Подготовка к эксплуатации и освоение нефтяных и газовых скважин

метки: Скважина, Эксплуатация, Подготовка, Открытый, Забой, Оборудование, Конструкция, Схема

1. Подготовка скважин к эксплуатации.

2. Методы освоения нефтяных скважин.

3. Оборудование газовых скважин., Список литературы.

Пробуренные нефтедобывающие скважины обычно эксплуатируются несколько десятков лет. В течение этого времени месторождение проходит различные стадии разработки — от начальной, когда добывается безводная нефть и, как правило, фонтанным способом, до последних стадий, когда добывается в больших количествах сильно обводненная продукция механизированным способом. Пластовое давление в процессе разработки также снижается, и поэтому на последующих этапах приходится извлекать большие объемы жидкости при низких динамических уровнях. В ряде случаев в результате накопления информации о неоднородности пласта и расчлененности его на самостоятельные пропластки выявляется необходимость их раздельной эксплуатации или раздельной закачки воды в разные пропластки через одну и ту же скважину. Надежно определить условия эксплуатации данной скважины на весь период ее работы не представляется возможным. Однако чем лучше конструкция скважин соответствует всему возможному разнообразию условий их работы в будущем, тем легче выбрать оборудование для оптимальных условий эксплуатации как отдельных скважин, так и месторождений в целом на разных стадиях разработки. В связи с этим особое значение приобретает диаметр эксплуатационной колонны. Часто именно он ограничивает подачу насосного оборудования для откачки больших объемов жидкости или для раздельной эксплуатации пластов.

В связи с этим нельзя не отметить, что в ряде случаев экономия, достигаемая при бурении скважин малого или уменьшенного диаметра, оборачивается убытками вследствие невозможности оптимальной эксплуатации таких скважин на последующих этапах разработки месторождения.

Конструкция крепления скважины определяется геологическими и техническими факторами с учетом ее длительной эксплуатации. Важным элементом конструкции скважины является конструкция призабойной части.

Геологические и технологические условия разработки месторождений различны, поэтому существует несколько типовых конструкций забоев скважин.

1. При открытом забое (рис. 1.1, а) башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается долотом меньшего диаметра, причем ствол скважины против продуктивного пласта оставляется открытым. Такая конструкция возможна при достаточно устойчивых горных породах; при сравнительно однородном пласте, не переслаивающимся глинами, склонными к набуханию и обрушению, без газоносных и водоносных прослоев; при наличии до вскрытия пласта достаточно точных данных об отметках кровли и подошвы продуктивного пласта; при относительно малой толщине пласта, оставляемого без крепления, а также в том случае, если при эксплуатации такой скважины не может возникнуть необходимость избирательного воздействия на отдельные пропластки.

Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами

... одной из главных задач при эксплуатации скважин этим способом является обеспечение возможности длительного фонтанирования скважины, что связано с рациональным использованием энергии пласта путем обеспечения высокого к. п. ... либо на муфте; в первом случае, при однорядной конструкции лифта трубы подшивают на стволовой катушке; при двухрядной конструкции внутренний ряд - на стволовой катушке, а наружный ...

Рис. 4.1. Способы вскрытия пласта:

• а — открытый забой;

б — забой, перекрытый хвостовиком колонны, перфорированным

перед ее спуском;

• в — забой с фильтром;

г — перфорированный забой

Существенным достоинством открытого забоя является его гидродинамическая эффективность. Скважина с открытым забоем принимается за эталон и ее коэффициент гидродинамического совершенства принимается равным единице. Вместе с тем, невозможность избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия на них вместе с постоянной угрозой обвалов в призабойной зоне при создании больших депрессий сильно ограничивают возможности использования открытого забоя. Поэтому менее 5 % всего фонда скважин имеют открытый забой.

2. Если забой скважины оборудован фильтром, то возможны два варианта конструкции. Первый вариант (рис. 1.1, б): скважина бурится сразу до подошвы пласта, крепится обсадной колонной с заранее насверленными отверстиями в нижней части, приходящимися против продуктивной толщи пласта, затем выше кровли пласта колонна цементируется по способу манжетной заливки. Пространство между перфорированной частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым.

Условия применения такой конструкции по существу одинаковы с условиями для применения открытого забоя. Однако в этом случае более надежно крепление забоя и гарантируется сохранение полного диаметра колонны до самого забоя даже в случаях частичного обрушения пород в призабойной части.

Второй вариант (рис. 1.1, в): башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. В открытой части пласта находится фильтр с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями. Кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется специальным сальником или пакером. Основное назначение фильтров — предотвращение поступления песка в скважину. Одно время широкое применение нашли фильтры с продольными щелевыми отверстиями длиной 50 — 80 мм и шириной 0,8 — 1,5 мм.

Кроме того, применялись так называемые кольцевые фильтры, в которых щели создавались между торцами металлических колец, одеваемых на перфорированную трубу. Между торцами колец в нескольких точках по периметру устанавливались прокладки из калиброванной металлической ленты, определявшие ширину кольцевых щелей. В ряде случаев использовались гравийные фильтры, представляющие собой две перфорированные мелкими отверстиями концентрично расположенные трубы. В кольцевое пространство между трубами утрамбовывался отсортированный гравий диаметром 4 — 6 мм, который и являлся основным фильтрующим элементом, задерживающим пластовый песок. Известны также металлокерамические фильтры, изготовляемые путем спекания под давлением керамической дроби. Кольца из такого материала одеваются на перфорированную трубу и на ней закрепляются. Металлокерамические фильтры обладают малым гидравлическим сопротивлением и задерживают самые мелкие фракции песка. Кроме того, известны другие конструкции фильтров, которые не нашли распространения.

Причины кольматации призабойной зоны скважин при первичном вскрытии

... на стадии заканчивания скважин. При этом следует особо выделить этапы, когда технологические жидкости контактируют с продуктивным коллектором: вскрытие продуктивного разреза, перфорация обсадной колонны, проведение цементажа для обеспечения герметичности скважины, процесс освоения скважины ...

Конструкция забоя с фильтром применяется редко и только как средство борьбы с образованием песчаных пробок в скважинах, вскрывающих несцементированные нефтенасыщенные песчаные пласты, склонные к пескопроявлению.

3. Скважины с перфорированным забоем (рис. 1.1, г) нашли самое широкое распространение (более 90% фонда).

В этом случае пробуривается ствол скважины до проектной отметки. Перед спуском обсадной колонны ствол скважины и особенно его нижняя часть, проходящая через продуктивные пласты, исследуется геофизическими средствами. Результаты таких исследований позволяют четко установить нефте-, водо- и газонасыщенные интервалы и наметить объекты эксплуатации. После этого в скважину опускается обсадная колонна, которая цементируется от забоя до нужной отметки, а затем перфорируется в намеченных интервалах.

Скважина с перфорированным забоем имеет следующие преимущества

§ упрощение технологии проводки скважины и выполнения комплексных геофизических исследований геологического разреза;

• § надежная изоляция различных пропластков, не вскрытых перфорацией;
• § возможность вскрытия пропущенных или временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов;
• § возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта (различные обработки, гидроразрыв, раздельная накачка или отбор и др.);
• § устойчивость забоя скважины и сохранение ее проходного сечения в процессе длительной эксплуатации.

Перфорированный забой при вскрытии пласта, склонного к пескопроявлению, не обеспечивает надежную защиту скважины от поступления песка и образования песчаных пробок на забое. Поэтому при вскрытии рыхлых коллекторов для защиты от песка против перфорированного интервала размещают дополнительный фильтр для задержки песка. Однако в этом случае фильтрационное сопротивление потоку пластовой жидкости резко возрастает.

Кроме того, перфорированный забой вызывает сгущение линий тока у перфорационных отверстий, что приводит к увеличению фильтрационного сопротивления по сравнению с открытым забоем.

Несовершенные скважины

Рис. 4.3. Виды несовершенных скважин:

• а — скважина, несовершенная по степени вскрытия;

б — скважина, несовершенная по характеру вскрытия,

в — скважина с двойным видом несовершенства по степени и характеру вскрытия.

2.Методы освоения нефтяных скважин

Освоение скважины — комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона и особенно поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Кроме того, воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот при перфорации вызывает иногда необратимые физико-химические процессы в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды, размеры пор которой соизмеримы с размерами этих пограничных слоев с аномальными свойствами. В результате образуется зона с пониженной проницаемостью или с полным ее отсутствием.

Технология и техника строительства нефтяной эксплуатационной ...

... При разработке дипломного проекта был подробно рассмотрен вопрос: вскрытие продуктивных пластов в процессе бурения, буровые растворы для вскрытия продуктивного пласта ... В частности, освоение нефтяного месторождения Южный купол Одопту-Море с берега требует бурения скважин с ... тампонажных материалов 10.2 Определение объемов жидкостей для цементирования скважины 10.3 Выбор способа цементирования 10.4 ...

Цель освоения

Различают методы освоения пластов с высоким начальным давлением, когда ожидаются фонтанные проявления, и с малым давлением (на разработанных площадях), когда угрозы открытого фонтанирования нет и предполагается механизированный способ эксплуатации. В практике нефтедобычи известно много случаев открытого нерегулируемого фонтанирования скважин с длительными пожарами в результате нарушения технологии вскрытия пласта и освоения скважины. Такие явления не только выводят из строя саму скважину, но и приводят к истощению самого месторождения.

Шесть основных способов вызова притока

Тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами.

Перед освоением на устье скважины устанавливается арматура или ее часть в соответствии с применяемым методом и предлагаемым способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны должна быть установлена задвижка высокого давления для перекрытия при необходимости ствола скважины.

Тартание.

Тартание — это извлечение из скважины жидкости желонкой. Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикрепления каната.

Тартание — малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения, так как устьевая задвижка при фонтанных проявлениях не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. Однако возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине дают этому способу некоторые преимущества.

Поршневание.

При поршневании (свабировании) поршень или сваб спускается на канате в насосно-компрессорные трубы (НКТ).

При спуске поршня под уровень, жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме, клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75 — 150 м. Поршневание в 10 — 15 раз производительнее тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса.

Замена скважинной жидкости.

Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления. Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением и при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению.

Подземный ремонт скважин. Виды подземных ремонтов, применяемая ...

... разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины. Устье скважины в зависимости ... различные методы вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев ... ­рых все стволы выстреливают одновременно — залпом. Такие перфораторы ... 3. Перфораторы селективного, или раздельного, выборочного дей­ствия, дающие ... во много раз больше диаметра. Верхняя часть скважины называется устьем, дно - ...

Компрессорный способ освоения.

Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин.

При нагнетании газа, жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое. После опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.

Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен.

Освоение скважинными насосами.

На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами, спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем.

Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой или лучше нефтью, что вызывает необходимость подвоза к скважине промывочной жидкости — нефти и размещения насосного агрегата и емкости. При промывке водой в зимних условиях возникает проблема подогрева жидкости для предотвращения замерзания.

В различных нефтяных районах вырабатывались и другие практические приемы освоения скважин в соответствии с особенностями того или иного месторождения. В качестве примера можно указать и на такой прием, когда при компрессорном методе в затрубное пространство, заполненное нагнетаемым воздухом, подкачивают некоторое количество воды для увеличения плотности смеси и снижения давления на компрессоре. Это позволяет осуществить продавку скважины при большей глубине спуска НКТ.

3.Оборудование устья газовой скважины, Оборудование устья газовой скважины состоит из трех частей:

1) колонной головки,

2) трубной головки и

3) фонтанной елки.

Рис. 1.3. Схема колонной головки газовой скважины со шлипсовым креплением обсадных колонн:

1 — широкоопорный пьедестал;

2 — опорный пьедестал для подвески эксплуатационной колонны;

3 — шлипсы; 4 и 7 — нижнее и верхнее кольца; 5 — отводной патрубок;

6 — уплотнение; 8 — нажимная гайка.

Трубная головка служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами.

Рис. 1.4. Трубная головка и фонтанная елка с тройниковой арматурой:

1, 11 — фланцы, 2, 9 — буферы,

3 — вентиль, 4 — манометр;

5 — задвижка; 6 — крестовина;

7, 10 — катушки; 8 — тройник;

12 — штуцер.

Гидродинамические методы исследования скважин на Приобском месторождении

... так и косвенные методы, основанные на интерпретации результатов исследований скважин геолого-геофизических ... геолого-промысловых условиях, добывных возможностях скважин и др. Объем такой информации о параметрах пласта весьма обширен. Источниками сведений о параметрах пласта служат как прямые, ...

Фонтанная елка монтируется выше верхнего фланца трубной головки и предназначена для:

освоения скважины;

• закрытия скважины;
• контроля и регулирования технологического режима работы скважины.

  Рис.

4.5. Трубная головка и фонтанная елка с крестовиковой арматурой:

1 — фланец, 2 — уплотнитель,

3, 8, 11 — буферы, 4 — вентиль;

5 — манометр; 6 — задвижка;

7, 9 — крестовины; 10 — тройник;

12 — штуцер; 13 — катушка;

14 — фланец

Рис. 1.6. Комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин:

1 — угловой регулирующий штуцер; 2 — автоматический отсекатель; 3 — стволовая пневматическая задвижка; 4 — трубная головка.

Подземное оборудование ствола газовых скважин., Подземное оборудование позволяет осуществлять:

1) защиту скважины от открытого фонтанирования;

2) освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью;

3) воздействие на ПЗС;

4) эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме;

5) замену колонны НКТ (фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью.

Рис. 4.7. Схема подземного оборудования:

1 — пакер эксплуатационный; 2 — циркуляцион-ный клапан; 3 — ниппель; 4 — забойный клапан-отсекатель с уравнительным клапаном; 5 — разобщитель колонны НКТ; 6 — ингибиторный клапан; 7 — клапан аварийный, срезной; 8 — НКТ; 9 — жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования; 10 — хвостовик.

схема подземного оборудования 1">

Пластовые газы содержат сероводород, углекислый газ, муравьиную, пропионовую, щавелевую и масляную кислоты, которые при наличии пластовой минерализованной и конденсационной воды, высоких давлений и температур вызывают коррозию обсадных колонн, НКТ, оборудования устья скважин, шлейфов, поверхностного оборудования промыслов.

Рис. 1.8. Схема компоновки подземного оборудования скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении:

1 — хвостовик диаметром 127 или 114 мм и длиной 100 — 380 м;

2 — пакерное устройство с минимальным диаметром проходного сечения 57 мм;

3 — клапан-отсекатель с проходным сечением 33,4 мм;

4 — циркулярный клапан типа “скользящая втулка” с внутренним диаметром 73 мм;

5 — НКТ диаметром 127 или 114 мм

Коррозия оборудования ствола газовых скважин

Защита внутренней поверхности обсадной колонны от коррозии и внешней поверхности НКТ осуществляется разобщением пласта и затрубного пространства скважины при помощи разобщителя (пакера) и заполнением затрубного пространства ингибированной жидкостью.

Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин

... двухпластинчатым шибером по ТУ 26-02-728-76 «Оборудование устья нефтяных и газовых скважин на рабочее давление 70 МПа». Рисунок 3 - ... собой диафрагму или короткую втулку (насадку) с малым отверстием. Диаметр отверстия штуцера может составлять 5 - 25 мм. Запорные ... - шибер 8 - корпус 9, 11 - седло 10 - нагнетательный клапан 12 - тарельчатая пружина 13 - маховик В процессе эксплуатации арматуры с ...

Защита другого оборудования скважины от коррозии реализуется путем периодической закачки ингибитора коррозии в призабойную зону пласта или непрерывной его закачки в затрубное пространство скважины с помощью насосов и подачи ингибитора в НКТ из затрубного пространства скважины через специальные ингибиторные клапаны в колонне НКТ.

Оборудование забоя газовых скважин

Оборудование забоя газовых скважин зависит от:

• u литологического и фациального составов пород и цементирующего материала, слагающих газовмещающий коллектор;
• u механической прочности пород;
• u неоднородности коллекторских свойств пласта по разрезу;
• u наличия газоносных, нефтеносных и водоносных пластов в продуктивном разрезе;
• u местоположения скважины на структуре и площади газоносности;
• u назначения скважины (добывающая, нагнетательная, наблюдательная).

Рис. 1.9. Схема оборудования забоя газовых скважин в рыхлых горных породах на подземных хранилищах газа:

1 — бурильные штанги диаметром 60,3 мм;

2 — переводник с левой резьбой;

3 — обсадная колонна диаметром 146 мм;

4 — интервал ствола скважины, расширенной до 256 мм;

5 — гравий; 6 — щелевой фильтр;

7 — труба диаметром 50 мм;

8, 9 — клапан обратной и прямой циркуляции соответственно;

10 — хвостовик диаметром 62,7 мм;

11 — забой.

Рис. 2.0. Схема оборудования скважины и обвязки агрегатов при закачке смолообразующих реагентов в призабойную зону пласта:

1 — агрегат, подающий раствор сырых фенолов и щелочи;

2 — агрегат, подающий воду для продавки смолы в пласт;

3 — агрегат, подающий формалин;

4 — тройник-смеситель;

5 — заливочная головка;

6 — заливочные трубы диаметром 50 — 75 мм;

7 — пакер

Список литературы.

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/referat/podgotovka-skvajinyi-k-ekspluatatsii/

http://portal.tpu.ru/departments/otdel/publish/catalog/2011/departments/ipr/metod/avtor/IPR_ARBUZOV_explyataciya_neftyan_i_gazovuh_skvajin.pdf

http://petrolibrary.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=100:2011-11-10-11-51-10&catid=11:2011-11-10-11-52-46&Itemid=32

!