Скважинная добыча нефти. СДН 1 раздел. Программа профессиональной переподготовки Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 26.57 Kb.
|
|
Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» Институт дополнительного профессионального образования Программа профессиональной переподготовки «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Ответы на контрольные вопросы №1 По теме «Подготовка скважин и эксплуатации. Освоение скваин»
Уфа 2020 1. Чем отличается первичное и вторичное вскрытие пласта? Первичное вскрытие – это процесс углубления (бурение) забоя скважины от кровли до подошвы продуктивного пласта. Продуктивный пласт можно разбуривать либо совместно с вышележащими пластами, либо после крепления скважины до его кровли. В обоих случаях забой скважины может быть представлен открытым (не обсаженным) стволом, фильтром или перфорированной колонной. Вторичное – это создание перфорационных каналов после спуска и цементирования обсадной (эксплуатационной) колонны. После вскрытия пласта скважину осваивают, вызывая приток жидкости из пласта, восстанавливая (частично) продуктивные характеристики призабойной зоны. От эффективности операций вскрытия продуктивного пласта и освоения скважин зависит величина притока жидкости из пласта, т.е. эффективность последующей эксплуатации скважин, так как при вскрытии пласта промывочная жидкость попадает в призабойную зону и снижает проницаемость пород, что приводит к уменьшению дебита скважины. Из этого следует, что первичное вскрытие – это разбуривание продуктивного пласта, а к вторичной работе относится перфорация. При первичном вскрытии работы производятся в самом пласте. После первичного вскрытия в ствол скважины опускаются насосно-компрессорные трубы ,затем делаетя цементаж , что так же перекрывает пласт с высоким нефтесодержанием, что вынуждает повторно вскрывать его (вторичное вскрытие) при помощи перфорирования : это процедура создания специальных отверстий в колонне, цементной основе и пластовой породе, чтобы усилить гидродинамические связующие цепи между стволом и породой. Сегодня перфорирование делается разными методами; применяются устройства механического типа и взрывные виды. 2. Какие способы перфорации наиболее эффективны? Какие способы используются на вашем предприятии? Для перфорации скважин применяют взрывчатые вещества (кумулятивная, пулевая и снарядная перфорация скважин) и реже поток жидкости с абразивными материалами (гидропескоструйная перфорация скважин), так как громоздкость операции, задалживание мощных технических средств и большого числа обслуживающего персонала определяют довольно высокую стоимость этого способа перфорации и сдерживают ее широкое применение по сравнению с кумулятивной перфорацией, которая, в свою очередь, наиболее часто применяется. Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена конической формой поверхности заряда взрывчатого веества, облицованной тонким металлическим покрытием (листовая медь толщиной 0,6 мм). Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов – продуктов облицовки пробивает канал. У нас в АО «СНПХ», в капитальном ремонте скважин, чаще используется кумулятивная перфорация. Плюс её в том, что подбирая необходимые взрывчатые вещества, можно в широких пределах регулировать их термостойкость и чувствительность к давлению и этим самым расширить возможности перфорации в скважинах с аномально высокими температурами и давлениями. И в сравнении, например, с гидропескоструйной перфорацией не так затратна и требует меньше времени на исполнение. Так же в некоторый случаях у нас применяется пулевая перфорация. Из всего этого можно сделать вывод, что наиболее эффективна, с точки зрения стоимости и быстроты выполнения, кумулятивная перфорация, которая на данный момент все больше вытесняет остальные способы. 3. Способы освоения пластов? Наиболее эффективные способы освоения. Можно выделить шесть основных способов вызова притока: тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси и пенных систем, откачка глубинными насосами. Тартание – это извлечение жидкости желонкой, спускаемой на тонком тартальном канате (16 мм) с помощью лебедки. В этом случае снижение забойного давления достигается уменьшением высоты столба жидкости в скважине. Тартание – малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения. Однако, возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя, а также возможность контроля за положением уровня жидкости в скважине дают этому способу некоторые преимущества. Поршневание (свабирование) – поршень или сваб спускается на канате в НКТ. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Поршневание в 10–15 раз производительнее тартания. Устье скважины при поршневании так же, как при тартании, остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса. Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при опущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Произведя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наибольшее применение при освоении фонтанных, полуфонтанных и компрессорных скважин. В скважину опускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора. При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменить плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое. При снижении забойного давления ниже пластового начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. Освоение скважины компрессорным способом ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для очистки призабойной зоны скважины. Однако, применение компрессорного способа освоения ограничено в скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах. В некоторых районах возникает необходимость освоения скважин глубиной 4500–5500 м, а увеличение глубины также ограничиваем использование этого способа. Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью. Плотность такой газированной жидкости зависит от соотношения расходов накачиваемых газа к жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление. Освоение скважинными насосами. На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами (ШСН или ПЦЭН), спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемым дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается и устанавливается приток жидкости из пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки. Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой или нефтью, что вызывает необходимость подвоза к скважине промывочной жидкости – нефти, и размещения насосного агрегата и емкости. При промывке в зимних условиях возникает проблема подогрева жидкости для предотвращения замерзания. Наиболее эффективным способом является освоение скважин закачкой газированной жидкости - постепенное увеличение степени аэрации воды после замены ею промывочной жидкости в обсадной колонне. Для этого в пространстве между колонной и НКТ одновременно закачивают воду и воздух. Постепенно увеличивая подачу воздуха можно в довольно широких пределах регулировать плотность водо - воздушной смеси. Чтобы достичь большей плавности снижения противодавления и уменьшить расход воздуха рекомендуется к воде перед аэрированием добавлять пенообразующие ПАВ. После получения притока из пласта насос и компрессор отключают, а скважине дают возможность поработать. Но, например, на предприятии, в котором я работаю, самым распространенным является компрессорный способ освоения. Реже используется поршневание (свабирование). И очень редко освоение скважинными наосами. 4. Какие способы улучшения продуктивной характеристики скважин Вы знаете? Опишите их. Для улучшения продуктивной характеристики применяют механические, химические и физические методы. Химические методы К химическим методам воздействия на призабойную зону относятся обработки кислотами, ПАВ, химреагентами и органическими растворителями. Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10 ¸ 15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25 ¸ 28 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки. Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов — температуры на забое скважины, генезиса пород продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12 ¸ 16 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40 °С и 2 ¸ 3 ч при забойных температурах 100 ¸ 150 °С. Механические методы К механическим методам относятся гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и торпедирование. Гидроразрыв пласта производится путем закачки в него под давлением до 60 МПа нефти, пресной или минерализованной воды, нефтепродуктов (мазут, керосин, дизельное топливо) и других жидкостей в результате чего в пласте образуются трещины. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, стеклянные и пластмассовые шарики, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1 ÷ 4 мм. Применение гидроразрыва дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта и призабойной зоны, и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в 2 ... 3 раза. Гидропескоструйная перфорация — это процесс создания отверстий в стенках эксплуатационной колонны, цементном камне и горной породе для сообщения продуктивного пласта со стволом скважины за счет энергии песчано-жидкостной струи, истекающей из насадок специального устройства (перфоратора). Рабочая жидкость с содержанием песка 50 ... 200 г/л закачивается в скважину с расходом 3 ... 4 л/с. На выходе же из насадок перфоратора ее скорость составляет 200 ... 260 м/с, а перепад давления — 18... 22 МПа. При данных условиях скорость перфорации колонны и породы составляет в среднем от 0.6 до 0.9 мм/с. В результате гидропескоструйной перфорации сообщение продуктивного пласта со скважиной происходит через щели в колонне и цементном камне по всей его толщине. Торпедированием называется воздействие на призабойную зону пласта взрывом. Для этого в скважине напротив продуктивного пласта помещают соответствующий заряд взрывчатого вещества (тротил, гексоген, нитроглицерин, динамит) и подрывают его. При взрыве торпеды образуется мощная ударная волна, которая проходит через скважинную жидкость, достигает стенок эксплуатационной колонны, наносит сильный удар и вызывает растрескивание отложений (солей, парафина и др.). В дальнейшем пульсация газового пузыря, образовавшегося из продуктов взрыва, обеспечивает вынос разрушенного осадка из каналов. Физические методы. К физическим методам воздействия на призабойную зону относятся тепловые обработки и вибровоздействия. Целью тепловых обработок является удаление парафина и асфальто-смолистых веществ. Для этого применяют горячую нефть, пар, электронагреватели, термоакустическое воздействие, а также высокочастотную электромагнитоакустическую обработку. При вибровоздействии призабойная зона пласта подвергается обработке пульсирующим давлением. Благодаря наличию жидкости в порах породы обрабатываемого пласта, по нему распространяются как искусственно создаваемые колебания, так и отраженные волны. Путем подбора частоты колебания давления можно добиться резонанса обоих видов волн, в результате чего возникнут нарушения в пористой среде, т.е. увеличится проницаемость пласта. |