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

Н – глубина  спуска НКТ.

Недостатки метода:   Снижение давления составляет  до 25%; Необходимость высокого пластового давления; Коллекторы, поддающиеся обработке. Компрессорный метод нашел распространение при фонтанной механизированной эксплуатации скважин с установленным на устье фонтанным оборудованием и насосно-компресорными трубами (НКТ) в скважине. При нагнетании газа в скважину (Р=8-10 МПа) буровая жидкость оттесняется к башмаку НКТ. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость, тем самым снижая плотность смеси и, соответственно, давление на забое. Достоинства: процесс происходит при непрерывном контроле и герметизированном устье, что обеспечивает безопасность и значительные депрессии на пласт. Недостатки: метод не применяется в рыхлых и неустойчивых коллекторах. Ограничение по глубине (до 1500-2000 м). К другим методам вызова притока из пласта относятся: прокачка газожидкостной смеси и откачка жидкости скважинными насосами. Прокачка ГЖС позволяет осваивать более глубокие скважины, т.к. плотность ГЖС больше плотности газа. Откачка скважинными насосами используется на истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, где не ожидаются фонтанные проявления. Установки ШСН или ПЦЭН спускаются на проектную глубину в соответствии с предполагаемым дебитом и динамическим уровнем. 

Билет №44. Теоретические  основы процесса освоения скважин.

Методы  вызова притока нефти  и газа из пласта.  Опробование скважин. Методы повышения производительности скважин.

Освоение –  это вызов притока или обеспечение  приемистости скв-ин, выбор способа освоения зависит от продукции, к-ую рассчитывают получить из скв-ны; назнач-я скв-ны, литолого-физической хар-ки объекта освоения, пл. давления, св-в промыв. жидкости. В большинстве случаев, чтобы вызвать приток н. необходимо снизить заб. давление. Этого добиваются - снижением плотности жидкости в скв-не путем замены ее жидкостью с меньшей плотностью или путем аэрации, снижением уровня жид-ти в скв-не свабированием, нагнетанием сжатого воздуха или газа компрессором 1. Если в пласте наблюдается выс. пл.е давл., а скв-на после перфорации не переходит на фонтанирование, тогда ее промывают чистой пласт. водой. За счет разности в плотности пром.жид-ти и пласт.воды (γ=1г/см3) создается ↓ противодавления на пласт, скв-на должна перейти на фонтанирование. 2. В скв-не заменяют пресную воду на чистую нефть. За счет разницы в плотности обоих жид-тей создается умен-ие противодавл-я на пласт, скв-на постепенно переходит на фонтанирование. 3. Свабирование: в скв-ну в НКТ на определенную глубину (200-350 м) на канате спускается сваб (поршень). С помощью каната сваб поднимается на пов-ть, жид-ть выливается на пов-ть, в скв-не уже обр-ся вакуум. За счет образующего перепада давления скв-на переходит на фонтанирование. Если фонтанный приток отсутствует, операцию повторяют 2-3 раза до перехода скв-ны на фонтанирование. Этот метод из-за своей большой пожароопасности запрещено применять Госгортехнадзором при освоении скв-н. 4. Метод применения компрессора. В этом случае к затрубному прост-ву скв-ны подсоединяется передвижной компрессор. На НКТ устанав-ся две пусковые муфты и обратный пусковой клапан. При закачке воздуха в затрубное прост-во плотность жид-ти ее будет ↓, т.е. противодавл-е на пласт будет ↓ и пласт должен постепенно перейти на фонтанирование. Если этого не происходит, закачиваемый воздух постепенно подходит к пусковой муфте, разгазирует находящуюся там жидкость. За счет этого формируется резкое ↓ противодавл-я на пласт, обычно пласт переходит на фонтанирование. Если же этого не происходит, а давление на компрессоре приближается к критической вел-не (80атм), тогда его останавливают, а воздух из затрубного прост-ва (вместе с газом из пласта) стравливают. В этом случае может образоваться гремучая смесь (воздух+газ), к-ая может быть взрывоопасной. После стравливания воздуха и притока жид-ти из пласта (обычно ФБР) операцию повторяют до получения фонтанного притока нефти.

5. Метод оттартывания. Оттартывание (отчерпывание) – это удаление жидкости из скв-ны с помощью желонки. Желонка – это труба длиной 8 м, диаметром 4″, в ее нижней части имеется клапан, к-ый открывается при ее погружении в скв-не в жид-ть. Опробование – это оценка продукт-ти объекта, осваиваемого в скв-не, т.е определение дебита, приемистости скв-ны. Дебиты, приемистость и ГФ желательно измерять при разных пл. и заб.давл-ях, если скв-ны фонтанируют при освоении следует учитывать диаметр штуцера. Измерение дебитов нефти (газа), ГФ, приемистости на разных режимах дает возможность более достоверно оценить продук-ть и хар-р ее измен-я. В процессе опробования необходимо отобрать пластовые (герметичные) пробы нефти, газа, воды и опр-ть основные физ.-хим. св-ва пласт. флюидов: температуру, плотность, вязкость, газосодержание, минерализацию, хим.состав, давление насыщения нефти газом, содержание конденсата и воды в газе, объемный и пересчетный коэф-ты. Также фиксируют вынос песка, частиц пород, процент воды в продукции, содержание газоконденсата

Методы ↑  производительности скважин: ГРП - создание искусственных гориз-ых и верт-ых трещин в пласте с помощью закачки жид-ти под выс. давл-ем. ГРП позволяет увеличить производ-сть скважин в 2, 3 раза. Термокислотная обр-ка скв-н: на забой скв-н закачивается вещ-о (магний), к-ое дает в реакции с кислотой высокую температуру и большое кол-во газа, скв-на оставляется на реакцию на сутки очищаются поровые каналы прод. пласта, увел-ся производительность скв-н. Термообр-ка скв-н: обр-ка с помощью передвижных поровых установок (ППУ). Создается давление и скважина прокачивается. Очищает запарафинированные части скв-ны, падает давление на устье скв-ны. Термогазохимическая обр-ка скв-н: в скв-ну НКТ закачиваются дымные пороха, к-ые поджигается – большое кол-во газа и высокая температура. Газ проникает в поровую часть пласта, уменьшая вязкость нефти – в 2, 3 раза повышается производ-ть пласта. Термохимическая обработка скважин: сначала закачивается одно вещ-во, потом другое, вступая в реакции друг с другом, обр-ся большое кол-во тепла и газов, увел-ся производительность скв-н. Применение мощных вибраторов: засчет вибрации колонны прочищаются поровые каналы, увеличивается прон-ть. Применение мощных ядерных взрывов: мощность взрыва рассчит-ся в завис-ти от глубины. В эпицентре взрыва выделяется много газов, создается выс.температура и на расстоянии 20-30м. от взрыва происходит очищение ПЗП.

 
Билет №6. Оборудование устья скважины при  различных способах эксплуатации.

Колонные головки. По окончании бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования, верхние части обсадных колонн (кондуктора, промежуточной и эксплуатационной) соединяют при помощи колонной головки. Для испытания продуктивных горизонтов и обеспечения последующей их эксплуатации без осложнений обвязка колонн на устье должна обеспечивать:

1. герметизацию, контроль давления и возможность  заполнения промывочной жидкостью  заколонного пространства; 2. жесткое соединение верхней (устьевой) части эксплуатационной колонны с другими колоннами, спущенными ранее в скважину; 3. возможность фиксирования некоторых величин натяжения эксплуатационной колонны. 4. восстанавливать нарушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков.

Колонные головки  устанавливаются на всех скважинах  независимо от способа их эксплуатации. Для нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин выбор типа колонной головки зависит от пластового давления. В промысловой практике применяют колонные головки двух типов: клиновую

(рис. 1) ГКК и  муфтовую ГКМ (рис. 2.) Наиболее распространена колонная головка клиновая. Она предназначена для обвязки двух колонн – промежуточной и эксплуатационной или эксплуатационной и кондуктора (табл. 1). Колонные головки испытывают на герметичность опрессовкой на рабочее давление согласно паспортным данным, а также на прочность корпуса на пробное давление согласно приведенным ниже данным. Рис. 1. Колонная головка клиновая типа ГКК 1-фланец; 2-пробка; 3-корпус головки; 4-резиновые уплотнители; 5-пакер; 6-клинья; 7-патрубок; 8-эксплуатационная колонна; 9-фланец для установки головки на устье; 10-фланец промежуточной колонны. Рисунок 2. Головка колонная муфтовая типа ГКМ. 1-корпус головки; 2-металлическая манжета; 3-резиновые кольца; 4,6-фланцы; 5-полукольцо; 7-муфта для подвески эксплуатационной колонны; 8-манометр; 9-патрубок с фланцем; 10-кран.

Рабочее давление, МПа 7; 14; 21; 35; 70; 103. Пробное давление при условном диаметре проходного сечения фланца головки, который присоединяется к обсадной колонне: < 350 мм 2 Рраб >350 мм 1,5 Рраб

После установки  колонной головки на устье газовой  скважины ее опрессовывают газообразными агентами в следующем порядке: 1) Через межколонное пространство на устье опрессовывают на давление, отвечающее допустимому внутреннему давлению промежуточной колонны, но не выше давления, которое может вызвать поглощение жидкости; 2) устанавливают на колонну трубную головку фонтанной арматуры, снижают уровень жидкости в колонне и вторично спрессовывают газом (воздухом) колонную головку на максимальное рабочее давление обсадной колонны, на которой установлена колонная головка, и дают выдержку давления не менее 5 мин.При опрессовках колонной головки не должно быть утечки газа. 

Билет №102. Физические основы и принципы расчета  при соляно-кислотной  обработке.

На нефтяных промыслах применяют следующие  виды кислотных обработок: кислотные  ванны, кислотные обработки, кислотные  обработки под давлением, термохимические  и термокислотные обработки и  т. д.Наиболее распространены обычные кислотные обработки, когда в продуктивные пласты нагнетают специальный раствор соляной кислоты. Предварительно скважину очищают от песка, механических примесей, продуктов коррозии и парафина. У устья монтируют оборудование, агрегаты и средства, спрессовывают трубопроводы. Технология различных солянокислотных обработок неодинакова и изменяется в зависимости от вида обработки, физических особенностей пласта, пород, слагающих продуктивный пласт, и т. д. Эффект от проведения солянокислотной обработки оценивается по количеству дополнительно добытой из скважины нефти, а также по величине повышения коэффициента продуктивности. Кислотные ванны. Этот вид обработки наиболее простой и предназначается для очистки забоя и стенок скважины от загрязняющих веществ — цементной и глинистой корки, АСПО, отложений продуктов коррозии и др. Для обработки скважин после окончания бурения с открытым стволом, не закрепленных обсадной колонной, рекомендуется применять кислотный раствор с содержанием в нем от 15 до 20% НС1, а для скважин, закрепленных обсадной колонной,— раствор более низкой концентрации НС1 (10—12%). К раствору кислотных ванн, предназначенных для растворения окисных соединений железа, рекомендуется добавлять до 2—3% уксусной кислоты. Кислоту для реагирования с породами пласта рекомендуется оставлять в скважине на 24 ч. По истечении этого срока при обратной промывке очищают забой от загрязняющих веществ. В качестве продавочной жидкости обычно используют воду. Если же после кислотной ванны планируется сразу прямая промывка забоя (через насосно-компрессорные трубы), то в качестве промывочной жидкости следует применять нефть. 
Рис. 14.1. Расположение оборудования при обычной солянокислотной обработке: 
1 — насосный агрегат типа Азинмаш; 
2 — емкость для кислоты на агрегате, 
3 — емкость с кислотой, установленная на прицепе, 4 — емкость для кислоты, 5 — емкость для продавочной жидкости, 6— устье скважины 
ческие исследования: определяют коэффициент продуктивности, статический и динамический уровни, скорость подъема уровня, забойное, пластовое давление и т. д. Скважину до обработки тщательно очищают от песка, грязи, парафина и продуктов коррозии В отдельных случаях в зависимости от состояния стенок скважины рекомендуется сочетать механические методы очистки и кислотные ванны. Процесс обработки скважины осуществляют, как правило, при спущенных насосно-компрессорных трубах, причем весь процесс закачки жидкости можно разделить на три этапа: предварительная подкачка продавочной жидкости, закачка рабочего раствора НС1 и про-давливание его в пласт. Порядок операций при солянокислот-ной обработке приведен на рис. 14.2. 
1. В нефтяную скважину закачивают нефть, а в нагнетательную — воду до устойчивого переливания через отвод из затруб-ного пространства (положение а). 
2. При открытом затрубном пространстве вслед за нефтью (или водой 
Рис. 14.2. Схема обработки скважины соляной кислотой. в нагнетательной скважине) закачивают кислотный раствор, который заполняет колонну насосно-компрессорных труб и забой скважины до кровли обрабатываемого интервала (положение б). Раствор кислоты при этом вытесняет нефть (воду) из скважины через затрубный отвод с задвижкой в мерник, в котором следует точно замерять количество вытесненной нефти (воды) . 3. После закачки расчетного объема кислотного раствора затрубную задвижку закрывают и насосным агрегатом продавливают раствор в продуктивный пласт (положение в), для чего в скважину нагнетают продавочную жидкость (положение г). После продавливания всего объема кислотного раствора скважину оставляют на реагирование кислоты с породой. По истечении времени реагирования забой нагнетательной скважины промывают водой (способами прямой и обратной промывок) для удаления продуктов реакции. Если в нефтяных скважинах при кислотной обработки в качестве продавочной жидкости применяли нефть, то после очистки забоя скважину сразу вводят в эксплуатацию. Для первичных обработок рекомендуется не повышать давление нагнетания более 8 — 10 МПа, а добиваться максимального реагирования кислоты за счет выдерживания скважины под давлением в течение длительного времени. При последующих солянокислотных обработках необходимо поддерживать высокую скорость прокачки кислоты по пласту с целью проталкивания ее на максимальное расстояние от ствола скважины.  

Билет №103. Физические основы и принципы расчет при ГРП.

Гидравлический  разрыв пласта (ГРП) — это метод  образования новых трещин или  расширения существующих в пласте вследствие нагнетания в скважину жидкости или  пены под высоким давлением. Чтобы  обеспечить высокую проницаемость, трещины наполняют закрепляющим агентом, например, кварцевым песком. Под действием горного давления закрепленные трещины смыкаются  не полностью, в результате чего значительно  увеличиваются фильтрационная поверхность  скважины, а иногда включаются в  работу и зоны пласта с лучшей проницаемостью. Образование новых трещин или  раскрытие существующих возможно, если давление, созданное в пласте при  нагнетании жидкости с поверхности, становится больше местного горного  давления. Образование новых трещин характеризуется резким снижением  давления на устье скважины на 3—7 МПа. Раскрытие существующих трещин происходит при постоянном давлении или его  незначительном увеличении. В обоих  случаях возрастает коэффициент  приемистости скважины, который после  ГРП должен увеличиться, как минимум, в 3—4 раза, что считают критерием  возможности закрепления трещин песком. 
Трещины ГРП в неглубоких (до 900—1000 м) скважинах имеют горизонтальную ориентацию, а в глубоких — вертикальную, наклонную, близкую к вертикальной. Трещины развиваются в той плоскости, где отмечаются наименьшие силы сопротивления, т. е. наименьшее горное давление. ГРП применяют в любых породах, кроме пластичных сланцев и глин. Это метод не только восстановления природной продуктивности скважин, но и значительного ее увеличения. Применяемые технологии обычных ГРП ньютоновскими жидкостями предполагают закрепление трещин (около 5—10 т песка при концентрации 50—200 кг/м3) и обеспечивают двух-трехкратное увеличение текущего дебита нефтяных, газовых или приемистости нагнетательных скважин в низкопроницаемых пластах с загрязненной призабойной зоной. С увеличением количества песка до 20 т проводят глубокопроникающий гидравлический разрыв пласта (ГГРП), который содействует значительному увеличению фильтрационной поверхности, изменяет характер притока жидкости от радиального к линейному с подключением новых зон пласта, изолированных вследствие макронеоднородности. Трещины такого ГРП достигают 100—150 м в длину при ширине 10—20 мм. Технологии мощных ГРП (МГРП) осуществляются неньютоновскими жидкостями — гелями, которые обладают очень большой кажущейся вязкостью, меньшими гидравлическими потерями и высокой несущей способностью закрепляющего агента — керамического проппанта (до 1000 кг/м3), обеспечивают увеличение проводимости широких закрепленных трещин в несколько раз по сравнению с обычным ГРП. Увеличение проводимости трещин МГРП достигается за счет значительного повышения концентрации закрепляющего агента до 300—800 кг/м3 в гелях, а общее количество закрепляющего агента может оставаться на уровне 6—20 т. Продолжительность эффекта увеличения дебита скважин после МГРП обычно составляет 1,5—3 года.В газоносных пластах проницаемостью до 0,001 мкм2 применяют массивный ГРП высоковязкими гелями, во время которого развиваются трещины длиной до 1000 м, закрепленные проппантом в количестве до 300 т. Массивный ГРП — очень дорогостоящий, поэтому он предусмотрен в смете строительства скважины и увеличивает ее стоимость на 50%. При мощных и массивных ГРП используют дорогостоящую технику, при обычных ГРП могут применяться отечественные техника и материалы (жидкости, закрепляющие агенты, паке-ры, оборудование устья). Сравнение показателей эффективности обычных ГРП и МГРП, а также стоимости этих процессов свидетельствует, что, несмотря на значительно меньшую добычу нефти после обычных ГРП, экономически они вполне конкурентоспособны вследствие в несколько раз меньшей стоимости. 
При обычных ГРП фильтрующейся жидкостью развиваются глубокие (50—100 м) трещины небольшой ширины (3—5 мм) в глубь продуктивного пласта (а не вверх или вниз, как при МГРП гелями). При этом практически не возникает ситуации выпадения закрепляющего агента (tip screen out) или упаковки трещины, сопровождающейся ростом давления до допустимого («frac pack»). После этого в стволе скважины остается большая пробка закрепителя. Таким образом, обычные ГРП фильтрующими жидкостями имеют хорошие технико-экономические показатели, осуществляются с меньшими осложнениями, и их следует применять в дальнейшем наряду с новыми технологиями. 
Технология обычных ГРП осуществляется по следующей схеме. Для проведения обычных ГРП в скважину на НКТ опускают пакер, который делит ее ствол на две части и защищает верхнюю часть эксплуатационной колонны от высокого давления. Устье скважины обустраивают арматурой, например, 2АУ-700, на рабочее давление до 70 МПа. Все насосные агрегаты (до 10) для нагнетания жидкостей ГРП, например, 4АН-700, обвязывают с арматурой устья скважины через блок манифоль-да (1БМ-700). Жидкости для ГРП транспортируют автоцистернами вместимостью по 20 м3 либо сливают в стационарный резервуар (по 50 м3) общей вместимостью 100—300 м3. Вспомогательные насосные агрегаты (ЦА-320 М) закачивают жидкость в пескосмеситель (4ПА), из которого центробежным насосом вначале только жидкость, а затем жидкость с песком направляются на вход насосных агрегатов (4АН-700) для нагнетания в скважину. Чтобы провести ГРП, из скважины поднимают НКТ и другое глубинное оборудование (насосное, газлифтное), шаблони-руют эксплуатационную колонну, спускают пакер на НКТ и спрессовывают их. Процесс ГРП начинается с проверки приемистости скважины при наименьшем расходе жидкости разрыва (может быть кислота — кислотный ГРП), которую постепенно увеличивают, например, от 250 до 450, 900, 1500 м3/сут., вплоть до значения, при котором обеспечивается закрепление трещин (2000—3000 м3/сут). Далее нагнетают жидкость-песко-носитель, обычно с концентрацией Сп песка 50—200 кг/м3. Концентрация зависит от вязкости жидкости. В завершение процесса необходимо вытеснить смесь жидкости с песком из ствола скважины в пласт продавливающей жидкостью и закрыть НКТ, пока давление в скважине не снизится до атмосферного. Затем поднимают НКТ с пакером и спускают глубинное оборудование для эксплуатации скважины. Обычные ГРП проводят ньютоновскими жидкостями. Для проведения обычных ГРП требуется закрепляющий агент (кварцевый песок) в количестве Qnc =10*20 т,фракции 0,6...1 мм, жидкость разрыва пласта (Vp = 10 + 30 м3), жидкость-песконоситель (Vn = 100 + 300 м3), жидкость для продавливания в пласт (Vnp) песконосителя в объеме той части полости скважины, по которой поступают жидкости. Небольшую часть жидкости-песконосителя без закрепителя, нагнетаемую после жидкости разрыва для предварительного раскрытия трещин, называют буферной жидкостью. Жидкость разрыва пласта должна быть совместимой с пластовыми флюидами, хорошо фильтроваться в низкопроницаемую породу, не уменьшать ее проницаемости, не греть, быть доступной,недорогостоящей, поэтому часто используют водные растворы ПАВ. Жидкость-песконоситель должна быть совместимой с пластовыми флюидами, иметь свойство удерживать песок, плохо фильтроваться сквозь поверхность трещин, не гореть, быть доступной и не дорогостоящей. Для обычных ГРП применяют водные растворы с добавкой 0,1—0,3% ПАВ и полимеров (ПАА, КМЦ, ССБ). Например, применение 0,4%-ного водного раствора ПАА обеспечивает развитие и закрепление трещин песком в количестве до 10 т при концентрации Сп= 100 кг/м3, объеме жидкости 100 м3 и расходе 2000—3000 м3/сут. с применением раствора 0,4%-ного ПАА. Возможно также проведение процесса поэтапно в течение двух-трех дней с закреплением трещин 24— 72 т песка по технологии В. Г. Касянчук.