книги / Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти и газа

Таблица 9 . 3 Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения

к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами;

–фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды;

–жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения – пластовый флюид»;

–жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода;

–вязкостные структурно-механические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом;

–жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,10–0,12 мм/год;

–жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и морозоустойчивой в зимних условиях;

–жидкость глушения должна быть не горючей, взрывопо- жаро-безопасной, нетоксичной;

‒ жидкость глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании.

271

Процесс глушения

Глушение скважины осуществляется заменой скважинной жидкости жидкостью глушения. Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляют при ее прокачивании на поглощение.

Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят закачиванием жидкости глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков для обеспечения необходимого противодавления на пласт. По истечении 1–2 ч при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушенной.

Рис. 9.1. Процесс глушения

272

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 до появления ее через межтрубное пространство. Закрывают задвижку и закачивают в пласт расчетный объем жидкости, равный объему эксплуатационной колонны от уровня насоса до забоя.

Высококачественный ремонт скважин – главное условие увеличения добычи нефти и газа. Чем выше качество ремонта, тем больше межремонтный период и тем эффективнее эксплуатация скважин.

Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность фактической эксплуатации скважины от ремонта до ремонта, т.е. время между двумя последовательно проводимыми ремонтами. Продолжительность межремонтного периода работы скважины обычно определяют один раз в квартал (полугодие) путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение квартала (полугодия), на число текущих ремонтов за то же рабочее время в данной скважине. Коэффициент эксплуатации скважин, это отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Этот коэффициент всегдаменьшеединицыисоставляетвсреднем0,90–0,98.

9.2. Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта применяется для того, чтобы увеличить трещины в карбонатных породах и создать искусственные каналы в терригенных отложениях. На нефтяных месторождениях гидроразрыв применяется довольно давно, однако эффективен не всегда. В отечественной практике после создания трещин впласте в них закачивали кварцевый песок. После снижения давления песок раздавливался и трещины практически закрывались. Такие операции вместо гидроразрыва стали называть гидровоздействием. С появлением иностранных фирм, созданием совместных предприятий трещины в пластах после разрыва начали заполнять пропантом (искусственные алмазные шарики, зерна). Дебиты скважин после гидроразрыва (ГРП) увеличивались в несколько раз (всреднемдо десятираз).

273

Гидравлический разрыв пласта – это сложный технологический процесс. В скважину спускают, как правило, новые на- сосно-компрессорные трубы с пакером, затем в НКТ закачивают специально подготовленную жидкость разрыва (дегазированную нефть, кислотно-керосиновую эмульсию, загущенную воду и т.д.), затем жидкость с наполнителем (пропантом), заканчивают операцию прокачиванием продавочной жидкости (рис. 9.2).

9.3. Кислотные обработки призабойной зоны скважин

Одним из недорогих и доступных методов увеличения производительности скважин является метод обработки призабойной зоны скважин различными кислотами. Кислотные обработки основаны на способности кислот растворять некоторые горные породы, цементирующий материал, что приводит к расширению поровых каналов, т.е. к увеличению проницаемости. Так как продуктивные пласты сложены различными горными породами, то и кислоты для их растворения применяются различные. Например, для обработки карбонатных коллекторов применяют соляную кислоту. Наиболее эффективно проходят солянокислотные обработки под давлением и с различными замедлителями. Известняк хорошо реагирует с соляной кислотой: СаСО3 + 2НСI = СаСI2 +Н2О + СО2. Продукты реакции не выпадают в осадок и хорошо вымываются водой, то же самое происходит с доломитами: СаМg(СО3)2, СаСI2 и МgСI2, которые легко вымываются водой. Промышленностью накоплен большой опыт использования кислотных обработок в различных вариантах: кислотная обработка под давлением, кислотные ванны, термокислотная обработка и т.д. К кислотам добавляются различные замедлители, стабилизаторы. Иногда карбонатные породы обрабатывают фтористоводородной кислотой: СаСО3 + НF = = СаF2 + СО2. При данной операции фторид кальция выпадает в осадок, поэтому целесообразно обработку скважин производить в два этапа: на первом этапе провести обычную солянокислотную обработку, а затем закачать глиняную кислоту.

275

Терригенные коллекторы представлены силикатными веществами и алюмосиликатами, они практически не взаимодействуют с соляной кислотой и хорошо растворяются в плавиковой (фтористо-водородной) кислоте.

SiО2 + 4НF = SiF4 + 2Н2О.

Плавиковую кислоту в чистом виде применяют редко, обычно изготавливают смесь соляной и плавиковой кислоты. Ценность плавиковой кислоты в том, что она хорошо разрушает глинистое цементирующее вещество и цементную корку. Для борьбы с образовавшимся гелем кремниевой кислоты добавляют в смесь 2 % (по объему) уксусной кислоты. Первое положение, когда скважина заполнена нефтью. Второе – НКТ заполнены кислотой. Третье и четвертое положение – кислота продавливается и продавлена в пласт (рис. 9.3).

Рис. 9.3. Схема кислотной обработки скважины

9.4.Радиальное бурение

Вскважину на колонне НКТ спускается специальный отклонитель, который с помощью фонаря плотно прижимается к эксплуатационной колонне на необходимой глубине. Затем в колонну НКТ с помощью колтюбинга через специальный канал отклонителя спускается фреза, которая просверливает отверстие в эксплуатационной колонне. После этого фреза заменяется гибким шлангом высокого давления, оборудованным на конце гидромо-

276

ниторной насадкой. Струи воды, создаваемые гидромониторной насадкой, размывают породу, создавая в ней канал протяженностью до 100 метров. После окончания бурения канала происходит медленный подъем компоновки и шланга при работающей гидромониторной насадке для вымывания каверны в пласте. Затем колонна НКТ с отклонителем поворачивается на необходимый угол или устанавливается на другой уровень для бурения нового канала. Этапы проведения работ и применяемое скважинное оборудование показаны на рис. 9.4.

Рис. 9.4. Этапыработиприменяемоеоборудованиеприрадиальномбурении

Общий вид и элементы оборудования, применяемого при радиальном бурении, показаны на рис. 9.5.

Установка по проведению радиального бурения предназначена для глубокого проникновения в пласт при помощи гибкой трубы и шланга высокого давления с гидромониторной насадкой с целью создания глубокопроникающих каналов фильтра-

277

ции в коллекторе продуктивного пласта, что интенсифицирует добычу углеводородного сырья.

Рис. 9.5. Общий вид установки для проведения радиального бурения: 1 – шасси; 2 – установка насосная; 3 – емкость; 4 – узел намотки гибкой трубы; 5 – система управления; 6 – гидросистема; 7 – сборное основание; 8 – скважинное оборудование

Установка имеет габаритные размеры 9,5/2,44/2,44 м и состоит из четырёх блоков. В первом блоке расположено следующее оборудование:

–барабан с гибкой трубой;

–электропривод с редуктором для вращения барабана;

–автоматическое устройство для намотки гибких труб и счетчикглубины.

Второй блок – насосный, в нем находится следующее оборудование:

–трехплунжерный насос с рабочим давлением 680 атм

(Рмах = 1050 атм) с расходом 0,5 л/с. Насос приводится в действие электродвигателем мощностью 30 кВт;

–подпорныйцентробежныйнасоспроизводительностью2,0 л/с;

–система мешочных фильтров со степенью очистки 5 мкм;

–емкость для технологической жидкости объемом 1,5 м3. В третьем блоке расположена кабина управления.

В четвертом блоке находится следующее оборудование:

–электрогенератор мощностью 120 кВт с дизельным приводом;

278

–трансформатор;

–емкость для дизельного топлива в объеме 1000 л. Подготовительные и заключительные работы выполняются

бригадой капитального или текущего ремонта с использованием подъемного агрегата (осуществляется подготовка скважины: извлекается подземное оборудование, производится шаблонирование эксплуатационной колонны).

Технология радиального бурения основана на гидроэрозионном разрушении твердых пород.

Направляющий гусак (в случае скважин до 2500 м) или инжектор с установленным на нем гусаком (в случае скважин глубиной более 2500 м) монтируется непосредственно на скважине.

В очищенную от парафина и других отложений скважину на интервал вскрытия спускается отклоняющий башмак, имеющий специальный канал для прохождения инструмента (фрезы) и рукава с гидромониторной насадкой.

Затем собирается установка для фрезерования окна в колонне. С помощью фрезы, приводимой в движение ВЗД, работающим счастотой не менее 100 об/мин, спускаемым в скважину на гибкой трубе, и осуществляется фрезерование отверстия в эксплуатационной колонне. Далее на гибкой трубе в скважину спускается компоновка для вскрытия пласта, состоящая из гидромониторной (струйной) насадки и рукава высокого давления, армированного специальным, гибким и прочным материалом – кевларом. Насосом высокого давления по гибкой трубе подается жидкость к гидромониторной насадке, струи которой производят разрушение породы и за счет реактивной тяги способствуют продвижению компоновки по пласту. Размер отверстия зависит от скорости проникновения шланга впласт и составляет в среднем 25–50 мм в диаметре. Процесс проходки контролируется с поверхности по натяжению гибкой трубы (при работе на неглубоких скважинах) и по датчику веса трубы (приработе с инжектором). Время проводки одного канала длиной до 100 м составляет порядка 20–30 мин. Количество радиальных стволов из одной скважины по технологии не ограничено. Они могутвыполнятьсякакнаодном, такинанесколькихуровнях.

279

После завершения всех этих операций по радиальному вскрытию пласта поднимают колонну НКТ с отклоняющим башмаком, затем спускают в скважину компоновку для добычи и запускают скважину в работу. Этот процесс занимает от двух до четырех суток соответственно, простой скважины составляет от двух до четырех рабочих дней.

Гибкая труба, применяемая при радиальном бурении, изготовлена из нержавеющей стали и имеет следующие характеристики:

наружный диаметр – 12,7 мм; внутренний диаметр – 10,21 мм; толщина стенки – 1,24 мм;

удельный внутренний объем – 8,1 л на 100 м; удельный вес трубы – 0,35 кг/м;

Рмах – 1050 атм;

ресурс работы – 30 стволов по 100 м.

Гидромониторнаянасадкаимеетследующиехарактеристики: наружный диаметр – 12,7 мм; длина – 17,5 мм;

диаметр передних рабочих отверстий – 0,3 мм; диаметр реактивных отверстий – 0,5 мм; смещение отверстий – 60 градусов; ресурс работы – 10 циклов по 100 м;

Шлангвысокогодавленияимеетследующиехарактеристики: наружный диаметр – 13,1 мм.

внутренний диаметр – 6,3 мм.

Рраб – 210 атм.

Состав наземного оборудования:

1.Полноприводное шасси повышенной проходимости.

2.Насосная установка.

3.Емкость.

4.Узел намотки гибкой трубы.

5.Система управления.

6.Гидросистема.

7.Сборное основание.

280