Вопрос №123. Подземный ремонт скважин. Виды подземных ремонтов, применяемая техника, оборудования. Коэффициент эксплуатации скважин
|
Скачать 0.75 Mb.
|
Билет №45. Методы и способы вызова притока. Движение нефти из пласта к забою скважины происходит при условии Рпл>Рзаб + Рсопр, где Рпл – пластовое давление Рзаб - давление на забое скважины; Рзаб = (ρт.ж.- ρл.ж.)g∙H; Pсопр – давление на преодоление сопротивления движению жидкости (Pсопр=ΔPз.п.+ ΔPк). Однако после проведения скважины, вскрытия пласта, установки и перфорации обсадной колонны труб, скважина и призабойная зона заполнены глинистым раствором буровой промывочной жидкости, а поверхность забоя загрязнена глинистой взвесью, коркой. Кроме того, воздействие на прилегающую к забою скважины породу ударных волн при перфорировании вызывает физико-химические процессы в прилегающих слоях пористой среды, в результате чего образуется зона с пониженной проницаемости или с полным ее отсутствием. Т.к. Рзаб = (ρт.ж.- ρл.ж.)g∙H, то из этого выражения следует, что для получения притока необходимо: снизить высоту столба буровой жидкости в скважине Н, уменьшить плотность этой жидкости ρ, а также уменьшить величину составляющей Pсопр=ΔPз.п.+ ΔPк. Основным методом вызова притока из пласта является снижение давления на забой Рзаб, что осуществляется следующими способами: тартанием; поршневанием (свабированием); заменой бурового раствора на более легкую жидкость; компрессорным разгазированием; прокачкой газожидкостной смеси; откачкой бурового раствора глубинными насосами. Тартание – извлечение жидкости цилиндрической емкостью (желонкой) в нижней части которой установлен клапан. Желонка опускается лебедкой под уровень жидкости, наполняется и поднимается на поверхность. Процесс трудоемкий и малопроизводительный. Так, для снижения уровня на 500 м в колонне Ø 168 мм желонкой Ø 114 мм и длиной 10 м (V=0,4м3) необходимо сделать 110 рейсов. Применяется метод при низком пластовом давлении и извлечении осадка с забоя. Поршневание – способ понижения уровня жидкости в скважине, в которую опущена колонна НКТ с использованием сваба-поршня-трубы Ø 25-37,5мм с клапаном в нижней части. При спуске сваба под уровень жидкости сваб заполняется жидкостью через клапан и отверстие в верхней части. При подъеме сваба клапан закрывается, а эластичные манжеты на корпусе сваба распираются давлением жидкости, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. Метод в 10-15 раз производительней тартания и применяется за рубежом для контроля притока и длительного дренирования пласта при высоком пластовом давлении с установкой соответствующего устьевого оборудования. Недостатки: аварии с обрывом каната, заклинивание сваба, наличие открытого устья, что связано с опасностью выброса. Замена скважинной жидкости осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы. Затем насосами легкая жидкость нагнетается в межтрубное пространство. Глинистый буровой раствор () уходит по НКТ. Производя промывку скважины путем замены глинистого бурового раствора водной или дегазированной жидкостью, можно получить уменьшение забойного давления за счет уменьшения плотности: , где плотность тяжелой жидкости (бурового раствора); плотность легкой жидкости (промывочной воды, нефти); Н – глубина спуска НКТ. Недостатки метода: Снижение давления составляет до 25%; Необходимость высокого пластового давления; Коллекторы, поддающиеся обработке. Компрессорный метод нашел распространение при фонтанной механизированной эксплуатации скважин с установленным на устье фонтанным оборудованием и насосно-компресорными трубами (НКТ) в скважине. При нагнетании газа в скважину (Р=8-10 МПа) буровая жидкость оттесняется к башмаку НКТ. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость, тем самым снижая плотность смеси и, соответственно, давление на забое. Достоинства: процесс происходит при непрерывном контроле и герметизированном устье, что обеспечивает безопасность и значительные депрессии на пласт. Недостатки: метод не применяется в рыхлых и неустойчивых коллекторах. Ограничение по глубине (до 1500-2000 м). К другим методам вызова притока из пласта относятся: прокачка газожидкостной смеси и откачка жидкости скважинными насосами. Прокачка ГЖС позволяет осваивать более глубокие скважины, т.к. плотность ГЖС больше плотности газа. Откачка скважинными насосами используется на истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, где не ожидаются фонтанные проявления. Установки ШСН или ПЦЭН спускаются на проектную глубину в соответствии с предполагаемым дебитом и динамическим уровнем. Билет №44. Теоретические основы процесса освоения скважин. Методы вызова притока нефти и газа из пласта. Опробование скважин. Методы повышения производительности скважин. Освоение – это вызов притока или обеспечение приемистости скв-ин, выбор способа освоения зависит от продукции, к-ую рассчитывают получить из скв-ны; назнач-я скв-ны, литолого-физической хар-ки объекта освоения, пл. давления, св-в промыв. жидкости. В большинстве случаев, чтобы вызвать приток н. необходимо снизить заб. давление. Этого добиваются - снижением плотности жидкости в скв-не путем замены ее жидкостью с меньшей плотностью или путем аэрации, снижением уровня жид-ти в скв-не свабированием, нагнетанием сжатого воздуха или газа компрессором 1. Если в пласте наблюдается выс. пл.е давл., а скв-на после перфорации не переходит на фонтанирование, тогда ее промывают чистой пласт. водой. За счет разности в плотности пром.жид-ти и пласт.воды (γ=1г/см3) создается ↓ противодавления на пласт, скв-на должна перейти на фонтанирование. 2. В скв-не заменяют пресную воду на чистую нефть. За счет разницы в плотности обоих жид-тей создается умен-ие противодавл-я на пласт, скв-на постепенно переходит на фонтанирование. 3. Свабирование: в скв-ну в НКТ на определенную глубину (200-350 м) на канате спускается сваб (поршень). С помощью каната сваб поднимается на пов-ть, жид-ть выливается на пов-ть, в скв-не уже обр-ся вакуум. За счет образующего перепада давления скв-на переходит на фонтанирование. Если фонтанный приток отсутствует, операцию повторяют 2-3 раза до перехода скв-ны на фонтанирование. Этот метод из-за своей большой пожароопасности запрещено применять Госгортехнадзором при освоении скв-н. 4. Метод применения компрессора. В этом случае к затрубному прост-ву скв-ны подсоединяется передвижной компрессор. На НКТ устанав-ся две пусковые муфты и обратный пусковой клапан. При закачке воздуха в затрубное прост-во плотность жид-ти ее будет ↓, т.е. противодавл-е на пласт будет ↓ и пласт должен постепенно перейти на фонтанирование. Если этого не происходит, закачиваемый воздух постепенно подходит к пусковой муфте, разгазирует находящуюся там жидкость. За счет этого формируется резкое ↓ противодавл-я на пласт, обычно пласт переходит на фонтанирование. Если же этого не происходит, а давление на компрессоре приближается к критической вел-не (80атм), тогда его останавливают, а воздух из затрубного прост-ва (вместе с газом из пласта) стравливают. В этом случае может образоваться гремучая смесь (воздух+газ), к-ая может быть взрывоопасной. После стравливания воздуха и притока жид-ти из пласта (обычно ФБР) операцию повторяют до получения фонтанного притока нефти. 5. Метод оттартывания. Оттартывание (отчерпывание) – это удаление жидкости из скв-ны с помощью желонки. Желонка – это труба длиной 8 м, диаметром 4″, в ее нижней части имеется клапан, к-ый открывается при ее погружении в скв-не в жид-ть. Опробование – это оценка продукт-ти объекта, осваиваемого в скв-не, т.е определение дебита, приемистости скв-ны. Дебиты, приемистость и ГФ желательно измерять при разных пл. и заб.давл-ях, если скв-ны фонтанируют при освоении следует учитывать диаметр штуцера. Измерение дебитов нефти (газа), ГФ, приемистости на разных режимах дает возможность более достоверно оценить продук-ть и хар-р ее измен-я. В процессе опробования необходимо отобрать пластовые (герметичные) пробы нефти, газа, воды и опр-ть основные физ.-хим. св-ва пласт. флюидов: температуру, плотность, вязкость, газосодержание, минерализацию, хим.состав, давление насыщения нефти газом, содержание конденсата и воды в газе, объемный и пересчетный коэф-ты. Также фиксируют вынос песка, частиц пород, процент воды в продукции, содержание газоконденсата Методы ↑ производительности скважин: ГРП - создание искусственных гориз-ых и верт-ых трещин в пласте с помощью закачки жид-ти под выс. давл-ем. ГРП позволяет увеличить производ-сть скважин в 2, 3 раза. Термокислотная обр-ка скв-н: на забой скв-н закачивается вещ-о (магний), к-ое дает в реакции с кислотой высокую температуру и большое кол-во газа, скв-на оставляется на реакцию на сутки очищаются поровые каналы прод. пласта, увел-ся производительность скв-н. Термообр-ка скв-н: обр-ка с помощью передвижных поровых установок (ППУ). Создается давление и скважина прокачивается. Очищает запарафинированные части скв-ны, падает давление на устье скв-ны. Термогазохимическая обр-ка скв-н: в скв-ну НКТ закачиваются дымные пороха, к-ые поджигается – большое кол-во газа и высокая температура. Газ проникает в поровую часть пласта, уменьшая вязкость нефти – в 2, 3 раза повышается производ-ть пласта. Термохимическая обработка скважин: сначала закачивается одно вещ-во, потом другое, вступая в реакции друг с другом, обр-ся большое кол-во тепла и газов, увел-ся производительность скв-н. Применение мощных вибраторов: засчет вибрации колонны прочищаются поровые каналы, увеличивается прон-ть. Применение мощных ядерных взрывов: мощность взрыва рассчит-ся в завис-ти от глубины. В эпицентре взрыва выделяется много газов, создается выс.температура и на расстоянии 20-30м. от взрыва происходит очищение ПЗП. Билет №6. Оборудование устья скважины при различных способах эксплуатации. Колонные головки. По окончании бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования, верхние части обсадных колонн (кондуктора, промежуточной и эксплуатационной) соединяют при помощи колонной головки. Для испытания продуктивных горизонтов и обеспечения последующей их эксплуатации без осложнений обвязка колонн на устье должна обеспечивать: 1. герметизацию, контроль давления и возможность заполнения промывочной жидкостью заколонного пространства; 2. жесткое соединение верхней (устьевой) части эксплуатационной колонны с другими колоннами, спущенными ранее в скважину; 3. возможность фиксирования некоторых величин натяжения эксплуатационной колонны. 4. восстанавливать нарушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков. Колонные головки устанавливаются на всех скважинах независимо от способа их эксплуатации. Для нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин выбор типа колонной головки зависит от пластового давления. В промысловой практике применяют колонные головки двух типов: клиновую (рис. 1) ГКК и муфтовую ГКМ (рис. 2.) Наиболее распространена колонная головка клиновая. Она предназначена для обвязки двух колонн – промежуточной и эксплуатационной или эксплуатационной и кондуктора (табл. 1). Колонные головки испытывают на герметичность опрессовкой на рабочее давление согласно паспортным данным, а также на прочность корпуса на пробное давление согласно приведенным ниже данным. Рис. 1. Колонная головка клиновая типа ГКК 1-фланец; 2-пробка; 3-корпус головки; 4-резиновые уплотнители; 5-пакер; 6-клинья; 7-патрубок; 8-эксплуатационная колонна; 9-фланец для установки головки на устье; 10-фланец промежуточной колонны. Рисунок 2. Головка колонная муфтовая типа ГКМ. 1-корпус головки; 2-металлическая манжета; 3-резиновые кольца; 4,6-фланцы; 5-полукольцо; 7-муфта для подвески эксплуатационной колонны; 8-манометр; 9-патрубок с фланцем; 10-кран. Рабочее давление, МПа 7; 14; 21; 35; 70; 103. Пробное давление при условном диаметре проходного сечения фланца головки, который присоединяется к обсадной колонне: < 350 мм 2 Рраб >350 мм 1,5 Рраб После установки колонной головки на устье газовой скважины ее опрессовывают газообразными агентами в следующем порядке: 1) Через межколонное пространство на устье опрессовывают на давление, отвечающее допустимому внутреннему давлению промежуточной колонны, но не выше давления, которое может вызвать поглощение жидкости; 2) устанавливают на колонну трубную головку фонтанной арматуры, снижают уровень жидкости в колонне и вторично спрессовывают газом (воздухом) колонную головку на максимальное рабочее давление обсадной колонны, на которой установлена колонная головка, и дают выдержку давления не менее 5 мин.При опрессовках колонной головки не должно быть утечки газа. Билет №102. Физические основы и принципы расчета при соляно-кислотной обработке. На нефтяных промыслах применяют следующие виды кислотных обработок: кислотные ванны, кислотные обработки, кислотные обработки под давлением, термохимические и термокислотные обработки и т. д.Наиболее распространены обычные кислотные обработки, когда в продуктивные пласты нагнетают специальный раствор соляной кислоты. Предварительно скважину очищают от песка, механических примесей, продуктов коррозии и парафина. У устья монтируют оборудование, агрегаты и средства, спрессовывают трубопроводы. Технология различных солянокислотных обработок неодинакова и изменяется в зависимости от вида обработки, физических особенностей пласта, пород, слагающих продуктивный пласт, и т. д. Эффект от проведения солянокислотной обработки оценивается по количеству дополнительно добытой из скважины нефти, а также по величине повышения коэффициента продуктивности. Кислотные ванны. Этот вид обработки наиболее простой и предназначается для очистки забоя и стенок скважины от загрязняющих веществ — цементной и глинистой корки, АСПО, отложений продуктов коррозии и др. Для обработки скважин после окончания бурения с открытым стволом, не закрепленных обсадной колонной, рекомендуется применять кислотный раствор с содержанием в нем от 15 до 20% НС1, а для скважин, закрепленных обсадной колонной,— раствор более низкой концентрации НС1 (10—12%). К раствору кислотных ванн, предназначенных для растворения окисных соединений железа, рекомендуется добавлять до 2—3% уксусной кислоты. Кислоту для реагирования с породами пласта рекомендуется оставлять в скважине на 24 ч. По истечении этого срока при обратной промывке очищают забой от загрязняющих веществ. В качестве продавочной жидкости обычно используют воду. Если же после кислотной ванны планируется сразу прямая промывка забоя (через насосно-компрессорные трубы), то в качестве промывочной жидкости следует применять нефть. Рис. 14.1. Расположение оборудования при обычной солянокислотной обработке: 1 — насосный агрегат типа Азинмаш; 2 — емкость для кислоты на агрегате, 3 — емкость с кислотой, установленная на прицепе, 4 — емкость для кислоты, 5 — емкость для продавочной жидкости, 6— устье скважины ческие исследования: определяют коэффициент продуктивности, статический и динамический уровни, скорость подъема уровня, забойное, пластовое давление и т. д. Скважину до обработки тщательно очищают от песка, грязи, парафина и продуктов коррозии В отдельных случаях в зависимости от состояния стенок скважины рекомендуется сочетать механические методы очистки и кислотные ванны. Процесс обработки скважины осуществляют, как правило, при спущенных насосно-компрессорных трубах, причем весь процесс закачки жидкости можно разделить на три этапа: предварительная подкачка продавочной жидкости, закачка рабочего раствора НС1 и про-давливание его в пласт. Порядок операций при солянокислот-ной обработке приведен на рис. 14.2. 1. В нефтяную скважину закачивают нефть, а в нагнетательную — воду до устойчивого переливания через отвод из затруб-ного пространства (положение а). 2. При открытом затрубном пространстве вслед за нефтью (или водой Рис. 14.2. Схема обработки скважины соляной кислотой. в нагнетательной скважине) закачивают кислотный раствор, который заполняет колонну насосно-компрессорных труб и забой скважины до кровли обрабатываемого интервала (положение б). Раствор кислоты при этом вытесняет нефть (воду) из скважины через затрубный отвод с задвижкой в мерник, в котором следует точно замерять количество вытесненной нефти (воды) . 3. После закачки расчетного объема кислотного раствора затрубную задвижку закрывают и насосным агрегатом продавливают раствор в продуктивный пласт (положение в), для чего в скважину нагнетают продавочную жидкость (положение г). После продавливания всего объема кислотного раствора скважину оставляют на реагирование кислоты с породой. По истечении времени реагирования забой нагнетательной скважины промывают водой (способами прямой и обратной промывок) для удаления продуктов реакции. Если в нефтяных скважинах при кислотной обработки в качестве продавочной жидкости применяли нефть, то после очистки забоя скважину сразу вводят в эксплуатацию. Для первичных обработок рекомендуется не повышать давление нагнетания более 8 — 10 МПа, а добиваться максимального реагирования кислоты за счет выдерживания скважины под давлением в течение длительного времени. При последующих солянокислотных обработках необходимо поддерживать высокую скорость прокачки кислоты по пласту с целью проталкивания ее на максимальное расстояние от ствола скважины. |
Похожие:
 |
Методическое указаниЕ «Нетрадиционные технологии ремонта скважин», часть 1 – Кислотная обработка скважин с помощью технологий гибких труб для студентов... |
 |
Курса Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Методы увеличения производительности скважин. Исследования скважин. Сбор и подготовка нефти... |
|
Техническое задание 2016 год на оказание услуг по текущему и капитальному... Текущий и капитальный ремонт скважин и проведение подготовительно-заключительных работ к гидроразрыву пластов |
|
Техническое задание на оказание услуг по освоению, текущему и капитальному... Текущий и капитальный ремонт скважин и проведение подготовительно-заключительных работ к гидроразрыву пластов |
|
Техническое задание на промывку, разбуривание портов в горизонтальных участках, освоение скважин ... |
|
Техническое задание на выполнение работ по капитальному ремонту и... Капитальный ремонт скважин и проведение подготовительно-заключительных работ к гидроразрыву пластов |
|
Техническое задание на оказание услуг по освоению, текущему и капитальному... Текущий и капитальный ремонт скважин и проведение подготовительно-заключительных работ к гидроразрыву пластов, согласно производственной... |
|
Руководство по эксплуатации скважин установками скважинных штанговых... Тестовые задания для проверки знаний рабочих по профессии: «Оператор по добыче нефти и газа» |
|
Дополнительные главы геофизических исследований скважин Сопоставление разрезов скважин; первичная обработка диаграмм гис, опорные пласты и требования к ним |
|
I. общие положения Выполнение работ по освоению скважин при строительстве скважин Астраханского гкм для нужд филиала «Астрахань бурение» ООО «Газпром... |
|
Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин рд 39-00147001-767-2000 Инструкция предназначена для проектных и буровых организаций, а также организаций-заказчиков на строительство скважин |
|
Ооо «Альвента инвест» Мобильная станция контроля цементирования скважин... Руководство по эксплуатации предназначено для ознакомления с устройством и работой мобильной станции контроля цементирования скважин... |
|
Сибнефтегаз Имплозивное устройство предназначено для интенсификации притока нефти и импульсной депрессионной очистки стенок скважин, призабойной... |
|
Инструкция по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения Статистическую информацию по строительству скважин на нефть и газ по форме №1-тэк (бур) представляют организации, ведущие бурение... |
|
Техническое задание на реконструкцию зданий артезианских скважин... Здания артезианских скважин №№4,10а,13 с прилегающими территориями, технологическим, электротехническим и измерительным оборудованием... |
|
Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ,... Ю. К. Гиричев (Госгортехнадзор России); В. А. Глебов, А. С. Оганов (Ассоциация буровых подрядчиков). В инструкции учтены предложения... |