Реферат: Подземный ремонт скважин. Виды подземных ремонтов, применяемая техника, оборудования. Коэффици

ВОПРОС № 123. Подземный ремонт скважин. Виды подземных ремонтов, применяемая техника, оборудования. Коэффициент эксплуатации скважин.

Виды и классификация подземных работ в скважинах. Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины. При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации К„ т.е. отношением времени фактической рабо­ты скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составля­ет 0,94-0,98. Подземный ремонт скважин условно можно разделитьнатекущий и капитальный. Текущий ремонт подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и вос­становительный. Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологи­ческих режимов эксплуатации скважин, вызванных возможны­ми неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планиру­ется заблаговременно и проводится в соответствии с графика­ми ремонта. Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызван­ный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п. Межремонтный период работы скважин -это продолжи­тельность фактической эксплуатации скважины от предыдуще­го ремонта до последующего. Эта продолжительность опреде­ляется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине. Основными путями повышения K_э (что равнозначно добыче нефти) являются : сокращение сроков подземного ремонта скважин; максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин. Вот я бы хотел рассмотреть более подробно виды подземных ремонтов. Текущим ремонтом скважи (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а так же по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии). В соответствии с Правилами ведения ремонтных работ в скважинах, введенными в действие с 01.11.97, к текущему ремонту относятся следующие работы. Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации) Ввод фонтанных скважин. Ввод газлифтных скважин. Ввод скважин, оборудованных ШГН. Ввод скважин, оборудованных ЭЦН. Перевод скважин на другой вид эксплуатации . Фонтанный - газлифт . Фонтанный – ШГН. Фонтанный – ЭЦ. Газлифт - ШГН Газлифт - ЭЦН ШГН - ЭЦН ЭЦН - ШГН ШГН - ОРЭ ЭЦН – ОРЭ. Оптимизация режима эксплуатации Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН Изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН. Ремонт скважин оборудованных ШГН . Ревизия и смена насоса Устранение обрыва штанг Замена полированного штока Замена,опрессовка и устранение негерметичности Очистка и пропарка НКТ. Ревизия,смена устьевого оборудования. Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН. Ревизия и смена насоса Смена электродвигателя Устранение повреждения кабеля. Ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ. Очистка и пропарка НКТ Ревизия,смена устьевого оборудования. Ремонт фонтанных скважи н . Ревизия,смена, опрссовка и устранение негерметичности НКТ. Очистка и пропарка НКТ Ревизия, замена, устьевого оборудования. Ремонт газлифтных скважин . Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ. Очистка, промывка забоя . Промывка горячей нефтью (водой) с добавление ПАВ Обработка забоя химреагентами (ТГХВ, СКО,ГКО и т.д.). Выше приведенные работы выполняются бригадой текущего ремонта скважин, однако в промысловой практике их чаще называют бригадами подземного ремонта скважин, что не совсем правильно, так как подземный ремонт скважины включает в себя как текущий, так и капитальный ремонт, т.е. это понятие шире. Бригадами текущего ремонта скважин могут выполняться работы по устранению некоторых аварий (например, извлечение НКТ), не занимающих много времени.

ВОПРОС № 124. Капитальный ремонт скважин. Применяемая техника по видам капитального ремонта. Капитальным ремонтом скважин (КРС ) называется комплекс работ связанных с восстановлением работоспособности обсадных солонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке. К капитальным ремонтам скважин относят работы, представленные в следующей таблице. Данные работы выполняют бригады капитального ремонта скважин. Виды работ по КРС: Ремонтно-изоляционные работы . Отключение отдельных обводненных интервалов пласта. Отключение отдельных пластов. Исправление негерметичности цементного кольца. Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточнойколоннами, кондуктором. Устранение негерметичности эксплуатационной колонны . Устранение негерметичности тампонированием. Устранение негерметичности установкой пластыря. Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной
колонны меньшего диаметр. Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной. Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин. Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин.Переход на другие горизонты и разобщение пластов . Переход на другие горизонты. Разобщение пластов. Внедрение и ремонт установок ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей .Комплекс подземных работ, связанных с бурением . Зарезка новых стволов скважин Бурение цементного стакана Фрезерирование башмака колонны с углуб лением ствола в гороной породе Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин. Обработка ризабойной зоны Проведение кислотной обработки Проведение ГРП Проведение ГПП Виброобработка призабойной зоны Термообработка призабойной зоны Промывка призабойной зоны растворителями Промывка призабойной зоны растворами ПАВ Обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и т.д.) Прочие виды обаботки призабойной зоны Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов. Исследование скважин Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов,
утонение геологического разреза в скважинах Оценка технического состояния (обследование скважины). Перевод на использование по другому назначению Освоение скважин под нагнетательные Перевод скважин под отбор технической воды Перевод скважины в наблюдательные, пьезометрические Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздухаВвод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием Промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчанных пробок. Консервация и расконсервация скважин. Прочие виды работ. Наряду с понятием текущий и капитальный ремонт скважины, введено понятие скважино-оперция по повышению нефтеотдачи пластов, также отнесенная к ремонтным работам в скважинах. Скважино-оперцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов, направленныз на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи. Данными работами занимаются, как правило, бригады капитального ремонта скважины или другие специализированные бригады, входящие в состав Управления повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин (УПНП и КРС).

Билет №1. Понятие о скважине. Классификация скважин по назначению.

Бурение - это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород. Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра. Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин.Элементы конструкции скважин приведены на рис. 1. Начальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2. Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором II. Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения. После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной. Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором. Для извлечения из пластов нефти и газа применяют различные методы вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают (перфорируют) ряд отверстий 4 в стенке обсадных труб и цементной оболочке. В устойчивых породах призабойную зону скважины оборудуют различными фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли продуктивного пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины. Устье скважины в зависимости от ее назначения оборудуют арматурой (колонная головка, задвижки, крестовина и др.). При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие скважины. Опорные скважины закладываются в районах, не исследованных бурением, и служат для изучения состава и возраста слагающих их пород. Параметрические скважины закладываются в относительно изученных районах с целью уточнения их геологического строения и перспектив нефтегазоносности. Структурные скважины бурятся для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению. Поисковые скважины бурят с целью открытия новых промышленных залежей нефти и газа. Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для изучения размеров и строения залежи, получения необходимых исходных данных для подсчета запасов нефти и газа, а также проектирования ее разработки. Эксплуатационные скважины закладываются в соответствии со схемой разработки залежи и служат для получения нефти и газа из земных недр Нагнетательные скважины используют при воздействии на эксплуатируемый пласт различных агентов (закачки воды, газа и т.д.). Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежей (изменением давления, положения водонефтяного и газонефтяного контактов и т.д.). Кроме того при поиске, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят картировочные, сейсморазведочные, специальные и другие скважины.

Билет №2. Конструкция нефтяных скважин. Выбор конструкции скважины.

При проектировании к конструкции скважины предъявляется множество требований: экономичность, минимальная металлоёмкость, недопущение геологических осложнений, ув

еличение коммерческих скоростей бурения и т.п. Но главный критерий надёжности конструкции скважин – недопущение грифонообразования после герметизации устья привозникшем флюидообразовании или в процессе его ликвидации. Геологическая служба предприятия обуславливает диаметр эксплуатационной колонны. Диаметры обсадных колонн, глубины спуска которых определены согласно рис. 1, рассчитывают снизу вверх. Соотношение меж-ду диаметрами эксплуатационной колонны и долота выбираются по данным показанным на рисунке 4 и формулам. Затем подбирают промежуточную колонну, исходя из диаметра долота под эксплуатационную колонну. Подбор остальных промежуточных колонн и кондуктора, а также долот проводят аналогично. Для глубоких скважин после определения конструкции проводят проверочный расчёт обсадных труб на прочность. Определив минимально необходимые толщины стенок труб промежуточных колонн, задаются величиной абсолютного износа труб и проверяют их на механический износ в процессе бурения и СПО под следующую колонну по специальной методике. А именно, все ОК, спускаемые в искривлённые участки ствола скважины, проверяются на проходимость в этих участках. Минимальные диаметры УБТ наддолотного комплекса, обеспечивающие успешный спуск обсадных колонн в скважину, приведены на рис. 5. Жёсткость УБТ, обеспечивающая успешный спуск ОК должна быть > 1.

Билет №40. Вскрытие продуктивного пласта и физические процессы протекаемые при этом. ПЕРВИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ. Эффективность добычи нефти и газа из скважин и разработки нефтяных и газовых месторождений в значительной степени определяется состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП) в период заканчивания скважин. В результате физико-химического и механического воздействия при заканчивании скважин изменяются коллекторские свойства пород ПЗП. Физико-химическое воздействие на ПЗП обусловлено взаимодействием флюида и фильтрата бурового и цементного растворов, действием адсорбционных, капиллярных и диффузионно-осмотических сил. Физико-механическое воздействие на продуктивный горизонт при его вскрытии оказывают следующие факторы: разгрузка горного массива в результате разбуривания пласта изменяющееся противодавление столба бурового раствора (впоследствии изменяющееся активное давление столба цементного раствора); фильтрация фильтрата бурового (и цементного – при цементировании) раствора; изменяющийся температурный режим в скважине; гидродинамическое и механическое воздействие на породы в разбуриваемом пласте движущимся инструментом; гидродинамические эффекты (гидроудары, понижение давления и др.) в стволе и призабойной зоне в процессе цементирования и освоения скважины и др. РАЗБУРИВАНИЕ (ВСКРЫТИЕ) ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТАВ процессе вскрытия и разбуривания продуктивного пласта недостаточно внимания уделяется технологическим факторам, до минимума снижающим отрицательное воздействие не только потому, что современная технология вращательного бурения не имеет пока достаточно средств для управления процессами в призабойной зоне, но и потому, что не учитывается большое значение этого процесса для последующей эксплуатации продуктивного пласта. В соответствии с едиными правилами буровых работ столб бурового раствора в скважине должен создавать давление, превышающее пластовое на 1,5–3,5 МПа (в зависимости от глубины). В реальных условиях давление на продуктивные пласты существенно больше из-за переутяжеления бурового раствора, гидравлических сопротивлений при его движении, а также движения вниз бурового инструмента. Нечетко определены понятия качества работ в бурении и заканчивании скважин. Проблема качества строительства скважин (особенно горизонтальных) стоит очень остро. Интегральная характеристика качества скважин – получаемый полезный эффект, т.е. добыча углеводородов на рубль затрат при строительстве скважин, – за последние 10 лет сократилась более чем в 2 раза. Это объясняется не только необходимостью освоения новых, более труднодоступных и сложно построенных месторождений. Результаты анализа показывают, что при условии полного использования возможностей продуктивных пластов (если бы добывающие способности скважин не ограничивались возможностями применяемой технологии их строительства) добыча нефти и газа на одну скважину была бы в 2–4 раза больше в зависимости от условий – это один из главных путей увеличения эффективности нефтегазодобывающей промышленности. Решение проблемы качества строительства скважин сдерживается в первую очередь следующими факторами.1. Отсутствуют обоснованные методы оценки и управления качеством. Действительно, критерию обоснованности – наличию взаимно однозначного соответствия между результатами оценки качества и получаемым полезным эффектом – не удовлетворяет ни одна из известных методик. А если нет обоснованных методов оценки качества, то нет и обоснованного управления качеством.2. Регламенты и проекты на строительство скважин составляются без учета требований к качеству скважин, без обоснования условий, при которых они будут выполнять свое назначение. Например, в проектах отсутствуют оценка качества технологии вскрытия пласта и освоения скважины, обоснование допустимых нагрузок на крепь, т.е. уже на стадии проектирования закладываются все предпосылки некачественного строительства скважин. 3. При действующем экономическом механизме отсутствует заинтересованность буровых предприятий в повышении качества, во внедрении новых технических и технологических средств. Буровым предприятиям выгодно ускорение строительства скважин и снижение его фактической себестоимости по сравнению с проектными нормативами даже в ущерб качеству. 4. Буровые предприятия недостаточно оснащены необходимыми техническими средствами, материалами, оборудованием, устройствами контроля, программами и т.д.Успешное решение проблемы качества требует комплексного подхода, т.е. реализации широкого комплекса взаимоувязанных, разработанных на единой методической основе организационных, экономических и технических мероприятий.

Билет №5. Перфорация обсадной колонны. (суть и метод).

ПЕРФОРИРОВАНИЕ ТРУБ В СКВАЖИНАХ. Конструкция скважины в виде сплошной экс­плуатационной колонны, перекрывающей продук­тивный пласт, с заливкой цементом затрубного пространства от забоя до нужной высоты для пере­крытия верхних водяных горизонтов наиболее широко применяется благодаря ее небольшой стоимости. Против продуктивного пласта простреливают отверстия. Эта операция называется перфо­рацией, а применяемые аппараты — пер­фораторами.

В настоящее время для получения отверстий в обсадной колонне и цементном кольце приме­няют перфораторы трех типов: пулевые, торпед­ные (снарядные) и беспулевые (или кумулятивные).

Пулевые перфораторы имеют следующие раз­новидности.

1. Перфораторы залпового действия, у кото­рых все стволы выстреливают одновременно — залпом. Такие перфораторы лучше всего приме­нять при простреле мощных пластов, если не требуется избирательного прострела отверстий. 2. Перфораторы последовательного действия, у которых после­дующий ствол выстреливает лишь после выстрела предыдущего. Эти перфораторы применяют в тех случаях, когда необходимо ослабить действие выстрела на обсадную колонну, предохраняя ее от возмож­ных деформаций или появления трещин. 3. Перфораторы селективного, или раздельного, выборочного дей­ствия, дающие возможность выстрелить по одной пуле поочередно из каждого ствола в любой последовательности.

Недостаток пулевой перфорации заключается в том, что не всегда все выстрелы оказываются аффективными в связи с быстрой потерей энергии пулями при их ударе о трубы. Большая пробивная способность, обеспечива­ющая лучшее вскрытие пласта, у торпедных (снарядных) перфораторов. В отличие от пуле­вых они вместо пуль заряжаются небольшими снарядами замедленного действия. Снаряд, про­бив колонну и цементное кольцо, входит на не­которую глубину в пласт и здесь разрывается, создавая дополнительные трещины. Кvмулятивный заряд — это шашка мощного спрессованного порошкообразного взры­вчатого вещества, например гексогена, которая имеет выемку, расположенную со стороны, противоположной месту детонации взрыва. Поверхность выемки облицовывают тон­ким слоем меди. Беспулевая (кумулятивная) перфорация обеспечивает более на­дежное вскрытие пласта и улучшает его проницаемость вследствие образования более глубоких каналов. Кроме того, беспулевая пер­форация дает возможность создавать отверстия в колонне и в цемент­ном кольце без повреждения последних.

Применяются кумулятивные перфораторы двух типов: корпусные и бескорпусные. Наиболее распространены корпусные ку­мулятивные перфораторы типа ПК. В отличие от дру­гих типов кумулятивных перфораторов их кумулятивные заряды, детонирующий шнур и взрывной патрон заключены в стальной тол­стостенный герметический корпус. Преимущество корпусных кумулятивных перфораторов типа ПК заключается в том, что обсадная колонна и цементное кольцо защи­щены от действия ударных волн, поскольку вся сила удара газообраз­ных продуктов воспринимается стенками стального толстостенного корпуса. В последнее время применяют еще один метод перфорации — гидропескоструйный. Аппарат, производящий перфорацию назы­вается гидропескоструйным (абразивным) перфоратором. При такой перфорации жидкость, содержащую твердые абразивные частицы, прокачивают через ряд сопел (до 8 штук) аппарата с давлением от —15 до 30 Мн1мг ( от 150 до 300 кГ/смг) и выше. Превращение давле­ния в кинетическую энергию сообщает очень высокую скорость зер­нам песка, которые истирают поверхность стенки обсадной трубы, потом пробивают цементное кольцо и далее проникают в пласт на зна­чительную глубину. Сила струи по мере удаления от сопла умень­шается и на некоторой глубине становится равной нулю. Как по­казала практика, глубина перфорированного отверстия не превы­шает 1 м. Сопла пескоструйного аппарата изготовляют из очень твердого сплава ВК6, который может противостоять абразивному действию струи воды с песком; диаметр отверстий сопел колеблется от 4 до 5 мм. На работу перфоратора отрицательно влияет обратный ток струи жидкости с песком и частицами породы. От этого действия корпус аппарата защищается специальной рубашкой из резины. В скважину перфоратор спускается на стандартных насосно-компрессорных трубах. Жидкость с песком прокачивается двумя или тремя агрегатами типа АН-500. Основное условие нормаль­ной паботы перфоратора — отсутствие поглощения в скважине,

До прострела отверстий в ко­лонне обсадных труб устье сква­жины необходимо соответству­ющим образом подготовить. Если возможно фонтанирование, то устье оборудуют следующим обра­зом. На конец эксплуатационной колонны навинчивают муфту и приваривают ее электросваркой. Затем в муфту ввинчивают ко­лонный патрубок, на верхнем конце которого должен быть фланец, соответствующий размеру фланца крестовины фонтанной (или компрессорной) арматуры. Для возможности снижения да­вления в затрубном пространстве к колонному патрубку привари­вают отвод с резьбой на конце, на который навинчивают вентиль высокого давления. До начала простреливания отверстий эксплуа­тационная колонна должна быть опрессована. Опрессовку произ­водят после установки колонного патрубка, крестовины и задвижки на давление, допускаемое для колонны данной скважины

Во время прострела отверстий скважина обычно заполнена до устья глинистым раствором.

Билет №8. Вызов притока жидкости из пласта. Освоение нагнетательных скважин.

МЕТОДЫ ВЫЗОВА ПРИТОКА ЖИДКОСТИ И ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН

Для сокращения периода освоения и дальнейшей эксплуатации в скважину, как уже отмечалось, спускают фонтанные трубы. На полу буровой должны быть приготовлены предохранительная за­движка со специальным фланцем и патрубком в собранном виде, которые можно было бы быстро установить на устье скважины. При сильном выделении газа из скважины во время спуска труб для предотвращения искрообразования от ударов муфт о край фланца в его отверстие рекомендуется вставлять накладку из цветного металла. После окончания спуска труб на устье сква­жины устанавливают фонтанную арматуру и делают необходимую обвязку. Устья скважин, пробуренных на сильно дренированные пласты, в которых не ожидаются фонтанные проявления и известно, что они будут эксплуатироваться при помощи глубинных насосов, оборудуют стандартной- глубинно-насосной арматурой. Она состоит из патрубка с двумя фланцами: нижний фланец крепится болтами к фланцу экс­плуатационной колонны, а на верхний фланец устанавливается план-шапба со спущенными насосными трубами. Последнее мероприятие по пуску скважины в эксплуатацию — вызов притока жидкости из пласта, которое начинается при условии, что давление столба жидкости в скважине будет меньше пластового давления. Поэтому все мероприятия по вызову притока заключаются в понижении давления на забой и в очистке его от песка и глинистого раствора с целью снижения сопротивлений притоку в зоне забоя. Вызов притока осуществляют различными способами в зависи­мости от характера пласта, метода его вскрытия и величины пласто­вого давления. Для вызова притока пользуются следующими основ­ными методами снижения давления на забой со стороны скважины:

1) замена глинистого раствора в стволе скважины водой;

2) замена воды в стволе скважины нефтью;

3) снижение уровня при помощи поршня (поршневание);

4) снижение уровня сжатым воздухом от передвижного или ста­ционарного компрессора (продавкой);

5) уменьшение веса Жидкости в скважине аэрацией, т. е. одно­временным нагнетанием в\ скважину нефти (или воды) и сжатого газа (или воздуха). Замену глинистого раствора водой или, как иначе называют, промывку скважины производят следующим образом. После прострела отверстий в скважину спускают фонтанные трубы до фильтра. Затем нагнетают воду в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и спущенными фонтанными трубами. Глинистый раствор, находящийся в скважине, уходит по фонтанным трубам. Если 'после замены глинистого раствора водой возбудить скважину не удается, переходят на промывку скважины нефтью. Метод поршневания или свабирования заклю­чается в том, что в спущенные до фильтра подъемные трубы спу­скают на стальном канате поршень, снабженный клапаном, откры­вающимся вверх. Поршень свободно погружается в жидкость; при подъеме его вверх клапан закрывается и весь столб жидкости, который находится над поршнем, выносится на поверхность. Если предполагается, что скважина будет фонта­нировать, поршневание производят через фонтанную арматуру. Недостатком этого ме­тода является необходимость работать при открытом устье, что связано с опасностью выброса. Поэтому в последнее время этот метод применяют главным образом при освое­нии нагнетательных скважин. Для возбуждения скважины поршневанием (свабированием) в нее предварительно спускают насосно-компрессорные трубы. Каж­дую трубу перед спуском проверяют шаблоном. Поршень спускают в скважину на стальном канате диаметром 16 или 19 мм. Во избежа­ние обрыва каната максимальная глубина спуска поршня не должна превосходить допустимых нагрузок на канат. Практически поршень спускают под уровень жидкости на глубине 75—150 м. В отдельных случаях применяют способ освоения скважин при помощи сжатого воздуха или газа. В скважину спу­скают два ряда труб: первый ряд (трубы диаметром 100 мм) спускают до фильтра и второй ряд (63 мм) — под уровень жидкости до такой глубины, с которой имеющиеся на промысле компрессоры способны продавить жидкость. Сжатый воздух или газ подают в кольцевое пространство между 100- и 63-мм трубами. После выброса жидкости количество ее в скважине уменьшается, отчего давление на пласт понижается и начинается приток в скважину нефти, газа, а также глинистого раствора, который вошел в пласт в процессе бурения. Основной недостаток этого метода — большое и быстрое снижение уровня жидкости в скважине, что вызывает очень резкую депрессию и усиленный приток жидкости и газа иа пласта. В условиях рыхлых песков это может повлечь за собой массовое поступление песка в скважину и образование песчаных пробок. Для равномерности дренирования пласта и регулирования коли­чества поступающего в скважину песка необходимо осуществлять постепенное, но непрерывное понижение давления на забой без резких депрессий. В этом отношении лучшие ре­зультаты дает способ постепенного уменьшения веса жидкости в сква­жине аэрацией, т. е. путем одновременного нагнетания в сква­жину жидкости и газа. Если в скважине не ожидается фонтанирования и она была про­бурена с промывкой нефтью, то целесообразно предварительно очи­стить ее забой от грязи при помощи желонки. Иногда тартание желон­кой применяют в разведочных скважинах, чтобы выяснить поведение уровня во время испытания. Желонки изготовляют из насосно-компрессорных или обсадных труб. Длина желонки 6—12 м, внутрен­ний диаметр — от 50 до 125 мм. Верхний конец желонки открытый и снабжен дужкой из круглого железа для прикрепления стального каната. Внизу желонка снабжена клапаном тарельчатого типа, от­крывающимся вверх. Щелонку спускают на стальном канате диа­метром 16 или 19 мм. Процесс тартания производят с передвижного подъемника или с лебедки бурового станка. Диаметр желонки, спу­скаемой в скважину, зависит от диаметра обсадных труб. Для умень­шения гидравлических сопротивлений и чтобы желонка не работала как поршень, ее диаметр не должен превышать 0,7 диаметра сква­жины. Скважины, которые будут эксплуатироваться глубиннонасосным способом, можно осваивать или поршневанием или непосредствен­ным спуском глубинного насоса. В отдельных случаях забой перед спуском насосных труб очищают желонкой. Если заранее известно, что забой чист (нет по­ступления песка), в скважину спускают глубинный насос, уста­навливают станок-качалку и пускают скважину в эксплуатацию. ОСВОЕНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

При освоении нагнетательных скважин очень важно очистить поровые каналы призабойной зоны от грязи и всех взвешенных ча­стиц, которые могут закупоривать поры пласта при нагнетании воды. Освобождаются от них обычно довольно длительным дренированием пласта тем или иным способом с последующей тщательной промыв­кой скважины водой, предназначенной для нагнетания. Дренируют пласт теми же методами, что и при вызове притока в нефтяных сква­жинах: поршневанием, применением сжатого воздуха, откачкой цен­тробежными глубинными электронасосами, т. е. методами, могу­щими откачивать большое количество жидкости. Однако за последнее время для дренирования нагнетательных скважин получили широкое распространение два способа: 1) поршневание и 2) создание высокой депрессии на пласт путем понижения уровня жидкости в скважине. Второй способ был предложен инженерами УфНИИ Ф. С. Абдули-ным и Ш. С. Гарифуллиным для увеличения проницаемости пластов, сложенных крепкими сцементированными песчаниками или плот­ными известняками. В скважину на насосно-компрессорных трубах спускают пакер и забойный клапан. При этом колонну насосно-компрессорных труб ставят на забой, чтобы надежно посадить пакер и закрыть клапан. Затем уровень жидкости в трубах снижают порш­неванием. После снижения уровня колонну насосно-компрессорных труб приподнимают подъемником на 80—90 см. При подъеме труб клапан открывается и жидкость из пласта под большим перепадом давления устремляется в трубы. Когда уровень жидкости станет близким к статическому, колонну насосно-компрессорных труб опу­скают, клапан закрывается и происходит посадка пакера. Затем весь цикл повторяется снова. При наличии компрессора понижать уровень можно и при помощи сжатого воздуха. Такой способ освоения нагнетательных скважин и увеличения их приемистости имеет ряд преимуществ по сравнению с обычным поршневанием. Вследствие очень высокой мгновенной депрессии на пласт создается большая скорость движения жидкости в призабойной зоне. Эта скорость в момент открытия клапана ь не­сколько десятков раз превышает скорость движения жидкости при создании депрессии обычным поршневанием. При этом значительно интенсивнее очищается поверхность фильтрации пласта и норовое пространство у забоя скважины.

Как показала практика применения этого способа, значительно увеличивались и проницаемость призабойной зоны пласта и коэф­фициент продуктивности.

Билет №35. Техника и приборы для гидродинамических исследований скважины.

--> ЧИТАТЬ ПОЛНОСТЬЮ <--