Технологии освоения добывающих скважин после бурения на Приобском месторождении

Тартание - малопроизводительный, трудоемкий способ снижения уровня жидкости в скважине с очень ограниченными возможностями применения (в скважинах, где не ожидается никаких фонтанных проявлений), т.к. устьевая задвижка при этом не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. К недостаткам способа тартания относится загрязнение окружающей среды.

Однако этот метод дает возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине.

Поршневание (свабирование) заключается в постепенном снижении уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба).

Поршень представляет собой трубу диаметром 25-37,5 мм с клапаном в нижней части, открывающимся вверх. На наружной поверхности поршня укреплены эластичные резиновые манжеты, армированные проволочной сеткой.

Для возбуждения скважины поршневанием в нее до фильтра спускают насосно-компрессорные трубы. Каждую трубу проверяют шаблоном. При спуске поршня под уровень (обычно на глубину 75-150 м) жидкость перетекает через

клапан в пространство над поршнем.

При подъеме его клапан закрывается, а манжеты, распираемые под действием давления столба жидкости, прижимаются к стенке труб и уплотняются. За один подъем выносится столб жидкости, находящейся над поршнем на глубине погружения под уровень жидкости. Поршневание в 10-15 раз производительнее тартания. За один подъем выносится снижается давление на забое скважины, что вызывает приток в нее жидкости из пласта.

2.3 Требования к конструкции и креплению добывающих скважин

В зависимости от назначения скважин конструкция может существенно изменяться, но всегда должна удовлетворять некоторым общим требованиям, которые сводятся к следующему:

- надежное разобщение пройденных пород и их герметизация, что вытекает из

- требований охраны недр и окружающей среды и достигается за счет прочности и долговечности крепи, герметичности обсадных колонн,

- межколонных и заколонных пространств, а также за счет изоляции флюидонасыщенных горизонтов;

- получение максимального количества горно-геологической и физической информации по вскрываемому скважиной разрезу;

- возможность оперативного контроля за вероятным межколонным или заколонным перетоком флюидов;

- длительная безаварийная работа при условии безопасного ведения работ на всех этапах жизни скважины;

- конструкция должна иметь определенный диаметр обсадных труб, что особо относится к эксплуатационной колонне;

- быть стабильной (не изменять своих первоначальных характеристик в течение

- длительного времени или после проведения определенных технологических операций);

- эффективное фиксирование конструкции в стволе скважины;

- возможность аварийного глушения скважины;

- возможность трансформации одного вида скважины в другой за счет максимальной унификации по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

Кроме перечисленных, конструкция скважины должна удовлетворять определенным технологическим требованиям, основными из которых являются:

- хорошая гидравлическая характеристика (минимум сопротивлений);

- максимально возможное использование пластовой энергии в процессе подъема продукции на дневную поверхность за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и конструкции забоя;

- возможность проведения всех видов исследований известными и перспективными глубинными приборами;

- проведение всех технологических операций в скважине, в том числе и по воздействию на продуктивный горизонт;

- применение различных способов эксплуатации с использованием эффективного оборудования, в том числе и с большими нагрузками на стенку скважины (колонны).

2.4 Условия вызова притока жидкости из пласта

Скважины осваивают после бурения, перфорации или ремонта. При бурении и перфорации скважина заполнена буровым раствором. По техническим правилам ведения буровых работ, гидростатическое давление столба бурового раствора должно составлять 10--15% от пластового давления при глубине скважины не более 1200 'м и 5% --при больших глубинах. При перфорации репрессия давления пласта (разность между давлением на забое и пластовым давлением) 'не должна превышать 5% от пластового давления. 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. Для проведения ремонта ее также заполняют жидкостью или раствором (глушат). Глушение скважины жидкостью проводят для предотвращения открытого фонтанирования, выбросов 'нефти, газа при снятии устьевого оборудования и подъеме труб из скважины, т. е. для создания противодавления на пласт. Необходимо, что-бы жидкость глушения не снижала проницаемости призабойной зоны, не оказывала коррозионного и абразивного действия на ремонтное и эксплуатационное оборудование, не была токсичной, взрыве- и пожароопасной, дорогой и дефицитной. Плотность жидкости глушения должна соответствовать пластовому давлению в скважине. Для глушения скважин обычно применяют техническую воду, обработанную поверхностно-активными веществами, пластовую воду (плотность до 1120--1190 кг/м3), водный.раствор хлористого натрия (до 1160 кг/м3) или кальция (до 1382 кг/м3), глинистый раствор (до 1700 кг/м3). Для предотвращения поглощения жидкости глушения в высокопроницаемых пластах применяют буферные жидкости (объемом около 1 м3), в качестве которых используют водные растворы карбок-силметилцеллюлозы (КМД) и вязкоупругую смесь (ВУС), разработанную 'ВНИИнефтью.

Сохранение коллекторских свойств пласта при глушении; обеспечивается применением гидрофобно-эмульснояных растворов, стабилизированных дегидратированными полиамидами - (ЭС-2) и содержащих при необходимости утяжелители (барит, гематит и др.). Для вызова притока необходимо выполнение условия Рз < Рпл, т. е. создание депрессии давления на пласт.

Так как забойное давление можно представить как гидростатическое давление столба жидкости в скважине, то условие вызова притока можно записать: где h -- высота столба жидкости в скважине; р --плотность жидкости; g-- ускорение свободного падения.

Следовательно, для удовлетворения этого условия с целью вызова притока необходимо уменьшить либо h, либо р, поскольку пластовое давление остается неизменным в процессе освоения данной скважины.

Условия вызова притока из пласта существенно влияют как на успешность освоения, так и на дальнейший технологический режим эксплуатации, эффективность и надежность работы скважины. Величина пластового давления, характер и степень снижения проницаемости породы ПЗП, состав и свойства продуктивных пород, степень сцементированности пород, степень неоднородности пласта, состав и свойства флюидов, наличие или отсутствие газовой шапки, подошвенных и посторонних высоконапорных вод, техническое состояние обсадной эксплуатационной колонны и цементного камня - вот те основные факторы, которые следует тщательно рассмотреть при решении вопроса о выборе способа и технологии вызова притока.

В промысловой практике нередко наблюдаются случаи, когда в процессе освоения скважин возникают серьезные осложнения и даже аварийные ситуации. Такие наиболее распространенные осложнения как деформация обсадной эксплуатационной колонны, нарушение целостности цементного камня за колонной, разрушение породы в призабойной зоне, прорыв подошвенных или посторонних (верхних или нижних) вод, открытое неуправляемое фонтанирование скважин происходят главным образом потому, что технология освоения была выбрана без учета состава и свойств породы-коллектора и насыщающих пласт флюидов, условий залегания нефти, газа и воды, отрицательных последствий условий первичного и вторичного вскрытия пласта и цементирования обсадной эксплуатационной колонны.

Исключительно важное значение следует придавать также решению вопроса о величине и скорости изменения (динамике) депрессий при вызове притока. Величина депрессии и ее динамика должны определяться типом порового пространства (гранулярный, трещинный) коллектора, составом и свойствами флюидов, устойчивостью коллектора, фильтрационными свойствами породы пласта, характером и степенью снижения проницаемости породы призабойной зоны, а также некоторыми другими факторами. При прочих одинаковых условиях в устойчивых коллекторах величина депрессии может быть большей и достигаться более быстро, в слабосцементированных или трещинных - небольшой и медленно нарастающей. Для газовых пластов величина депрессии должна быть существенно меньше, чем в случае нефтяных. Большие депрессии часто являются причиной существенного ухудшения сцепления цементного камня с обсадной эксплуатационной к олонной и с породой пласта, особенно в интервалах глин и песчаников, размытых при бурении.

2.5 Выбор способа вызова притока жидкости из пласта

Перед освоением скважину оборудуют, в соответствии с ее назначением, способом эксплуатации и методом вызова притока. Выбор метода вызова притока зависит от назначения скважины, ее способа эксплуатации, пластового давления, глубины и расположения скважины на структуре, степени устойчивости коллектора и др. Освоение скважин, вскрывающих пласты с высоким пластовым давлением, обычно не вызывает затруднений. В данном случае можно создать большую депрессию давления и при этом происходит интенсивная самоочистка забоя и, призабойной зоны от грязи за счет большой скорости движения жидкости и газа. Однако при наличии неустойчивых пластов, газовой шапки (верхнего газа) или подошвенной воды возможны осложнения. Чрезмерные депрессии могут привести к разрушению пласта, цементного кольца и даже нарушению обсадной колонны, образованию конусов верхнего газа и подошвенной воды и прорыву их в скважину. Поэтому такие скважины следует пускать в работу плавно с медленным снижением забойного давления на небольшую величину.

Известна следующая классификация методов вызова притока и освоения скважин:

- Метод облегчения столба жидкости в скважине (жидкости глушения).

- Метод понижения уровня.

- Метод «мгновенной» депрессии.

Метод облегчения столба жидкости в скважине (жидкости глушения) реализуется различными способами, но наибольшее распространение получили промывки.



Рисунок 2.4 - Метод облегчения столба жидкости в скважине

При промывке скважины в период времени 0 - t1 (достижение уровнем раздела жидкостей башмака НКТ) возникает 1 фаза - фаза роста поглощения пластом жидкости глушения. Вследствие этого происходит дополнительное изменение фильтрационных характеристик ПЗС. Именно поэтому выбору жидкости глушения должно уделяться особое внимание, исходя из требования сохранения фильтрационных характеристик ПЗС. В период времени t1 - t2 (2 фаза снижения поглощения) объем поглощаемой пластом жидкости снижается. Таким образом, в период времени 0 - t2 жидкость глушения поглощается пластом, а объем поглощенной жидкости Vпогл в этот период можно рассчитать, зная коэффициент приемистости Kпр, величину пластового давления Pпл и характер изменения забойного давления Pзаб(t), то есть:

В период времени t > t2 реализуется 3 фаза - фаза притока жидкости из пласта за счет создания депрессии ДP.

Известны следуюшие способы реализации метода облегчения столба жидкости в скважине:

- промывка (прямая, обратная, комбинированная; промывки осуществляются различными жидкостями);

- закачка газообразного агента (газлифт);

- с помощью струйных аппаратов;

- с применением двухфазных пен;

- пенами с использованием эжекторов;

- метод понижения уровня.

Особенностью данного метода является отсутствие первой фазы, что делает его предпочтительнее, благодаря меньшему «загрязнению» ПЗС в период вызова притока.

К методу понижения уровня относятся:

- тартание желонкой;

- свабирование;

- с помощью воздушной подушки;

- с использованием пусковых клапанов;

- поинтервальное снижение уровня в скважине;

- применение газообразных агентов;

- понижение уровня глубинным насосом.

Рисунок 2.5 - Метод понижения уровня

Тартание желонкой - не только способ вызова притока и освоения, но и исторический способ эксплуатации скважин с очень низкими пластовыми давлениями. Осуществляется желонкой, представляющей собой отрезок толстостенной трубы (как правило, бурильной), в нижней части которой имеется обратный клапан. Спускается в скважину на канате с помощью лебедки. Так как объем желонки невелик, то процесс вызова притока тартанием достаточно медленный. Работа проводится при открытом устье, что представляет определенную опасность, особенно при фонтанных проявлениях.

Спуск желонки, как правило, проводится в обсадную колонну. Метод «мгновенной» депрессии. Особенностью данного метода является кратковременность второй фазы (t1 - t2).

К методу «мгновенной» депрессии относятся:

- способ падающей пробки;

- задавка жидкости глушения в пласт.

Рисунок 2.6 - Метод «мгновенной» депрессии

Способ падающей пробки - суть его заключается в том, что колонна НКТ, спускаемая в скважину, в нижней части закрывается специальной пробкой, изготовленной из нефтерастворимого материала. Под действием собственного веса колонна НКТ спускается в скважину до определенной глубины, определяемой из равенства сил сопротивлений и собственного веса колонны.

При необходимости увеличения глубины спуска колонны НКТ в нее с поверхности заливается определенное количество воды, удерживаемое в НКТ за счет пробки. При спуске колонны до расчетной глубины внутрь НКТ сбрасывается тяжелый предмет, который выбивает пробку. Так как столб воды в НКТ существенно меньше столба жидкости глушения в скважине, после падения пробки у башмака НКТ возникает достаточно большой перепад давлений, под действием которого жидкость глушения из скважины перетекает в НКТ, приводя к быстрому снижению забойного давления и вызову притока.

Задавка жидкости глушения в пласт - при этом вся или большая часть жидкости глушения залавливается в пласт за счет подключения компрессора, давление которого воздействует на уровень жидкости глушения. Когда расчетный объем жидкости глушения поглощен пластом, компрессор отключается и давление в газонаполненной части скважины резко снижается (стравливание давления газа в атмосферу). При этом существенно снижается и забойное давление, провоцируя поступление флюидов из пласта в скважину.

Общая характеристика методов вызова притока и освоения сводится к рассмотрению изменения забойного давления в функции времени, а условия эффективного применения определяются совокупностью параметров, тражающих геологические, технологические, технические и организационные факторы с учетом известных критериев.

Так как возможности и техническая реализация известных методов вызова притока и освоения существенно различаются, выбор наилучшего для конкретных условий зависит от следующих критериев:

1. Величина пластового давления:

- с нормальным пластовым давлением (давление равно гидростатичес-кому, вычисленному при плотности воды св = 1000 кг/м3);

с пониженным пластовым давлением (давление ниже гидростатичес-кого) или с аномально низким пластовым давлением;

- с повышенным пластовым давлением (давление выше гидростатичес-кого) или с аномально высоким пластовым давлением.

При выборе метода вызова притока скважин, вскрывших залежи -с АНПД или АВПД, указанный критерий следует рассматривать как определяющий.

2. Коэффициент проницаемости призабойной зоны скважины, насыщенной различными флюидами:

- с низкой проницаемостью;

- с хорошей проницаемостью.

При этом необходимо учитывать изменение проницаемости в течение всего периода времени от первичного вскрытия до начала вызова притока.

3. Механическая прочность коллектора:

- рыхлые, слабосцементированные породы;

- крепкие, хорошосцементированные породы.

4. Фильтрационные характеристики призабойной зоны (коэффициенты подвижности k / м и гидропроводности kh / м).

5. Имеющиеся в распоряжении технические средства снижения забойного давления.

Учет вышеприведенных основных критериев при выборе метода вызова притока позволит получить наилучший технико-экономический эффект.

2.6 Расчет основных параметров освоения методом замены жидкости большей плотностью на меньшую

Рассчитаем основные параметры процесса освоения скважины методом замены жидкости и выбрем промывочную жидкость и необходимое оборудование. Скважина заполнена буровым раствором плотностью с-1,08 г/см3.

Дано:

Глубина скважины Н - 3155м;

Пластовое давление Рпл - 18 МПа;

Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Нф - 3072 м;

Минимально допустимая депрессия на забое скважины Pмин - 2 МПа;

Наружный диаметр эксплуатационной колоны D - 178 мм;

Диаметр НКТ - 89мм; Длина спуска НКТ L - 3010 м.

Решение:

1) Определяем плотность промывочной жидкости из условия вызова притока

(формула 2.1)

Где, - пластовое давление; - минимально допустимая депрессия на пласт; L - длина спуска НКТ.

2) Выбираем промывочную жидкость. Так как расчётная плотность меньше плотности воды, то выбираем жидкость нефть.

3) Определяем количество промывочной жидкости

(формула 2.2)

Где, ц - коэффициент запаса промывочной жидкости равный 1,1;

- внутренний диаметр эксплуатационной колонны (толщина стенки 10,4мм).

4) Определяем количество автоцистерн для доставки промывочной жидкости

 (формула 2.3)

Где, - вместимость цистерны 10м3.

5) Определяем максимальное давление в процессе промывки, в момент оттеснения бурового раствора к башмаку промывочных труб

(формула 2.4)

Где, - потери давления на преодоление сил трения, 0,5-1 МПа;

- противодавление на устье (при промывке в амбар - 0 МПа).

=L*( - )*g*++=3010*(1080-5315)*10*+0,8+0=17,3МПа

6) Выбираем тип промывочного агрегата и передачу работ агрегата по характеристике его насоса. Для промывки обычно достаточно одного агрегата ЦА-320 с -32 МПа.

7) Строим схему оборудования скважины и размещения оборудования при освоении скважины.

2.7 Оборудование и агрегаты, применяемые при освоении скважин после бурения

Назначение цементировочный агрегат ЦА-320 (АНЦ-320, УНБ-125х32) предназначен для нагнетания рабочих жидкостей при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ на нефтяных и газовых скважинах.

Оборудование цементировочного агрегата ЦА-320 (АНЦ-320, УНБ-125х32) размещается на базе шасси автомобиля (марки КамАЗ или Урал), при этом двигатель автомобиля используется в качестве привода насоса высокого давления.

Состав цементировочного агрегата ЦА-320 (АНЦ-320, УНБ-125х32):

* монтажная база ЦА-320 (АНЦ-320, УНБ-125х32)

* насос высокого давления НЦ-320 (9Т)

* манифольд ЦА-320 (АНЦ-320, УНБ-125х32)

* водоподающий блок ЦА-320 (АНЦ-320, УНБ-125х32)

Цементировочные агрегаты ЦА-320 (УНБ-125х32, АНЦ-320) оборудованы устройством подогрева гидравлической части насосов высокого давления для обеспечения работы установок при низких температурах.

Оборудованы системой контроля температуры масла в картере насоса НЦ-320 с выводом информации на приборную панель автомобиля. Укомплектованы коллектором для обеспечения одновременной работы нескольких агрегатов при цементировании скважин и переходником Ш50 мм для подключения к приемной линии всасывающего шланга.

Предусмотрена отдельная поставка комплекта навесного (палубного) оборудования ЦА-320 (УНБ-125х32, АНЦ-320) или монтаж оборудования на транспортной базе заказчика.

3. Охрана труда и окружающей среды

3.1 Обеспечение безопасности работников, при освоении скважины после бурения

Освоение скважин производить по плану; утвержденному главным инженером и главным геологом предприятия. При необходимости изменения технологии последующих вызовов притока план для скважины составить и утвердить заново.

Руководителем работ на скважине должен быть инженерно-технический работник, указанный в плане работ. Он руководит подготовкой скважин и ее территории к освоению, опрессовкой нагнетательных линий, обеспечивает выполнение намеченной технологий работ и правил по охране труда и окружающей среды НА объекте. Руководитель работ может отлучаться со скважины только при обычных по технологии работах, после инструктажа рабочих, опрессовки оборудования и назначением старшего из числа оставшихся рабочих с соответствующей записью в журнале учета работа компрессора.

В плане работ следует указать число работающих, мероприятия и средства обеспечения их безопасности, включая дыхательные аппараты, меры по предупреждению аварий, средства и график контроля содержания сероводорода в воздухе рабочей зоны и мероприятия на случай превышения ПДК.

С планом должны быть ознакомлены все работники, связанные с освоением и исследованием скважин. К плану работ должна прилагаться схема расположения оборудования, машин, механизмов с указанием маршрутов выхода из опасной зоны в условиях возможной аварии и загазованности при любом направлении ветра, а также схема расположения объектов в санитарно-защитной зоне и близлежащих населенных пунктов.

Фонтанная арматура должна быть соединена с продувочными отводами, направленными в противоположные стороны. Каждый отвод должен иметь длину не менее 100 м и соединяться с факельной установкой с дистанционным зажиганием. Типы резьбовых соединений труб для отводов должны соответствовать ожидаемым давлениям, быть смонтированы и испытаны на герметичность опрессовкой на величину 1,25 от максимального давления.

Отводы следует крепить к бетонным или металлическим стойкам, при этом не должно быть поворотов и провисаний. Способ крепления отвода должен исключать возможность возникновения местных напряжений.

К фонтанной арматуре должны быть подсоединены линии для глушения скважины через трубное и затрубное пространства. Линии глушения должны быть снабжены обратными клапанами. Для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т длина линии может составлять 50 м. Во всех других случаях длина линии глушения должна быть не менее 100 м.

Предохранительный клапан установки (разрывная диафрагма) должен быть соединен индивидуальным трубопроводом с факельной установкой через узел улавливания нефти, конденсата и других жидкостей. При этом должен быть исключен обратный переток нефти, конденсата через узел улавливания при срабатывании одного из клапанов. При содержании сероводорода в газе более 8% должна быть смонтирована специальная факельная система.

Перед освоением скважины необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины соответствующей плотности без учета объема раствора, находящегося в скважине, а также запас материалов и химических реагентов согласно плану работ на освоение скважины. В случае отсутствия возможности утилизации продукта запрещается освоение и исследование эксплуатационных скважин.

При сжигании газа с наличием сероводорода должны быть обеспечены условия, при которых концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы населенных пунктов или объектов народного хозяйства не превысит санитарных норм.

Вызов притока и исследования скважины должны проводиться только в светлое время, при направлении ветра от ближайших населенных пунктов.

На время вызова притока из пласта и глушения необходимо обеспечить:

ь постоянное круглосуточное дежурство ответственных лиц по графику, утвержденному техническим руководителем предприятия, уполномоченного заказчиком на проведение этих работ;

ь круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;

ь постоянную готовность к работе цементировочных агрегатов;

ь готовность населения и работающих к защите в случае аварийного выброса.

При отсутствии притока освоение скважины проводится с использованием:

ь природного или попутного нефтяного газа;

ь двух- и многофазных пен, инертных к сероводороду и к углекислому газу;

ь инертных газов;

ь жидкости меньшей плотности, инертной к сероводороду и углекислому газу.

Использование воздуха для этих целей запрещается. Запрещается при исследовании и освоении скважины подходить к устью, трубопроводам, распределительным пультам, сепарационным установкам без изолирующего дыхательного аппарата. Запрещается производить освоение скважин, расположенных в пойменных зонах рек, в период паводка.

Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть коррозионно-стойкой, цельной. При подъеме проволока должна проходить через герметичное устройство с нейтрализатором сероводорода.

Перед открытием задвижки на узле отвода, а также при спуске (подъеме) глубинного прибора в скважину работники, не связанные с этими операциями, должны быть удалены на безопасное расстояние в наветренную сторону.

Открывать задвижки на узле отвода и извлекать приборы из лубрикатора, разбирать их следует в изолирующих дыхательных аппаратах.

По окончании освоения или исследования скважины приборы, аппаратура, спецодежда должны пройти специальную обработку по нейтрализации сероводорода.

По завершении работ необходимо провести контроль воздуха рабочей зоны на наличие сероводорода и проверку герметичности устьевой арматуры.

3.2 Охрана окружающей среды при освоении скважины после бурения

Окружающая среда (атмосфера, почва, источники артезианских и целебных вод) может быть загрязнена при освоении скважины в результате выброса нефти, фонтанировании или перетока через неизолированное заколонное пространство пластовых флюидов, содержащих сероводород, углеводороды, соли натрия, кальция, магния, и других элементов. А также в результате выбрасывания промывочной жидкости, которая остается по окончании бурения или небрежного обращения с радиоактивными изотопами, иногда используемыми для контроля качества разобщения проницаемых пластов.

Одним из мероприятий, направленных на предотвращение загрязнения окружающей среды, является сооружение на расстоянии 100-200 м от скважины с подветренной стороны до начала работ по вскрытию и освоению продуктивных пластов большого земляного амбара для сбора пластовой жидкости, выбрасываемой из скважины при опробовании, освоении, испытании скважины и при управляемом фонтанировании. В том же случае, если возникло неуправляемее фонтанирование (т.е. при отсутствии противовыбросового оборудования, неисправности его или разрушении устья), необходимо срочно соорудить земляной вал для ограничения возможности растекания пластового флюида по большой территории. Другим мероприятием является пакерование заколонного пространства на участках выше кровли горизонтов с повышенными коэффициентами аномальности, либо между горизонтами с большим относительным перепадом пластовых давлений.

Газы, выделяющиеся из пластовых флюидов и из промывочных жидкостей, необходимо сжигать в факеле или утилизировать в промысловой газосборной сети.

Если в пластовой воде содержится сероводород, то при освоении нужно принять меры к изоляции такого пласта и нейтрализации Н2S. Для кольматации гранулярных пластов с сероводородной водой рекомендуется устанавливать ванны, содержащие 5-10% водорастворимых солей, меди, железа, магния, никеля или свинца, эффективный стабилизатор (например, КМЦ-600, карбофен, крахмал), воду и при необходимости утяжелитель и глинопорошок; для кольматации трещинных пород рекомендуется применять ванны из водорастворимых силикатов. Для нейтрализации сероводорода в промывочную жидкость следует вводить водный раствор медного или железного купороса.

Если сероводород содержится в попутном или природном газе, при сжижении газа в факеле образуется сернистый и серный газы, вызывающие сильное отравление живой природы. Поэтому его необходимо нейтрализовать до сжигания газа в факеле. Одним из способов нейтрализации состоит в подаче в выкидную линию противовыбросового оборудования или фонтанной арматуры водорастворимых гидроокислов двухвалентных металлов. При сжигании газа с наличием сероводорода должны быть обеспечены условия, при которых концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы населенных пунктов или объектов народного хозяйства не превысит санитарных норм.

По окончании освоения или скважины спецодежда должна пройти специальную обработку по нейтрализации сероводорода. По завершении работ необходимо провести контроль воздуха рабочей зоны на наличие сероводорода и проверку герметичности устьевой арматуры. Освоение скважин, в продукции которых содержится сероводород, газом запрещается.

Все углеводороды, оказавшиеся на территории скважины по окончании работ должны быть собраны и утилизированы, либо сожжены, если утилизация невозможна. Оставшуюся промывочную жидкость следует транспортировать для дальнейшего использования либо захоронить в специально отведенном месте, предварительно нейтрализовав при необходимости вредные химические реагенты. Большая часть территории вокруг законченной скважины должна быть рекультивирована и возвращена для сельскохозяйственного (или иного) использования. Небольшая же часть территории вокруг эксплуатационной скважины в соответствии с действующими нормами должна быть ограждена земляным валом, благоустроенна и передана для использования УДНГ.

Для предотвращения снижения проницаемости зоны скважины в результате длительного воздействия на них воды или глинистого раствора после окончания бурения скважин и перфорации колонны должны быть приняты меры по немедленному освоению скважин.

Продукты освоения скважины - нефть, и минерализованные воды - являются потенциальными источниками загрязнения окружающей среды.

Освоение и опробование скважин должно проводиться после обвязки обсадных колонн скважин колонной головкой, которая испытывается закачкой воды в межколонное пространство на давление опресовки внешней обсадной колонны.

В процессе освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин должен быть проведен комплекс геофизических, гидродинамических и других исследований в соответствии с утвержденными проектными документами на строительство скважин.

Заключение

скважина пласт аэрация сжатый

В данном курсовом проекте рассмотрены технологии освоения нефтяных и газовых скважин после бурения на Приобском месторождении. Описаны методы вызова притока: тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод освоения, освоение скважин закачкой газированной смеси, откачка глубинными насосами.

Технология освоения скважин после бурения - это комплекс работ по вызову притока жидкости (газа) из пласта в скважину, обеспечивающего его продуктивность в соответствии с локальными добычными возможностями пласта или достижения необходимой приемистости (для нагнетательных скважин). После бурения, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны призабойная зона скважины,особенно поверхность вскрытой части пласта бывает загрязнена тонкой глинистой коркой. Образуется зона с пониженной проницаемостью, иногда сниженной до нуля. Что требует восстановление естественной проницаемости пород призабойной зоны и достижения притока соответствующего возможностям скважины или приемистости нагнетательной скважины. Сущность заключается в создании депрессии (перепад между пластом и забойным давлением) с превышением пластового давления над забойным.

Производим расчет метода замены жидкости, находим необходимое данные: давление закачки, объем жидкости закачки и продолжительность закачки при прямой промывки (жидкость подается в колонну НКТ) и обратной (жидкость подается в кольцевой зазор между трубами) закачках. Буровой раствор, находящийся в скважине, вытисняется из нее по трубам.

Если после замены бурового раствора водой вызвать приток не удалось, то переходим на промывку скважины нефтью. После промывки скважины достигли уменьшение забойного давления.

Литература

1. Булатов А.И., Савенок О.В., Яремийчук Р.С. Научные основы и практика освоения нефтяных и газовых скважин: монография / А.И. Булатов, О.В. Савенок, Р.С. Ятемийчук. - Краснодар: Издательский Дом - Юг, 2016. - 576с.

2. Гайворонский И.Н., Ахмадеев Р.Г., Мордвинов А.А. Вскрытие продуктивных пластов бурением и перфорацией и подготовка скважин к эксплуатации. Ухтинский индустриальный институт, Ухта, 1985. - 80с. УДК: 622.276.031

3. Галикеев И.А., Насыров В.А., Насыров А.М / Эксплуатация месторождений нефти в осложненных условиях. - Ижевск: ООО «Парацельс Принт», 2015. - 354с.

4. Геологический отчёт по Приобскому месторождению за 2009 г.

5. Гиматутдинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. учебник для вузов. - М.: Недра, Москва, 1982. - 312с. УДК: 622.276.031:53

6. Гиматудинов Ш. К. доктор тех. наук Справочная книга по добыче - Москва: Недра, 1974. - 703с.

7. Данные из проектных документаций: “Анализ разработки Приобского месторождения”, утверждённый в ЦКР Минэнерго РФ (протокол от 12.02.2004 N41).

8. Дейк Л.П. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений. Издательство: М.: ООО «Премиум Инжиниринг» 2009. - 570с.

9. Ибрагимов Г.У., Сорокин В.А, Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справ. рабочего / Г.З. Ибрагимов, В.А. Сорокин, Н.И. Хисамутдинов. - М. : Недра, 1986. - 239,[1] с. : ил.; 20 см.

10. Инструкция по технике безопасности и охране труда для работающих в нефтедобывающих предприятиях ООО «РН-Юганскнефтегаз» Нефтеюганск 1996 г.

11. Каплан Л.С., Ражетдинов У. З. Введение в технологию и технику нефтедобычи. - Уфа, ПКФ «Конкорд-Инвест», 1995. - 236 с.

12. Мищенко И.Т. Недра. Расчеты в добыче нефти. Недра, Москва, 1989 г., 245 стр., УДК: 622.276 (075)

13. Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа: [учебник для вузов по специальности "Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов"] / Г. В. Молчанов, А. Г. Молчанов. - Москва: Недра, 1984. - 464 с.

14. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: [Учебник для техникумов]. - Москва : Недра, 1973. - 381 с.

15. Назарова Л.Н. Разработка нефтегазовых месторождений с трудно-извлекаемыми запасами. Учебное пособие. -- М.: Изд-во РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2011. -- 156 с.

16. Насыров А.М., Масленников Е.П., Нагуманов М.М. Технологические аспекты охраны окружающей среды в добыче нефти. Издательство: Инфра - Инженерия; 2019. - 288 с.

17. Отчеты и пояснительные записки отделов НГДУ ООО «РН-Юганскнефтегаз» за 2010-2014гг. г. Нефтеюганск.

18. Панов, Григорий Ермолаевич. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности / Г.Е. Панов, Л.Ф. Петряшин, Г.Н. Лысяный.-- М.: Недра, 1986. - 244 с.

19. Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений. Учебное пособие для студентов, обучающихся по специальности среднего профессионального образования "Разработка нефтяных и газовых месторождений". - Ростов-на-Дону: Феникс, 2015. - 318 с.

20. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03 21. Савенок, О.В. Нефтегазовая инженерия при освоении скважин: монография / О. В. Савенок, Ю. Д. Качмар, Р. С. Яремийчук. - Москва; Вологда: Инфра-Инженерия, 2019. - 548 с.

22. Технико-экономическое обоснование освоения Приобского месторождения, СибНИИНП 2009 г.

23. Шуть К.Ф. Крепление скважин. Издательство: Российский государственный университет нефти и газа: 2016. - 150 с.

Размещено на Allbest.ru