ваф. ГосЭкзамен. Технология бурения нефтяных и газовых скважин Породоразрушающие инструменты их назначение и классификация
 Скачать 301.02 Kb.
|
|
18.Эксплуатация скважин штанговыми насосами. Классификация штанговых насосов. Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами – один из основных способов добычи нефти. Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности через колонну штанг. Насосная установка состоит из насоса, находящегося в скважине, и станка-качалки, установленного на поверхности у устья. Цилиндр насоса укреплён на конце спущенных в скважину насосно-компрессорных труб, а плунжер подвешен на колонне штанг. Верхняя штанга (сальниковый шток) соединена с головкой балансира станка-качалки канатной или цепной подвеской. В верхней части плунжера установлен нагнетательный клапан, а в нижней цилиндра – всасывающий клапан. Колонна насосно-компрессорных труб, по которой жидкость от насоса поднимается на поверхность, заканчивается на устье тройником. Сальниковое устройство в верхней части тройника предназначено для предотвращения утечек жидкости вдоль движущегося сальникового штока. По боковому отводу в средней части тройника жидкость из скважины направляется в выкидную линию. Возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг передаётся от электродвигателя через редуктор и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки. Принцип действия насоса следующий. При движении плунжера вверх всасывающий клапан под давлением жидкости открывается, в результате чего жидкость поступает в цилиндр насоса. Нагнетательный клапан в это время закрыт, так как на него действует давление столба жидкости, заполнившей насосные трубы. При движении плунжера вниз всасывающий клапан под давлением жидкости, находящейся под плунжером, закрывается, а нагнетательный клапан открывается и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером. 19.Кислотная и термокислотная обработка призабойной зоны Термокислотные обработки. Этот вид воздействия на ПЗС заключается в обработке забоя скважины горячей кислотой, нагрев которой происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 п др.) в специальном реакционном наконечнике, расположенном на конце НКТ, через который прокачивается рабочий раствор НСL. При этом происходит следующая реакция. Хлористый магний (MgCl2) остается в растворе. Легко подсчитать, что при взаимодействии 1000 г магния выделится 18987 кДж теплоты.Для растворения 1 кг Mg потребуется 18,61 л 15%-ного раствора НСL. Из уравнения баланса теплоты: следует что при реализации всей выделившейся теплоты Q кДж на нагрев V л раствора, имеющего теплоемкость Cv (кДж/л×°С), нагрев раствора произойдет на Δt °С или Принимая приближенно теплоемкость раствора 15%-ной НСL, равной теплоемкости воды, т. е. Сv = 4,1868 кДж/л×°С , получим На столько градусов увеличится температура раствора при полном использовании теплоты на нагрев только продуктов реакции. (По некоторым данным температура раствора может достигать 300 °С).Термокислотные обработки ПЗС эффективны в скважинах с низкими пластовыми температурами, в призабойной зоне которых наблюдается отложение твердых углеводородов (смолы, парафины, асфальты). Этот вид обработки может быть применен как для карбонатных коллекторов, так и для терригенных при достаточно высокой их карбонатности. 20.Гидравлический разрыв пласта Сущность этого процесса заключается в нагнетании в проницаемый пласт жидкости при давлении, под действием которого пласт расщепляется, либо по плоскостям напластования, либо вдоль естественных трещин. Для предупреждения смыкания трещин при снятии давления в них вместе с жидкостью закачивается крупный песок, сохраняющий проницаемость этих трещин, в тысячи раз превышающую проницаемость ненарушенного пласта. Одним из основных параметров ГРП является давление разрыва горных пород, которое зависит как от горного давления, так и от прочности горных пород. Прочность горных пород даже одного объекта разработки может изменяться в значительных пределах в зависимости от типа породы, ее пористости, структуры порового пространства, минералогического состава, а также от наличия глинистых разностей. Следовательно, давление разрыва Рр является трудно рассчитываемой величиной, но принципиально оно может соотноситься с горным давлением Рг следующим образом:  В результате расщепление пласта, т. е. образование трещин, происходит при давлении меньшем, чем полное горное давление. В общем случае давление разрыва зависит от следующих основных факторов: — горного давления Рг; — проницаемости ПЗС и наличия в ней микротрещин; — прочности и упругих свойств горной породы; — структуры порового пространства; — свойств жидкости разрыва; — геологического строения объекта; — технологии проведения ГРП и др. Разрыв осуществляют так называемой жидкостью разрыва, а заполнение образовавшихся или расширившихся трещин — закрепляющим материалом с жидкостью-носителем. 21.Коэффициент нефтеотдачи и факторы, влияющие на нее. Коэффициент нефтеотдачи - это относительная величина, показывающая, какой объем нефти от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации, и является показателем завершенного процесса разработки или такого, который предполагается завершить в определенных условиях. Таким образом, понятие «коэффициент нефтеотдачи» является, по существу, условным. Физически возможная добыча нефти из залежей может быть несколько больше. Коэффициент нефтеотдачи можно вычислить, пользуясь отношением разности начальной Sн и остаточной S0 нефтенасыщенности пород залежи к начальной нефтенасыщенности, т.е. α = ( Sн –S0 )/Sн. Коэффициент физической нефтеотдачи αфиз – это относительная величина, показывающая, какая часть балансовых запасов нефти может быть извлечена из пласта при данном режиме, независимо от времени и себестоимости добычи нефти, т.е. ценой любых затрат: αфиз=(Qни +ΔQ)/Qнб, где ΔQ – количество нефти, добываемой из залежи после достижения экономически рентабельного предела разработки до физически возможного извлечения нефти. Если представить в обобщенном виде, то при одном и том же методе разработки, при заводнении месторождений, конечная нефтеотдача пластов, как показатель в среднем, определяется: - на 60-70% объективными геолого-физическими условиями, существующие до начала разработки, - на 25-30% применяемой системой разработки и - на 5-10% технологией, условиями бурения и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин. 22.Капитальный и текущий ремонт скважин. К капитальному ремонту скважин относятся ремонтные работы, для выполнения которых приходится привлекать более сложную технику, вплоть до использования бурильных установок. К капитальному ремонту, в частности, относятся следующие работы: 1. Ликвидация сложных аварий, связанных с обрывом штанг, труб, кабеля. 2. Исправление нарушений в обсадных колоннах. 3. Изоляция пластовых вод. 4. Работы по вскрытию пласта и освоению скважин в связи с переходом на другой горизонт. 5. Забуривание второго ствола. 6. Разбуривание плотных соляно-песчаных пробок на забое. 7. Гидравлический разрыв пласта. 8. Солянокислотные обработки скважин. 9. Термическая обработка забоя скважин. 10. Операции по ликвидации скважин. Капитальный ремонт выполняется бригадами специализированной службы, организуемой при объединениях (иногда и при НГДУ) и располагающей мощными и разнообразными техническими средствами и соответствующими специалистами. Капитальным ремонтом скважин (КРС) – называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, с ликвидацией аварий, спуском и подъёмом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке. 23.Разработка газовых и газоконденсатных месторождений 24.Ликвидация скважин Основными причинами ликвидации скважин являются: 1. Невозможность использования скважины по прямому назначению вследствие тяжелой аварии, которая не может быть устранена, а также невозможность использовать скважину по новому назначению. 2. Скважина не вскрыла продуктивный горизонт и не может использоваться для других целей. 3. Полное обводнение скважины, невозможность ее использования в качестве нагнетательной или наблюдательной, а также перевод ее на другой эксплуатационный объект. 4. Форс-мажорные обстоятельства. 5. Обстоятельства, связанные с развитием инфраструктуры региона, например, со строительством водохранилища, поселка, города или в результате стихийных бедствий (землетрясения, оползни). В этих случаях ликвидация скважин обязательна, ибо они могут стать причиной внутрипластовых перетоков, загрязнения источников питьевой воды, изменения уровня грунтовых вод и т.п., что противоречит условиям охраны недр и окружающей среды. Объем и характер работ по ликвидации скважины зависит от ее назначения, конструкции, крепления и состояния ствола. Работы по ликвидации скважин, в которые спущены только технические колонны, заключаются в следующем: - в интервалах со слабыми нефтяными и газовыми пластами или пластами, оказавшимися в данной скважине непродуктивными, устанавливают цементные мосты. - над кровлей самого верхнего вскрытого пласта цементный мост поднимают на высоту не менее 50 м. Ствол скважины полностью заполняют глинистым раствором, позволяющим создать давление на забой, превышающее пластовое. Если в разрезе скважины не обнаружены напорные минерализованные или сероводородные воды, допускается вырезка и извлечение технических колонн, при этом в башмаке последней остающейся в скважине колонны устанавливают цементный мост высотой 50 м. Ликвидация скважин осуществляется под надзором органов Госгортехнадзора АР и оформляется в соответствии с действующими нормативными актами. Устье ликвидируемой скважины оборудуют репером. В колонну на глубину 2 м опускают обрезок трубы с деревянной пробкой и заливают сверху цементом. Над устьем устанавливают цементную тумбу размером 1 x 1 x 1 м. Иногда ствол скважины заполняют сухой глиной. Работы по ликвидации скважин выполняются бригадой капитального ремонта. 25.Вызова притока жидкости Вызов притока — технологический процесс снижения противодавления на забое простаивающей скважины, ликвидации репрессии на пласт и создания депрессии, под действием которой начинается течение флюида из пласта в скважину.Освоение скважины — комплекс технологических и организационных мероприятий, направленных на перевод простаивающей по той или иной причине скважины в разряд действующих.Основной целью вызова притока и освоения является снижение противодавления на забое скважины, заполненной специальной жидкостью глушения, и искусственное восстановление или улучшение фильтрационных характеристик призабойной зоны для получения соответствующего дебита или приемистости. Физические основы вызова притока и освоения скважины.Давление, создаваемое столбом этой жидкости на забой скважины, таково:Pзаб=ρгл gLс cosα + P1 где Pзаб и Р1 — соответственно давление на забое и устье, Па;ρгл — плотность жидкости глушения, кг/м3; Lс — длина скважины, м;α— угол отклонения скважины от вертикали, град. Если Pзаб > Pпл , то на пласт действует репрессия ΔРрΔРр = Pзаб - Pпл , где Рпл - пластовое давление, Па. 1. Рост забойного давления до максимальной величины Рзаб.макс — первая фаза вызова притока, при которой поглощение пластом жидкости глушения возрастает. 2. Снижение забойного давления до величины пластового давления (Рзаб = Pпл) — вторая фаза вызова притока, при которой поглощение пластом жидкости глушения снижается до нуля. 3. Снижение забойного давления ниже величины пластового и создание определенной депрессии — третья фаза вызова притока: ΔРр = Pпл - Pзаб Таким образом, первая и вторая фазы — фазы поглощения, а третья — фаза притока; физические основы вызова притока и освоения скважины заключаются в исследовании степени и характера изменения противодавления на пласт, что связано с необходимостью проведения ряда гидродинамических расчетов технологических процессов вызова притока и освоения. 26.Пластовое давление и пластовая температура Пластовое давление – определяют как средневзвешенное по всему пласту путем замера давления в пьезометрических, простаивающих и других скважинах.в) Забойное давление в нефтяных скважинах можно определить двумя путями: прямым – с использование регистрирующих дистанционных манометров (более точный); расчетным – при этом значения Рзаб получаются менее точными из-за сложного характера течения жидкости в НКТ (изменяется плотность жидкости по стволу скважины при ее разгазировании, и т.д. 27.Состав и классификация газов 28.Конструкция газовых и газоконденсатных скважин. В освоении, конструкции, оборудовании и регулировании работы газовых скважин очень много общего с фонтанными нефтяными скважинами, поэтому рассмотрим только отличительные черты газовых скважин. Газовые скважины осваивают теми же способами, что и фонтанные нефтяные. Конструкция газовой скважины зависит от конкретных условий – глубины и характеристики скважины, характера вскрываемых пород, наличия или отсутствия водоносных горизонтов, свойств добываемого газа. В большей части скважин после кондуктора спускают только одну колонну – эксплуатационную. Наиболее распространённые диаметры этой колонны – 146 и 168 мм. Обвязку обсадных колонн между собой на устье скважины выполняют при помощи обычных и клиновых колонных головок. Конструкция забойной части газовой скважины зависит от механической прочности продуктивных пород. Если продуктивный пласт сложен из крепких пород, то забой оставляют открытым и только в рыхлых, неустойчивых, обваливающихся породах эксплуатационную колонну спускают до забоя, цементируют и перфорируют её против продуктивных зон или спускают хвостовик или фильтр. 29.Вскрытие одной скважиной нескольких пластов 30.Условия образования гидратов и методы борьбы с ними Гидраты образуются при высоком давлении и низкой температуре. Возникновение таких кристаллических веществ может привести к закупориванию скважин , газопроводов , сепараторов , нарушению работы стабилизирующих и замерных устройств , и в итоге к снижению уровня добычи нефти. Гидраты - твердые кристаллические соединения углеводородов с водой , по внешнему виду похожие на белый снег или лед. Они состоят из одной или нескольких молекул газа (метана, пропана, углекислого газа и воды. Основными факторами, определяющими условия образования гидратов, являются состав газа, его давление, температура, полное насыщение газа парами воды. Существует четыре основных способа борьбы с гидратообразованием: 1. очисткой газа от паров воды — газоосушка 2. Снижение давления 3. Подогрев газа 4. применение ингибиторов Существует несколько методов газоосушки: 1.Осушка газа на основе абсорбции (технология с использованием жидких поглотителей) 2.Осушка газа на основе адсорбции (тведых поглотителей) Давление снижают следующим образом: отключают участок газопровода, в котором образовалась пробка, и через продувочные свечи с обеих сторон пробки сбрасывают из него газ в атмосферу. Сбрасывать газ нужно постепенно, не допуская хотя бы незначительного перепада. Для этого на обводах кранов устанавливаются манометры, и между кранами создается надежная связь. Снижение давления дает положительный эффект при ликвидации гидратной пробки. В качестве ингибиторов могут применяться метиловый спирт (метанол), раствор диэтиленгликоля , триэ-тиленгликоля , и раствор хлористого кальция. Широкое применение для борьбы и ликвидации уже образовавшихся гидратных пробок получил метанол (СН3ОН). Кроме того нужно учесть, что метанол является очень сильным ядом, имеющим кумулятивные свойства, т.е. может накапливаться в организме. Даже незначительная концентрация метанола в воздухе может привести к очень сильному отравлению. Поэтому для обслуживающего персонала метанольной установки потребуются дополнительные средства защиты. 31.Общие сведения о подземных хранилищах газа 32.Влажность природных газов, виды и способы определения. 33.Повышение производительности газовых скважин 34.Освоение скважин Освоение скважины — комплекс технологических и организационных мероприятий, направленных на перевод простаивающей по той или иной причине скважины в разряд действующих.Основной целью вызова притока и освоения является снижение противодавления на забое скважины, заполненной специальной жидкостью глушения, и искусственное восстановление или улучшение фильтрационных характеристик призабойной зоны для получения соответствующего дебита или приемистости. Физические основы вызова притока и освоения скважины.Давление, создаваемое столбом этой жидкости на забой скважины, таково:Pзаб=ρгл gLс cosα + P1 где Pзаб и Р1 — соответственно давление на забое и устье, Па;ρгл — плотность жидкости глушения, кг/м3; Lс — длина скважины, м;α— угол отклонения скважины от вертикали, град. Если Pзаб > Pпл , то на пласт действует репрессия ΔРрΔРр = Pзаб – Pпл , где Рпл - пластовое давление, Па. 1. Рост забойного давления до максимальной величины Рзаб.макс — первая фаза вызова притока, при которой поглощение пластом жидкости глушения возрастает. 2. Снижение забойного давления до величины пластового давления (Рзаб = Pпл) — вторая фаза вызова притока, при которой поглощение пластом жидкости глушения снижается до нуля. 3. Снижение забойного давления ниже величины пластового и создание определенной депрессии — третья фаза вызова притока: ΔРр = Pпл - Pзаб Таким образом, первая и вторая фазы — фазы поглощения, а третья — фаза притока; физические основы вызова притока и освоения скважины заключаются в исследовании степени и характера изменения противодавления на пласт, что связано с необходимостью проведения ряда гидродинамических расчетов технологических процессов вызова притока и освоения. 35.Коэффициент нефтеотдачи и методы его повышения Коэффициент нефтеотдачи - это относительная величина, показывающая, какой объем нефти от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации, и является показателем завершенного процесса разработки или такого, который предполагается завершить в определенных условиях. Таким образом, понятие «коэффициент нефтеотдачи» является, по существу, условным. Физически возможная добыча нефти из залежей может быть несколько больше. Коэффициент нефтеотдачи можно вычислить, пользуясь отношением разности начальной Sн и остаточной S0 нефтенасыщенности пород залежи к начальной нефтенасыщенности, т.е. α = ( Sн –S0 )/Sн. Коэффициент физической нефтеотдачи αфиз – это относительная величина, показывающая, какая часть балансовых запасов нефти может быть извлечена из пласта при данном режиме, независимо от времени и себестоимости добычи нефти, т.е. ценой любых затрат: αфиз=(Qни +ΔQ)/Qнб, где ΔQ – количество нефти, добываемой из залежи после достижения экономически рентабельного предела разработки до физически возможного извлечения нефти. |