- •Томский политехнический университет Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Курс лекций
- •Введение
- •1. Общая характеристика нефтяной залежи
- •1.1. Понятие о нефтяной залежи
- •1.2. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти
- •2. Источники пластовой энергии
- •2.1. Пластовые давления
- •2.1.1. Статическое давление на забое скважины
- •2.1.2. Статический уровень
- •2.1.3. Динамическое давление на забое скважины
- •2.1.4. Динамический уровень жидкости
- •2.1.5. Среднее пластовое давление
- •2.1.6. Пластовое давление в зоне нагнетания
- •2.2. Приток жидкости к скважине
- •2.3. Режимы разработки нефтяных месторождений
- •2.4. Водонапорный режим
- •2.5. Упругий режим
- •2.6. Режим газовой шапки
- •2.7. Режим растворенного газа
- •2.8. Гравитационный режим
- •3. Технология и техника воздействия на залежь нефти
- •3.1. Цели и методы воздействия
- •3.2. Технология поддержания пластового давления закачкой воды
- •3.2.1. Размещение скважин
- •3.3. Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды
- •3.4. Водоснабжение систем ппд
- •3.5. Техника поддержания давления закачкой воды
- •3.5.1. Водозаборы
- •3.5.2. Насосные станции первого подъема
- •3.5.3. Буферные емкости
- •3.5.4.Станции второго подъема
- •3.6. Оборудование кустовых насосных станций
- •Основные характеристики бкнс
- •3.7. Технология и техника использования глубинных вод для ппд
- •3.8. Поддержание пластового давления закачкой газа
- •3.9. Методы теплового воздействия на пласт
- •3.10. Техника закачки теплоносителя в пласт
- •3.11. Внутрипластовое горение
- •4. Подготовка скважин к эксплуатации
- •4.1. Конструкция оборудования забоев скважин
- •4.2. Приток жидкости к перфорированной скважине
- •4.3. Техника перфорации скважин
- •4.4. Пескоструйная перфорация
- •4.5. Методы освоения нефтяных скважин
- •4.6. Передвижные компрессорные установки
- •4.7. Освоение нагнетательных скважин
- •5. Методы воздействия на призабойную зону скважины
- •5.1. Назначение методов и их общая характеристика
- •5.2. Обработка скважин соляной кислотой
- •5.3. Термокислотные обработки
- •5.4. Поинтервальная или ступенчатая ско
- •5.5. Кислотные обработки терригенных коллекторов
- •5.6. Техника и технология кислотных обработок скважин
- •5.7. Гидравлический разрыв пласта
- •5.8. Осуществление гидравлического разрыва
- •5.9. Техника для гидроразрыва пласта
- •5.10. Тепловая обработка призабойной зоны скважины
- •5.11. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины
- •5.12. Другие методы воздействия на призабойную зону скважин
- •6. Исследование скважин
- •6.1. Назначение и методы исследования скважин
- •6.2. Исследование скважин при установившихся режимах
- •6.3. Исследование скважин при неустановившихся режимах
- •6.4. Термодинамические исследования скважин
- •6.5. Скважинные дебитометрические исследования
- •6.6. Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин
- •7. Основы теории подъема жидкости в скважине
- •7.1. Физика процесса движения газожидкостной смеси в вертикальной трубе
- •7.1.1. Зависимость подачи жидкости от расхода газа
- •7.1.2. Зависимость положения кривых q (V) от погружения
- •7.1.3. Зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы
- •7.1.4. К. П. Д. Процесса движения гжс
- •7.1.5. Понятие об удельном расходе газа
- •7.1.6. Зависимость оптимальной и максимальной подач от относительного погружения
- •7.1.7. Структура потока гжс в вертикальной трубе
- •7.2. Уравнение баланса давлений
- •7.3. Плотность газожидкостной смеси
- •7.4. Формулы перехода
- •8. Эксплуатация фонтанных скважин
- •8.1. Артезианское фонтанирование
- •8. 2. Фонтанирование за счет энергии газа
- •8. 3. Условие фонтанирования
- •8. 4. Расчет фонтанного подъемника
- •8. 5. Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления
- •8. 6. Оборудование фонтанных скважин
- •8.6.1. Колонная головка
- •8.6.2. Фонтанная арматура
- •8.6.3. Штуцеры.
- •8.6.4. Манифольды
- •8. 7. Регулирование работы фонтанных скважин
- •8. 8. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение
- •8.8.1. Открытое фонтанирование
- •8.8.2. Предупреждение отложений парафина
- •8.8.3. Борьба с песчаными пробками
- •8.8.4. Отложение солей
- •9. Газлифтная эксплуатация скважин
- •9.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации
- •9.2. Конструкции газлифтных подъемников
- •9.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)
- •9.4. Методы снижения пусковых давлений
- •9.4.1. Применение специальных пусковых компрессоров
- •9.4.2. Последовательный допуск труб
- •9.4.3. Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную
- •9.4.4. Задавка жидкости в пласт
- •9.4.5. Применение пусковых отверстий
- •9.5. Газлифтные клапаны
- •9.6. Принципы размещения клапанов
- •9.7. Принципы расчета режима работы газлифта
- •9.8. Оборудование газлифтных скважин
- •9.9. Системы газоснабжения и газораспределения
- •9.10. Периодический газлифт
- •9.11. Исследование газлифтных скважин
- •10. Эксплуатация скважин штанговыми насосами
- •10.1. Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение
- •10.2. Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи
- •10.3. Факторы, снижающие подачу шсн
- •10.3.1. Влияние газа
- •10.3.2. Влияние потери хода плунжера
- •10.3.3. Влияние утечек
- •10.3.4. Влияние усадки жидкости
- •10.3.5. Нагрузки, действующие на штанги, и их влияние на ход плунжера
- •10.4. Оборудование штанговых насосных скважин
- •10.4.1. Штанговые скважинные насосы
- •10.4.2. Штанги
- •Характеристики штанг и муфт
- •10.4.3. Насосные трубы
- •Характеристики насосно-компрессорных труб
- •10.4.4. Оборудование устья скважины
- •10.4.5. Канатная подвеска
- •10.4.6. Штанговращатель
- •10.4.7. Станки-качалки (ск)
- •Техническая характеристика станков-качалок
- •10.5. Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками
- •10.5.1. Эхолот
- •10.5.2. Динамометрия шсну
- •- Перо геликсной пружины, 7 - геликсная пружина, 8 - капиллярная трубка, соединяющая геликсную пружину с полостью силоизмерительной камеры - 9, 10 - нажимной диск,
- •10.5.3. Динамограмма и ее интерпретация
- •10.6. Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях
- •11. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами
- •11.1. Общая схема установки погружного центробежного электронасоса
- •11.2. Погружной насосный агрегат
- •11.3. Элементы электрооборудования установки
- •Характеристика кабелей, применяемых для упцэн
- •11.4. Установка пцэн специального назначения
- •11.5. Определение глубины подвески пцэн
- •11.6. Определение глубины подвески пцэн c помощью кривых распределения давления
- •12. Гидропоршневые насосы
- •12.1. Принцип действия гидропоршневого насоса
- •12.2. Подача гпн и рабочее давление
- •13. Погружные винтовые насосы
- •14. Раздельная эксплуатация пластов одной скважиной
- •14.1. Общие принципы
- •14.2. Некоторые схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов
- •14.3. Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину
- •15. Ремонт скважин
- •15.1. Общие положения
- •Гидравлический разрыв пласта.
- •15.2. Подъемные сооружения и механизмы для ремонта скважин
- •- Опоры мачты; 2 - пульт управления; 3 - барабан лебедки;
- •- Кулисный механизм для подъема мачты; 5 - опоры мачты в рабочем положении;
- •- Плашка; 6 - опроный фланец; 7 - водило; 8 - вал вилки включения маховика;
- •15.3. Технология текущего ремонта скважин
- •15.4. Капитальный ремонт скважин
- •15.5. Новая технология ремонтных работ на скважинах
- •15.6. Ликвидация скважин
- •16. Эксплуатация газовых скважин
- •16.1. Особенности конструкций газовых скважин
- •16.2. Оборудование устья газовой скважины
- •16.3. Подземное оборудование ствола газовых скважин при добыче природного газа различного состава
- •16.4. Оборудование забоя газовых скважин
- •16.5. Расчет внутреннего диаметра и глубины спуска колонны нкт в скважину
- •16.5.1. Определение внутреннего диаметра колонны нкт
- •16.5.2. Определение глубины спуска колонны нкт в скважину
- •16.6. Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин
- •16.7. Одновременная раздельная эксплуатация двух газовых пластов одной скважиной
- •17. Системы промыслового сбора и подготовки нефти и природного газа
- •17.1. Системы сбора скважинной продукции
- •17.2. Промысловая подготовка нефти
- •17.2.1. Дегазация
- •17.2.2. Обезвоживание
- •17.2.3. Обессоливание
- •17.2.4. Стабилизация
- •17.2.5. Установка комплексной подготовки нефти
- •17.3. Системы промыслового сбора природного газа
- •1, 9, 11, 12 - Насосы; 2,5 - теплообменники; 3 - отстойник; 4 - электродегидратор;
- •VIII- установка подготовки газа; гсп- групповой сборный пункт; цсп-
- •17.4. Промысловая подготовка газа
- •17.4.1. Очистка газа от механических примесей
- •17.4.2. Осушка газа
- •17.4.3. Очистка газа от сероводорода
- •17.4.4. Очистка газа от углекислого газа
- •Список рекомендуемой литературы
16.4. Оборудование забоя газовых скважин
Оборудование забоя газовых скважин зависит от многих факторов:
литологического и фациального составов пород и цементирующего материала, слагающих газовмещающий коллектор;
механической прочности пород;
неоднородности коллекторских свойств пласта по разрезу;
наличия газоносных, нефтеносных и водоносных пластов в продуктивном разрезе;
местоположения скважины на структуре и площади газоносности;
назначения скважины (добывающая, нагнетательная, наблюдательная).
В тех случаях, когда газовая залежь пластового или массивного типа, газонасыщенный коллектор представлен крепкими породами (сцементированными песками, известняками, доломитами, ангидритами), в продуктивном разрезе отсутствуют нефтенасыщенные и водонасыщенные горизонты, добывающие скважины могут иметь открытый забой. Для улучшения выноса твердых частиц и жидкостей с забоя скважины в фильтровую часть пласта на забой скважины спускается хвостовик (см. рис. 16.9). Во многих случаях, когда газонасыщенный пласт представлен слабосцементированными породами, в продуктивном разрезе отсутствуют нефте- и водонасыщенные пропластки, открытый забой скважин оборудуется сетчатыми, керамическими, металлокерамическими, гравийными, стеклопластиковыми фильтрами различных типов или рыхлые породы призабойной зоны пласта укрепляются вяжущими веществами.
Наибольшее распространение в последнее время, особенно при оборудовании забоя скважин, расположенных в рыхлых песчаных пластах на ПХГ, получают намывные гравийные фильтры. В этом случае с помощью специальных гидравлических расширителей увеличивается диаметр зоны пласта, в которой намечается намывка гравия, например со 146 до 256 мм. Диаметр образованной зоны определяют с помощью каверномера. После расширения зоны намывки гравия в скважину спускают на НКТ забойное оборудование фильтра (рис. 16.10). Фильтровая часть узла забойного оборудования представляет собой трубу диаметром 100 мм, длиной 10,6 м, перфорированную круглыми отверстиями диаметром 10 - 12 мм, общая площадь которых составляет 15 - 20 % площади боковой поверхности трубы. Труба обматывается сеткой галунного плетения № 18,
Рис. 16.10. Схема оборудования забоя газовых скважин в рыхлых горных породах
на подземных хранилищах газа: 1 - бурильные штанги диаметром 60,3 мм; 2 - переводник
с левой резьбой; 3 - обсадная колонна диаметром 146 мм; 4 - интервал ствола скважины, расширенной
до 256 мм; 5 - гравий; 6 - щелевой фильтр; 7 - труба диаметром 50 мм; 8, 9 - клапан обратной и прямой циркуляции соответственно; 10 - хвостовик диаметром 62,7 мм; 11 - забой
Рис. 16.11. Принципиальная схема намыва гравийного фильтра в скважине подземного хранилища газа:
1 - обсадная колонна диаметром 146 мм; 2 - противовыбросовая головка; 3 - манометр; 4 - соединительные трубы; 5 - кран, регулирующий подачу гравия; 6 - бункер для гравия, 7 - цементировочный агрегат; 8 - емкости с водой
проволокой из нержавеющей стали или капронового волокна с зазорами 0,5 - 1 мм между витками. В нижней части фильтра имеется клапанная коробка с клапанами для осуществления прямой и обратной промывки скважины. Ниже клапанной коробки фильтра находится хвостовик из НКТ диаметром 62,7 мм, длиной 19 м. Выше фильтра устанавливается затвор из 100-мм НКТ длиной 13 м.
На рис. 16.11 изображена принципиальная схема намыва гравийного фильтра в скважине ПХГ. Перед намывом гравия со средним диаметром частиц, равным 1 мм, проводится прямая и обратная промывка скважины. После полного вытеснения глинистого раствора водой начинается закачка гравия в расширенную часть
Рис. 16.12. Схема оборудования скважины и обвязки агрегатов при закачке смолообразующих
реагентов в призабойную зону пласта: 1 - агрегат, подающий раствор сырых фенолов и щелочи;
2 - агрегат, подающий воду для продавки смолы в пласт; 3 - агрегат, подающий формалин; 4 - тройник-смеситель; 5 - заливочная головка; 6 - заливочные трубы диаметром 50 - 75 мм; 7 - пакер
пласта. Качество намыва гравия определяется по уменьшению массы колонны труб в скважине. После намыва гравия пласт испытывается на вынос песка. Для уменьшения проявления арочного эффекта, возможного образования пустот в гравийном массиве и выноса частиц пласта в скважину через эти пустоты рекомендуется увеличивать зазор между надфильтровой трубой и обсадной колонной скважины.
Призабойная зона пласта в рыхлых коллекторах может укрепляться закачкой в поровое пространство жидких вяжущих веществ - органических полимерных материалов, которые при взаимодействии с катализатором полимеризации затвердевают и цементируют рыхлую породу. В качестве вяжущих химических веществ, в зависимости от температуры и минералогического состава пласта-коллектора, используют: 1) органические смолы; 2) пластмассы; 3) специальные составы типа «перматрол».
В качестве органических смол применяются эпоксидная, фенолформальдегидная, карбамидная (крепитель М), смолы из сырых фенолов и формалина, РР-1. На рис. 16.12 изображена схема оборудования скважины и обвязки агрегатов при закачке смолообразующих реагентов в призабойную зону пласта. Исходными реагентами для получения смолы служат сырые фенолы и формалин. В качестве катализатора полимеризации применяется едкий натр. Работа по обработке скважины проводится в следующем порядке.
1. В скважине определяют глубину забоя, температуру пласта, удаляют песчаную пробку, исследуют поглотительную способность.
2. Спускают в скважину заливочные трубы 6 диаметром 50 или 76 мм. Кольцевое пространство между обсадной колонной и заливочными трубами герметизируется пакером 7.
3. Устье скважины оборудуется заливочной головкой 5.
4. Цементировочный агрегат 3 закачивает в скважину формалин, цементировочный агрегат 1 закачивает раствор сырых фенолов и щелочи. Исходные реагенты смешиваются в тройнике-смесителе 4.
5. После закачки исходных реагентов в скважину при помощи агрегата 2 осуществляется продавка смолы в пласт водой.
Реагенты закачиваются в пласт в предельно короткий срок - от 15 до 30 мин.
6. После продавки скважину оставляют на время, необходимое для затвердевания смолы в зависимости от температуры пласта: при температуре пласта 353 К время затвердевания смолы равно 2 сут; при температуре пласта 343, 333 и 323 К время затвердевания равно 4,8 и 14 сут соответственно.
7. Проверка результатов крепления призабойной зоны пласта проводится ее исследованием при установившихся отборах. Способ крепления призабойных зон скважин органическими смолами применяется нефтяниками Азербайджана с 1958 г. В последующие годы он был усовершенствован за счет одновременной закачки в скважину жидкой фенолформалиновой смеси с песком. Содержание фенолформалиновой смеси составляет 35 - 40 % от массы песка. В этом случае прочность закрепленного песка призабойной зоны практически це уменьшается, и что особенно важно, не уменьшается коэффициент проницаемости обработанной призабойной зоны. Смесь указанного состава отвечает всем требованиям перекачки.
Для крепления рыхлых песков на подземных хранилищах газа при низких температурах пласта (293 - 303 ºК) разработан метод крепления смолой из фенолоспирта. В качестве катализатора полимеризации (поликонденсации) используется бензолсульфокислота (БСК).
Отличительные черты технологии крепления этим способом: 1) смола продавливается в пласт при помощи углеводородной жидкости (газовый конденсат или дизельное топливо); 2) после продавки смолы в пласт в объеме, равном объему перового пространства пласта с радиусом в 1 м, закачивали теплый газ в пласт, что способствовало повышению прочности смолы, упростило проблему освоения скважины после обработки; 3) обработка призабойной зоны смолой проводилась без задавки скважины жидкостью; это сокращает время обработки, сводит до минимума проблему взаимодействия воды с породами цементирующего вещества пласта-коллектора (особенно глинами монтмориллонитового типа, набухающими при взаимодействии с пресной водой), повышает качество сцепления смолы с породами пласта. Таким методом были обработаны призабойные зоны многих скважин на различных ПХГ.
В случае, если в продуктивном разрезе скважин имеются газоносные пласты с различным составом газа или имеет место чередование газоносных, нефтеносных и водоносных пластов, разделенных глинистыми пропластками, при резкой неоднородности пласта по разрезу иметь открытый забой нельзя. В этих условиях скважина бурится до подошвы продуктивного комплекса, обсаживается обсадной колонной и цементируется до устья. Скважина и пласт сообщаются между собой при помощи перфорации того или иного вида. Если через перфорационные каналы в скважину выносится песок, то в нее можно спускать фильтры, собранные на поверхности.