лекция1.1 - копия. 1. 1 Нефтегазовая скважина как объект эксплуатации

• Название: 1. 1 Нефтегазовая скважина как объект эксплуатации
• Дата: 14.05.2022
• Размер: 0.52 Mb.
• Имя файла: лекция1.1 - копия.docx
• Тип: Документы; #528432

ВВЕДЕНИЕ
Подземный ремонт нефтяных и газовых скважин является одним из наиболее трудоёмких комплексов промысловых работ, который требует высокой квалификации персонала, использования современного высоконадёжного оборудования и вспомогательных технических средств, а также применения навыков и умений для осуществления технологических процессов по предупреждению и устранению аварийных ситуаций на разрабатываемых и эксплуатируемых месторождениях углеводородов как на суше, так и на море.

Технология подземных работ в эксплуатационных нефтегазовых скважинах включает процессы текущего и капитального ремонта, а также их освоения с целью вызова притока добываемых пластовых флюидов.

Текущий ремонт нефтяных и газовых скважин направлен на возобновление работоспособности скважинной и устьевой техники, создание безаварийных условий её эксплуатации (ликвидация различного вида образований, таких как песчаные пробки, АСПО, отложение солей и газогидратов и т. д.). Капитальный ремонт, в свою очередь, является комплексом работ по восстановлению рабочих параметров и характеристик нефтяных и газовых скважин (например, осуществление изоляции проявившихся вод, ремонтно-исправительные работы, связанные с потерей герметичности обсадной колонны и т. д.).

Как уже было отмечено, выполнение сложного комплекса исправительных работ становится возможным посредством многофункциональных машин и механизмов, которые могут работать при сложных скважинных и гидрометеорологических условиях, таких как высокое горное давление, коррозионная активность пластовых сред, низкие отрицательные температуры воздуха,ветровое и сейсмическое воздействие и некоторые другие.

1. КЛАССИФИКАЦИЯ И ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕМОНТНЫХ РАБОТ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ

1.1 Нефтегазовая скважина как объект эксплуатации

Скважиной называется вертикальная, наклонная или горизонтальная цилиндрическая горная выработка диаметром порядка нескольких сантиметров и глубиной до нескольких километров (диаметр значительно меньше глубины).

Раскрывая особенности проведения ремонтных работ в эксплуатационных скважинах нельзя не рассмотреть систематизацию скважин. Приведём общую классификацию нефтегазовых скважин по отличительным особенностям.

Классификация нефтегазовых скважин

По глубине:

• 
  малой глубины (менее 1 000 м);
  
• 
  глубокие (от 1 000 до 5 000 м);
  
• 
  сверхглубокие (более 5 000 м).
  

По количеству спускаемых колонн:

• 
  однорядные;
  
• 
  многорядные (двух - семирядные).
  

По характеру бурения:

• 
  бурение одиночных скважин;
  
• 
  кустовое бурение (количество стволов скважин от 2 до 12 и более).
  

По профилю:

• 
  вертикальная (максимальное отклонение от вертикали не более 5°);
  
• 
  наклонно направленная;
  
• 
  горизонтальная;
  
• 
  многозабойная (многоствольная).
  

По назначению:

• 
  добывающая (сооружается в целях извлечения углеводородов из продуктив­ных объектов разведанных и подготовленных к эксплуатации площадей нефтяных и газовых месторождений; глубина скважин до 6 000 м при конечном диаметре скважи­ны 200.300 мм);
  
• 
  нагнетательная или инжекционная (сооружается в целях закачки в разрабаты­ваемые нефтяные объекты воды либо газа для воспроизводства пластовой энергии и продления фонтанного периода разработки месторождения, поддержания высоких су­точных дебитов соседних добывающих скважин и повышения суммарной нефтеот­дачи; глубина и диаметр призабойной части ствола нагнетательных скважин, как пра­вило, соответствует названным показателям соседних добывающих скважин);
  
• 
  специальная нагнетательная (сооружается для теплового воздействия на про­дуктивный пласт; глубина и диаметр призабойной части ствола нагнетательных сква­жин, как правило, соответствует названным показателям соседних добывающих скважин);
  
• 
  специальная воздухонагнетательная (сооружается для инициирования и обес­печения внутрипластового горения нефти; глубина и диаметр призабойной части ствола нагнетательных скважин, как правило, соответствует названным показателям соседних добывающих скважин);
  
• 
  наблюдательная или пьезометрическая (сооружается для осуществления си­стематического наблюдения за продвижением в эксплуатируемом продуктивном объ­екте водонефтяного или водогазового контакта, а также за изменением в нем пластового давления по мере отбора флюидов; глубина и диаметр призабойной части ствола нагнетательных скважин, как правило, соответствует названным показателям соседних добывающих скважин);
  
• 
  артезианская (сооружается поблизости от места заложения глубокой добыва­ющей или разведочной скважины на нефть и газ для питания системы водоснабжения буровой; глубина до 800 м, диаметр призабойной части ствола 170.250 мм);
  
• 
  водозаборная (сооружается с целью отбора вод из водоносных пластов для питания промысловой системы заводнения нефтяных залежей; глубина до 100.150 м, диаметр призабойной части ствола до 300.400 мм).
  

По месту строительства:

• 
  на суше;
  
• 
  шельфовые и морские.
  

Эксплуатационная нефтегазовая скважина оснащается комплексом оборудова­ния для её бурения (рис. 1.1), а также механизмами для её разработки и освоения по завершению этапа строительства.

Процесс разработки нефтяных и газовых скважин заключается в проведении ряда комплексных мер и работ по осуществлению наиболее эффективной добычи продукции их пласта. Перед вводом в эксплуатацию скважины проводится ряд разведывательных ра­бот, на основе которых создаётся специальная проектная документация, которая опреде­ляет технические параметры бурения и размеры забоя. В проекте закладывается количество объектов разработки, последовательность добычи, методы оказания различ­ных воздействий с целью получения максимальной выработки месторождения.

Скважины при разработке над местом разведки и добычи располагают в виде сетки. В неё входят не только добывающие скважины, но и нагнетательные. В зави­симости от особенностей пласта сетку располагают в равномерном или неравномер­ном порядке. Если нефтяной слой достаточно толстый, то сетку располагают наиболее плотным упорядоченным способом, с целью увеличения скорости добычи.




Рисунок 1.1. Оснащение скважины буровым оборудованием при строительстве

Нефтегазовая скважина разрабатывается в следующей последовательности:

1. 
   Освоение объекта.
   

Этап характеризуется интенсивной добычей нефти с минимальной обводнён­ностью, значительным снижением давления в пласте, увеличением количества сква­жин и величиной коэффициента нефтеотдачи в пределах 10 %. Сроки завершения освоения могут составлять до 5 лет. Условием завершения принимается снижение до­бычи за год относительно общих балансовых запасов.

2. 
   Обеспечение стабильно высокого уровня добычи в пределах 3.. .17 % в зави­симости от вязкости нефти.
   

Длительность разработки может составлять от 1 года до 7 лет. Число скважин при этом также увеличивается за счёт использования резервов, однако происходит и частичное закрытие старых. Это связано с тем, что нефть становится более обводнён­ной вплоть до 65 %. Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 30.50 %. Добы­ча на некоторых скважинах выполняется механическим способом, то есть принудительной откачкой мощными насосами.

3. 
   Снижение добычи.
   

Коэффициент нефтеотдачи снижается до 10 % в год, а темпы отбора сокраща­ются до 1 %. Все скважины переводятся на механизированный способ добычи. Коли­чество резервных скважин значительно сокращается. Обводнение достигает значений в 85 %. Этот этап является самым сложным, так как необходимо замедление скорости откачки нефти. Определить разницу между предыдущим этапом и текущим достаточ но затруднительно, так как изменения среднегодового коэффициента добычи мини­мальны. За 3 периода нефтеносный слой вырабатывается до 90 % от общего объёма.

4. 
   Завершающая стадия.
   

Отбор нефти сокращается до 1 %, а уровень обводнённости становится макси­мальным (от 98 %). Прекращается разработка нефтяных скважин и они закрываются. Но длительность этого этапа может составлять до 20 лет и ограничивается только рентабельностью проекта.

Как и любой объект эксплуатации, нефтегазовая скважина нуждается в поддержа­нии и восстановлении своего состояния для обеспечения, прежде всего, работоспособно­сти, а также требуемого уровня отбора пластовой продукции.

С овокупность таких промысловых мероприятий в условиях нефтяных и газо­вых месторождений принято называть подземным ремонтом скважин.
1.2 Конструкция эксплуатационной скважины

В зависимости от геологического разреза, способов бурения и вскрытия эксплуатационного пласта, ожидаемого пластового давления и т. д. используют различные конструкции скважин (рис. 1.2), отличающиеся числом рядов концентрически расположенных обсад­ных труб различных диаметров и спус­каемых на различные глубины.

В зависимости от расположения и назначения каждого ряда труб раз­личают:

а) направление - первый ряд труб, спускаемых на глубину до 50 м для предохранения устья скважины от размывания промывочной жидкостью и исключения межпластовых перето­ков и загрязнения верхних водонос­ных горизонтов в течение всего срока

эксплуатации скважины;
1 - направление; 2 - кондуктор; 3-техническая колонна; 4-эксплуатационная колонна
б) кондуктор – второй ряд трубс максимальной глубиной спуска до500…600 м, предназначенный для обеспечения устойчивости стенок скважины в верхнем её интервале;

в) технические (промежуточные) колонны - один или несколько расположенных концентрически рядов труб, спускаемых в скважину в процессе бурения для изоляции водоносных пластов, нефтяных и газовых горизонтов, зон поглощения или зон с неустойчивыми, плохо сцементированными породами;

г)эксплуатационная колонна - последний ряд труб, спускаемых в скважину (после спуска процесс углубления прекращается).

Техническая и эксплуатационная колонны могут спускаться на всю глубину - от забоя до устья скважины или перекрывать необсаженный интервал ствола скважи­ны от забоя до предшествующей колонны. Такие колонны называются хвостовиками.

Если конструкция скважины включает помимо направления и кондуктора только эксплуатационную колонну, то её называют одноколонной, при наличии од­ной или нескольких промежуточных колонн её называют соответственно двух- или многоколонной.

При бурении скважин в большинстве случаев стремятся ограничиваться экс­плуатационной колонной диаметром 146 или 168 мм, позволяющими спускать в них оборудование, обеспечивающее при механизированной добыче нефти дебиты поряд­ка 700 м³/сут (а при фонтанном способе и выше), а газа - до 500 тыс. м³/сут.

Спущенные в скважину обсадные колонны цементируют путём закачки цемен­та в кольцевое пространство между стенками скважины и колонны. После затверде­вания цементный камень разобщает нефте- и газоносные пласты, исключает перетоки между ними, защищает обсадные трубы от корродирующего воздействия минерали­зованных пластовых вод [8].

Эксплуатационная скважина, предназначенная для извлечения из недр земли углеводородов или нагнетания в них жидких и газообразных веществ (рис.1.1), представляет собой направленный цилиндрический ствол в земной коре, в который спущены колонны стальных труб, а пространство между колоннами и стенками ствола заполнены цементом, что обеспечивает его надежное крепление и разобщение пластов. Последняя колонна эксплуатационная, являющаяся каналом, соединяющим эксплуатационный объект с дневной поверхностью, имеет с этим объектом гидродинамическое сообщение, которое может осуществляться через специальные отверстия в крепи ствола (трубах и цементном камне) или по всей поверхности в интервале эксплуатируемого объекта.


Эксплуатационная скважина.

1 – обсадные колонны

2 – цементный камень

3 – подъемная колонна

4 – соединение пласта со скважиной

5 – продуктивный пласт

6 – устьевое оборудование


Призабойной зоной пласта (ПЗП) принято называть примыкающую к стволу скважины в интервале гидравлического сообщения часть эксплуатируемого объекта. Численное значение радиуса ПЗП (глубина зоны) не конкретизуется. При вскрытии продуктивного объекта бурением эта величина может определяться глубиной проникновения в пласт фильтрата бурового раствора, в которой коэффициент проницаемости меньше, чем в пласте в естественных условиях. В процессе эксплуатации подразумевается активно работающая зона, подвергающаяся воздействию депрессии. Понятие «призабойная зона скважины (ПЗС)» более широкое. В нее входит вся толщина продуктивного пласта и соприкасающиеся интервалы, связанные с формированием конструкции забоя и планируемыми технологиями воздействия на эксплуатационный объект.

- с к в а ж и н а, как т е х н и ч е с к о е с о о р у ж е н и е (ствол скважины,

крепленный обсадными трубами и цементом)

- в н у т р е н н я я п о л о с т ь эксплуатационной колонны (канал,

соединяющий эксплуатируемый пласт с дневной поверхностью)

- у с т ь е с к в а ж и н ы (устьевое эксплуатационное оборудование и

арматура).
Причины, вызывающие необходимость ремонта указанных объектов и виды выполняемых работ различные. В призабойной зоне – крепление неустойчивых пород эксплуатируемого

пласта, расширение и создание новых фильтрационных каналов, и освобождение действующих от загрязнения, предотвращение или ограничение поступления воды в эксплуатационный объект и т.д. В скважине как техническом сооружении – восстановление герметичности и проходимости колонны, ликвидация путей движения пластовых вод и газа заколонной и т.п.

Внутри эксплуатационной колонны – освобождение канала от аварийных объектов и пробок (скважинного оборудования и инструмента, песка,отложений солей и парафина, металлических сальников, гидратов и пр.), установка и замена скважинного оборудования и приспособлений.

На устье скважины – ремонт и замена устьевого оборудования,герметизация его соединений с обсадными колоннами.Выбор технологии ремонта и воздействия на призабойную зону определяется геологическим строением, свойствами пластовых флюидов ирядом других факторов, с учетом вариантов и технологий вскрытия продуктивного пласта, определяющих конструкции забоя.
Под конструкцией забоя понимают обустройство ствола скважины винтервале эксплуатируемого объекта, предупреждающего его разрушение,надежную изоляцию и устойчивое сообщение с продуктивной зоной, прикотором скважина работает с оптимальными эксплуатационнымипоказателями.

Конструкции забоя и его параметры выбирают исходя из типа коллектора,степени его однородности, проницаемости и устойчивости пород,расположения по отношению к коллектору горизонтов водоносных,газоносных и их параметров.

В о т к р ы т ы х забоях пласты не зацементированы, пластовыефлюиды притекают в скважину по всей поверхности вскрытого интервалапродуктивной зоны естественным путем (а, г) или через установленный винтервале пласта не зацементированный трубный фильтр (б, д ). Формируютоткрытый забой чаще всего в однородных прочных коллекторах с низкойпроницаемостью при отсутствии в них высоконапорных горизонтов,подошвенной воды, газовой шапки (в нефтяных пластах).Прочными называют коллекторы, которые не разрушаются от геостатическихнагрузок и сохраняют устойчивость при создании регламентированнойдепрессии на пласт.

В з а к р ы т ы х забоях эксплуатируемые пласты перекрыты обсаднойколонной и зацементированы. В закрепленных стволах гидродинамическоесообщение пласта со скважиной достигается созданием фильтра с помощьюперфораторов различного принципа действия (стреляющие, прожигающие,сверлящие, гидроабразивные, механические, химические), которые пробиваютканалы в колонне, цементном камне и пласте (в, е). Колонны, перекрывающиепласты могут быть сплошными, в виде летучек и хвостовиков.Летучками обычно называют колонны, верхняя часть («голова») которыхрасположена ниже устья скважины. Хвостовик представляет собой летучку,являющуюся продолжением обсадной колонны, чаще всего эксплуатационной винтервале продуктивной зоны. Хвостовики могут быть зацементированы,возможны наличие пакеров или уплотнительных подвесок.Закрытые забои формируют в неоднородных коллекторах, с чередованиемустойчивых и неустойчивых пород, наличием горизонтов содержащих воду игаз с различными пластовыми давлениями.

Производительность скважины (количество поступающей продукции вединицу времени) во многом зависит от размеров и состояния поверхности притока.

Скважину, в которой продуктивная часть вскрыта полностью,дополнительные сопротивления притоку отсутствуют, а проницаемость зоны узабоя скважины одинакова с проницаемостью всего эксплуатируемого пласта,принято считать гидравлически совершенной.

В реальной скважине у забоя возникают дополнительные фильтрационные

сопротивления, и характер притока жидкости отличается от притока в скважинусовершенную.

Различают несовершенства

- по степени вскрытия, если пласт не полностью вскрыт;

-по характеру вскрытия, когда пласт сообщается со скважиной через

ограниченное число перфорационных отверстий;

- по качеству вскрытия, когда проницаемость призабойной зоны ниже

природной проницаемости пласта.

Пропускная способность фильтра зависит от диаметра отверстий и ихплотности (количества отверстий на единицу длины), глубины проникновенияв пласт. Площадь притока на единицу длины в закрытых забоях всегда меньше,чем в скважинах с забоем открытым.

В закрытых забоях, чем больше глубина каналов вскрытия, тем надежнеесообщение пласта со скважиной. Наибольшая глубина каналов достигаетсягидропескоструйной перфорацией. Увеличить глубину каналов в 2 – 4 разапозволяет гидравлическая перфорация в продуктивной части пласта послеудаления труборезом участка обсадной колонны в интервале ее проведения.Расположение забоя скважины или башмака колонны по отношению кровлиэксплуатационного объекта могут быть различными.