Подземный ремонт скважин. Виды подземных ремонтов, применяемая техника, оборудования. Коэффициент эксплуатации скважин

Применяются кумулятивные перфораторы двух типов: корпусные  и бескорпусные. Наиболее распространены корпусные кумулятивные перфораторы типа ПК. В отличие от других типов кумулятивных перфораторов их кумулятивные заряды, детонирующий шнур и взрывной патрон заключены в стальной толстостенный герметический корпус. Преимущество корпусных кумулятивных перфораторов типа ПК заключается в том, что обсадная колонна и цементное кольцо защищены от действия ударных волн, поскольку вся сила удара газообразных продуктов воспринимается стенками стального толстостенного корпуса. В последнее время применяют еще один метод перфорации — гидропескоструйный. Аппарат, производящий перфорацию называется гидропескоструйным (абразивным) перфоратором. При такой перфорации жидкость, содержащую твердые абразивные частицы, прокачивают через ряд сопел (до 8 штук) аппарата с давлением от —15 до 30 Мн1мг ( от 150 до 300 кГ/смг) и выше. Превращение давления в кинетическую энергию сообщает очень высокую скорость зернам песка, которые истирают поверхность стенки обсадной трубы, потом пробивают цементное кольцо и далее проникают в пласт на значительную глубину. Сила струи по мере удаления от сопла уменьшается и на некоторой глубине становится равной нулю. Как показала практика, глубина перфорированного отверстия не превышает 1 м. Сопла пескоструйного аппарата изготовляют из очень твердого сплава ВК6, который может противостоять абразивному действию струи воды с песком; диаметр отверстий сопел колеблется от 4 до 5 мм. На работу перфоратора отрицательно влияет обратный ток струи жидкости с песком и частицами породы. От этого действия корпус аппарата защищается специальной рубашкой из резины. В скважину перфоратор спускается на стандартных насосно-компрессорных трубах. Жидкость с песком прокачивается двумя или тремя агрегатами типа АН-500. Основное условие нормальной паботы перфоратора — отсутствие поглощения в скважине,

До прострела  отверстий в колонне обсадных труб устье скважины необходимо соответствующим образом подготовить. Если возможно фонтанирование, то устье оборудуют следующим образом. На конец эксплуатационной колонны навинчивают муфту и приваривают ее электросваркой. Затем в муфту ввинчивают колонный патрубок, на верхнем конце которого должен быть фланец, соответствующий размеру фланца крестовины фонтанной (или компрессорной) арматуры. Для возможности снижения давления в затрубном пространстве к колонному патрубку приваривают отвод с резьбой на конце, на который навинчивают вентиль высокого давления. До начала простреливания отверстий эксплуатационная колонна должна быть опрессована. Опрессовку производят после установки колонного патрубка, крестовины и задвижки на давление, допускаемое для колонны данной скважины

Во время прострела  отверстий скважина обычно заполнена  до устья глинистым раствором.  

Билет №8. Вызов притока  жидкости из пласта. Освоение нагнетательных скважин.

МЕТОДЫ ВЫЗОВА ПРИТОКА ЖИДКОСТИ И ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН                          

Для сокращения периода освоения и дальнейшей эксплуатации в скважину, как уже отмечалось, спускают фонтанные трубы. На полу буровой  должны быть приготовлены предохранительная  задвижка со специальным фланцем и патрубком в собранном виде, которые можно было бы быстро установить на устье скважины. При сильном выделении газа из скважины во время спуска труб для предотвращения искрообразования от ударов муфт о край фланца в его отверстие рекомендуется вставлять накладку из цветного металла. После окончания спуска труб на устье скважины устанавливают фонтанную арматуру и делают необходимую обвязку. Устья скважин, пробуренных на сильно дренированные пласты, в которых не ожидаются фонтанные проявления и известно, что они будут эксплуатироваться при помощи глубинных насосов, оборудуют стандартной- глубинно-насосной арматурой. Она состоит из патрубка с двумя фланцами: нижний фланец крепится болтами к фланцу эксплуатационной колонны, а на верхний фланец устанавливается план-шапба со спущенными насосными трубами. Последнее мероприятие по пуску скважины в эксплуатацию — вызов притока жидкости из пласта, которое начинается при условии, что давление столба жидкости в скважине будет меньше пластового давления. Поэтому все мероприятия по вызову притока заключаются в понижении давления на забой и в очистке его от песка и глинистого раствора с целью снижения сопротивлений притоку в зоне забоя. Вызов притока осуществляют различными способами в зависимости от характера пласта, метода его вскрытия и величины пластового давления. Для вызова притока пользуются следующими основными методами снижения давления на забой со стороны скважины:

1)  замена  глинистого раствора в стволе  скважины водой;

2)  замена  воды в стволе скважины нефтью;

3)  снижение  уровня при помощи поршня (поршневание);

4)  снижение  уровня сжатым воздухом от  передвижного или стационарного  компрессора  (продавкой);

5)  уменьшение  веса Жидкости в скважине аэрацией, т. е. одновременным  нагнетанием   в\ скважину нефти (или воды)  и сжатого газа (или воздуха). Замену глинистого раствора водой или, как иначе называют, промывку скважины производят следующим образом. После прострела отверстий в скважину спускают фонтанные трубы до фильтра. Затем нагнетают воду в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и спущенными фонтанными трубами. Глинистый раствор, находящийся в скважине, уходит по фонтанным трубам. Если 'после замены глинистого раствора водой возбудить скважину не удается, переходят на промывку скважины нефтью. Метод поршневания или свабирования заключается в том, что в спущенные до фильтра подъемные трубы спускают на стальном канате поршень, снабженный клапаном, открывающимся вверх. Поршень свободно погружается в жидкость; при подъеме его вверх клапан закрывается и весь столб жидкости, который находится над поршнем, выносится на поверхность. Если предполагается, что скважина будет фонтанировать, поршневание производят через фонтанную арматуру. Недостатком этого метода является необходимость работать при открытом устье, что связано с опасностью выброса. Поэтому в последнее время этот метод применяют главным образом при освоении нагнетательных скважин. Для возбуждения скважины поршневанием (свабированием) в нее предварительно спускают насосно-компрессорные трубы. Каждую трубу перед спуском проверяют шаблоном. Поршень спускают в скважину на стальном канате диаметром 16 или 19 мм. Во избежание обрыва каната максимальная глубина спуска поршня не должна превосходить допустимых нагрузок на канат. Практически поршень спускают под уровень жидкости на глубине 75—150 м. В отдельных случаях применяют способ освоения скважин при помощи сжатого воздуха или газа. В скважину спускают два ряда труб: первый ряд (трубы диаметром 100 мм) спускают до фильтра и второй ряд (63 мм) — под уровень жидкости до такой глубины, с которой имеющиеся на промысле компрессоры способны продавить жидкость. Сжатый воздух или газ подают в кольцевое пространство между 100- и 63-мм трубами. После выброса жидкости количество ее в скважине уменьшается, отчего давление на пласт понижается и начинается приток в скважину нефти, газа, а также глинистого раствора, который вошел в пласт в процессе бурения. Основной недостаток этого метода — большое и быстрое снижение уровня жидкости в скважине, что вызывает очень резкую депрессию и усиленный приток жидкости и газа иа пласта. В условиях рыхлых песков это может повлечь за собой массовое поступление песка в скважину и образование песчаных пробок. Для равномерности дренирования пласта и регулирования количества поступающего в скважину песка необходимо осуществлять постепенное, но непрерывное понижение давления на забой без резких депрессий. В этом отношении лучшие результаты дает способ постепенного уменьшения веса жидкости в скважине аэрацией, т. е. путем одновременного нагнетания в скважину жидкости и газа. Если в скважине не ожидается фонтанирования и она была пробурена с промывкой нефтью, то целесообразно предварительно очистить ее забой от грязи при помощи желонки. Иногда тартание желонкой применяют в разведочных скважинах, чтобы выяснить поведение уровня во время испытания. Желонки изготовляют из насосно-компрессорных или обсадных труб. Длина желонки 6—12 м, внутренний диаметр — от 50 до 125 мм. Верхний конец желонки открытый и снабжен дужкой из круглого железа для прикрепления стального каната. Внизу желонка снабжена клапаном тарельчатого типа, открывающимся вверх. Щелонку спускают на стальном канате диаметром 16 или 19 мм. Процесс тартания производят с передвижного подъемника или с лебедки бурового станка. Диаметр желонки, спускаемой в скважину, зависит от диаметра обсадных труб. Для уменьшения гидравлических сопротивлений и чтобы желонка не работала как поршень, ее диаметр не должен превышать 0,7 диаметра скважины. Скважины, которые будут эксплуатироваться глубиннонасосным способом, можно осваивать или поршневанием или непосредственным спуском глубинного насоса. В отдельных случаях забой перед спуском насосных труб очищают желонкой. Если заранее известно, что забой чист (нет поступления песка), в скважину спускают глубинный насос, устанавливают станок-качалку и пускают скважину в эксплуатацию. ОСВОЕНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

При освоении нагнетательных скважин очень важно очистить поровые каналы призабойной зоны от грязи и всех взвешенных частиц, которые могут закупоривать поры пласта при нагнетании воды. Освобождаются от них обычно довольно длительным дренированием пласта тем или иным способом с последующей тщательной промывкой скважины водой, предназначенной для нагнетания. Дренируют пласт теми же методами, что и при вызове притока в нефтяных скважинах: поршневанием, применением сжатого воздуха, откачкой центробежными глубинными электронасосами, т. е. методами, могущими откачивать большое количество жидкости. Однако за последнее время для дренирования нагнетательных скважин получили широкое распространение два способа: 1) поршневание и 2) создание высокой депрессии на пласт путем понижения уровня жидкости в скважине. Второй способ был предложен инженерами УфНИИ Ф. С. Абдули-ным и Ш. С. Гарифуллиным для увеличения проницаемости пластов, сложенных крепкими сцементированными песчаниками или плотными известняками. В скважину на насосно-компрессорных трубах спускают пакер и забойный клапан. При этом колонну насосно-компрессорных труб ставят на забой, чтобы надежно посадить пакер и закрыть клапан. Затем уровень жидкости в трубах снижают поршневанием. После снижения уровня колонну насосно-компрессорных труб приподнимают подъемником на 80—90 см. При подъеме труб клапан открывается и жидкость из пласта под большим перепадом давления устремляется в трубы. Когда уровень жидкости станет близким к статическому, колонну насосно-компрессорных труб опускают, клапан закрывается и происходит посадка пакера. Затем весь цикл повторяется снова. При наличии компрессора понижать уровень можно и при помощи сжатого воздуха. Такой способ освоения нагнетательных скважин и увеличения их приемистости имеет ряд преимуществ по сравнению с обычным поршневанием. Вследствие очень высокой мгновенной депрессии на пласт создается большая скорость движения жидкости в призабойной зоне. Эта скорость в момент открытия клапана ь несколько десятков раз превышает скорость движения жидкости при создании депрессии обычным поршневанием. При этом значительно интенсивнее очищается поверхность фильтрации пласта и норовое пространство у забоя скважины.

Как показала практика применения этого способа, значительно  увеличивались и проницаемость  призабойной зоны пласта и коэффициент продуктивности. 

Билет №35. Техника и  приборы для гидродинамических  исследований скважины.

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРИ УСТАНОВИВШЕМСЯ ПРИТОКЕ. Этот метод применим для эксплуатационных скважинпри всех способах эксплуатации. Сущность метода состоит в том, что в эксплуатационных скважинах несколько раз изменяют режим работы, т. е. меняют дебит, и всякий раз, когда режим установится, замеряют дебит и забойное давление. В нагнетательных скважинах несколько раз изменяют режим работы путем изменения количества нагнетаемой воды и замеряют установившееся давление нагнетания и расход воды. Полученные данные позволяют построить индикаторную кривую (иначе — индикаторную диаграмму). Для этого на графике в прямоугольных координатах по горизонтальной оси откладывают дебиты, а по вертикальной — депрессии или забойные давления. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ     МЕТОДЫ      ОБРАБОТКИ      РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРИ НЕУСТАНОВИВШЕМСЯ ПРИТОКЕ. Эти методы исследования основываются на законах упругого режима. Упругие свойства пласта и насыщающей его жидкости (или газа) независимо от размера пластовой системы существенно проявляются при быстром изменении режима работы отдельных скважин или одновременно многих скважин. Такие изменения принято называть возмущениями, а скважины, в которых быстро изменяют режимы работы, возмущающими скважинами или источниками возмущения. Разработаны также методы исследования работы скважин в пласте конечных размеров. Эти методы обычно сложные и, кроме того, требуют более или менее точного представления о размерах пласта. Так как кривые восстановления давления снимаются в большинстве случаев сравнительно недолго, вполне оправдывает себя применение первых методов, в которых пласт рассматривается бесконечно большим. Рассмотрим возмущающую одиночную скважину, работающую в бесконечно большом упругом пласте. Кривые восстановления можно получать во всех скважинах, независимо от способа их эксплуатации и назначения. Достаточно строгая обработка кривых восстановления пока возможна только для условий, когда установившееся забойное давление р_заб выше давления насыщения. Теоретические и экспериментальные исследования в этом направлении продолжаются. Подобно тому как кривую восстановления получают после остановки скважины, ее можно получить и при резком изменении режима работы в сторону уменьшения дебита; наоборот, при резком увеличении дебита получается кривая падения давления, как и после пуска. Таким образом, кривые восстановления (или падения) давления можно получать и без остановки скважины.  

Билет №39. Оборудование забоев скважин.

Конструкции забоев нефтяных скважин центрирована по стволу пробуренной скважины, для чего применяют специальные резиновые кольца, пружинные фонари и другие приспособления. Строгое центрирование колонн в стволах пробуренных скважин обеспечивает равномерное распределение цементного раствора за колонной, исключает прорыв посторонних вод в продуктивный пласт, заколонную циркуляцию воды и газа, грифонообразование и другие осложнения. На практике применяют различные конструкции скважин (одно-, двух- и трехколонные, спуск заранее перфорированного «хвостовика», так называемой «летучки», а также различные забойные фильтры и конструкции с открытыми забоями, не закрепленными в пределах продуктивного пласта обсадными колоннами). Оборудование забоев скважин при вскрытии пласта в процессе бурения. На рис. 11.1 показаны наиболее распространенные конструкции забоев скважин. Пласты, выраженные такими плотными породами, как известняк и песчаник,'обычно не перекрывают колонной, а эксплуатируют скважинами с открытым забоем (рис. 11.1, а). Если продуктивный пласт выражен рыхлыми слабо сцементированными! Породами 4* 5i (например, песками), рекомендуется эксплуатационную колонну спускать до забоя и цементировать до перекрытия верхних водоносных горизонтов, а затем перфорировать (простреливать отверстия) по каротажным данным для обеспечения притока нефти и газа в скважину (рис. II.1, б). Спуск в продуктивную часть пласта готового фильтра — хвостовика обеспечивает приток нефти и газа из пласта в скважину (рис. 11,1, в). В этом случае предыдущую обсадную колонну спускают до кровли продуктивного пласта и цементируют. После повторного вскрытия забоя в скважину спускают перфорированный на поверхности «хвостовик», верхний конец которого закрепляют в башмаке обсадной колонны различными сальниками. В ряде случаев применяют другую разновидность этой конструкции: в скважину спускают эксплуатационную колонну, в которой нижние трубы заранее перфорируют на поверхности (по высоте продуктивного пласта), цементируют лишь верхнюю часть колонны путем так называемой манжетной заливки, как это показано на рис. II.1, г. Вскрытие пласта для эксплуатации довольно часто производят путем простреливания (перфорации) отверстий в уже спущенной и зацементированной колонне. Однако до перфорации необходимо вначале оборудовать устье скважины и подготовить наземное оборудование. В противном случае (что нередко бывает на практике) в процессе перфорации могут возникнуть выбросы, открытое фонтанирование, пожар и другие осложнения. 
Оборудование устья скважин при вскрытии пласта для эксплуатации. В зависимости от назначения скважины, ожидаемого пластового давления, способа эксплуатации устье скважины может быть оборудовано различными способами. После спуска обсадных колонн производят обвязку устья скважины при помощи специальной колонной головки, которая предназначена для обвязки спущенных в скважину обсадных колонн между собой и для герметизации межтрубного пространства. На колонной головке устанавливают фонтанно-компрессорную арматуру либо планшайбу с подвешенными насосными трубами. АзИНМАШ разработал ряд конструкций колонных головок с клиновой подвеской труб (табл. II.1). Наиболее простая по конструкции колонная головка (рис. П.2, а) применяется для оборудования глубоких одноколонных скважин диаметром 114—168 мм при ожидаемых рабочих давлениях до 150 кгс/см2 (15 МПа). Головка представляет фланец с центрами отверстий и размерами под соответствующие размеры крестовика, тройника или задвижки для перфорации (прострела). Фланец навинчивают на резьбу последней трубы эксплуатационной колонны и затем проваривают двойным швом: снаружи и изнутри. 

Билет №113. Фонтанный способ эксплуатации скважин. Условия фонтанирования, возможные методы продления фонтанирования.

В зависимости  от геологической характеристики и  условий эксплуатации применяют  фонтанный или механизированный способы добычи нефти. При фонтанном  способе пластовая жидкость или  газ подается на поверхность за счет пластовой энергии. При механизированном способе используются те или иные средства откачки жидкости. Из механизированных способов наиболее широко применяются  компрессорный и глубиннонасосный. Глубиннонасосная эксплуатация на промыслах СССР осуществляется либо штанговыми насосами (типа ШГН), либо бесштанговыми (наиболее распространены центробежные электронасосы типа ЭЦН). Фонтанный способ эксплуатации самый рентабельный. При рациональной эксплуатации с начала разработки залежи, при поддержании пластового давления закачкой воды (сжатого газа, воздуха) иногда удается продлить фонтанный период работы скважин на многие годы и добиться довольно высоких коэффициентов нефтеотдачи пластов (примеры: месторождения Татарии, Башкирии, Куйбышевской области, Нефтяные Камни на Каспийском море и др.). Обычно для поддержания пластового давления применяют законтурное заводнение, т. е. путем закачки води в нагнетательные скважины, расположенные в законтурной водоносной зоне залежи. В^ряде случаев законтурное заводнение дополняется внутриконтур-ным или же центральным очаговым заводнением. Фонтанирование скважины может происходить лишь в том случае, если давление на ее забое превышает гидростатическое давление жидкости (или газожидкостной смеси, или газа). Это условие фонтанирования запишем следующим образом гДе Рзаб — забойное давление, при котором возможно фонтанирование, Па; Н — глубина скважины, м; р — плотность жидкости или смеси, кг/м3; g — в кгс/см2. При соблюдении условия (П.1) рзя(> должно быть больше давления насыщения рнас. При рза6 <^рнлс скважина будет фонтанировать как под действием гидростатического напора, так и за счет энергии расширяющегося газа. Практически фонтанирование только под действием гидростатического напора встречается редко. Обычно по мере подъема жидкости в скважине давление снижается и на некоторой высоте достигает величины, равной давлению насыщения, и при этом из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему подъему жидкости на поверхность. Поэтому большинство фонтанных скважин работает за счет энергии газа и гидростатического напора жидкости одновременно. В таких скважинах обычно руст -<Рнас <С <*рзаб- При этом условии в нижней части колонны движется одна фаза (жидкость), на глубине, где давление равно рняс, начинается выделение газа из нефти, а в верхней части колонны движется двухфазный поток (жидкость и газ).Чем меньше газа расходуется на подъем 1т нефти, тем рациональнее считается эксплуатация скважин. Следовательно, для фонтанных скважин оптимальным следует считать такой режим эксплуатации (такой диаметр штуцера), при котором газовый фактор наименьший.