Раздел 4. Функции и назначение буровых растворов
 Скачать 3.16 Mb.
|
|
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЯ ФИЛЬТРАЦИИ 31 Показатель фильтрации Ф,см 3 - величина, определяемая объемом дисперсионной среды, отфильтрованной за определенное время при пропускании бурового раствора через бумажный фильтр ограниченной площади. Показатель фильтрации косвенно характеризует способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины. Для измерения показателя фильтрации при нормальной температуре могут быть использованы: - прибор ВМ-6, - фильтр-пресс. Для измерения показателя фильтрации в горизонтальном направлении используется пресс фильтровальный низкого давления. 32 Прибор ВМ-6 состоит из плунжера 1, груза- шкалы 2, цилиндра 3 с ввернутой в него втулкой 4, иглы 5, фильтрационного стакана 6, основания 7, пробки 8, резиновой прокладки 9 и бумажного фильтра 10. В комплект прибора входят бачок для масла емкостью 0,5 л, обеззоленная фильтровальная бумага или готовые фильтры диаметром 70 мм. Максимальная водоотдача, которую можно измерить непосредственно на приборах ВМ- 6, составляет 40 см 3 за 30 мин 33 Порядок работы: - смачивают кружок фильтровальной бумаги диаметром 75 мм водой, кладут его на дно поддона, сверху кладут резиновую прокладку и накручивают стакан; - отверстие в поддоне закрывают пробкой; - заливают исследуемый буровой раствор в стакан объемом 120 см3, не доливая до края на 3-4 мм; - навинчивают напорный цилиндр с закрытым игольчатым клапаном на стакан, сверху наливают машинное масло; - вставляют плунжер в цилиндр (для создания давления 0,1 МПа), и, приоткрыв спускную иглу, легким вращением подводят нулевое деление на шкале к отсчетной риске на втулке цилиндра; - закрывают спускной игольчатый клапан, открывают отверстие в поддоне, вынув пробку, и одновременно включив секундомер. При открытии отверстия может произойти резкое опускание плунжера на определенную величину («скачок»). Значение «скачка» необходимо вычесть из полученного по шкале значения показателя фильтрации; - через 30 минут делают отсчет по шкале (глаз должен находиться на уровне отсчетной риски), открывают спускную иглу, выпускают масло и опустившийся плунжер вынимают из цилиндра; - игольчатый клапан закрывают, цилиндр отворачивают, масло сливают; - раствор выливают, отвинчивают стакан и достают фильтрационную корку. Измеряют толщину фильтрационной корки. ТЕХНОЛОГИИ ЗАКАНЧИВАНИЯ МОРСКИХ СКВАЖИН 1 Большинство запасов сосредоточено в глубоководных и сверхглубоководных месторождениях. С самого начала бурения морских скважин вплоть до их консервации и ликвидации специалистам приходится сталкиваться с огромным количеством технических проблем, особенно на глубоководных участках. Их высокая продуктивность и труднодоступность требуют прочных конструкций систем заканчивания, обеспечения бесперебойного притока скважинной продукции, надежности и долговечности оборудования. Для обеспечения экономической жизнеспособности проекта требуется максимальное увеличение текущих уровней добычи и накопленного отбора с обеспечением безопасности и сохранности окружающей среды. 2 В процессе заканчивания скважины в нее спускаются трубы, инструменты и оборудование для обеспечения и регулирования процессов добычи и нагнетания флюидов. Существуют несколько классификаций способов заканчивания скважин, наиболее распространенными из которых являются: • по типу взаимодействия «скважина — пласт» (открытый или обсаженный ствол); • по количеству продуктивных пластов (однопластовое или многопластовое); • по способу эксплуатации (естественное фонтанирование или механизированная добыча). 3 ЗАКАНЧИВАНИЕ ОТКРЫТЫМ СТВОЛОМ В случае заканчивания открытым стволом спуск и цементирование эксплуатационной колонны или хвостовика производятся в покрывающей породе, а ствол скважины остается открытым коллектору. На схеме показана скважина, в которую спущен хвостовик со щелевидными продольными пазами, который не пропускает частиц породы внутрь колонны. Заканчивание открытым стволом применяется только в продуктивных пластах с высокой прочностью пород, где нет опасности образования каверн или осыпания. Отсутствие обсадной колонны делает площадь контакта породы со стволом скважины максимальной. 4 Чтобы твердая фаза не примешивалась к скважинной продукции, на участке открытого ствола может быть установлен фильтр со щелевидными пазами или перфорированная труба- хвостовик Технология заканчивания открытым стволом позволяет минимизировать общую стоимость заканчивания скважины и обеспечивает свободу выбора типа обработки прискважинной зоны в случае последующего углубления скважины. 5 ЗАКАНЧИВАНИЕ ОБСАЖЕННЫМ СТВОЛОМ В случае заканчивания обсаженным стволом перфорационные каналы обеспечивают селективную связь между продуктивным пластом и стволом скважины, а также служат протоками для закачки рабочей жидкости при проведении кислотных обработок и операций по гидроразрыву пласта. При заканчивании скважины с обсаженным стволом обсадная колонна спускается и цементируется в продуктивном интервале. Течение флюидов обеспечивается посредством перфорации обсадной колонны и цементного кольца, в результате чего производится вскрытие и подключение продуктивного пласта к скважине. 6 ОДНОПЛАСТОВОЕ ЗАКАНЧИВАНИЕ При однопластовом заканчивании пакер образует герметичное уплотнение внутри эксплуатационной колонны, которое изолирует колонну НКТ от надпакерной области. В надпакерной области находится жидкость для заканчивания скважины, содержащая ингибиторы коррозии для обсадной колонны. Ниже пакера располагаются различные приспособления для регулирования потока флюида, а также для свободного извлечения спускаемого на кабеле инструмента. Пакер часто считают наиболее важным инструментом в эксплуатационной колонне, поскольку его задача — обеспечить длительный гидроизоляционный барьер, совместимый и с пластовыми флюидами, и с флюидами в межколонном пространстве скважины. 7 Часто над и под пакером устанавливается вспомогательное оборудование. Ближе к верхней части колонны НКТ, но ниже границы дна обычно устанавливается клапан-отсекатель; Он представляет собой устройство аварийного регулирования потока скважинных флюидов для защиты персонала, пласта и окружающей среды в случае аварии на устьевой арматуре или оборудовании. 8 Для создания необходимого гидростатического давления над пакером и предупреждения коррозии требуется поддерживать поток флюида в межколонном пространстве. Посадочные ниппеля служат профилированными приемными гнездами, куда могут быть установлены пробки или штуцеры для регулирования потока, а также устройства для измерения дебита. Пазы или каналы в колонне НКТ обеспечивают поступление углеводородов в колонну. Плавный возврат спущенного на кабеле инструмента внутрь колонны НКТ становится возможным с использованием направляющей воронки. 9 МНОГОПЛАСТОВОЕ ЗАКАНЧИВАНИЕ Многопластовое заканчивание применяется там, где необходимо вести добычу более чем из одного интервала. На данной схеме приведен пример многопластового заканчивания скважин с применением двух пакеров, разделяющих продуктивные интервалы, где в процессе добычи флюиды, поступающие из обоих интервалов, смешиваются. Одноколонный пакер изолирует нижний интервал и обеспечивает подачу добываемого флюида на поверхность по длинной колонне НКТ. Пример многопластового заканчивания скважины на схеме иллюстрирует применение специального двухколонного пакера, который не позволяет добываемым флюидам смешиваться. 10 Двухколонный пакер изолирует верхний интервал от затрубного пространства и обеспечивает подачу добываемого флюида на поверхность по короткой колонне НКТ. Существует множество возможных конфигураций, позволяющих вести одновременную эксплуатацию всех зон или выборочную эксплуатацию отдельных продуктивных интервалов. Разделение множественных интервалов происходит по трем основным причинам: контролирующие органы требуют учитывать добычу по каждому интервалу; в целях предупреждения межколонных перетоков изолированы зоны высокого и низкого давления; потоки сырой нефти, поступающие из разных интервалов, могут быть химически несовместимыми и при смешивании образовывать шламы или допускать выпадение осадка. 11 Во многих случаях скважины поначалу эксплуатируются фонтанным способом, а методы механизированной добычи внедряются на более поздних этапах по мере истощения запасов пласта. Фонтанная арматура препятствует выбросу нефти и газа из скважины на поверхность и в атмосферу, а также направляет и регулирует поток флюидов на выходе из скважины. Особо важную роль на устье скважины во время проведения работ по заканчиванию играет противовыбросовый превентор — задвижка, которая может быть закрыта для предотвращения неуправляемого роста дебита скважины. 12 Многие противовыбросовые превенторы управляются дистанционно, что особенно важно для обеспечения безопасности бригады и сохранности установки и скважины. Способ размещения и конструкция фонтанной арматуры на морской скважине определяются глубиной воды и наличием платформы. Если морская платформа – стационарного типа, то фонтанную арматуру можно установить на морскую платформу. Но если платформа иного типа, то существующие на сегодняшний день технологии не позволяют монтировать фонтанную арматуру на платформах, и ее приходится размещать на дне моря. 13 Вертикальный ствол скважины может быть легко обсажен, зацементирован или закончен, более того, призабойная зона легко поддается очистке. В отличие от этого, бурение горизонтальных скважин и их последующее исследование показало существенное увеличение темпов добычи по сравнению с вертикальными скважинами. В результате, в настоящее время это дает большой стимул для исследования технологий, необходимых для бурения, заканчивания, проверки, интенсификации и правильной разработки горизонтальных скважин, которые, с ростом производства, могут значительно улучшить нефтяную экономику. Многопластовые скважины являются первым выбором для горизонтальных скважин, так как пласты с естественными трещинами обычно предполагают значительное увеличение добычи. 14 ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИНЫ С ОТКРЫТЫМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ УЧАСТКОМ. Это наиболее экономичный тип заканчивания, где удаление шлама с горизонтального участка является основным видом интенсификации. Если требуется дополнительная интенсификация,то спускают НКТ или гибкие трубы на конечную глубину. В горизонтальную зону вводится жидкость для интенсификации, а затем она закачивается в сам пласт. 15 ХВОСТОВИК С ЩЕЛЕВИДНЫМИ ПРОДОЛЬНЫМИ ОТВЕРСТИЯМИ. Этот тип заканчивания используется при опасности обрушения стенок скважины. Он применяется в пластах, в которые естественным путем поступает флюид , а так же не требуется никакое стимулирование потока. Рассмотрим технологию бурения многоствольных скважин типа fishbone, получившую в русскоязычной среде в качестве названия дословный перевод – технология «рыбья кость» . Такое странное на первый взгляд наименование для нефтедобывающих технологических инструментов оказывается вполне оправданно, и обосновано оно ассоциативно – достаточно лишь поближе познакомиться с принципами рассматриваемого метода. 16 Итак, метод забуривания многоствольных скважин по технологии fishbone направлен в первую очередь на интенсификацию притока пластового флюида. За счет использования технологии «рыбья кость» повышается производительность скважин, а также их приемистость в случае, если речь идет о нагнетательных объектах. Суть технологии состоит в создании одного горизонтального ствола и множества отходящих от него ответвлений, которые за счет своего расположения обеспечивают лучшее подсоединение резервуара к стволу скважины. При этом визуально схематичное изображение полученного объекта, действительно, напоминает скелет рыбы. 17 В российской технологии fishbone: Конструкции из труб не собирается на поверхности, а формируется во время строительства горизонтального ствола, когда с определенной точки производится бурение отростков на вышележащий нефтеносный пропласток, после чего осуществляется подъем компоновки до точки срезки. Затем производится срезка в основной ствол и так – до следующей заданной точки. То есть, бурим основной ствол и ответвления от него. Ответвления могут отходить в любом направлении от горизонтального ствола и их стоимость значительно ниже, чем затраты на бурение отдельных скважин, однако сам процесс бурения таких скважин существенно сложнее 18 На морской платформе «Приразломная» пробурили и ввели в эксплуатацию первую многозабойную скважину с множественными горизонтальными ответвлениями «рыбья кость» Выбранная траектория стволов позволяет существенно увеличить охват нефтенасыщенных участков пласта. Новая скважина стала четвертой нагнетательной на морской платформе «Приразломная» 19 Согласно квалификации TAML (Technology Advancement for Multi-Laterals) новая скважина на российском арктическом шельфе относится к первому уровню сложности строительства многоствольных скважин, поскольку срезка и бурение боковых ответвлений производились из открытого ствола. Уровень TAML 1: основной ствол и боковые ответвления не имеют крепления обсадными трубами или в каждом стволе подвешенный хвостовик. Прочность сочленения и его гидравлическая изолированность целиком зависит от свойств породы, в котором находится место сочленения Уровень TAML 2: основной ствол обсажен и зацементирован, боковой ствол имеет открытый забой или оснащен хвостовиком (фильтром). Сочленение гидравлически не изолировано. 20 Уровень TAML 3: основной ствол обсажен и зацементирован, боковой ствол обсажен без цементирования (возможно крепление у точки разветвления без цементирования) Уровень TAML 4: основной и боковой стволы обсажены и зацементированы (боковой ствол имеет хвостовик (фильтр)) Уровень TAML 5: основной и боковой стволы обсажены и зацементированы (технологическое оборудование для добычи крепится с использованием пакеров). Сочленение герметично. (Может быть, а может не быть зацементировано) Уровень TAML 6: основной ствол имеет забойное разветвление и крепление оборудования для раздельной добычи. Сочленение герметично. (Использование только цемента для герметизации недостаточно) 21 ТЕХНОЛОГИИ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОГО ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН. Основа данной технологии – это управляемые с поверхности скважинные клапаны, используемые для регулирования притока из отдельных зон или боковых стволов, и постоянные скважинные датчики температуры и давления. Однако по мере увеличения числа подводных скважин и скважин с большим отходом от вертикали в 1990-х гг., использование традиционных методов спуска оборудования на кабеле стало сопряжено с экономическими и техническими проблемами: вариант с динамически позиционируемыми судами, используемыми в качестве платформ для поддержки подводных работ и осуществления стандартных внутрискважинных работ, оказывается дорогостоящим, а ввод кабеля или ГНКТ в ствол через устье, расположенное на морском дне, иногда на глубине нескольких тысяч футов, намного более сложен и связан с намного большим риском, чем вход в скважину через фонтанную арматуру на поверхности. 22 Очевидным решением этих проблем является переход от механических операций (внутрискважинных работ) к гидравлическому или электрическому управлению с поверхности. Однако, чтобы такая схема обеспечила то, для чего она предназначена – избежание внутрискважинных работ, – клапаны должны иметь очень большой срок службы и высочайшую надежность, чтобы перерывы между работами по их техобслуживанию составляли годы Клапаны регулирования притока, извлекаемые на кабеле и ГНКТ. В отличие от своих предшественников эти элементы компоновки интеллектуального заканчивания не требуют спуска кабеля или ГНКТ для их закрытия, открытия или плавной регулировки площади сечения потока. 23 Они управляются дистанционно через гидравлическую линию, или, в случае электрических систем, по электросигналу, подаваемому на электромеханические приводы. Эти инновации дают возможность инженерам разрабатывать клапаны с дистанционной регулировкой и разной площадью сечения потока, соответствующей профилю притока для продуктивной зоны. 24 ТЕХНОЛОГИИ ЗАКАНЧИВАНИЯ МОРСКИХ СКВАЖИН 1 Большинство запасов сосредоточено в глубоководных и сверхглубоководных месторождениях. С самого начала бурения морских скважин вплоть до их консервации и ликвидации специалистам приходится сталкиваться с огромным количеством технических проблем, особенно на глубоководных участках. Их высокая продуктивность и труднодоступность требуют прочных конструкций систем заканчивания, обеспечения бесперебойного притока скважинной продукции, надежности и долговечности оборудования. Для обеспечения экономической жизнеспособности проекта требуется максимальное увеличение текущих уровней добычи и накопленного отбора с обеспечением безопасности и сохранности окружающей среды. 2 В процессе заканчивания скважины в нее спускаются трубы, инструменты и оборудование для обеспечения и регулирования процессов добычи и нагнетания флюидов. Существуют несколько классификаций способов заканчивания скважин, наиболее распространенными из которых являются: • по типу взаимодействия «скважина — пласт» (открытый или обсаженный ствол); • по количеству продуктивных пластов (однопластовое или многопластовое); • по способу эксплуатации (естественное фонтанирование или механизированная добыча). 3 |