Скважина. УДК М 79 Мордвинов А.А. Освоение эксплуатационных скважин Учебно. Освоение эксплуатационных скважин
 Скачать 1.13 Mb.
|
|
1.2. Категориискважин 1.2.1. По назначению скважины подразделяются на следующие кате - гории : поисковые , разведочные , эксплуатационные 1.2.2. Поисковыми называются скважины , бурящиеся для поисков новых залежей нефти и газа 1.2.3. Разведочными называются скважины , бурящиеся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки запасов нефти и газа промышленных категорий в необходимом соотноше - нии и сбора исходных данных для составления проекта ( схемы ) разработки залежи ( месторождения ). 1.2.4. При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин : – основной фонд добывающих и нагнетательных скважин ; – резервный фонд скважин ; – контрольные ( наблюдательные и пьезометрические ) скважины ; – оценочные скважины ; – специальные ( водозаборные , поглощающие и др .) скважины ; – скважины - дублеры 1.2.5. Добывающие ( нефтяные и газовые ) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти , нефтяного и природного газа , газокон - денсата и других сопутствующих компонентов В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные , газлифтные и насосные 1.2.6. Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды , газа , пара и других рабочих агентов В соответствии с принятой системой воздействия нагне - тательные скважины могут быть законтурными , приконтурными и внутри - контурными В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания , создания дополнительных и развития сущест - вующих линий разрезания , организации очагового заводнения могут пере - водиться добывающие скважины Конструкция этих скважин в совокупно - сти с применяемым оборудованием должны обеспечить безопасность про - цесса нагнетания , соблюдение требований по охране недр Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих 1.2.7. Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в разработку отдельных линз , зон выклинивания и застойных зон , которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в 90 Продолжение приложения 1 пределах контура их размещения Количество резервных скважин обосно - вывается в проектных документах с учетом характера и степени неодно - родности продуктивных пластов ( их прерывистости ), плотности сетки скважин основного фонда и т д 1.2.8. Контрольные ( наблюдательные и пьезометрические ) скважины предназначаются : а ) наблюдательные – для периодического наблюдения за изменением положения водонефтяного , газонефтяного и газоводяного контактов , за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи ; б ) пьезометрические – для систематического измерения пластового давления в законтурной области , в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта Количество и местоположение контрольных скважин определяется в проектных документах на разработку 1.2.9. Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подго - тавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях ( залежах ) с целью уточнения параметров и режима работы пластов , выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей , оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории А + В + С 1 1.2.10. Специальные скважины предназначаются для добычи техни - ческой воды , сброса промысловых вод , подземного хранения газа , ликви - дации открытых фонтанов Водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин , а также систем поддержания пла - стового давления в процессе разработки Поглощающие скважины предна - значены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты 1.2.11. Скважины - дублеры предусматриваются для замены фактиче - ски ликвидированных из - за старения ( физического износа ) или по техни - ческим причинам ( в результате аварий при эксплуатации ) добывающих и нагнетательных скважин Количество , размещение и порядок ввода сква - жин - дублеров по представлению нефтегазодобывающих управлений обос - новывается технико - экономическими расчетами в проектах и уточненных проектах разработки и как исключение в технологических схемах с учетом возможной добычи нефти из скважин - дублеров , на многопластовых ме - сторождениях – с учетом возможного использования вместо них скважин возвратного * фонда с нижележащих объектов ______________ * Примечание : Возвратными считаются скважины эксплуатационно - го фонда нижнего объекта , используемые для разработки ( доработки ) верхних объектов в зонах их совмещения 91 Продолжение приложения 1 1.2.12. Кроме вышеперечисленных на балансе нефтегазодобывающих предприятий могут числиться законсервированные скважины К законсервированным относятся скважины , не функционирующие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации ( неза - висимо от их назначения ), консервация которых оформлена в соответствии с действующими положениями 1.2.13. Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на скважи - ны , находящиеся в эксплуатации ( действующие ), находящиеся в капиталь - ном ремонте после эксплуатации и ожидании капремонта , находящиеся в обустройстве и освоении после бурения К находящимся в эксплуатации ( действующим ) скважинам относятся скважины , добывающие продукцию в последнем месяце отчетного перио - да независимо от числа дней их работы в этом месяце В фонде находящихся в эксплуатации ( действующих ) скважин выде - ляются скважины , дающие продукцию , скважины , остановленные в целях регулирования разработки или экспериментальных работ , а также скважи - ны , находящиеся в планово - профилактическом обслуживании ( простаи - вающие остановленные в последнем месяце отчетного периода из числа давших добычу в этом месяце ). К находящимся в капитальном ремонте после эксплуатации относят - ся выбывшие из действующих скважин , на которых на конец отчетного месяца проводились работы по ремонту К скважинам , находящимся в ожидании капремонта , относятся скважины , которые простаивали в тече - ние календарного месяца К скважинам , находящимся в обустройстве и освоении после буре - ния , относятся скважины , принятые на баланс нефтегазодобывающего управления после завершения их строительства и находящиеся в данном календарном месяце в освоении или в обустройстве Отнесение скважин к той или иной категории производится в соот - ветствии с действующими инструкциями и положениями 92 Приложение 2 ОПРЕДЕЛЕНИЕТЕРМИНА « ОСВОЕНИЕСКВАЖИН» АВТОРАМИУЧЕБНИКОВ В С Бойко : « Освоение скважин – комплекс технологических операций по перфорации , вызову притока и воз - действию на призабойную зону пласта с целью обеспечения ее продуктивности , соответствующей естественной проницаемости и нефтенасыщенной толщине пласта , при вводе скважины в эксплуата - цию после бурения или ремонта ». А Х Мирзаджанзаде , И М Аметов , А М Хасаев , В Г Гусев : « После вскрытия пласта скважину осваивают , вы - зывая приток жидкости из пласта , восстанавливая ( частично ) продуктивные характеристики приза - бойной зоны От эффективности операций вскры - тия продуктивного пласта и освоения скважин за - висит величина притока жидкости из пласта , т е эффективность последующей эксплуатации сква - жин ». Е М Соловьев : « Под освоением понимают комплекс работ , про - водимых с целью очистки приствольной зоны продуктивного пласта и скважины от загрязнения и получения промышленного притока пластовой жидкости ». « В основе всех способов освоения лежит умень - шение давления столба жидкости в скважине ниже пластового и создание депрессии , достаточной для преодоления сопротивлений фильтрации пласто - вой жидкости к скважине ». В И Щуров : « Освоение скважины – комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности , соответствующей локальным возможностям пласта ». « Цель освоения – восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфо - рационных каналов и получения продукции сква - жины , соответствующей ее потенциальным воз - можностям Все операции по вызову притока и ос - воению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии , т е давления ниже пластового ». 93 Приложение 3 ИЗПРАВИЛРАЗРАБОТКИНЕФТЯНЫХ ИГАЗОВЫХМЕСТОРОЖДЕНИЙ 5.5. Освоениескважин 5.5.1. Под освоением скважины понимается вызов притока жидкости из пласта или опробование нагнетания в него рабочего агента в соответст - вии с ожидаемой продуктивностью ( приемистостью ) пласта 5.5.2. Комплекс работ по освоению , включая работы по восстановле - нию и повышению продуктивности пласта , необходимые для их реализа - ции технические средства и материалы , должны быть предусмотрены в проектах на строительство скважин 5.5.3. Освоение скважин осуществляется по типовым или индивиду - альным планам , составленным соответствующими подразделениями неф - тегазодобывающих и буровых предприятий Планы по освоению скважин утверждаются руководством указанных предприятий 5.5.4. В планах по освоению скважин должны быть оговорены усло - вия , обеспечивающие сохранение целостности скелета пласта в призабой - ной зоне и цементного камня за эксплуатационной колонной , а также ме - роприятия по предотвращению : а ) деформации эксплуатационной колонны ; б ) прорывов пластовых вод ( подошвенных , верхних , нижних ), газа из газовой шапки ; в ) открытых фонтанных проявлений ; г ) снижения проницаемости призабойной зоны ; д ) замазучивания окружающей территории На освоение скважин , вскрывших пласты в осложненных геологиче - ских условиях ( аномально высокое пластовое давление , содержание в про - дукции значительных количеств Н 2 , H 2 S и СО 2 , высокие температуры и большой газовый фактор и др .), составляется индивидуальный план 5.5.5. Освоение скважин производится с установкой соответствую - щего технологического оборудования , согласованного с нефтегазодобы - вающими предприятиями 5.5.6. Освоение вышедших из бурения скважин производится мето - дами , предусмотренными технологическими регламентами , утвержденны - ми для конкретных геолого - физических условий каждого месторождения ( залежи ). 5.5.7. В процессе освоения скважин осуществляется комплекс иссле - дований , производится отбор проб пластовой жидкости Виды и объемы исследований , отборы проб должны устанавливаться геологическими службами нефтегазодобывающих предприятий в соответствии с утвер - жденными регламентами на освоение скважин 94 Продолжение приложения 3 5.5.8. Продуктивность скважин восстанавливается или повышается путем повторной перфорации пластов или обработкой призабойных зон Способы дополнительной перфорации и воздействия на призабойную зону пласта , технологии и параметры обработок выбираются в зависимости от геолого - физических свойств залежи в соответствии с действующими руко - водящими документами 5.5.9. Скважина считается освоенной , если в результате проведенных работ определена продуктивность пласта и получен приток жидкости , ха - рактерный для данного интервала опробования При отрицательных ре - зультатах освоения устанавливаются их причины , и утверждается даль - нейший план работ 5.5.10. Выбор способа эксплуатации , подбор , установка скважинного оборудования , а также дальнейшие работы по повышению продуктивности и достижению намеченной приемистости скважин осуществляются нефте - газодобывающими предприятиями в соответствии с проектными докумен - тами на разработку , особенностями геологического строения залежи и те - кущего состояния разработки месторождения 5.5.11. Строительство скважины считается законченным после вы - полнения всех работ , предусмотренных техническим проектом на строи - тельство и планом освоения скважины 5.6. Передачаскважинвэксплуатацию 5.6.1. Законченные строительством скважины передаются нефтега - зодобывающему управлению 5.6.2. Условия передачи скважин от бурового предприятия нефтега - зодобывающему управлению регламентируются действующими основны - ми условиями производства работ по строительству нефтяных и газовых скважин подрядным способом 5.6.3. При передаче скважины в эксплуатацию буровое предприятие обязано передать нефтегазодобывающему предприятию следующие доку - менты : а ) акт о заложении скважины ; б ) проект бурения скважины ( типовой геолого - технический наряд ); в ) акты о начале и окончании бурения скважины ; г ) акт об измерении альтитуды устья обсадной колонны ; д ) материалы всех геофизических исследований и заключения по ним ; е ) расчеты обсадных колонн , их меру , диаметр , толщину стенки , мар - ку стали и другие необходимые характеристики для неметалличе - ских колонн ; 95 Продолжение приложения 3 ж ) акты на цементирование обсадных колонн , расчеты цементирова - ния , лабораторные анализы качества цемента и результаты измере - ния плотности цементного раствора в процессе цементирования , данные о выходе цемента на устье или высоте подъема цемента ( диаграмму цементомера ), меру труб , компоновку колонн , данные об удельном весе глинистого раствора в скважине перед цементи - рованием ; з ) акты испытания всех обсадных колонн на герметичность ; и ) планы работ по опробованию или освоению каждого объекта ; к ) акты на перфорацию обсадной колонны с указанием интервала перфорации , способа перфорации и количества отверстий ; л ) акты опробования или освоения каждого объекта с приложением данных исследования скважин ( дебиты , давления , анализы нефти , воды , газа ); м ) заключение ( акты ) на испытания пластов в процессе бурения ( ис - пытателями пластов ); н ) меру и тип насосно - компрессорных труб с указанием оборудования низа , глубины установки пусковых клапанов ( отверстий ); о ) геологический журнал с описанием всего процесса бурения и ос - воения скважины ; п ) описание керна ; р ) паспорт скважины с данными в процессе бурения , нефтегазопрояв - лениях и конструкции ; с ) акты о натяжении колонн ; т ) акты об оборудовании устья скважины ; у ) акты о сдаче геологических документов по скважине 5.6.4. Передача скважины и технической документации оформляется актом по установленной форме 5.6.5. Передача законченных строительством скважин в эксплуата - цию осуществляется буровой организацией при положительном заключе - нии местных органов Госгортехнадзора 96 Приложение 4 ИЗПРАВИЛБЕЗОПАСНОСТИВНЕФТЯНОЙ ИГАЗОВОЙПРОМЫШЛЕННОСТИ (ПБ 08-200-98) 2.11. Освоениеииспытаниезаконченныхбурениемскважин 2.11.1. Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий : - высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи отвечает проекту и требовани - ям охраны недр ; - эксплуатационная колонна прошаблонирована , опрессована совме - стно с колонной головкой и превенторной установкой , герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины ; - устье с превенторной установкой , манифольдный блок и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схе - мой 2.11.2. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны должно быть оборудовано превенторной установкой по утвер - жденной схеме , а скважина – заполнена буровым раствором с плотностью , отвечающей требованиям п . 2.7.3.3 настоящих Правил [2.7.3.3. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых ус - ловий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине , превышающего пласто - вое ( поровое ) давление на величину : 10 ÷15 % - для скважин глубиной до 1200 м ( интервалов от 0 до 1200 м ), но не более 15 кгс / см 2 (1,5 МПа ); 5 ÷10 % - для скважин глубиной до 2500 м ( интервалов от 1200 до 2500 м ), но не более 25 кгс / см 2 (2,5 МПа ); 4 ÷7 % - для скважин глубиной более 2500 м ( интервалов от 2500 и до проектной глубины ), но не более 35 кгс / см 2 (3,5 МПа ).] Подготовительные работы перед спуском заряженного перфоратора в скважину осуществляются в соответствии с требованиями п п . 4.5.9 и 4.5.11 настоящих Правил [ 4.5.9. Приступать к выполнению ПВР на скважине разрешается толь - ко после окончания работ по подготовке ее территории , ствола и оборудо - вания к ПВР , подтвержденного « Актом готовности скважины для производ - ства ПВР », подписанным представителями Заказчика и Подрядчика 4.5.11. Контрольное шаблонирование ствола скважины необходимо выполнять спуском на кабеле шаблона , диаметр , масса и длина которого должны соответствовать габаритно - массовым техническим характеристи - кам применяемых ПВА При использовании ПВА нежесткой конструкции ( бескорпусных перфораторов , пороховых генераторов давления , шнуровых торпед и др .) ограничения по длине шаблона не устанавливаются ]. 97 Продолжение приложения 4 Перфорация продуктивного пласта при сниженном уровне произво - дится по специальному плану , согласованному с заказчиком 2.11.3. Во время перфорации производителем работ должно быть ус - тановлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины Его сни - жение не допускается 2.11.4. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления , а после установки – на давление , равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны Результаты опрессовки оформляются актом 2.11.5. Комплекс работ по освоению скважины должен предусматри - вать меры , обеспечивающие : - исключение закупорки пласта при вторичном вскрытии ; - сохранение скелета пласта в призабойной зоне ; - предупреждение прорыва пластовой воды и газа из газовой « шапки »; - термогидрогазодинамические исследования по определению количе - ственной и качественной характеристик пласта и его геолого - физических параметров ; - сохранение , восстановление или повышение проницаемости приза - бойной зоны ; - предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и от - крытых фонтанов ; - охрану недр и окружающей среды 2.11.6. Устойчивость призабойной зоны пласта и сохранность це - ментного кольца обеспечиваются допустимой депрессией , величина кото - рой устанавливается предприятием по согласованию с заказчиком с учетом проектных решений и фактического состояния крепи 2.11.7. Приток флюида из пласта вызывается путем создания регла - ментируемых депрессий за счет : - замены бурового раствора на раствор меньшей плотности , техниче - скую воду или дегазированную нефть При этом разница в плотно - стях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,50-0,60 г / см 3 ; при большей разнице плотностей должны быть огра - ничены темпы снижения противодавления на пласт ; - использования пенных систем 2.11.8. Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне по - средством свабирования , использования скважинных насосов , нагнетанием инертного газа или природного газа от соседней скважины производится в соответствии с инструкциями по безопасному ведению работ , разработан - ными предприятием Использование воздуха для снижения уровня жидко - сти запрещается 98 Продолжение приложения 4 2.11.9. Глубинные измерения в скважинах с избыточным давлением на устье допускаются только с применением лубрикаторов , параметры ко - торых должны соответствовать условиям работы скважины Лубрикатор опрессовывается на давление опрессовки эксплуатационной колонны 2.11.10. Для каждой скважины , подлежащей освоению , составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение План утверждается техническим ру - ководителем бурового предприятия и согласовывается с заказчиком 2.11.11. О проведенных работах по освоению и испытанию скважины ежедневно составляется рапорт 99 Приложение 5 Основные единицы Международной системы единиц (СИ) Наименование величины Часто применяе- мые обозначения физической ве- личины Размерность Наименование единицы Обозначение единицы русское международное Основные единицы Длина l, L, r,R L метр м m Масса m,M M килограмм кг kg Время t, τ , T T секунда с s Термодинамическая температу- ра T, θ , τ θ кельвин К K Количество вещества n N моль моль mol Сила электрического тока I I ампер А A Сила света J J кандела кд cd 1 0 3 100 Приложение 6 Соотношения между некоторыми однородными единицами физических величин основных систем единиц Название величины СИ СГС МКГСС Сила 1Н (ньютон)=1 кг*м/с 2 1 дин=1 г*см/с 2 1 дин=10 -5 Н 1 кгс=9,80665 Н 1 кгс=9,80665*10 5 дин Давление 1Па(паскаль)=1кг/(м*с 2 ) 1 Па=1 Н/м 2 1 дин/см 2 =1 г/(см*с 2 ) 1 дин/см 2 =0,1 Па 1 дин/см 2 =10 -6 бар 1 кгс/м 2 =9,80665 Па 1кгс/м 2 =98,0665дин/см 2 1 кгс/м 2 =9,80665*10 -5 бар Работа (энергия) 1 Дж (джоуль)=1кг*м 2 /с 2 1 Дж=1 Н*м 1 эрг=1 г*см 2 /с 2 1 эрг=10 -7 Дж 1 кгс*м=9,80665 Дж 1 кгс*м=9,80665*10 7 эрг Мощность 1 Вт (ватт)=1 кг*м 2 /с 3 1 Вт=1 Дж/с 1 эрг/с=1 г*см 2 /с 3 1 эрг/с=10 -7 Вт 1 кгс*м/с=9,80665 Вт 1кгс*м/с=9,80665*10 7 эрг/с Динамическая вязкость 1 Па*с=1 кг/(м*с) 1 Па*с=1 Н*с/м 2 1 П (пуаз)=1 г/(см*с) 1 П=1 дин*с/см 2 1 П=0,1 Па*с 1 кгс*с/м 2 =9,80665 Па*с 1 кгс*с/м 2 =98,0665 П Кинематическая вязкость 1м 2 /с=(1 Па*с)/(1 кг/м 3 ) 1 Ст (стокс)=1 см 2 /с 1 Ст=10 -4 м 2 /с 1 м 2 /с=1 м 2 /с 1 м 2 /с=10 4 Ст 1 0 4 |