ваф. ГосЭкзамен. Технология бурения нефтяных и газовых скважин Породоразрушающие инструменты их назначение и классификация
 Скачать 301.02 Kb.
|
|
4.Вскрытие продуктивного пласта Вскрытие пласта — это комплекс операций, проводимых для сообщения продуктивного пласта со скважиной. Различают 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. 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. К технологическим процессам по вскрытию продуктивного пласта предъявляются следующие требования: 1) должно быть исключено открытое фонтанирование; 2) должны быть сохранены природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны пласта; 3) должна быть обеспечена надлежащая величина поверхности вскрытия пласта, гарантирующая длительную безводную эксплуатацию и максимальное облегчение притока нефти и газа к забою скважины. 5.Методы вскрытия продуктивных горизонтов 6.Исследование скважин при установившихся режимах Особенности исследований – дебит скважины определяется перепадом давления, который имеет место между давлением на контуре питания ( Рпл) и на забое скважины (Рзаб). Распределение давления по пласту от скважины к контуру питания имеет вид логарифмической зависимости. Вращение этой линии вокруг оси скважины образует воронку депрессии. Понятие «установившиеся режимы» предусматривает практическую неизменность показателей работы скважин в течение нескольких суток. Заключается в последовательном изменении режима эксплуатации скважины и измерении на каждом установившемся режиме. Таким образом, проводя исследования на установившихся режимах, мы определим параметры пласта в призабойной зоне скважины (ПЗС). Данный вид исследования скважин основан на трех допущениях: 1 допущение – скважину можно окружить коаксильной цилиндрической поверхностью некоторого радиуса Rк, на котором в период исследований сохраняется постоянное давление Рпл. 2 допущение – возмущения, произведенные в скважине не передаются за пределы этой зоны. 3 допущение – режим эксплуатации скважины считается установившимся, если дебит и забойное давление с течением времени практически не изменяются. Время перехода с одного режима на другой режим называется периодом стабилизации. Период стабилизации может определятся минутами, часами, сутками и зависит от многих факторов. 7.Исследование скважин при неустановившихся режимах Исследование скважин при неустановившихся режимах работы возможно проводить следующими методами: - исследование скважин со снятием кривой восстановления давления без учета притока жидкости к забою после ее остановки; - исследование скважин при неустановившихся режимах работы (со снятием кривых восстановления давления на забое) - исследование со снятием кривой восстановления давления и с учетом притока жидкости к забою после остановки скважины; - исследования скважин со снятием кривой восстановления давления на забое при эксплуатации трещиноватых пластов; - метод гидропрослушивания. Рассмотрим один из них, а именно, - без учета притока к забою жидкости. Определение параметров пласта и скважины при данном методе исследования скважин основано на использовании процессов перераспределения давления после остановки или пуска скважины или при изменении режима ее работы, в условиях проявления в пласте упругого режима. Проведение данного вида исследований и обработка результатов исследований – КВД при мгновенном прекращении притока в скважину заключается в следующем. 1. Спускают в скважину глубинный манометр или дифференциальный манометр. 2. Резко останавливают или пускают скважину в работу. 3. Измеряют с помощью глубинного дифференциального манометра значения Pзаб во времени t 5. Кривая восстановления давления после остановки скважины строится в координатах р, lg t. На прямолинейном ее участке выбираются две точки с координатами lg t1 и lg t2 и определяется угловой коэффициент прямой 8.Режимы фонтанирования скважин и роль фонтанных труб Технологический режим эксплуатации скважины – это дебит, состав продукции, давление и температура на устье скважины. В технологический режим так же включаются параметры работы оборудования, которое обеспечивает тот или иной способ эксплуатации скважины. Приток жидкости к забоям скважин происходит под воздействием разности между пластовым и забойным давлениями. Если давление столба жидкости, заполняющей скважину до устья, меньше пластового, то скважина будет переливать на поверхность, т.е. будет фонтанировать. В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины может происходить · за счет энергии гидростатического напора, · за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти, · за счет той и другой энергий. При одном и том же количестве газа не в каждой скважине можно получить фонтанирование. Если количество газа достаточно для фонтанирования в 150 миллиметровой скважине, то его может не хватить для 200 миллиметровой скважины. Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных труб, тем больше надо газа для подъема нефти. В практике известны случаи, когда скважины больших диаметров (150¸300 мм), пробуренные на высокопродуктивные пласты с большим давлением, отличались высокой производительностью, но фонтанирование их в большинстве случаев было весьма непродолжительным. После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается достигнуть фонтанирования. Поэтому с целью рационального использования энергии расширяющего газа все скважины, где ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют лифтовыми трубами условным диаметром от 60 до 114 мм, по которым происходит движение жидкости и газа в скважине. Диаметр подъемных труб подбирают опытным путем в зависимости от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Трубы опускают до фильтра эксплуатационной колонны. При фонтанировании скважины через колонну труб малого диаметра газовый фактор уменьшается, в результате чего увеличивается продолжительность фонтанирования. Это один из способов продления фонтанирования малодебитных скважин. 9.Фонтанирование за счет энергии газа В описанном случае фонтанирование будет происходить при давлении на забое скважины, превышающем давление насыщения (Рс > Рнас), и газ будет выделяться на некоторой высоте в НКТ. Возможен другой случай, когда фонтанирование происходит при давлении на забое скважины ниже давления насыщения (Рс < Рнас). При этом на забой скважины вместе с нефтью поступает свободный газ, к которому, по мере подъема нефти по НКТ, добавляются дополнительные порции свободного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления. Масса свободного газа, приходящегося на единицу массы жидкости, по мере подъема увеличивается. Объем свободного газа также увеличивается за счет его расширения. В результате газонасыщенность потока возрастает, а его плотность соответственно снижается. Таким образом, фонтанирование скважины может происходить при давлении на забое Рс выше или ниже давления насыщения Рнас. 10.Общие принципы газлифтной эксплуатации Подъем продукции скважин на дневную поверхность с помощью потенциальной энергии газа называется газлифтным способом эксплуатации. Таким образом, в качестве рабочего агента используется газ, отбираемый, например, из газовой залежи (природный газ) или попутно-добываемый (нефтяной газ). Ранее в качестве рабочего агента использовали воздух (эрлифт). В настоящее время воздух не используется в качестве рабочего агента по следующим причинам: — окисление нефти с потерей ее качества; — образование стойкой водонефтяной эмульсии (при добыче обводненной нефти), разрушение которой в процессе подготовки нефти затруднено. Достоинства газлифтного метода: 1)простота конструкции (в скважине нет насосов); 2)расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт), обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ÷1900 т/сут); 3) возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и большом содержании песка; 4) возможность эксплуатации высокодебитных скважин; 5) легкое регулирование работы скважины. Недостатки газлифтного метода: 1) большие капитальные затраты; 2) низкий КПД; 3) повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников; 4) быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации. 11.Типы глубинных газлифтных клапанов и их назначение В настоящее время при эксплуатации скважин используется большое количество различных глубинных клапанов, принципиально предназначенных для установления или прекращения взаимосвязи подъемника с различными межтрубными пространствами. Все многообразие глубинных клапанов можно классифицировать по следующим признакам: 1. По назначению: 1.1. Пусковые. 1.2. Рабочие. 1.3. Концевые. 2. По конструкции: 2.1. Пружинные. 2.2. Сильфонные. 2.3. Комбинированные. 3. По характеру работы: 3.1. Нормально открытые. 3.2. Нормально закрытые. 4. По давлению срабатывания: 4.1. От давления в затрубном пространстве. 4.2. От давления в НКТ (подъемнике). Пусковые клапаны предназначены, в основном, для запуска газлифтных скважин в эксплуатацию, обеспечивают последовательное газирование жидкости в скважине при пуске, после чего закрываются. Рабочие клапаны предназначены для ввода газа в подъемник при газлифтной эксплуатации, регулируют поступление рабочего агента в продукцию и предназначены для уменьшения пульсаций и поддержания заданной добычи жидкости при изменении обводненности, устьевого давления, прорыве газа из пласта, соле- и парафиноотложениях в трубах и др. Концевые клапаны предназначены для поддержания рабочего уровня жидкости ниже этого клапана и обеспечивают равномерное поступление газа в подъемник через клапан при изменении расчетных параметров газлифта, предотвращая явление пульсации. Устанавливаются эти клапаны вблизи башмака подъемника. 12.Эксплуатация газовых скважин В отличие от нефтяных скважин, которые эксплуатируются несколькими способами, газовые скважины эксплуатируются только фонтанным способом и, как правило, при спущенных фонтанных трубах, через которые газ поступает на поверхность. В процессе добычи газа из газовой залежи скважины, сепараторы, теплообменники, абсорберы, десорберы, турбодетандеры, компрессоры и другое оборудование промысла работает на определенном технологическом режиме. Технологическим режимом эксплуатации газовых скважин называется рассчитанное изменение во времени дебита, давления, температуры и состава газа на устье скважины при принятом условии отбора газа на забое скважины. Ниже приведены основные технологические режимы работы газовых скважин. 1. Режим постоянной депрессии на пласт (р = рплрз = const). 2. Режим постоянного дебита. (Q = const). Этот режим наиболее выгоден, если величина дебита при этом соответствует максимальным способностям пласта и скважины. 3. Режим постоянной скорости фильтрации на забое. Этот режим применяют в том случае, если имеется опасность разрушения несцементированного коллектора. 4. Режим постоянной скорости газа на устье. 13.Конструкция эксплуатационных скважин Конструкция эксплуатационной скважины определяется числом рядов труб, спускаемых вскважину и цементируемых в процессе бурения для успешной проводки скважины, а также оборудованием ее забоя. В выборе конструкции скважины большую роль играют геометрические размеры оборудования, спускаемого в скважину для подъема ее продукции. В скважину спускают следующие ряды труб: направление, кондуктор, промежуточную и эксплуатационную колонны. 1-направление - колонна труб, спускаемая в скважину до некоторой глубины (100-200 м), которая цементируется от устья по всей длине и служит для надежного крепления верхних интервалов и предотвращения разрыва устья скважины. 2-кондуктор - служит для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, 3 - промежуточная колонна - предназначена для крепления и изоляции вышележащих зон, для предотвращения осложнений и аварий при бурении последующих интервалов. 4 - эксплуатационная колонна - крепит и разобщает продуктивные пласты. Обеспечивает размещение в ней оборудования для подъема жидкости или закачки необходимых агентов в пласт. При открытом забое башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей пласта. Существенным достоинством открытого забоя является его гидродинамическая эффективность. Скважина с открытым забоем принимается за эталон и ее коэффициент гидродинамического совершенства принимается равным единице. Если забой скважины оборудован фильтром, то возможны два варианта конструкции. Первый вариант: скважина бурится сразу до подошвы пласта, затем выше кровли пласта колонна цементируется. Второй вариант: башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. В открытой части пласта находится фильтр с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями. Основное назначение фильтров - предотвращение поступления песка в скважину. 14.Режимы пластов 15.Осложнения, вызванные при эксплуатации фонтанной скважины и методы борьбы с ними Условия эксплуатации различных месторождений и отдельных продуктивных пластов в пределах одного месторождения могут сильно отличаться друг от друга. В соответствии с этим осложнения в работе фонтанных скважин также могут быть разнообразны. Выделим наиболее типичные и частые или наиболее опасные по своим последствиям осложнения, к которым относятся следующие: а) открытое нерегулируемое фонтанирование в результате нарушений герметичности устьевой арматуры; б) образование асфальтосмолистых и парафиновых отложений на внутренних стенках НКТ и в выкидных линиях; в) пульсация при фонтанировании, могущая привести к преждевременной остановке скважины; г) образование песчаных пробок на забое и в самих НКТ при эксплуатации неустойчивых пластов, склонных к пескопроявлению; д) отложения солей на забое скважины и внутри НКТ. 16.Методы воздействия на ПЗС и их общая характеристика Призабойная зона скважины (ПЗС) - область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся - при закачке. Здесь скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине. Очень важно сохранить ПЗС в таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗС, была бы достаточно мала как при отборе жидкости из пласта, так и при нагнетании в пласт. Все методы воздействия на ПЗС предназначены для снижения фильтрационных сопротивлений, для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта. Методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые. Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка. Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится ГРП. Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых пли очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями. 17.Основы компрессорного метода эксплуатации По мере истощения пластовой энергии фонтанирование скважин прекращается и возникает необходимость механизированной добычи нефти. Подъем продукции скважин на дневную поверхность с помощью потенциальной энергии газа называется газлифтным способом эксплуатации. Таким образом, в качестве рабочего агента используется газ, отбираемый, например, из газовой залежи (природный газ) или попутно-добываемый (нефтяной газ). Ранее в качестве рабочего агента использовали воздух (эрлифт). В настоящее время воздух не используется в качестве рабочего агента по следующим причинам: — окисление нефти с потерей ее качества; — образование стойкой водонефтяной эмульсии (при добыче обводненной нефти), разрушение которой в процессе подготовки нефти затруднено. — при определенном содержании углеводородных газов с воздухом образуется взрывчатая смесь (гремучий газ), которая чрезвычайно опасна в пожарном отношении; — компрессоры, используемые для компримирования воздуха, в случае нарушения системы смазки могут взрываться. Сегодня газлифтная эксплуатация реализуется в двух модификациях: — с использованием сжатого газа, получаемого на компрессорных станциях - компрессорный газлифт; — с использованием сжатого газа, отбираемого из газовой залежи — бескомпрессорный газлифт. Достоинства газлифтного метода: 1) простота конструкции (в скважине нет насосов); 2) расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт), обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости 3) возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и большом содержании песка; 4) легкое регулирование работы скважины. Недостатки газлифтного метода: 1) большие капитальные затраты; 2) низкий КПД; |