При ОРЭ двух горизонтов пласты разделяются друг от друга пакером. В скважину спускаются один или два ряда насосно-компрессорных труб, которые спускают параллельно или концентрично. При одновременно-раздельной эксплуатации двух горизонтов разработка пластов может вестись по следующим схемам: фонтан-фонтан; фонтан-насос; фонтан-газлифт; фонтан-закачка; газлифт-насос; газлифт-газлифт; газлифт-закачка; насос-насос; насос-закачка; закачка-закачка. По таким же схемам можно осуществлять одновременно-раздельную эксплуатацию нефтяных и нагнетательных скважин с внутрискважинными перетоками газа или воды из одного эксплуатационного пласта в другие.

Промысловый опыт эксплуатации двух пластов одной скважиной методом ОРЭ указывает на его высокую эффективность. В среднем на 30% сокращаются капитальные вложения и эксплуатационные затраты в сопоставлении с затратами на бурение и эксплуатацию месторождений самостоятельными сетками на каждый пласт. Метод ОРЭ дает возможность уплотнять сетку скважин (добывающих и нагнетательных) без дополнительного метража бурения.

6. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта приводит к снижению дебитов в нефтяных скважинах и приемистости в нагнетательных скважинах. Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают или восстанавливают за счет создания или увеличения имеющихся дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, удаления из призабойной зоны смоло-парафиновых отложений, окислов железа, механических примесей и т.д. Условно методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны скважин разделяют на химические, механические, тепловые, физические и вибрационные. Нередко эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно для получения лучших результатов. Химические методы чаще применяются и дают хорошие результаты в карбонатных коллекторах, а также в сцементированных песчанниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.

Химические методы воздействия применяют, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗП (соли, железистые отложения и др.). Наиболее распространенным методом при этом является проведение кислотной обработки. Механические методы увеличения проницаемости призабойной зоны пласта применяют в продуктивных пластах, сложенных плотными породами, с целью создания дополнительных новых или расширения существующих трещин в призабойной зоне пласта с целью приобщения к процессу фильтрации новых удаленных частей пласта. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта, щелевая разгрузка и так далее.

Тепловые методы применяются в тех случаях, когда в призабойной зоне пласта образуются смоло-парафиновые отложения, а также при добыче вязких и высоковязких нефтей. Прогрев призабойной зоны с целью удаления из нее смол, парафина, асфальтенов осуществляют с помощью прогрева ПЗП глубинными электронагревателями, острым паром, перегретой водой, горячей нефтью и так далее. При этом в призабойной зоне пласта должна создаваться и поддерживаться температура выше температуры плавления смоло-парафиновых отложений. Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что и увеличивает проницаемость пород для нефти.

Последнее время с целью улучшения проницаемости призабойной зоны пласта в нефтяных и нагнетательных скважинах применяют волновой, вибрационный, гидроимпульсный и акустический методы. Эти методы находятся в стадии доработки и совершенствования.

Наиболее эффективным и часто применяемым методом обработки призабойной зоны скважин с целью восстановления или улучшения проницаемости являются кислотные обработки. Чаще всего кислотные обработки проводят с использованием соляной (НС1) и фтористоводородной (НР) кислоты. Соляно-кислотная обработка скважин основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы-известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные породы нефтяных и газовых месторождений. При этом происходят следующие реакции. При воздействии на известняк:

При воздействии на доломит:

Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами - хлористый кальций и хлористый магний - из-за их высокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореатировавшей кислоты. После кислотной обработки и завершения реакции они удаляются из призабойной зоны пласта при освоении скважины. Под действием соляной кислоты нередко образуются длинные кавернообразные каналы и расширяются естественные трещины продуктивного пласта. В результате значительно увеличиваются область дренирования скважин и дебиты нефтяных или приемистость нагнетательных скважин. Соляно-кислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт, по возможности, на значительные от забоя скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований. Глубина проникновения кислотного раствора в пласт и эффективность кислотной обработки зависят от пластовой температуры, давления, концентрации кислотного раствора и химического состава пород, а также от объема кислотного раствора и скорости закачки его в пласт.

С целью восстановления приемистости нагнетательных скважин следует иметь в виду, что кислотный раствор реагирует с гидроокисью железа:

Растворимая соль хлорида железа может быть поднята на поверхность при самоизливе или закачена вглубь пласта при пуске скважины под нагнетание. В тех случаях, когда призабойная зона пласта нагнетательных скважин закупорена одновременно смесью коррозионных отложений, ила и высокомолекулярных компонентов нефти, в результате кислотной обработки удается растворить продукты железа, диспергировать взвеси ила и нефтепродуктов и вынести их на поверхность изливом скважины. Рекомендуется для обработки нагнетательных скважин использовать большие объемы кислотных растворов. Необходимо учитывать, что в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовывать нерастворимые в растворе нейтрализованной кислоты осадки, выпадение которых в порах пласта снижает проницаемость призабойной зоны скважины.

Для увеличения эффекта кислотных обработок в реагент добавляют стабилизаторы, ингибиторы и интенсификаторы. Интенсификаторы - это поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 4-5 раз поверхностное натяжение продуктов реакции. Адсорбируясь на стенках поровых каналов, интенсификаторы облегчают отделение от породы воды и улучшают условия смачивания пород нефтью, что облегчает удаление продуктов реакции из пласта. Стабилизаторы - это вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей раствора НСl железом, песчаниками, цементом, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария.

Гидравлический разрыв пласта.

Для увеличения проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта, наряду с другими способами, применяется гидравлический разрыв пласта (ГРП). Гидравлический разрыв пласта - технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта за счет образования трещин или расширения и углубления в нем естественных трещин. Для этого в призабойную зону пласта закачивается жидкость под высоким давлением, превышающим горное давление и прочностные свойства породы пласта. В образовавшиеся при этом трещины вместе с жидкостью закачивается отсортированный кварцевый песок, чтобы не сомкнулись трещины после снятия давления на пласт. Гидравлический разрыв пласта происходит, как правило, при давлении ниже полного горного давления для глубоких скважин и равным или несколько большим, чем полное горное давление, для скважин небольшой глубины. Чаще всего давление разрыва на забое скважины превышает в 1,5-2 раза гидростатическое давление. Трещины, образовавшиеся в процессе гидравлического разрыва пласта шириной 2--4 мм, могут достигать в длину нескольких десятков метров и, соединяясь между собой и с другими трещинами, значительно увеличивают проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта. Гидравлический разрыв пласта является одним из эффективных способов повышения дебитов скважин. Дебиты скважин после ГРП увеличиваются в 2 и более раза. Однако в промысловой практике имеются случаи увеличения дебитов нефти по скважинам после ГРП в десятки и более раз. Гидравлический разрыв пласта не только интенсифицирует выработку запасов, находящихся в зоне дренирования скважины, но и зачастую существенно расширяет эту зону, приобщая к выработке слабодренируемые пропластки, за счет чего увеличивается конечное нефтеизвлечение.

Гидравлический разрыв пласта применяется:

- для интенсификации добычи нефти из скважин с сильно загрязненной призабойной зоной за счет создания трещин;

- с целью обеспечения гидродинамической связи скважины с системой естественных трещин пласта и расширения зоны дренирования;

- для ввода в разработку низкопроницаемых залежей и перевода забалансовых запасов нефти в промышленные;

- при вводе в разработку сложнопостроенных и неоднородных пластов с целью увеличения темпов отбора нефти и повышения конечного нефтеизвлечения;

- для увеличения продуктивности нефтяных скважин;

- для увеличения приемистости нагнетательных скважин;

- в скважинах с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью пласта.

Не рекомендуется проводить гидравлический разрыв пласта в скважинах, расположенных вблизи водонефтяных и газонефтяных зон, в которых возможно ускоренное конусообразование и прорыв воды и газа в добывающие скважины; в истощенных пластах с низкими остаточными запасами, а также в карбонатных коллекторах с хаотичной трещиноватостью. Гидроразрыв пласта производят в следующем порядке. В скважину спускаются насосно-компрессорные трубы (НКТ), а выше кровли продуктивного пласта или пропластка, в котором планируется провести ГРП, устанавливают пакер и якорь. Скважину промывают водой с целью очистки забоя от глины и механических примесей. При необходимости иногда перед ГРП проводят соляно-кислотную обработку, дополнительную перфорацию и т.д. Затем в скважину по насосно-компрессорным трубам нагнетается жидкость разрыва в объемах, необходимых для создания на забое давления, необходимого для разрыва пласта. Пакер спускается для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления, создаваемого насосами во время ГРП. Пакер устанавливается над пластом или пропластком, где проводится ГРП. Он полностью разобщает зону продуктивного пласта от вышележащей части скважины. При этом давление, создаваемое насосными агрегатами, действует только на пласт или пропласток и на нижнюю часть пакера. В процессе гидроразрыва пласта на пакер снизу вверх действуют большие усилия от создаваемого давления, и если не принимать соответствующие меры, то пакер вместе с насосно-компрессорными трубами будет подниматься вверх. Чтобы не допустить этого, на НКТ устанавливается гидравлический якорь (устройство, не допускающее смещение пакера). Создаваемое в НКТ давление при закачке жидкости в скважину передается на поршни гидравлического якоря, они выходят из своих гнезд и прижимаются к обсадной колонне. При этом, чем выше давление, тем с большей силой поршни прижимаются к эксплуатационной колонне. Кольцевые грани на торце поршней врезаются в эксплуатационную колонну и препятствуют перемещению НКТ с пакером.

Жидкости для гидравлического разрыва пласта разделяются на три категории: жидкость разрыва, жидкость-песконоситель и продавочная жидкость. Рабочие жидкости не должны уменьшать ни абсолютную, ни фазовую проницаемость породы продуктивного пласта. В этой связи при гидравлическом разрыве пласта в нефтяных скважинах применяются жидкости на углеводородной основе, а в нагнетательных - на основе воды. Однако в скважинах с карбонатными коллекторами в качестве рабочих жидкостей могут быть использованы водные растворы соляной кислоты или другие жидкости на ее основе.

Жидкость разрыва пласта должна хорошо проникать в пласт и в естественно существующие в нем трещины. Жидкости разрыва в основном применяются:

1) углеводородные;

2) водные растворы;

3) эмульсии.

Рабочие жидкости для ГРП не должны содержать посторонних механических примесей, а при соприкосновении с породой и пластовой жидкостью не должны образовывать нерастворимых осадков. Наибольшее предпочтение при ГРП должно отдаваться жидкостям, полностью растворимым в пластовых жидкостях. Во время проведения ГРП вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильной. Чаще всего жидкости на углеводородной основе применяют при ГРП в нефтедобывающих скважинах.

В нагнетательных скважинах в качестве жидкости разрыва применяют чистую или загущенную воду. К загустителям относятся компоненты, имеющие крахмальную основу, полиакриламид (ПАА), сульфат-спиртовая барда (ССБ), карбоксилметилцеллюлоза (КМЦ). Применяя жидкости на водной основе, следует учитывать ее взаимодействие с породой пласта, так как некоторые глинистые компоненты пластов при соприкосновении с водой набухают. В таких случаях в жидкости на водной основе добавляют химические реагенты, которые стабилизируют глины при смачивании. Жидкостъ-песконоситель применяется для подачи песка с поверхности в образуемые в пласте трещины. Жидкость-песконоситель должна быть не фильтрующейся или с быстро снижающейся фильтруемостью, а также должна обладать высокой пескоудерживающей способностью. В качестве жидкостей-песконосителей применяются те же жидкости, что и для разрыва пласта. Наполнитель служит для заполнения образовавшихся трещин и недопущения их смыкания при снятии давления. Для закрепления трещин, образуемых во время гидравлического разрыва пласта, применяется кварцевый песок с размером зерен 0,4--1,2 мм. Песок должен быть чистым, не загрязненным пылевидными или глинистыми частицами. При первых ГРП следует вводить в каждую трещину не менее 1,5-2 т песка.

Применяется также направленный гидроразрыв пласта. При направленном гидроразрыве пласта с помощью пескоструйной перфорации производится дополнительная перфорация в заданном интервале продуктивного пласта, в котором планируется получить трещины гидроразрыва. При этом применяются как «точечная» гидропескоструйная перфорация, так и щелевая. После проведения дополнительной пескоструйной перфорации производится гидравлический разрыв пласта по обычной технологии.

Основной причиной снижения проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) во время первичного вскрытия продуктивного пласта является нарушение его равновесно-нагруженного состояния, под влиянием которого происходит перераспределение концентраций напряжений. В зависимости от литолого-петрографической характеристики горных пород и глубины залегания пласта тангенциональные напряжения в прифильтровой зоне могут возрасти в несколько раз. Под действием таких высоких нагрузок гидропроводность ПЗП существенно снижается не только за счет смыкания микротрещин в порово-трещинном коллекторе, но и за счет защемления в них кальматационного материала бурового раствора. Поэтому нередки случаи, когда даже при наличии достаточно хорошего коллектора приток нефти к забою скважин слабый или отсутствует. При проведении гидравлических ударов и торпедировании скважин с помощью химических взрывчатых веществ величина трещин во многом зависит от типа коллекторов и, как правило, не является значительной. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) лишен этого недостатка. В то же время большим недостатком ГРП является отсутствие действенных способов контроля и управления за созданием трещин и их направленности. В неоднородных пластах трещины возникают в наиболее проницаемой части пласта. Ориентация трещины определяется сложно-напряженным состоянием пород и направлением их естественной трещиноватости и часто не может быть предсказана. Непредсказуемость трещинообразования может привести к преждевременному прорыву вод за счет выхода трещины в зону ВНК или подошвенных вод. подошвенных вод. Работниками ВНИМИ, ВНИИОкеанология, ОАО «Удмуртнефть» (патент № 1167925, 18.04.83) создан и внедрен в промышленных масштабах метод щелевой разгрузки продуктивного пласта, заключающийся в создании двух вертикальных, диаметрально противоположных щелей в продуктивном пласте скважины. Метод обеспечивает надежную гидродинамическую связь с пластом, снижение напряжений и увеличение проницаемости пород в призабойной зоне, увеличение площади фильтрации, высокое совершенство вскрытия пласта, увеличение дебитов скважин и, в конечном счете, повышение конечного нефтеизвлечения.

Метод может использоваться в сочетании с кислотными другими обработками ПЗП в добывающих и нагнетательных скважинах. Он может быть использован для выравнивания профиля приемистости скважин. Эффективность метода щелевой разгрузки пласта зависит от правильного выбора объекта обработки. Выбор объекта проводится на основании детального изучения промыслово-геофизических материалов как непосредственно по скважине, так и по месторождению в целом. Для получения устойчивого во времени эффекта от щелевой разгрузки пласта необходимо выбирать интервалы, не заключающие в себе пластичных прослоев. Наличие в кровле и подошве выбранного интервала каверн, превышающих диаметр долота в 2-2,5 раза, на расстоянии до 6-15 м вызывает эффект перемещения кольцевой зоны концентрации напряжений от скважины в глубь массива и при ограниченной глубине щелей препятствует снижению напряжений и повышению проницаемости пород в ПЗП. Целесообразно проводить щелевую разгрузку при небольшой по размерам (1-2 м) зоне кальматации, особенно при значительном снижении проницаемости пород в этой зоне. Тогда даже полная потеря гидравлической связи скважины с пластом не препятствует успешному использованию метода щелевой разгрузки. Наиболее благоприятными для использования метода являются терригенные поровые коллекторы с низкой проницаемостью и высокой глинистостью. Следует отметить, что вскрытие и освоение таких коллекторов традиционными методами часто весьма затруднительно. Другая группа коллекторов, благоприятных для щелевой разгрузки - порово-трещинные и трещинные коллекторы, карбонатные и терригенные с вертикально и наклонно ориентированными трещинами; проницаемость трещинных коллекторов в значительно большей степени зависит от напряжений, чем проницаемость поровых коллекторов.

В трещинных коллекторах размеры ПЗ обычно значительно больше, чем в поровых, поэтому проведение щелевой разгрузки пласта целесообразно комбинировать с последующей кислотной обработкой для увеличения глубины воздействия на пласт.

Предварительное проведение щелевой разгрузки позволит снизить давление, необходимое для закачки реагентов в пласт при кислотной обработке. При выборе объекта для щелевой разгрузки необходимо учитывать наличие зумпфа (ЗСМ-0 м). Создание вертикальных щелей, так же как и точечная гидропескоструйная перфорация, характеризуется минимальным нарушением герметичности цементного кольца выше и ниже интервала вскрытия пласта, что позволяет рекомендовать метод щелевой разгрузки при малом расстоянии между интервалом вскрытия и ВНК.

7. ПОДЗЕМНЫЙ И КАПИТАЛЬЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

Работы, связанные с устранением различных неисправностей внутрискважинного оборудования, и геолого-технические мероприятия, проводимые в призабойной зоне продуктивного пласта, называются подземным ремонтом скваэюин. Ежегодно на промыслах России проводится более 20000 подземных ремонтов. Отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за год (месяц) называется коэффициентом эксплуатации скважин. Коэффициент эксплуатации считается неплохим, если равен 0,95-0,96. Подземный ремонт скважин, в зависимости от вида и сложности работ, подразделяется на текущий и капитальный. К текущему подземному ремонту скважин относят:

1) ликвидацию обрыва или отворота насосных штанг;

2) смену насосно-компрессорных труб или штанг;

3) смену глубинного насоса или ЭЦН;

4) изменение глубины подвески насосного оборудования (ЭЦН, ШГН);

5) замену ПЭД в результате изоляции «О»;

6) замену ЭЦН;

7) замену кабеля;

8) очистку или смену песочного якоря;

9) очистку скважин от песчаных пробок и парафина;

10) удаление со стенок НКТ солей, парафина;

11) подъем и спуск насосного оборудования для проведения в скважине исследовательских работ;

12) подъем НКТ в фонтанных скважинах для очистки от улетевших в них скребков, глубинных манометров, глубинных термометров и т.д.

Эти работы выполняются специализированными бригадами по подземному ремонту скважин. Бригады подземного ремонта скважин работают в две и три смены. Каждая смена (вахта) состоит из 3-х человек: старший оператор (старший смены) подземного ремонта скважин, помощник оператора подземного ремонта скважин, машинист подъемника или агрегата. Старший оператор и помощник оператора работают на устье скважины, а машинист подъемника (агрегата) - на лебедке подъемного механизма и осуществляет спускоподъемные операции с помощью лебедки подъемного агрегата.

Работы, связанные со сложными операциями в стволе скважины, называются капитальным ремонтом. К ним относятся:

1) работы, связанные с ликвидацией аварий (полей труб, штанг, насосов, ЭЦН, запарафинивание труб и штанг);

2) работы по проведению изоляционных работ;

3) исправление поврежденных эксплуатационных колонн;

4) работы по переводу скважин с одного объема разработки на другой;

5) работы по проведению ГРП, щелевой разгрузки, обработке призабойной зоны пласта оксидатом, кислотами и т.д.;

6) фрезерование в эксплуатационной колонне (падение металлических предметов, образование сальников);

7) ликвидация создавшегося в эксплуатационной колонне сальника из кабеля КРБК;

8) разбуривание цементных стаканов и т.д.

Вышеперечисленные и другие виды капитальных ремонтов выполняются бригадами капитального ремонта скважин.

Подземный и капитальный ремонты скважин выполняются с использованием подъемных агрегатов (в последнее время передвижных) А-40, А-50 и т.д., транспортных средств, инструмента, средств механизации (ключи АШК, АПР), различного ловильного и другого оборудования и специального инструмента.

Для подготовки скважин к ремонту имеются подготовительные бригады, которые готовят скважины к ремонту:

1) освобождают устье скважин от посторонних предметов;

2) глушат (промывают) скважину, готовят площадку для подъемного агрегата;

3) завозят на скважину необходимое оборудование (трубы, штанги, насосы, кабель КРБК и КРБП, установки ЭЦН, растворы, цемент и т.д.).

Перед началом работ на основе последних исследований составляется план работ. Бригады капитального ремонта работают в три смены. В бригадах капитального ремонта скважин, если работы ведутся по подъему НКТ двумя трубками, в вахту включен дополнительно верховой рабочий.

При проведении подземных и капитальных ремонтов скважин с целью облегчения тяжелого труда рабочих применяют различные лотки для оттаскивания труб на мостки, вилки для подтаскивания труб, направляющие воронки, переносные столики для ручного инструмента и т.д. Наиболее сложные работы на скважинах - капитальные.

При капитальном ремонте скважин от работников бригады капитального ремонта требуется своевременность ремонта, качество ремонта, безаварийность во время ремонта и т.д., а это зависит от обученности рабочих бригады, условий их работы, сработанности и т.д. В промысловых условиях чаще всего бригады капитального ремонта скважин выполняют работы по ликвидации прорвавшихся к забою скважин пластовых или посторонних вод. Эти работы называют ремонтно-изоляционными. Изоляцию прорвавшихся вод осуществляют с помощью закачки в пласт под давлением цементного раствора. Иногда после закачки цементного раствора в скважине оставляют (устанавливают) цементный мост, т.е. цементный раствор оставляют в скважине от подошвы пласта до верхних дыр перфорации. После ОЗЦ цементный мост разбуривают. Вновь перфорируют пласт и осваивают скважину. Наиболее сложные виды капитального ремонта - это ловильные работы по извлечению из ствола скважины оборвавшихся и улетевших на забой насосно-компрессорных труб, установок, инструмента и т.д. Часто при ударе НКТ о забой они изгибаются, ломаются и заклиниваются в эксплуатационной колонне. Для извлечения улетевших на забой НКТ и другого оборудования применяются специальные ловильные инструменты (труболовки, метчики, крючки, пауки, колокола и т.д.). При извлечении труб и другого оборудования часто приходится вести работы с применением больших нагрузок, поэтому при ловильных работах применяются толстостенные бурильные трубы (чаще всего диаметром 2%"), которые обладают большим сопротивлением на разрыв.

К сложным капитальным видам ремонта относят ремонтно-исправительные работы: исправление смятий, замена наружной части эксплуатационной колонны, слом колонны и т.д. Смятые участки эксплуатационной колонны обычно исправляют оправочными долотами или специальными оправками, спускаемыми в скважину на 2Уз" бурильных трубах. Если долотами не удается выправить колонну, то участок смятия офрезовывают плоскими и коническими фрезами. Выправленный участок укрепляют цементным кольцом, для этого за колонну под давлением нагнетают цементный раствор. К сложным видам капитального ремонта скважин относится и ликвидация полета электроцентробежных погружных установок, когда при полете происходит слом НКТ и образование сальника из кабеля КРБК. Для ликвидации таких аварий применяются специальные крючки, труболовки и многие другие приспособления.

Ловильные работы.

К наиболее сложным видам работ в капитальном ремонте скважин относятся ловильные работы оборвавшихся труб, упавшего инструмента, полет ЭЦН с кабелем КРБК и т.д. К самым сложным работам относятся работы по захвату и извлечению труб, так как колонна насосно-компрессорных труб, при падении в скважину ударяясь о забой, изгибается по всей длине и заклинивается в эксплуатационной колонне. А при полете ЭЦН дополнительно создаются сальники из кабеля КРБК. Нередко трубы при ударе о забой ломаются во многих местах и размещаются при этом в скважине параллельными рядами. Кроме того, иногда происходит полет насосно-компрессорных труб вместе со штангами. Перед спуском в скважину ловильного инструмента необходимо знать состояние эксплуатационной колонны и положение упавших в скважину труб, штанг или иных предметов. Для этого применяют свинцовые печати. Для получения отпечатка верхнего конца труб, штанг или иного предмета применяют торцовую печать. При смятии эксплуатационной колонны ее чаще всего обследуют конусной печатью.

К ловильным инструментам относятся овершоты, колокола, труболовки (внутренние и наружные), метчики, крючки, удочки, ерши, штопоры и т.д. Для ловли насосно-компрессорных труб применяют труболовки различных типоразмеров с правой или левой резьбами. Труболовки изготавливаются внутренние и наружные, освобождающиеся или освобождающиеся при помощи вспомогательного инструмента.

При ловле НКТ за муфты или другого оборудования, имеющего выступы, используют овершоты. Для ловли НКТ за наружную поверхность, когда трубы оборваны в теле или из них вырвана муфта, применяют колокола. При ловильных работах с целью обеспечения безопасности и надежности (так как часто приходится прикладывать большие усилия) применяют толстостенные бурильные трубы диаметром 27Л".

8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Нагнетательная скважина - предназначается для закачки в продуктивные пласты воды, газа, теплоносителей, a также воздушной или парокислородно-воздушной смеси и др. Используются нагнетательные скважины при разработке нефтяных (нефтегазовых) месторождений и газоконденсатных c целью поддержания пластового давления и регулирования темпов отбора полезных ископаемых; посредством их осуществляется подача в нефтяные пласты рабочих агентов, способствующих более полному вытеснению нефти, обеспечивающих внутрипластовое горение и др. Нагнетательные скважины применяются также при подземном хранении газа, разработке угольных месторождений способом подземной газификации, осушении обводнённых месторождений твёрдых полезных ископаемых c целью интенсификации дренажа водоносных пород, определении Фильтрационных свойств горных пород. Конструкция нагнетательной скважины выбирается в зависимости от назначения скважины, глубины и др. B устойчивых горных породах забой скважины оставляют необсаженным, в неустойчивых - спускают обсадную колонну (призабойную зону перфорируют). Устье скважины оборудуют задвижками и манометром, в скважину опускают насосно-компрессорные трубы (до кровли поглощающего пласта). Герметичность нагнетательной скважины обеспечивается цементацией заколонного пространства от забоя до устья, a в случае необходимости - применением пакеров. Основная рабочая характеристика нагнетательной скважины - приемистость скважины. Контроль работы и состояние нагнетательной скважины осуществляется методами термометрии, расходометрии, шумометрии и др.

Освоение, эксплуатация и исследование нагнетательных скважин.

Освоение нагнетательных скважин под закачку воды производится по плану, составленному геолого-технической службой и утвержденному руководством НГДУ.

Перед освоением нагнетательных скважин (расположенных внутри контура нефтеносности) под закачку они, как правило, должны отрабатываться "на нефть" с подключением их к нефтяным коллекторам (с целью очистки призабойной зоны). Эти скважины осваиваются под закачку в порядке и сроках, предусмотренных в технологических схемах и проектах разработки.

Освоение нагнетательных скважин в зависимости от геолого-физических характеристик продуктивных пластов и других промысловых условий может проводиться различными методами: свабированием с последующей закачкой воды при максимальном давлении насосов, установленных на КНС; созданием высокой депрессии на пласт (понижением уровня в стволе скважины) с последующим нагнетанием воды; аэрацией жидкости в процессе обратной промывки скважины; периодическим нагнетанием воды в пласт под высоким давлением и сбросом ее самоизливом (метод гидросвабирования); продавливанием воды в пласт при давлениях, значительно превышающих рабочее давление нагнетания; гидравлическим разрывом пласта в комплексе с гидропескоструйной перфорацией, обработкой призабойных зон кислотами, растворами ПАВ; применением тепловых методов обработки призабойной зоны (для внутриконтурных скважин).

По каждой нагнетательной скважине в НГДУ должна систематически вестись документация, отражающая все показатели ее эксплуатации, проведенные геолого-технические мероприятия, проверку герметичности устья и эксплуатационной колонны.

В процессе освоения и эксплуатации нагнетательных скважин осуществляется комплекс исследований с целью контроля за разработкой месторождения, установления и проверки выполнения технологического режима работы и технического состояния скважин. Эксплуатация скважин с негерметичными колоннами не допускается.

В процессе эксплуатации нагнетательных скважин с помощью забойных и поверхностных приборов должен проводиться постоянный контроль за их приемистостью, давлением нагнетания и охватом пластов заводнением по толщине.

Пластовое давление, фильтрационные свойства пласта и коэффициенты приемистости скважин определяются исследованиями скважин методами восстановления или падения забойного давления и установившихся пробных закачек в период освоения и эксплуатации скважин.

Взаимодействие скважин и пути перемещения по пласту нагнетаемой воды изучаются по динамике изменения давления на различных участках пласта, гидропрослушиванием, геофизическими методами, добавкой в закачиваемую воду индикаторов и наблюдением за их появлением в продукции добывающих скважин.

Оценка эффективности мероприятий по регулированию закачки воды по разрезу эксплуатационного объекта в основном производится с применением глубинных расходомеров, метода радиоактивных изотопов или высокочувствительных термометров. По результатам исследований расходомерами составляются профили приемистости, проводится их сопоставление с профилями отдачи по соседним добывающим скважинам, определяется коэффициент охвата пласта заводнением по толщине.

Герметичность обсадной колонны и отсутствие затрубной циркуляции в нагнетательных скважинах определяется анализом кривых восстановления устьевого давления, исследованием с применением глубинных расходомеров, резистивиметров, электротермометров, радиоактивных изотопов, поинтервальной опрессовкой с помощью пакера на трубах.

Периодичность и объем исследовательских работ в нагнетательных скважинах устанавливается объединением в соответствии с утвержденным обязательным комплексом промыслово-геофизических и гидродинамических исследований, с учетом требований технологического проектного документа на разработку.

9. СБОР, ТРАНСПОРТ И ПОДГОТОВКА СВКАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

Из нефтяных скважин на поверхность вместе с нефтью и попутным нефтяным газом поступает сильно минерализованная (с содержанием солей до 2500 мг/л) пластовая вода и механические примеси. Содержание пластовой воды на третьей и особенно четвертой стадиях разработки месторождений достигает 80 и более процентов. Пластовая вода, обладая сильными коррозионными свойствами, в процессе ее внутрипромысловой транспортировки вызывает коррозионные разрушения трубопроводов, днищ резервуаров, насосов, запорной арматуры и т.д. Такую продукцию без отделения нефти от пластовой воды поставлять на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) недопустимо, т.к. в процессе ее транспортировки коррозионному разрушению будут подвергаться магистральные нефтепроводы, резервуары, запорная арматура, насосы и т.д. Кроме того, из-за перекачки воды вместе с нефтью появляются неоправданные затраты на электроэнергию, создаются большие проблемы с утилизацией воды в местах ее переработки и т.д. Нецелесообразно также вместе с нефтью транспортировать на нефтеперерабатывающие заводы механические примеси и попутный нефтяной газ. Поэтому на промыслах для сбора нефти и газа, замера дебитов нефти и газа, транспортирования их до центральных сборных пунктов (ЦСП), где от нефти отделяют газ, воду, механические примеси и соли, строят систему выкидных линий, трубопроводов, аппаратов, ДНС (дожимных насосных станций), ГЗУ (групповых замерных установок) и других сооружений.

Система сбора, транспорта и подготовки нефти и газа на нефтяных промыслах позволяет осуществлять:

- сбор нефти и газа со скважин по выкидным линиям до ГЗУ;

- замер дебитов нефти и газа на ГЗУ;

- отделение нефти от газа;

- транспорт нефти и газа (по закрытой системе) по нефтепроводам до ДНС или ЦСП;

- обезвоживание, обессоливание, стабилизацию;

- очистку газа от ненужных примесей;

- учет нефти и газа, сдачу нефти нефтепроводным управлениям и дальнейшую ее поставку НПЗ (нефтеперерабатывающим заводам) или на экспорт и т.д.

На каждой скважине устанавливается трап для отделения нефти от газа, затем из трапа нефть поступает в металлическую емкость (11-16м3), устанавливаемую вблизи устья cкважин на металлическом постаменте высотой 2-3 м (в зависимости от рельефа местности), где осуществляется замер дебита нефти. Далее нефть из емкости (мерника) за счет разности геодезических отметок между скважиной и ЦСП самотоком поступает на центральный сборный пункт. Выделившийся из нефти в трапе попутный нефтяной газ под собственным давлением через регулятор давления поступает в газопровод и далее до газоперерабатывающего завода (ГПЗ) или к пунктам собственного потребления (котельные, обезвоживающие установки, столовые и т.д.). Однако самотечная система сбора и транспорта нефти и газа имела очень много недостатков:

1) большая металлоемкость при обустройстве промыслов;

2) большие потери нефти и газа от испарения легких фракций в металлических емкостях (мерниках);

3) образование газовых «мешков» (пробок) в самотечных нефтепроводах. Это приводило к переливам нефти через мерники, в результате чего создавалась замазученность на скважинах, загрязнялась атмосфера и т.д.

В результате была обоснована и создана закрытая система сбора, транспорта и подготовки нефти и газа с многоступенчатой сепарацией газа на нефтесборных пунктах и ДНС (дожимных насосных станциях). При закрытой схеме жидкость (нефть с водой и газом) со скважин под действием давления на устье (от 0,8 до 1,0 МПа и более) поступает по выкидным линиям на ГЗУ (групповая замерная установка), где замеряется дебит нефти со скважин. Из ГЗУ нефть направляется в нефтесборный коллектор. По нефтесборному коллектору нефть поступает на 1-ю ступень сепарации, расположенную на центральном сборном пункте (ЦСП). На территории центрального сборного пункта находится установка подготовки нефти (УПН). На ЦСП осуществляется сепарация газа (трех или четырех ступенчатая), обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти.

На рисунке показана одна из схем промыслового сбора и транспорта нефти и газа, которая не является стандартной, а в зависимости от местных условий и условий разработки месторождений может видоизменяться.

Напорная система промыслового сбора и подготовки нефти и газа: 1 - нефтепроводы; 2 - газопроводы; 3 - трубопроводы сточной воды; 4 - условные границы технологических элементов системы сбора

Сбор и подготовка газа и газового конденсата.

На газовых месторождениях система сбора и подготовки газа состоит из следующих элементов: установки предварительной подготовки газа (УППГ), установки комплексной подготовки газа (УКПГ) и головных сооружений (ГС). Если месторождение чисто газовое, то подготовка газа осуществляется на УКПГ. На установке предварительной подготовки газа (УППГ) замеряют объем добываемой продукции, поступающей с газовых скважин. На газоконденсатных месторождениях на УППГ осуществляют замер объема продукции с каждой скважины и частичное отделение влаги конденсата.

Подготовка газа в промысловых условиях в основном сводится к удалению влаги конденсата, при этом применяют три технологических процесса: низкотемпературную сепарацию (НТС), абсорбционную сушку и адсорбционную сушку. Для подготовки газа на чисто газовых месторождениях для удаления влаги применяют абсорбционную, а также адсорбционную сушку. В условиях северных газоконденсатных месторождений при наличии в газе конденсата, наряду с абсорбционной и адсорбционной сушкой, применяют низкотемпературную сепарацию (НТС). При содержании конденсата более 100 см3 в 1 м3 газа применяют также и низкотемпературную абсорбцию (НТА). В случае, если в газе содержится повышенное количество сероводорода и углекислого газа, то газ дополнительно очищают от сероводорода и углекислого газа на специальных установках. Низкотемпературная сепарация осуществляется при температуре от -15° С в циклонных сепараторах с предварительным охлаждением газа, т.к. при низких температурах удается более полно провести удаление влаги и конденсата. Для предотвращения образования гидратов в сырой газ вводят раствор диэтиленгликоля (ДЭГ). Адсорбционный метод осушки газа основан на применении междуадсорбции, т.е. поглощения влаги твердыми веществами-адсорбентами. В качестве адсорбентов используют твердые пористые вещества: активированные угли, силикогели, цеолиты. Насыщенные водой и конденсатом вещества-адсорбенты могут быть регенерированы за счет удаления поглощенной влаги и повторно использованы. Этот процесс называют десорбцией. Глубина осушки газа перед подачей его в магистральные газопроводы определяется отраслевым стандартом РАО «Газпром», где устанавливается точка росы по влажности в разных климатических зонах. Точка росы - это температура, до которой должен охладиться газ, чтобы достигнуть состояния насыщения водяным паром. При достижении точки росы в газе начинается конденсация влаги, что приводит к образованию гидратов.

На месторождениях с повышенным содержанием сероводорода газ перед закачкой его в магистральный газопровод должен быть очищен от сероводорода. Чаще всего для очистки газа от сероводорода и углекислого газа применяют абсорбционный метод с применением в качестве абсорбентов водных растворов моноэтанолов (МЭА) или диэтанолов (ДЭА).

10. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1. Промышленная разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений допускается только при условии, когда добываемый вместе с нефтью газ используется в народном хозяйстве или, в целях временного хранения, закачивается в специальные подземные хранилища, в разрабатываемые или подлежащие разработке нефтяные пласты.

2. На разрабатываемых месторождениях должен проводиться обязательный комплекс гидродинамических и промыслово-геофизических исследований и измерений, в том числе исследования по своевременному выявлению скважин - источников подземных утечек и межпластовых перетоков.

3. Освоение и эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин должны производиться при соответствующем оборудовании устья скважин, которое должно предотвращать возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды.

4. Эксплуатация дефектных добывающих и нагнетательных скважин (с нарушенной герметичностью эксплуатационных колонн, отсутствием цементного камня за колонной, пропусками фланцевых соединений и т.д.) не допускается.

5. При проведении мероприятий по повышению производительности нефтяных скважин путем воздействия на призабойную зону пласта должна быть обеспечена сохранность колонны, обсадных труб и цементного кольца выше и ниже продуктивного горизонта.

В скважинах, где раздел между нефтеносными и газоносными, нефтеносными и водоносными пластами невелик, мероприятия по интенсификации добычи нефти должны производиться при условии создания допустимого перепада давления на перемычке,

6. Если до обработки призабойной зоны вынос породы и разрушение пласта не наблюдались, а после обработки началось интенсивное поступление породы пласта в скважину, необходимо прекратить или ограничить отбор нефти из скважины и осуществить технические мероприятия по ограничению доступа породы пласта в ствол скважины.

7. Мероприятия по охране окружающей среды при разработке нефтяных месторождений должны быть направлены на предотвращение загрязнения земли, поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна нефтепродуктами (жидкими и газообразными), промысловыми сточными водами, химреагентами, а также на рациональное использование земель и пресных вод. Они включают в себя:

- полную утилизацию промысловой сточной воды путем ее закачки в продуктивные или поглощающие пласты;

- при необходимости, обработку закачиваемой в продуктивные пласты воды антисептиками, с целью предотвращения ее заражения сульфатвосстанавливающими бактериями, приводящими к образованию сероводорода в нефти и в воде;

- использование герметизированной системы сбора, промыслового транспорта и подготовки продукции скважин;

- полную утилизацию попутного газа, использование замкнутых систем газоснабжения при газлифтной эксплуатации скважин; быструю ликвидацию розливов нефти, строительство нефтеловушек на реках, в местах ливневых стоков;

- создание сети контрольных пунктов для наблюдения за составами поверхностных и подземных вод;

- исключение при нормальном ведении технологического процесса попадания на землю, в поверхностные и подземные воды питьевою водоснабжения ПАВ, кислот, щелочей, полимерных растворов и других химреагентов, используемых как для повышения нефтеотдачи, так и для других целей: применение антикоррозионных покрытий, ингибиторов для борьбы с солеотложениями и коррозией нефтепромыслового оборудования: организацию регулярного контроля за состоянием скважин и нефтепромыслового оборудования.

11. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ В ПРОЦЕССЕ РАЗБУРИВАНИЯ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1. При бурении скважин на нефтяных месторождениях должны быть приняты меры, обеспечивающие:

- предотвращение открытого фонтанирования, грифонообразования, поглощения промывочной жидкости, обвалов стенок скважин и межпластовых перетоков нефти, воды и газа в процессе проводки, освоения и последующей эксплуатации скважин;

- надежную изоляцию в пробуренных скважинах нефтеносных, газоносных и водоносных пластов по всему вскрытому разрезу;

- необходимую герметичность всех технических и обсадных колонн, труб, спущенных в скважину, их качественное цементирование;

- предотвращение ухудшения коллекторских свойств продуктивных пластов, сохранение их естественного состояния при вскрытии, креплении и освоении.

2. В процессе разведки при подготовке месторождений к разработке необходимо опробовать все пласты, нефтегазоносность которых отлична по результатам анализа шлама, образцов пород и геофизических исследований. В случае получения при опробовании этих пластов воды на них должны быть проведены исследовательские работы, уточняющие источник поступления воды, и, при необходимости, повторное опробование после изоляционных работ.

3. Вскрытие пластов с высоким давлением, угрожающим выбросами или открытыми фонтанами, необходимо проводить при установленном на устье скважин противовыбросовом оборудовании с праменением промывочной жидкости в соответствие с техническим проектом на бурение скважин.

4. Эксплуатационные объекты месторождения следует разбуривать при обеспечении всех необходимых мер по предотвращению ущерба другим объектам. При первоочередном разбуривании нижних пластов должны быть предусмотрены все необходимые технические мероприятия, гарантирующие успешную проводку скважин через верхние продуктивные пласты (предотвращающие нефтяные или газовые выбросы и открытые фонтаны, а также глинизацию верхних пластов и ухудшение их естественной проницаемости).

5. В скважинах, проводимых на нижележащие пласты, должны быть осуществлены технические мероприятия по предупреждению ухода промывочной жидкости в верхние пласты. При уходе жидкости в верхние разрабатываемые пласты эксплуатация добывающих скважин, ближайших к бурящейся, должна быть прекращена до окончания ее бурения или спуска промежуточной колонны, перекрывающей эксплуатируемый пласт.

6. Для предотвращения снижения проницаемости призабойной зоны скважин 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. Временное бездействие скважин, связанное с отставанием обустройства площадей, допускается только при условии заполнения ствола скважины (или хотя бы его нижней части) пластовой жидкостью.

7. В разведочной скважине, имеющей эксплуатационную колонну, последовательное опробование нескольких нефтеносных пластов производится раздельно «снизу вверх». После окончания опробования очередного пласта его изолируют путем установки цементного моста (или других технических средств) с последующей проверкой его местоположения и герметичности, снижением уровня и опрессовкой.

8. В скважинах, не законченных бурением по техническим причинам (вследствие аварий или низкого качества проводки), в пройденном разрезе которых установлено наличие нефтегазоводоносных пластов, необходимо произвести изоляционые работы в целях предотвращения межпластовых перетоков нефти, воды и газа.

9. В процессе бурения и освоения разведочных, эксплуатационных (добывающих) и нагнетательных скважин должен быть проведен комплекс геофизических, гидродинамических и других исследований.

10. Мероприятия по охране окружающей среды в процессе разбуривания нефтяных месторождений должны быть направлены на предотвращение загрязнений земли, поверхностных и подземных вод буровыми растворами, химреагентами, нефтепродуктами, минерализованными водами. Они включают в себя:

- планировку и обваловку буровых площадок, емкостей с нефтепродуктами и химреагентами, использование для хранения буровых растворов и шлама разборных железобетонных емкостей или земляных амбаров с обязательной гидроизоляцией их стенок и днища;

- многократное использование бурового раствора, нейтрализацию, сброс ц поглощающие горизонты или вывоз его и шлама в специально отведенные места:

рациональное использование и обязательную рекультивацию земель после бурения.

Список литературы

1. Кудинов В.И. «Основы нефтепромыслового дела» 2004.

2. Шуров В.И. «Технология и техника добычи нефти». Учебник для вузов. Недра. 1981.

3. Горев С.М. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. 2003.

4. Горная энциклопедия. М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984--1991.

Размещено на Allbest.ru