция).

В противопожарных целях нефтяные шахты крепят бетоном и поэтому делают их круглого сечения диаметром 2,2 - 4,5 м.

Дренирование нефтяного пласта производят:

1) при помощи штреков, проводимых непосредственно по нефтяному пласту;

2) при помощи канав и колодцев, которые проводят на нефтяной пласт из штреков, расположенных чаще всего в пустых породах над кровлей или под подошвой пласта;

3) посредством вертикальных и наклонных подземных скважин, проводимых на нефтяной пласт из выработок, расположенных в пустых породах под или над пластом;

4) при помощи длинных горизонтальных скважин, проведенных по нефтяному пласту из подземных камер.

При шахтной разработке особое внимание следует уделять вентиляции; норма расхода воздуха на одного человека для нефтяной шахты более чем в 2 раза превышает соответствующую норму для угольной шахты; при работах следует строго соблюдать правила пожарной безопасности и техники безопасности.

Шахтный способ разработки может применяться на истощенных месторождениях, но при соответствующих геологических условиях (небольшой глубине залегания пластов, небольшого дебита при эксплуатации скважинами, малого содержания газа и воды и т.д.), в ряде случаев его можно применять и на новых месторождениях с начала их разработки.

2.7 Сбор, подготовка и хранение нефти и газа на промысле

2.7.1 Схемы сбора

В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная.

При самотечной двухтрубной системе сбора продукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МП а. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).

Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора: 1 - скважины; 2 - сепаратор l -й ступени; 3 - регулятор давления типа «до себя»; 4 - газопровод; 5 - сепаратор 2-й ступени; 6 - резервуары; 7 - насос; 8 - нефтепровод; УСП - участковый сборный пуша; ЦСГТ - центральный сборный пункт

За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты электроэнергии на ее транспортировку.

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Принципиальная схема высоконапорной однотрубной системы сбора: 1 - скважины; 2 - нефтегазопровод; 3 - сепаратор 1-й ступени; 4 - сепаратор 2-й ступени; 5 - регулятор давления; 6 - резервуары

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90% по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружеиия и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры.

Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.

Напорная система сбора предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более.

Принципиальная схема напорной системы сбора: 1 - скважины; 2 - сепаратор 1-й ступени; 3 - регулятор давления типа «до себя»; 4 - газопровод; 5 - насосы; 6 - нефтепровод, 7 - сепаратор 2-й ступени; 8 - резервуар; ДНС - дожимная насосная станция

Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной насосной станции (ДНС), где при давлении 0,6…0,8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходит отделение части газа, транспортируемого затем на ГПЗ бескомпрессорпым способом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепараторах 2-й ступени происходит окончательное отделение газа. Выделившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепараторов 2-й ступени 10…12 м) в сырьевые резервуары.

Система, изображенная на рис. отличается от традиционной напорной тем, что еще перед сепаратором первой ступени в поток вводят реагент деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на ДНС. На центральном же сборном пункте установка комплексной подготовки нефти расположена перед сепаратором второй ступени. Это связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды от нее.

Особенностью схемы, изображенной на рис. является то, что установка комплексной подготовки нефти перенесена ближе к скважинам. ДНС, на которой размещается УКПН, называется комплексным сборным пунктом.

Последняя схема применяется при большом числе скважин, подключенных к КСП.

Принципиальные схемы современных систем сбора: а) - с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦСП; б) - с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на КСП

2.7.2 Замер продукции скважин

К существенным недостаткам старого традиционного способа измерения продукции скважин относятся:

1) необходимость иметь большой штат замерщиц и лаборантов по анализу проб нефти и ее обводненности;

2) периодическое измерение обводненности нефти по скважинам, а не систематическое, что не позволяет получать представление о росте обводненности продукции скважин,

В настоящее время на герметизированных системах нефтегазоводосбора широко применяют несколько типов автоматизированных устройств типа «Спутник» по измерению количества нефти, газа и воды по каждой скважине. Эти устройства изготавливаются различных конструкций.

2.7.3 Технология подготовки

Из нефтяных скважин в общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и мехпримесей (песка, окалины и проч.). В таком виде транспортировать продукцию нефтяных скважин по магистральным нефтепроводам нельзя. Во-первых, вода - это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти, газа и воды имеют место значительно большие потери давления на преодоление сил трения, чем при перекачке одной нефти. Кроме того, велико сопротивление, создаваемое газовыми шапками, защемленными в вершинах профиля и скоплений воды в пониженных точках трассы. В-третьих, минерализованная пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы мехпримесей - абразивный износ оборудования.

Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация.

Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит называется сепаратором, а сам процесс разделения - сепарацией.

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того лее количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличиваются капиталовложения в сепараторы. В связи с вышесказанным число ступеней сепарации ограничивают двумя-тремя.

Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.

Обезвоживание. При извлечении из пласта, движении по насосно-компрессорным трубам в стволе скважины, а также по промысловым трубопроводам смеси нефти и воды, образуется водонефтяная эмульсия - механическая смесь нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкостей.

В эмульсиях принято различать дисперсионную (внешнюю, сплошную) среду и дисперсную (внутреннюю, разобщенную) фазу. По характеру дисперсионной среды и дисперсной фазы различают два типа эмульсий: «нефть в воде» и «вода в нефти». Тип образующейся эмульсии, в основном, зависит от соотношения объемов фаз, а также от температуры, поверхностного натяжения на границе «нефть-вода» и др.

Одной из важнейших характеристик эмульсий является диаметр капель дисперсной фазы, так как от него зависит скорость их осаждения.

Для разрушения эмульсий применяются следующие методы:

гравитационное холодное разделение;

внутритрубная деэмульсация;

термическое воздействие;

термохимическое воздействие;

электрическое воздействие;

фильтрация;

- разделение в поле центробежных сил.

Обессоливание. Осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается небольшое количество воды, в которой растворены соли. При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0,1%.

Стабилизация. Стабилизация - это отделение от нефти легких фракций (пропан-бутанов, частично бензиновых) с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.

2.7.4 Характеристика емкостей для временного хранения

Нефтепромысловые емкости, предназначенные для сбора храпения, измерения и первичной обработки нефти (разрушения эмульсий), называют резервуарами.

В нефтяных резервуарах, имеющих объемы от 1000 до 50000 м? и не рассчитанных практически на избыточные давления (до 600 Па), происходят большие потери легких фракций нефти (до 2% от добычи).

При внедрении герметизированной высоконапорной системы сбора нефти и газа добытую на поверхность нефть после обезвоживания и обессоливания на УПН направляют в парк товарных резервуаров из которых забирают насосами и подают в магистральные нефтепроводы. Причем для доведения потерь легких фракций нефти в резервуарах до минимума, последние стремятся оборудовать плавающими крышами.

Принцип действия резервуара с конусной стационарной крышей следующий. Для предотвращения смятия резервуара от внешнего давления внутрь резервуара через дыхательный клапан впускается воздух, который смешивается с парами нефти. При заполнении резервуара нефтью уровень нефти повышается, что приводит к соответствующему повышению давления паровоздушной смеси. Для предотвращения разрыва крыши резервуара от внутреннего давления паровоздушную смесь сбрасывают в атмосферу через тот же дыхательный клапан. Таким образом, отбор нефти из резервуара и заполнение его нефтью сопровождается, как говорят, большим «дыханием» резервуара и сбросом в атмосферу большого количества газовоздушной смеси.

Список литературы

нефть бурение призабойный пластовый

1. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Академия, 2003 г.

2. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1978 г.

3. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра, 2000 г.

4. Нефтепромысловое оборудование: Справочник / Под ред. Е.И. Бухаленко. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1990 г.

5. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. - Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002 г.