Ответы на экзамен П и КРС. Все ответы на П и КРС. Характеристика объектов скважины и причины, вызывающие необходимость их ремонта в процессе эксплуатации
 Скачать 0.74 Mb.
|
|
14. Конструкции эксплуатационных колонн и возможная их оснастка. Эксплуатационная колонна - последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа или для нагнетания в пласты жидкости или газа. Иногда в качестве эксплуатационной колонны может быть использована (частично или полностью) последняя промежуточная колонна.  Рис. 11.1. Типы конструкции эксплуатационных колонн: 1, 2 — сплошная колонна, зацементированная соответственно через башмак и специальные отверстия под пластом; 3, 4 — зацементированная колонна с хвостовиком; 5 — колонна, спущенная до пласта (эксплуатационная с открытым забоем); 6, 7 — комбинированные колонны, спущенные секциями Конструкция скважин должна отвечать условиям охраны окружающей среды и исключать возможное загрязнение пластовых вод и межпластовые перетоки флюидов не только при бурении и эксплуатации, но и после окончания работ и ликвидации скважины. В связи с этим необходимо обеспечивать условия для качественного и эффективного разобщения пластов. Это один из главнейших факторов. Простая конструкция (кондуктор и эксплуатационная колонна) не во всех случаях рациональна. В первую очередь это относится к глубоким скважинам (4000 м и более), вскрывающим комплекс разнообразных отложений, в которых возникают различные, иногда диаметрально противоположные по характеру и природе осложнения. Следовательно, рациональной можно назвать такую конструкцию, которая соответствует геологическим условиям бурения, учитывает назначение скважины и другие, отмеченные выше, факторы и создает условия для бурения интервалов между креплениями в наиболее сжатые сроки. Последнее условие является принципиальным, так как практика буровых работ четко подтверждает, что чем меньше времени затрачивается на бурение интервала ствола между креплениями, тем меньше число и тяжесть возникающих осложнений и ниже стоимость проводки скважины. 15. Конструкции забоев скважин и их особенности в зависимости от свойств продуктивного пласта и схем его вскрытия. В зависимости от существенно различающихся свойств продуктивного пласта и технологий выработки запасов углеводородов можно использовать одну из следующих типовых конструкций забоев скважин: a) Скважина с перфорированным забоем. б) Скважина с забойным хвостовиком. в) Скважина с забойным фильтром. г) Скважина с открытым забоем.  Вне зависимости от конструкции забоя после вскрытия продуктивного горизонта в скважине проводится цикл геофизических, а в продуктивном горизонте еще и цикл гидродинамических исследований; по полученной информации решается ряд важных задач. Скважины с перфорированным забоем являются наиболее распространенными в нефтедобывающей промышленности в силу целого ряда преимуществ, к основным из которых можно отнести: -надежная изоляция пройденных горных пород; -возможность дополнительного вскрытия перфорацией временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов в разрезе скважины; -простота поинтервального воздействия на призабойную зону в случае ее сложного строения; -существенное упрощение технологии бурения, т.к. бурение под эксплуатационную колонну ведется долотом одного размера до проектной отметки. После разбуривания ствола до проектной отметки в скважину спускается обсадная колонна, которая цементируется, а затем перфорируется. В условиях достаточно крепких коллекторов такая конструкция забоя является длительно устойчивой. Скважины с забойным хвостовиком предназначены для продуктивных горизонтов, представленных крепко сцементированными (очень крепкими) коллекторами. Скважина бурится до проектной отметки, затем в нее спускается обсадная колонна, нижняя часть которой на толщину продуктивного горизонта имеет насверленные отверстия. После спуска обсадной колонны проводится ее цементирование выше кровли продуктивного горизонта; при этом пространство между стенкой и обсадной колонной на толщину продуктивного горизонта остается свободным. Приток в такую скважину аналогичен таковому в совершенную скважину, но забой является закрепленным, что исключает уменьшение диаметра скважины даже в случае частичного обрушения призабойной зоны. Скважины с забойным фильтром предназначены для слабосцементированных (рыхлых) коллекторов. До кровли продуктивного горизонта скважина бурится с диаметром, соответствующим диаметру эксплуатационной колонны. Затем в скважину спускаются обсадные трубы и производится цементирование. Продуктивный горизонт разбуривается долотом меньшего диаметра до подошвы. Перекрытие продуктивного горизонта осуществляется фильтром, закрепляемым в нижней части обсадной колонны на специальном сальнике. Фильтр предназначен для предотвращения поступления песка в скважину. Известно большое количество фильтров, различающихся не только конструкцией, но и материалом, из которого они изготавливаются. Скважины с открытым забоем предназначены для однородных устойчивых (прочных) коллекторов. Нижняя часть скважины (до кровли продуктивного горизонта) не отличается от таковой для скважин с забойным фильтром. Продуктивный горизонт разбуривается также долотом меньшего диаметра до подошвы; при этом ствол скважины против продуктивного пласта остается открытым. Совершенно очевидно, что такая конструкция обладает наилучшим гидродинамическим совершенством, но имеет ограниченное распространение в силу ряда недостатков, основными из которых являются: -ограниченность или даже невозможность эксплуатации продуктивных горизонтов сложного строения; -небольшая толщина продуктивного горизонта; -невозможность эксплуатации скважины с достаточно большими депрессиями вследствие разрушения продуктивного горизонта (обвалы призабойной зоны ствола). На базе описанных типовых конструкций забоев скважин не исключается возможность создания их модификаций в соответствии с особенностями продуктивного горизонта в каждом конкретном случае (т.е. обоснование конструкции забоя скважины индивидуализировано). 16. Категории опасности скважин при проведении ремонтных работ. Первая категория: - Газовые скважины, независимо от величины пластового давления. - Нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м3/м3. - Нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков. - Нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом. - Нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического более чем на 10%. - Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности. - Нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью, разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе. Вторая категория: - Нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор менее 200 м3/м3. - Нагнетательные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое не более чем на 10%. Третья категория: - Нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического. - Нагнетающие скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического 17. Глушение скважин, необходимые параметры, этапы глушения. Цель глушения – прекращение поступления флюидов из эксплуатируемого объекта к забою скважины. Согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности (2003 п. 4.6.5) глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых (согласно выполненным расчетам) сохраняются условия фонтанирования или проявлений газа, нефти и воды при пластовых давлениях ниже гидростатического. Поэтому перед ремонтом глушению подлежат скважины не только фонтанные, но и эксплуатируемые механизированным способом. Глушение заключается в замене скважинной продукции, состоящей из нефти, газа и воды, на жидкость, плотность которой обеспечивает необходимоепротиводавление (репрессию) на эксплуатируемый пласт. Скважины, в продукции которых содержится сероводород, в количествах превышающих установленные пределы, должны быть заглушены жидкостью, нейтрализующей сероводород. Плотность жидкости глушения (ЖГ) определяется из расчета создания забойного давления Рзаб, превышающего пластовое (поровое) давление Рпл. Согласно правилам безопасности ПБНГП – 2003, (п.п. 4.3.2. и 2.7.3.3) превышение забойного давления для скважин глубиной до 1200 м составляет 10 % , свыше – 5 % [2] В скважинах наклонно-направленных со значительными зенитными углами глубину залегания пласта выражают через длину скважины. Во всех случаях и видах ремонта устье скважины должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. Скважина обеспечивается ЖГ соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины. Замена скважинной жидкости выполняется через колонну подъемных (лифтовых) труб по схеме прямой или обратной промывки до появления ее на устье скважины (рис. 3.1 а, б). Прямая промывка обычно применяется в фонтанных скважинах. В скважинах оборудованных глубинными электроприводными и штанговыми насосами наиболее часто используется промывка обратная. Полная замена скважинной жидкости на ЖГ за один цикл промывки возможна только при установке промывочных труб на забое скважины. Теоретический объем закачанной ЖГ до появления ее на устье скважины V в случае полного отсутствия приемистости эксплуатируемого пласта и герметичности скважины, равняется объему внутренней полости НКТ (насосно- компрессорных труб) и межтрубного пространства в интервале расположения подъемной колонны Если подвеска (башмак) подъемной колонны расположена значительно выше пласта и полная замена скважинной жидкости за один цикл промывки невозможна, глушение скважины решают по двум вариантам (схемам). Первый вариант предусматривает использование ЖГ повышенной плотности, которая превышает плотность расчетную. Столб жидкости повышенной плотности ρ' высотой, равной глубине подвески насоса, обеспечивает заданное противодавление на пласт. По второму варианту глушение осуществляют жидкостью расчетной плотности в два этапа. На первом этапе закачивают ЖГ в объеме скважины от забоя до башмака подъемной колонны и ожидают ее оседания, затем остальную часть. Время оседания τ определяют из выражения τ = l / ν (3.4) где ν – скорость оседания жидкости м/с (приблизительное время оседания на расстояние 1000 м – 2 – 2.5 часа) Если пласт, подлежащий глушению, обладает приемистостью, то при глушении через межтрубное пространство скважинная жидкость вытесняется одновременно в подъемную колонну и в пласт. По количеству закачанной ЖГ в момент ее появления на устье скважины, можно определить интервалы фактического замещения скважинной жидкости. Возможны следующие варианты: - если количество закачанной ЖГ равно объему скважины, то можно утверждать, что замена произошла по всему интервалу ствола, - если количество закачанной ЖГ меньше объема скважины, то оставшийся объем нагнетают при закрытом устье под давлением, не превышающим допустимое для эксплуатационной колонны. Вариант, когда количество закачанной в скважину ЖГ превысило объем скважины до появления ее на устье, нежелателен. Это свидетельство высокой поглощающей способности эксплуатируемого пласта. В таких случаях прекращают глушение и принимают меры по снижению проницаемости коллектора или продолжают закачку ЖГ до появления ее на устье. При этом излишки ЖГ проникают в коллектор. Необходимое количество жидкости для глушения скважины V можно выразить через пластовое давление Рпл Фактически этот объем должен быть умножен на коэффициент запаса п, величина которого зависит от гидродинамической условий (колеблется в пределах 1.07 – 1.67 ). Для предотвращения возможных проявлений нефти, газа и воды в период подъема из скважины колонн, на устье устанавливается и обвязывается емкость с ЖГ (блок долива), чтобы обеспечить поступление жидкости в скважину самотеком или с помощью насоса. 18.Состав и регулирование свойств жидкостей глушения на водной основе. К ЖГ на водной основе относят глинистые растворы, рассолы, специальные полимерные системы, прямые эмульсии, пены. Глинистые растворы готовят из сырой глины и глинопорошков (высушенная измельченная глина с возможным добавлением химических реагентов). Используя барит, карбонатные и железистые утяжелители, плотность которых от 2600 до 4250 кг/м3, можно приготовить ЖГ плотностью до 2500 кг/м3. Основой для приготовления солевых растворов используют воду техническую, сточную, пластовую, морскую. Сточную воду, полученную с установок промысловой подготовки нефти плотностью 1080 – 1120 кг/м3 и высокоминерализованную пластовую плотностью 1180 – 1230 кг/м3 по промысловым коллекторам транспортируют в специально оборудованные емкости, установленные на эстакадах для удобства набора воды в автоцистерны. В отечественной практике для утяжеления водной основы ЖГ в большинстве случаев используют соли: - хлористый натрий (NaCl), - хлористый кальций (CaCl2), - хлористый цинк.(ZnCl2), В зарубежной практике : хлористый калий (KCl), карбонат калия (K2CO3), бром натрия (NaBr), хлорит олова (SnCl2). С добавлением в качестве утяжелителей солей кальция и натрия можно приготовить водные растворы следующей плотности: водная основа плотность кг/м3 пластовая 1330 – 1335 сточная 1260 – 1280 техническая 1220 - 1240 Дальнейшее насыщение раствора солью приводит к его неустойчивости. Водные растворы минеральных солей высокой плотности не содержат материалов для закупорки пор, что может стать причиной их поглощения. Рассолы не обладают взвешенной способностью, что приводит к быстрой седиментации (оседанию) твердых частиц на забой после прекращения циркуляции. Высокие температуры способствуют возрастанию коррозионной активности рассолов, что требует применения ингибиторов коррозии. Рассолы плотностью выше 1600 кг/м3 получают с применением солей, содержащих бром (до 2200 кг/м3). Среди жидкостей глушения на водной основе выделяют группу безглинистых растворов с конденсированной твердой фазой – гидрогелевые. Для промывки и глушения поглощающих пластов разработаны растворы полимерные. Их вязкость и фильтрацию регулируют различными полимерными загустителями. В зависимости от типов полимера полимерные системы могут быть тиксотропными и нетиксотропными. Первые характеризуются вязкостью и структурно- механическими свойствами, что позволяет им удерживать твердые частицы во взвешенном состоянии после прекращения движения. Вторые обладают повышенной вязкостью, но не способны к гелеобразованию. 19. Облагороженные жидкости глушения ТатНИНПИнефть. Институтом ТатНИПИнефть для нефтяных месторождений региона создан ряд основных составов и их модификаций, получивших название ОБЛАГОРОЖЕННЫХ жидкостей глушения (не влияющих на фильтрационные характеристики коллектора). Эти жидкости имеют регулируемую плотность и физико-химических свойств, как нейтрализующая способность сероводорода, поверхностная активность, смачивающая способность, регулируемая реология, моющим и гидрофобизирующим (или гидрофилизующим) эффектами. Рецептуры базируются на водной и углеводородной (эмульсионной) основе. Для приготовления жидкостей используют техническую, сточную и пластовую воду с добавлением в определенных соотношениях ПАВ (МЛ-80, АФ9-6), крахмала, солей (КСl, СаСl2), препаратов нейтрализующих сероводород (хлорамин Б, смеси многоатомных спиртов), эфир целлюлозы и др. Материалами для приготовления жидкостей на углеводородной основе служит товарная нефть, дистиллят (ШФЛУ), эмульгаторы – стабилизаторы (эмультал, нефтенол, тарин и др). 20.Технология комбинированного глушения. технологии комбинированного глушения, по которой облагороженную жидкость располагают в нижней части скважины в интервале от забоя до подвески насоса, а традиционный водный состав ЖГ в верхней части в интервале спуска лифтовой колонны. Таким образом, контакт водных жидкостей с продуктивным пластом исключен, а подъемная колонна расположена в водной среде 21. Обратные нефтяные эмульсии в качестве жидкостей глушения и их влияние на свойства коллектора. Для глушения скважин широко используют обратные нефтяные эмульсии вследствие их способности к сохранению и восстановлению естественной проницаемости коллектора, возможности регулирования плотности, структурно-реологических, фильтрационных и других технологических свойств, а также доступности составляющих компонентов. Эмульсии представляют собой дисперсные системы взаимно нерастворимых жидкостей, в которых мелкие капельки (глобулы) одной жидкости (дисперсной или внутренней фазы) распределены в другой жидкости (дисперсионной или внешней среде). Вода с нефтью образуют два типа эмульсий – нефть в воде (прямые или первого рода) и вода в нефти (обратные или второго рода). Необходимым условием образования стабильных обратных нефтяных эмульсий (углеводородной среды и водной фазы) является наличие третьего обязательного компонента, выполняющего роли эмульгатора и стабилизатора. Таким компонентом могут быть природные эмульгаторы в составе нефти (смолы, асфальтены, нерастворимые органические кислоты, мельчайшие частицы ила и глины) или специально подобранные ПАВ и их композиции. При эмульгировании дисперсной фазы в дисперсионной среде одновременно протекают два противоположных процесса – диспергирование (раздробление) и коалесценция (слияние капель между собой). Эмульгаторы способствуют образованию пленок (оболочек) на поверхности раздробленных мелких капелек воды, препятствующих их слиянию. В зависимости от объемной доли дисперсной фазы эмульсии различают разбавленные, концентрированные и высококонцентрированные. В обратных эмульсиях (ОЭ) для глушения скважин в качестве внутренней фазы используют пресные и пластовые воды, растворы минеральных солей и кислот любой концентрации, полимеры. Внешней средой служат нефть, нефтепродукты и их смеси, что позволяет получать жидкости с различными функциями по отношению к коллектору. В промысловой практике для глушения скважин наиболее распространены эмульсии с содержанием водной фазы в пределах 40 – 60 %. В качестве эмульгаторов используют реагенты ЭС-2, тарин, нефтехим-1, а также композициис ПАВ, выполняющих различные функции (эмультал + СМАД-1, эмультал + окисленный битум, нефтнхим-1 + СМАД-1 и др). Основные технологические свойства ОЭ, которые можно регулировать в соответствии с эксплуатационными условиями и назначением операций - создание необходимой репрессии на пласт, проникновение в фильтрационные каналы коллектора, способность удерживать твердые частицы во взвешенном состоянии, стабильность к расслоению системы и колебаниям температуры, самовоспламенение, устойчивость к воздействию среды применения. Регулируются составом, свойствами и соотношением основных компонентов (внутренней фазы, внешней среды, эмульгаторов), характеристикой и количеством активных и инертных добавок. Глушение скважины такай эмульсией, позволяет совмещать подземный ремонт с операцией ОПЗ (обработка призабойной зоны). Обратные эмульсии, ввиду своей углеводородной природы и дисперсного характера, практически лишены отрицательного влияния на нефтяные коллекторы, присущие системам на водной основе. Обратные эмульсии обладают малой коррозионной активностью по отношению к металлу, устойчивы воздействию сероводорода (хорошо растворяют и связывают сероводород) |