1. Введение

2 Исходные данные

3. Технологический раздел

3.1 Причины ремонтов скважин

3.2 Глушение скважин

3.3 Освоение

3.4 Краткий анализ основных методов освоения скважин

3.5 Освоение скважин после ПРС

3.5.1 Освоение скважин оборудованных УЭЦН до ПРС

3.5.2 Освоение скважин оборудованных УШСН после ПРС

3.6 Освоение скважин после КРС

3.7 Освоение скважин с использованием бустерной установки

3.8 Компрессорный способ освоения

3.9 Освоение скважин свабированием

3.10 Освоение скважин гидросвабированием

3.11 Расчет свабирования скважины

3.12 Расчет скорости подъема сваба и производительности комплекса свабирования скважины

3.13 Выводы и предложения

4. Охрана труда и противопожарная защита

4.1 Охрана труда и техника безопасности при ПРС.

4.2 Противопожарная защита

5. Охрана недр и окружающей среды

5.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды

1. Введение

Вызов притока при освоении нефтяных скважин, вышедших из бурения или ремонта, -- одна из основных областей применения свабирования. Технология вызова притока свабированием при освоении скважин согласована с органами Госгортехнадзора. Комплекс работ по освоению скважин должен обеспечивать

- сохранение целостности скелета пласта в призабойной зоне;

- герметичность цементного кольца за колонной;

- предупреждение прорывов пластовой воды (подошвенной, нижней и верхней) и газа из газовой шапки;

- сохранность эксплуатационной колонны,

- предотвращение неконтролируемых фонтанных проявлений;

- сохранность, восстановление или повышение проницаемости призабойной зоны;

- охрану окружающей среды и безопасность при проведении всех работ.

Основными процессами, обусловливающими снижение проницаемости призабойной зоны при строительстве и эксплуатации скважин, являются:

- поглощение несовместимых с породой буровых растворов, цементных растворов и их фильтратов, а также технологических жидкостей, используемых при ремонтах скважин;

- рост тангенциальных напряжений, смыкающих трещины и поры продуктивного коллектора в призабойной зоне вследствие перераспределения горного давления за счет деформаций пластических пород при бурении скважины или смыкание трещин и пор за счет деформаций пород в результате

- приложения определенной депрессии в скважине (для карбонатных пород);

- отложение в каналах продуктивного коллектора минеральных солей и твердых углеводородов при эксплуатации нефтедобывающих скважин;

Свабирование при герметичном устье позволяет создавать плавные, регулируемые и контролируемые депрессии на пласт, обеспечивает выполнение всех требований, предусмотренных в комплексе по освоению скважин в разных горно-геологических условиях, встречающихся на практике.

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

2.1 Орогидрография

В географическом отношении Западно-лениногорская площадь расположена на пересеченной болотами и оврагами местности. Климат резкоконтинентальный, суровая холодная зима с сильными ветрами, буранами и жаркое лето. Средняя январская температура колеблется от -13,5 до -14,5 С. Минимальная температура иногда достигает - 45 С, максимальная до +38 С. Средняя июльская температура колеблется от + 18,5 до+19,5 С.

2.2 Тектоника

Западно-лениногорская площадь является частью нефтяного месторождения платформенного типа с углами падения 0,09-0,17 в тектоническом отношении приурочена к структурному элементу второго порядка. Самые высокие абсолютные отметки залегания кровли пашийского горизонта отмечаются в северной части площади - 1441,6м. В южном направлении наблюдается пологое погружение слоев. Минимальные абсолюты, отметки кровли горизонта Д1 составляют 1482,4м.

2.3 Стратиграфия

Основным эксплуатационным объектом является отложения пашийского горизонта франкского яруса верхнего девона, представленные переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых пород, коллекторами, в которых являются хорошо отсортированные мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты. В разрезе горизонта Д1 выделяются (сверху вниз) пласты: "а", "б1+2"; "б3"; "в"; "г"; "г2"; "Д". Эти пласты распространены по площади и представлены в разрезах скважин далеко не равномерно. Статистический анализ видов разрезов показывает с одной стороны многообразие сочетаний пластов, с другой стороны преобладание в разрезе определенных устойчивых сочетаний.

На площади преобладают разрезы скважин с четырьмя, пятью и шестью пластами, которые составляют 67,2% всех сочетаний. Пласт "а" имеет основное развитие в центральной площади, где он представлен песчаником 1 группы меридиального направления и составляет 39,0% от всей площади данного пласта (1)-22,1%. По распределению алевролиты занимают 38,9% всей нефтеносной площади. Толщина пласта меняется от 1,0 до 6,0м. Для коллекторов с мощностью менее 3,0 м составляет 67,7% средняя пористость 1-21,3% (1)-19,4% П-14,4%. Пласт "а" содержит 6,7% извлекаемых запасов горизонта Д1

Пласт "б1+2" - маломощный - средняя толщина 1 - 3,87м (1)-2,ЗЗм (П)-1,75м, доля мощности менее Зм составляем 63,3%. Соотношение площадей нефтенасыщенных коллекторов по группам пород: 1-34,6%, (1)-29,2%, П-36,2%. Пласт содержит 11,5% извлекаемых запасов горизонта Д1 Пласт "бз"-71,6% площади занято коллекторами, из них 1-43,4%, (1)-27,4%, П-29,2%. Средняя мощность пласта 1-4,15м_э (1)-2,42м, (П-29_Э2%) 1,78м. Пласты мощности менее трех метров составляют 62,1%. Пласт "6₃" содержит 15,3% извлекаемых запасов нефти горизонта Д₁

Пласт "в". Средняя мощность пласта 3,3м. Пласт имеет более лучшие коллекторские свойства на юге площади. Для пласта мощностью до Зм составляет 51,7%. Пласт почти полностью находится в нефтяной зоне. Водонефтяная зона вскрыта только на востоке площади и составляет 0,4%. Нефтенасыщенная площадь: 1-58%, (1)-17,2%, П-24,8%. Пласт содержит 18,3% извлекаемых запасов горизонта Д1 Пласт "г". В основном состоит из песчаников 1 и (1) группы. По своим коллекторским свойствам это лучший из пластов горизонта Д1. 58%, (1)-17_?2%, П-24,8%. Пласт содержит 18,3% извлекаемых запасов горизонта Д1 . Нефтена-сыщенная площадь 1-68,4%, (1)-10,5%, П-21,1%. Пласт "г₂" представлен в основном песчаниками 1 и (1) группы. Нефтенасыщенная площадь составляет 1 -82,2%, (1 )-7,6%, П-10,2%. Пласт содержит 22,9% извлекаемых запасов.

Пласт "д" представлен на площади в основном песчаными коллекторами, доля их составляет 1-75,8%, (1)-9%, П-15,2%. Нефтенасыщенные и водонасыщенные коллекторы вскрыты в скважинах, составляющих 21,7%, остальные 78,3% приходятся на водонасыщенные коллектора. Средняя мощность 5,0м, нефтенасыщенная 3,5м. Пласт "д" содержит 6% извлекаемых запасов горизонта Д1. Для всех пластов коэффициент нефтеотдачи составляет 1-0,570, (1)-0,532, П-0,408.

2.4 Коллекторские свойства пластов

Поскольку в настоящее время разработка площади осуществляется с учетом выделенных блоков, то обобщены результаты определения толщин, емкостно-фильтрационных свойств, насыщенности, а также оценка изменчивости этих параметров. В целом продуктивные отложения горизонта Д₁ по блокам не отличаются, по рассмотренным параметрам, за исключением того, что средняя проницаемость коллекторов второго блока составляет 0,492 мкм² , а первого и третьего 0,387 и 0,379 мкм² соответственно. Это, видимо объясняется различным объемом выработки по представительности групп пород. Следует также отметить увеличение фильтрационных свойств коллекторов сверху вниз. Опять же это связано, видимо, с вышеуказанными причинами. Очевидно, что сравнение тех же параметров между группами коллекторов не имеет смысла.

Целесообразнее их рассматривать в пределах групп коллекторов при сравнении пластов между собой.

Так средняя толщина пластов, представленных высокопродуктивными неглинистыми коллекторами изменяется от 2,6 по пласту " б₁ " до 3,8м. по пласту " б₃ ". При этом параметр изменчивости средних величин составляет 0,43 - 0,53. Средние значения пористости и нефтенасыщенности по пласту отличаются незначительно. Следует акцентировать внимание на существенном отличии пластов по фильтрационным свойствам. Из приведенных данных видно: проницаемость пласта " г₁ " составляет 0,666 мкм², а пласта " б₃ " - 0,939 мкм², при среднем значении проницаемости этой группы пород равной 0,76 мкм².

Коллекторские свойства глинистых высокопродуктивных и малопродуктивных пластов более однородные, чем в вышеописанной группе. Абсолютные значения параметров пористости, нефтенасыщенности, а также толщин пластов в пределах групп отличаются в меньшей степени, чем между группами. Группы коллекторов, включая и ранее рассмотренную существенно отличаются по фильтрационным свойствам. В пределах высокопродуктивных коллекторов пласты с глинистостью менее 2% в 2 раза выше пластов с глинистостью более 2%. Проницаемость малопродуктивных коллекторов в 5 раз меньше глинистых.

Таким образом, проведенное геологическое обоснование показало, что высокопродуктивные неглинистые коллекторы верхней пачки пластов в лучшей степени развиты на втором блоке. Категория глинистых высокопродуктивных превалирует на третьем блоке. Из числа пластов нижней пачки пласт " г₂ " отличается наибольшей представительностью неглинистых высокопродуктивных коллекторов, которые, например, на первом блоке составляют 92% площади.

Доля глинистых высокопродуктивных коллекторов незначительная и максимальная величина (7%) прослеживается по пласту " в ". Малопродуктивные коллекторы в большей мере присутствуют в третьем блоке.

Продуктивные пласты в рамках выделенных групп мало чем отличаются по коллекторским свойствам, а также по толщине, что позволяет при анализе выработки запасов нефти по пласту поставить их в равные условия.

2.5 Физико-химические свойства нефти, газа, пластовой воды

Изучение физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей и попутных газов проводилось в институте "ТатНИПИнефть" и в лабораториях НГДУ "Лениногорскнефть". Пластовые нефти исследовались на установках УИПН-2М и АСМ-30; газ, выделенный из нефти при разгазировании, анализировался на аппаратах ХЛ-3, ХЛ-4, ЛХМ-8МД. Поверхностные нефти исследовались по существующим ГОСТам.

Нефть продуктивного горизонта относится к группе малосернистых. Результаты исследований и компонентный состав газа при дифференциальном разгазировании приведены на следующей странице.

Свойства пластовой нефти

Давление насыщения газом, МПа 4,8-9,3

Газосодержание ,% 52,2-66,2

Суммарный газовый фактор, 50,0

Плотность, кг / м³ 768,0-818,0

Вязкость, мПа с 2,4-10,4

Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании 1,128-1,196

Плотность дегазированной нефти, 795,0-879,0 г/м³

Компонентный состав газа

Азот + редкие

В т.ч. гелий, % 10,36

Метан, % 39,64

Этан, % 22,28

Пропан, % 18,93

Изобутан, % 1,74

Н. Бутан, % 4,36

Изопентан, % 0,67

Н. Пентан, % 0,65

Гексан, % 0,46

Сероводород, % 0,02

Углекислый газ, % 0,89

Плотность газа, кг\м³ 1,2398

Пластовые воды по своему химическому составу рассолы хлор - кальциевого типа с общей минерализацией 252 - 280 г / л, в среднем 270 г /л. в ионно - солевом составе преобладают хлориды (в среднем 168г / л ) и натрий ( 70,8 г / л ). Плотность воды в среднем 1,186 г\см³ , вязкость 1,9 мПас. В естественных, не нарушенных закачкой воды условиях в подземных водах терригенного девона сероводород отсутствует. Газонасыщенность подземных вод 0,248 - 0,368 м³/ м³, снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составе растворенного в воде газа преобладает метан.

2.6 Режим залежи

На Западно-лениногорской площади основным режимом разработки залежи является водонапорный режим.

Этот режим предполагает возникновение таких условий в залежи, когда нефть находится под постоянным воздействием контурных вод, в свою очередь имеющих постоянный источник питания. При этом происходит непрерывное замещение переместившегося в скважине объема нефти таким же объемом воды.

При учете объемов поступающей в пласт воды можно добиться такого же режима работы залежи, при котором скважины будут работать фонтанным способом длительное время.

Учитывая, что характеристика нефтяных пластов, на которые воздействует вода, неоднородна, то может возникнуть неравномерный характер продвижения воды и нефти в отдельных участках и нарушение режима работы залежи. В частности, снизится давление ниже давления насыщения и начнется интенсивное выделение газа в пласт. Это в свою очередь приведет к изменению режима работы залежи.

Условиями, благоприятствующими осуществлению водонапорного режима, являются:

а) хорошая сообщаемость нефтяной залежи с водяным резервуаром;

б) небольшая вязкость нефти;

в) однородность пласта по проницаемости;

г) соответствие темпов отбора нефти и продвижения воды.

Естественный водонапорный режим обеспечивает разработку месторождения медленными темпами и требует значительного притока подстилающих вод. Кроме того, он трудно регулируем. Наиболее эффективен искусственный водонапорный режим, создаваемый закачкой воды в пласт. Организовав закачку по разработанной заранее схеме и контролируя ее объемы, удается более эффективно вести разработку месторождения.

2.7 Конструкция скважин

Конструкция скважин должна обеспечить:

-доведение скважины до проектной глубины;

-осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и эксплуатации скважины;

-предотвращение осложнении в процессе бурения и полное использование потенциальных возможностей техники и технологических процессов при эксплуатации;

-минимум затрат на строительство скважин, а также необходимых дополнительных объектов и сооружении в целом.

Рекомендуется следующая конструкция скважины: направление, кондуктор, и эксплуатационная колонна. В целях перекрытияверхних неустойчивых пород, для предотвращения размыва устья скважины, а также для разделения питьевых вод спускается направление, цементируется до устья качественным портландцементом тампонажным. Для предотвращения осложнений и аварий в скважине, при дальнейшем бурении под эксплуатационную колонну, спускается подвесной извлекаемый кондуктор. Непроницаемые разделы между водоносными пластами за кондуктором подлежат цементированию. На всех скважинах цемент за кондуктором должен быть поднят до устья. Для цементирования направления и кондуктора рекомендуется использовать портландцемент тампонажный ПЦТ-ДО-50, ПЦТ-ДО-100. В санитарно-защитных зонах и зонах строго контроля питьевых источников в конструкцию скважины рекомендуется включить промежуточный кондуктор, который цементируется до устья.

Эксплуатационная колонна предназначена для перекрытия продуктивного горизонта и разобщения вышерасположенных пород разреза, а также для обеспечения транспортирования скважинных и закачиваемых жидкостей. Решение о глубине спуска эксплуатационной колонны принимать лишь после вскрытия продуктивных пластов и проведения геофизических работ в связи с возможным наличием обвалов или отсутствием продуктивных пластов. С целью уменьшения негативных последствии тампонажного раствора и высокой репрессии выше открытого ствола над башмаком эксплуатационной колонны необходимо установить ПДМ( пакер двухступенчатого и манежного цементирования), либо другое устройство, позволяющее герметично разобщить открытый ствол от тампонажного раствора и репрессии, в период крепления скважины. Эксплуатационную колонну рекомендуется цементировать до устья, При наличии гидродинамической связи между башкирским и серпуховским ярусами, в процессе строительства скважин с открытым забоем имеет место передачи репрессии, по этому высоту подъема цемента над кровлей продуктивных пластов необходимо ограничить до 150 м, что не противоречит правилам безопасности нефтяной промышленности.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Причины ремонтов скважин

При строительстве скважин основным критерием качества является обеспечение герметичности скважины для транспортировки нефти, газа, или воды от продуктивного пласта до ее устья. Это достигается спуском в ствол скважины обсадной колонны и созданием сплошного равностенного затрубного цементного кольца. Качество цементного кольца зависит от степени вытеснения и смешения цемента с буровым раствором, химической обработки цемента, геологических факторов месторождения, конструкции скважины, температуры, давления, коррозионной среды, наклона скважины, наличия установленных с определенным интервалом центраторов и турбулизаторов, а также оперативности и правильности проведения тампонажных работ, использования буферной жидкости при цементировании и др. Некачественное цементирование скважины, износ обсадных колонн инструментом при бурении и эксплуатации, а также другие причины приводят к преждевременному выходу из строя скважин вследствие нарушения герметичности обсадных колонн, что требует проведения ремонтно-изоляционных работ. В комплекс этих работ входят технологические операции, направленные на ограничение гидравлической связи внутриколонного и заколонного пространства в регламентированных пределах.

Несмотря на возросший уровень техники и технологии строительства скважин, затраты на ремонтно-изоляционные работы отрасли продолжают расти. Рост общего фонда скважин с учетом их возраста приводит к значительному увеличению количественного и процентного соотношения скважин, нуждающихся в ремонте. В общем комплексе ремонтно-изоляционных работ большая доля затрат приходится на операции, связанные с изоляцией перфорированных обсадных колонн. Затраты времени и средств при строительстве нефтяных и газовых скважин, связанные с восстановлением герметичности обсадных колонн, остаются неоправданно большими. Очевидно, что проблема ремонта скважин в процессе бурения и эксплуатации в будущем еще более обострится, если не будут приняты неотложные меры.

3.2 Глушение скважин

Основные причины притоков в скважину заключаются в следующем: снижение плотности промывочной жидкости вследствие поступления в нее нефти или газа, а также попадания на поверхности атмосферных осадков; снижение уровня жидкости в скважине во время подъема колонны НКТ или вследствие поглощения раствора пластами с аномально низким пластовым давлением ( АНПД ); снижение давления под подвеской труб вследствие эффекта поршневания при подъеме ЭПУ или инструмента; наличие пластов с аномально высоким пластовым давлением. Поэтому перед проведением ремонта скважины, ее необходимо заглушить. Под глушением понимается комплекс работ, направленный на временное прекращение притока жидкости из пласта в открытой скважине путем создания противодавления на продуктивный пласт жидкостью расчетной плотности. Жидкость должна обеспечить с одной стороны надежное глушение скважины, с другой - сохранение коллекторских свойств пласта и быстрое освоение скважины после ремонта. Для этого перед глушением скважин необходимо производить замеры пластового давления, плотность жидкости глушения должна рассчитываться исходя из полученных данных. Плотность жидкости глушения определяется из расчета создания столбом жидкости гидростатического давления в скважине, превышающее пластовое давление на величину: 10-15% для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1.5 МПа; 5-10% для скважин глубиной до 2500 м но не более 2,5 МПа; 4-7% для скважин глубиной более 2500 м, но не более 3,5 МПа. Карбонатные пласты возможно глушить глицириновым составом + ПДВ + 0,2 МЛ-80 + хлоромин. Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых сохраняются условия фонтанирования или газонефтепроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического. Скважины, в продукции которых содержится сероводород в количествах, превышающих ПДК, должны быть заглушены жидкостью, содержащий нейтрализатор сероводорода. В качестве жидкости глушения необходимо применять следующие комбинации: - глицириновый состав + сточная вода с хлоромином, - высоковязкая обратная эмульсия с эмульгатором и хлоромином + сточная вода с хлоромином; - ПДВ + 0,2% МЛ-80 + 0,1% хлоромина + сточная вода с хлоромином. Подготовительные работы: проверяют наличие циркуляции в скважине и принимают решение о категории ремонта. Определяют величину текущего пластового давления. Рассчитывают требуемую плотность жидкости глушения и определяют необходимое ее количество. Готовят требуемый объем жидкости соответствующей плотности с учетом аварийного запаса, объем которого определяют исходя из геолого-технических условий(но не менее одного объема скважины). Останавливают скважину, производят ее разрядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании. Рассчитывают агрегаты и автоцистерны, производят обвязку оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии давления, превышающего ожидаемое в 1,5 раза. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном. Проведение процесса глушения: заменяют скважинную жидкость на жидкость глушения. Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости не допустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляют при ее прокачивании на поглощение. Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, при необходимости производят в два и более приемов после остановки скважинного насоса и сбивания циркуляционного клапана. Жидкость глушения закачивают через НКТ и межтрубное пространство до появления ее на поверхности. Закрывают задвижку и закачивают в пласт расчетный объем жидкости, равный объему эксплуатационной колонны от уровня подвески насоса до забоя. В скважинах с низкой приемистостью пластов глушение производят в два этапа. Вначале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение. Расчетное время Т определяют по формуле Т=Н/v, где Н - расстояние от приема насоса до забоя скважины, м; v - скорость замещения жидкостей, м/с(ориентировочно можно принять 0,04 м/с). При глушении скважин, которые можно глушить в один цикл и в которых возможны нефтегазопроявления, буферную жидкость необходимо закачать в межтрубное пространство вслед за порцией жидкости глушения, равной объему лифтового оборудования. Дальнейшие операции по глушению производят согласно принятой по предприятию технологии.

3.3 Освоение

В отечественной практике вызов притока флюида из пласта осуществляется созданием депрессии на пласт путем замены бурового раствора в скважине на более лёгкий (вода, нефть, газированный раствор, пена) или снижением уровня жидкости уровня жидкости в скважине вытеснением сжатым газом (азотом, воздухом), реже тартанием или свабированием. В РФ разработана технология освоения скважин с использованием газификационной установки АГУ-8К. Производительность установки 5-6 м³/мин газообразного азота, максимальное давление до 22 МПа. Широкое применение ограничивается не только дефицитом установок, но в основном отсутствием в нефтегазовых районах страны, особенно в районах массового бурения, заводов по производству азота (заправочных станций). В США для этой цели широко используется газификационная установка фирмы "Кадд Прешер Контрол". Особенностью установки является наличие в комплекте лебёдки с намотанными на её барабан тонкими трубами диаметром 25-31 мм, которые при операциях по вызову притока принудительно пропускают в НКТ через лубрикатор на глубину более 5000м.

Применение газообразных веществ и их смесей с жидкостями позволяет создавать новые технологии, совершенствовать и интенсифицировать известные методы. Высокая эффективность новых и усовершенствованных технологий с использованием азота обусловлена его физико-химическими свойствами и влиянием на гидродинамические условия процессов. Газообразный азот, используемый в нефтяной промышленности, взрывобезопасный, химически малоактивный, нетоксичный. Круг задач, решаемых в нефтепромысловой практике с использованием азота, весьма широкий и разнообразный. Установка АГУ состоит из автомобиля КрАЗ-219-Б, резервуара ТРЖК-5, резервуара погружного насоса КВ6101 или ТРЖК-7, погружного насоса жидкого азота НЖК-29м, или НСГ-500/200, испарителя. Для проведения промысловых работ обычно используются две установки. В РФ разработана передвижная компрессорная установка СД9/101 на рабочее давление 9,9 МПА при подаче 9 м³/мин, ведутся работы по созданию более совершенных моделей. Разработан и прошел приемочные испытания передвижной агрегат ПНКА-1 для приготовления и нагнетания пены или аэрированной жидкости. Производительность агрегата (по пене) 10 м³/ч, максимальное давление нагнетания 10 МПа, содержание воздуха в пене 35-45%. В последние годы в РФ и за рубежём проводятся научно-исследовательские работы по разработке технологических процессов освоения скважин с применением так называемых самогенерирующихся пенных систем.

Вспенивание растворов производится газами, выделяющимися при химических и термохимических процессах, происходящих непосредственно в скважине. Проведенными исследованиями показана перспективность этого способа - исключается частично или полностью необходимость применения специального оборудования (например, компрессоров высокого давления), повышается технологичность и безопасность работ.

3.4 Краткий анализ основных методов освоения скважин

Освоение скважин включает следующие операции:

- 1.) промывка, - 2.) геофизические работы, - 3.) перфорация, - 4.) спуск НКТ и внутрискважинного оборудования, - 5.) установка фонтанной арматуры, -6.) промывка на воду и нефть, сдача скважины в эксплуатацию по акту в соответствии с установленным регламентом, - 7.) подключение освоенных скважин к коммуникациям сбора нефти. К методам вызова притока из пласта в скважину относят:

1. Замена бурового раствора жидкостью меньшей плотности;

Закачивают жидкость меньшей плотности в затрубное пространство до полной замены ею раствора. Иногда закачку ведут в НКТ. При этом методе возможны случаи, когда приток флюидов из пласта начинается до окончания процесса.

2. Вызов притока при помощи воздушной подушки;

Вызов притока достигается путем уменьшения уровня жидкости в скважине вследствие использования энергии сжатого воздуха.

3. Вызов притока с использованием пусковых клапанов;

Согласно этому методу приток в скважину достигают путем снижения уровня жидкости в трубах за счет ее аэрации и последующего выброса.

4. Вызов притока при помощи струйных аппаратов;

Вызов притока обеспечивают при помощи струйных аппаратов обеспечивают путем снижения давления в подкамерной зоне до размеров, меньших гидростатического и поддержания на протяжении запланированного времени.

5. Поинтервальное снижение уровня жидкости в скважине;

НКТ спускают на глубину 750-800 м, в кольцевое пространство компрессором нагнетают газ или воздух, вытесняющий жидкость в колонну НКТ. Нагнетание продолжают до полного вытеснения жидкости в интервале спуска НКТ. Если скважина не начала фонтанировать, а уровень жидкости поднимается медленно, то допускают НКТ на определенную глубину или до кровли пласта.

6. Снижение уровня жидкости в скважине поршневанием;

Уровень жидкости в скважине снижают при помощи специального поршня (сваба) с обратным клапаном, допускающим переток жидкости через поршень только в одном направлении при спуске его в его в скважину.

7. Вызов притока из пласта методом азрации;

Методом аэрации можно постепенно увеличивать депрессию до любого заданного значения. Суть процесса аэрации заключается в постепенном снижении плотности жидкости в затрубном пространстве и НКТ вследствие одновременного нагнетания в скважину определенного количества сжатого воздуха (газа) и воды (нефти).

8. Освоение скважин с использованием пен; Сущность метода состоит в замене имеющейся в скважине жидкости на двухфазную пену.

9. Вызов притока из пласта пенами с использованием эжекторов;

Суть технологии заключается в приготовлении двухфазных пен, заполнении ими скважины или замене ими воды, за счет чего создается необходимое значение депрессии. Применение эжектора для приготовления пен позволяет использовать компрессоры пневматической системы буровых установок как источник сжатого воздуха.

10. Освоение скважин с применением самогенерирующих пенных систем;

Процесс основан на газировании жидкости азотом, образующимся в результате химических реакций, и образовании пенных систем в скважине или призабойной зоне пласта.

3.5 Освоение скважин после ПРС

Необходимость освоения скважин после ПРС вызвана следующим:

- ухудшение условий охлаждения ПЭД при откачке жидкости из ствола скважины, когда приток из пласта минимальный;

-перегрузкой ПЭД при откачке жидкости глушения с высоким удельным весом и низкими смазывающими свойствами;

- из-за остаточной водонефтяной эмульсии в стволе скважины после глушения, в некоторых случаях происходит срыв подачи насоса при сравнительно высоком динамическом уровне;

- возможностью попадания в насос при его спуске отложений АСПО со стенок обсадной колонны, что вызывает резкое уменьшение подачи и перегруз ПЭД;

- вероятностью работы установки с обратным вращением, вследствие чего возможен перегрев двигателя.

Вывод установок без учета перечисленных факторов, осложняющих условия работы УЭЦН в первоначальный период, может привести к выходу из строя в течение первых часов или суток работы после запуска. Необходимо иметь в виду, что продолжительность срока службы двигателя, изоляция которого была перегрета при освоении, снижается в несколько раз.

3.5.1 Освоение скважин оборудованных УЭЦН после ПРС

Освоение скважины оборудованием УЭЦН после подземного ремонта - основная технологическая операция в процессе эксплуатации ЦБН.

От правильного выполнения этой операции зависит межремонтный период работы скважины, продолжительность работы глубинного оборудования и кабеля.

ЭЦН в период освоения скважин работает в осложненных условиях, т.к. в скважине находится жидкость глушения с высоким удельным весом. Поэтому, даже при откачке уровня жидкости и скважины на величину напора насоса пласт не полностью включается в работу. При глушение задавочная жидкость проникает в ПЗ скважин образуя водонефтяную эмульсию водность которой в несколько раз выше вязкости нефти. Водо-нефтяная эмульсия снижает приток жидкости из пласта в скважину в период вывода ЭЦН на заданный технологический режим работы.

Выше изложенные причины приводят к тому, что в момент освоения ЭЦН срывает подачу, несмотря на то, что эта же установка стабильно работала до подземного ремонта.

Кроме того, при освоении скважины вреднее влияние оказывают следующие факторы:

ухудшение охлаждения двигателя из-за откачки жидкости из ствола скважины, когда приток из скважины менее.

Большая загрузка электродвигателя по мощности в следствии откачки задавочной жидкости имеющий высокий удельный вес и низкие смазовающие свойства.

Из-за остаточной водо-нефтяной эмульсии в стволе скважин остающийся после глушения в некоторых случаях происходит срыв подачи насоса при сравнительно высоком динамическом уровне в скважине - вероятность работы насоса с обратным вращением.

Пуск установок в работу без учета перечисленных фактов, осложняющих условия работы ЭЦН в первоначальный период, приводит к выходу их из строя за несколько часов или суток работы.

Двигатель, изоляция которого была перегрета при освоении, снижает продолжительность срока службы в несколько раз.

Для исключения вышеизложенного устанавливаются дополнительные требования и запуску скважины после подземного ремонта, что является основной технической операцией по работе с УЭЦН после подземного ремонта.

В основе этой операции заключается зависимость между производительностью насоса ЭЦН и перепадам Р1, которое создается на пусковом штуцере.

Диаметры проходных сечений штуцеров рассчитываются в зависимости от типоразмеров установки.

При пуске ЭЦН в работу должны иметься данные:

-типоразмеры установки;

-тип ПЭД его номинальный ток и напряжение;

-диаметр пускового штуцера;

-глубина спуска установки;

-диаметр эксплуатационной колонны и НКТ;

-удельный вес и объем жидкости глушения;

-статический уровень глушения скважины.

После запуска необходимо дождаться появления подачи и одновременно контролировать с помощью эхолота снижение динамического уровня.

Время необходимое для подъема жидкости из скважины после запуска установки от статического уровня и рассчитывается по формуле:

где Т-время, необходимое для подъема жидкости из скважины после запуска и установки,с; Н_СТ - статический уровень, м

К_НКТ - коэффициент, зависящий от объема 1п.м. НКТ, равный 2л/л для НКТ Ф2" или 3л/м - для НКТФ3"

Q_ПОЛ- номинальная производительность данной установки

Например, для УЭЦН - 80 ( Q_НАМ= 1,0л/с) при Н_СТ = 200м расчетное время прихода подачи составить

при Ф НКТ 2" - 400с

при Ф НКТ 2,5" - 600с

Вывод скважинный режим осуществляется следующим образом:

1. После запуска дать отработать установке не более одного часа контролируя Н_дин через каждые 10-15 минут.

Во время освоения скважин не допускается снижение динамического уровня глубже отметки, соответствующей при пересчете на гидростатическое давление минимально допустимому давлению на приеме насоса. После этого необходимо УЭЦН отключить для охлаждению ПЭД, т.к. в первоначальный период освоения откачивается жидкости, расположенной выше приемной сетки насоса и двигатель не охлаждается.

2. Проконтролировать эхолотом темп восстановления уровня в скважине. Если уровень не восстанавливается, то повторный запуск разрешается проводить через 1,5 часа.

3. Вновь дать отработать установке не более 1 часа и проконтролировать восстановления уровня.

4. По темпу восстановления уровня вычислить скорость жидкости, охлаждающей ПЭД, при которой он будет работать при последующих включениях.

5. Сравнить полученное значения с допустимой для данного двигателя скоростью охлаждения. Если темп восстановления меньше допустимого, то после включения установка должна работать не более 1 часа с последующим включением и выдержанной не менее 1,5 часа до следующего пуска.

6. Если темп восстановления уровня будет не менее величины, указанной в таблице №3, то время последующей работы будет зависеть только от темпа снижения динамическ5ого уровня.

7. Во время освоения скважины необходимо определить производительность установки по счетчику на ГЗУ на ручном режиме, при невозможности размере на ГЗУ, дебит контролирует прибором ПКПС-2, а при определяется по штуцеру.

8. При освоении скважины оператору технологической группы необходимо ежедневно выполнять вышеперечисленные пункты, прослеживать понижение динамического уровня.

9. В случае если скважина более 3 суток не выходит на режим, то ее дальнейшее освоение возможно по программе.

10. В случае выхода скважин на режим, председатель ЦДНГ в присутствии представителя ЦБПО ЭПУ проводит контрольные замеры дебита (при необходимости устанавливает штуцер) динамического уровня, затрубного, линейного буферного давления.

Все данные замеров заносятся в гарантийный паспорт и бланк освоения скважины под роспись обоих представителей.

11. Бланк освоения составляется в 2-х экземплярах и утверждается начальником добычи НГДУ. Один экземпляр подшивается в дело скважины, другой передается в ЦБПО ЭПУ.

3.3.2 Освоение скважин оборудованных УШСН после ПРС

В зависимости от характеристик скважины освоение должно производится в одном из трех основных режимов: непрерывном, ручном циклическом, либо в автоматическом циклическом режиме.

Во всех случаях перед запуском УШСН оператору технологической группы необходимо отбить статический уровень жидкости в межтрубном пространстве.

Внешним осмотром определить исправность оборудования скважины, произвести пробный пуск установки, снять динамограмму. Убедившись в работоспособности установки оператору необходимо определить герметичность скважинного оборудования путем опрессовки. Давление опрессовки выбирается таким, чтобы его величина в НКТ на глубине подвески насоса была не меньше максимальной величины перепада давления на насосе при дальнейшей эксплуатации скважины. Поскольку столб жидкости в межтрубном пространстве скважины уравновешивает соответствующую часть столба жидкости в НКТ, его величину необходимо учитывать при выборе давления опрессовки. Напор, развиваемый скважинным насосом при эксплуатации скважины, складывается из давления от веса столба жидкости в НКТ и давления в выкидной линии.

Перепад давления, действующий на насос и нижнюю часть НКТ будет меньше напора насоса на величину противодавления от столба жидкости в скважине. Тогда максимальный перепад давления в НКТ над насосом ?Р_max, который необходимо обеспечить при опрессовке будет равен

?Р_max,=?_ж * g * Н_пн * 10^-6 + Р_лин + Р_{пр min} (2)

Где ?Р_max- максимальный перепад давления в НКТ на глубине подвески насоса, Мпа

?_ж- плотность скважиной жидкости в скв, кг/м³

Н_пн- глубина подвески насоса

Р_лин- давление в выкидной линии, Мпа

Р_{пр min}- минимальное допустимое давление на приеме насоса, которое для скважин верхнего и среднего девона можетбыть принято равным 3 Мпа, для скважин нижнего и среднего карбона- 1,5 МПа.

В случае освоения скважины, заполненной жидкостью вес столба жидкости в НКТ уравновешен весом столба жидкости в межтрубном пространстве скважины. Поэтому при опрессовке для создания перепада давления на насосе, равного максимально-возможному при последующей эксплуатации, необходимо создать давление на устье Р_опр. В этом случае:

Р_опр = ?Р_max,=?_ж * g * Н_пн * 10^-6 + Р_лин - Р_{пр min}

При освоении скважины, которая на момент опрессовки не полностью заполнена жидкостью, давление опрессовки может быть уменьшено на величину, определяемую разницей уровней в НКТ и скважине. Таким образом, в общем случае формула для определения давления опрессовки имеет вид:

Р_опр = ?_ж * g * (Н_пн-Н_ж) * 10^-6 + Р_лин - Р_{пр min}

где Н_ж-расстояние от устья до уровня жидкости в скважине перед опрессовкой, м.

Устье скважины должно герметизироваться специальной опрессовочной головкой, предварительно проверенной на прочность двойным давлением опрессовкой.

Давление опрессовки создается самой скважинной насосной установкой при ее работе "на закрытый выкид"-герметичную опрессовочную головку и поднимается но не более 9 МПа.

Время увеличения давления засекается по часам. Определяется темп увеличения давления Т_ув (МПа/мин). После создания указанного давления (Р_опр) привод останавливается для определения темпа падения давления Т_пад (МПа/мин). Установка считается работоспособной, если отношение Т_ув/Т_пад больше одного. После определения исправности и работоспособности оборудования установка запускается в работу

3.6 Освоение скважин после КРС

Метод освоения зависит от характера осуществленного КР :

1. Скважины, в которых производились работы с тампонированием (водоизоляционные работы, ликвидация нарушений эксплуатационной колонны, наращивание цементного камня за эксплуатационной колонной, установка цементных мотков и др.) очищаются от цементной корки, промываются с использованием облагороженной жидкости и осваиваются до получения стабильной минерализации продукции скважины. Если при освоении скважины не удается сразу получить стабильную минерализацию флюида, то в этом случае необходимо извлечь из скважины 3 объема жидкости. Методами освоения могут быть :

-свабирование, применение компрессора ( с использованием азота ) и бустерной установки.

2. Скважины, в которых производились работы по стимуляции, очищаются от продуктов реакции методом промывки забоя облагороженной жидкостью, могут осваиваться : свабированием, компрессором и бустерной установкой, штанговыми насосами.

3. После ГРП и ГПП освоение насосами не допускается.

4. Скважины, в которых производились работы по зарезке боковых стволов, а также переход на другие горизонты, осваиваются как новые скважины.

3.7 Освоение скважин с использованием бустерной установки

Установка бустерная насосно-компрессорная (УБНК) предназначена для приготовления и нагнетания газожидкостных систем (ГЖС), пены и других технологических жидкостей при освоении скважины путем создания депрессии на продуктивный пласт. Работа УБНК основана на принципе компрессирования бустерным насосом (НБ) воздуха, предварительно сжатого компрессором. Воздух и вода, поступающие в НБ (НЦ-320Б) под давлением 0,6…0,8 МПа, образуют ГЖС. На УБНК установлен предохранительный клапан, который работает при давлении компрессирования (Рк), превышающим 0,8 МПА. УБНК является многофункциональной установкой и может нагнетать ГЖС, промывочные жидкости, многокислотную смесь и т.д. Монтируется установка на базе самоходного цементированного агрегата. Технология освоения сводится к замене скважинной жидкости на газожидкостную смесь или пену. На основании информации о скважине и пласте определяется и указывается в плане работ величина необходимой депрессии. По величине депрессии определяется и указывается в рабочем плане глубина спуска колонны НКТ, а в зависимости от степени аэрации - давление нагнетания. Приготовление пенообразной жидкости сводится к растворению пенообразных ПАВ в воде.

3.8 Компрессорный способ освоения

Вызов притока достигается путем уменьшения уровня жидкости в скважине вследствие использования энергии сжатого воздуха. Согласно этому методу колонну НКТ опускают до верхних отверстий перфорации, а компрессор и насосный агрегат обвязывают с затрубным пространством при помощи устьевого оборудования. В затрубное пространство компрессором нагнетают воздух, вследствие чего образуется воздушная подушка высотой Н. Потом компрессор отключают и при помощи цементировочного агрегата закачивают в затрубное пространство определенный объем воды (в зависимости от запланированной глубины снижения уровня). Воду закачивают с такой скоростью, чтобы пузырьки воздуха не могли перемещаться вверх и накапливаться в затрубном пространстве около устья скважины. К моменту прекращения нагнетания воды ее столб над воздушной подушкой достигает высоты НВ. Суммарная высота столба жидкости и столба сжатого воздуха должна быть больше глубины снижения уровня в скважине, необходимого для получения притока из продуктивного пласта. После прекращения подачи воды затрубное пространство на устье быстро соединяют с атмосферой, и жидкость, содержащаяся над подушкой, под действием энергии сжатого воздуха выбрасывается из скважины. Глубину снижения уровня жидкости в скважине Н, изменяющуюся в диапазоне от 400 до 1600 м, можно определить по заданному максимальному давлению, создаваемому компрессором, и количеству воды, нагнетаемому в кольцевое пространство.

3.9 Освоение скважины свабированием

Уровень жидкости в скважине снижают при помощи специального поршня (сваба) с обратным клапаном, допускающим переток жидкости через поршень только в одном направлении при спуске его в скважину.

Диаметр поршня выбирают по диаметру труб с минимальным зазором. Этот способ освоения скважин используют при спущенных в скважину НКТ и установленной на устье фонтанной арматуре. Поршень, закрепленный на штанге, спускают в НКТ на стальном канате при помощи лебедки от тракторного подъемника или бурового станка на 100-300 м под уровень жидкости и с максимально возможной скоростью поднимают вверх, удаляя из скважины жидкость, находящуюся над поршнем. Эти операции повторяют до снижения уровня на заданную глубину или до получения притока пластового флюида. При реализации технологии должно быть обеспечено:

-герметизированное устье;

-подбор соответствующего оборудования для применяемых технологических приемов свабирования;

-определение режимов работы;

-извлечение скважинного оборудования при избыточном давлении;

-контроль технологического параметра свабирования;

-исследование скважины;

-применение стандартных приборов и способов измерения;

-использование оборудования, применяемого в нефтяной промышленности;

-автономность и мобильность комплекса применяемого оборудования;

-экологическую чистоту процесса свабирования;

-безопасность проведения работ.

Допускается при измерении параметров технологического процесса использование приспособлений, специально разработанных к серийным приборам и оборудованию.

Подготовка к свабированию.

В скважину до нижних перфорационных отверстий спускается колонна НКТ с установленным на конце седлом всасывающего клапана или ограничительной муфтой. При спуске колонна предварительно шаблонируется. Выкидная линия из скважины подключается к приемной емкости, когда необходимо. Возможен визуальный контроль жидкости, поступающей из скважины, когда не допускается подача технологической жидкости в нефтесборный коллектор. Запрещается применение гибких рукавов при обвязке устья скважины и приемной емкости. Жидкость (после нейтрализации, если это необходимо) из приемной емкости подается в нефтесборный коллектор.

После обвязки устья скважины устьевое оборудование, выкидная линия должны быть опрессованы давлением, не менее чем на 10% превышающим возможное при свабировании давление в скважине. Агрегат для свабирования устанавливается на устье скважины в соответствии с инструкцией по его эксплуатации. Насосная установка при откачке из приемной емкости в нефтесборный коллектор располагается на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и от приемной емкости, Другие установки (парогенератор и т.д.) должны размещаться на расстоянии не менее 25 м от устья и приемной емкости. Работы по свабированию скважин проводятся под руководством инженерно-технического работника. Перед началом свабирования скважины все участники работ по свабированию должны быть ознакомлены с порядком ведения технологического процесса., а также пройти инструктаж по технике безопасности с записью в журнале инструктажа на рабочем месте. Свабированием скважин могут допускаться различные цели, в том числе: вызов притока из пласта в скважину при освоении; очистка призабойной зоны от продуктов реакции после проведения химической обработки; очистка забоя от механических примесей выносимых из призабойной зоны пласта; очистка призабойной зоны от механических примесей, выносимых нагнетаемым в пласт агентом; обработка призабойной зоны физическими методами.

Оборудование.

Для эффективного проведения работ комплекс свабирования должен иметь следующую технологическую характеристику:

- максимальное тяговое усилие тартальной лебедки не менее 70 кН;

- скорость сваба 4-5 м/с;

- емкость барабана до 2000м;

- реализуемая при свабировании производительность по воде до 80 м³/сут;

С целью обеспечения безопасности и экологической чистоты свабирования комплекс свабирования должен включать следующие составные части:

1. Скважинное оборудование ( сваб, грузы, узел крепления к тяговому элементу);

2. Устьевое оборудование ( лубрикатор, сальник, превентор, запорную арматуру, систему управления сальником, обратный клапан );

3. Средства контроля ( указатель положения сваба в скважине, датчик входа в лубрикатор, датчик контроля напряжения тягового элемента, манометр и датчик контроля скорости сваба ) В качестве тягового элемента сваба используется стальной канат, лента, геофизический кабель. Для приведения в движение тягового элемента сваба служит лебедка подъемной установки АЗИНМАШ 37, каратажного подъемника ПКС 5, ПКС 7, тартальная лебедка агрегата для свабирования скважин отечественного типа А2-3 2-01 и зарубежного производства

3.10 Освоение скважин гидросвабированием

Гидросвабирование, или метод переменных давлений, осуществляется путем периодического надавливания на пласт жидкостью, не допуская гидроразрыва, с последующим быстрым сбрасыванием давления в скважине. Знакопеременные значительные по величине градиенты давления, образующиеся при распространении в пласт волны "репрессия-депрессия", разрушают структурные связи эмульсий и отложений в порах призабойной зоны, а большие скорости обратного излива способствуют выносу загрязнений в ствол скважины. Для освоения гидросвабированием трудноосваемые, малодебитные и сухие скважины с призабойной зоной, закупоренной эмульсией, глинистыми и другими загрязняющими материалами, оборудованные преимущественно зксплуатационной колонной диаметром 146 мм для создания необходимого давления без применения пакера. Гидросвабирование рекомендуется производить после предварительного вызова притока из пласта другими методами с обратной кислотной ванной или без нее. Перед гидросвабированием жидкость в скважине должна быть замещена на совместную с пластовой водой и слагающим пласт материалом. Для этого могут быть использованы 1,5-3% раствор хлористого кальция, нефть, а также 0,1-0,2% раствор неиногенного ПАВ ( если пласт не заглинизирован ). НКТ необходимо спустить ниже перфорационных отверстий.

3.11 Расчет свабирования скважины

Данные по скважине:

Н = 1450 м, ? _неф = 868 кг/м³; ? _вод = 1050 кг/м³;

обводненность составляет - 40%;

D _{экс.кол.} = 168 мм;

Р _уст. = 0; Н _ст. = 352 м; ? _ср = 940,8 кг/м³; Р _пл. = Р _заб. = 10123384,32 Па.

Определим приближенно, через сколько времени можно вызвать приток жидкости из пласта в скважину без учета поступления жидкости на забой в процессе свабирования. Количество жидкости, подлежащее извлечению при помощи сваба, можно определить по формуле:

Q₁ = 0,785 D ²h_ст ( 3 )

где h_cт - статический уровень жидкости, равный 352 м.

По формуле ( 3 ) имеем

Q₁ = 0,785 0,168 ² 352 = 7,79 м ³.

Количество жидкости, извлекаемое за каждый ход поршня, определяется по формуле:

Q₂ = ? ( d_т²-d_к ²) h/4 (4 )