Отчет по практике в ЗСЭ ООО «ТУБР»

                                       8 Освоение скважин

 

Для добывающих скважин под освоением понимается вызов притока нефти и газа из пласта; для нагнетательных вызов притока пластовой жидкости, очистка призабойной зоны и обеспечение других условий, при которых продуктивный пласт начинает работать. типовые технологические схемы освоения скважин и последовательность операций при этом представлены на рис. 8.1 Почти повсеместно в отрасли распространена схема /, наиболее простая, но имеющая существенные недостатки: отсутствие изоляции обсадной колонны от высоких забойных давлений в скважине и агрессивности продукции. Схема II приемлема при наличии открытых забоев, а схема III — для условий сероводородсодержащих месторождений с использованием специального комплекса оборудования управляемых клапанов (типов КУСА, КОУК), который позволяет повысить безопасность эксплуатации скважин.

Вызов притока флюида из пласта базируется на снижении забойного давления в скважине ниже пластового, т.е. создании депрессий на пласт.

Депрессия на пласт при использовании технологических схем I и II. обычно создается заменой бурового раствора в скважине на более легкий, затем на воду, нефть, пену, газированную жидкость. Для создания более глубоких депрессий используются методы снижения уровня жидкости в скважине путем вытеснения жидкости сжатым газом (воздухом, азотом), тартанием или свабированием.

 

 

 

 

 

 

Рис. 8.1 Типовые схемы освоения скважин:

/ — общепринятая схема  освоения скважин; // — схема освоения с пакером; III — схема освоения с комплектом оборудования; 1 — обсадная колонна; 2 — НКТ; 3 — пакер; 4 — клапан безопасности; 5 — пакер, обеспечивающий циркуляцию жидкости при закачивании; 6 — телескопическое соединение; 7 — клапан, обеспечивающий циркуляцию; 8 — клапан пропуска ингибитора; 9 — разъединительное соединение; 10 — пакер с якорем; 11 — упорное кольцо для опускаемого клапана

Вызов притока из пласта с повышенными и аномально высокими пластовыми давлениями осуществляется созданием депрессии на пласт путем замены бурового раствора на более легкую жидкость.

Вызов притока из пластов с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями осуществляется созданием депрессии путем замены бурового раствора на более легкую жидкость и последующего снижения уровня жидкости в скважине

Способ создания депрессии выбирается исходя из конкретных условий: глубины скважины, пластового давления, технического состояния скважины, наличия оборудования, материалов, технических средств и опыта освоения аналогичных объектов.

В практике испытания скважин, особенно разведочных, нередки случаи, когда силы сопротивления движению флюидов в пласте превышают величину пластового давления и даже при максимальной депрессии (скважина полностью опорожнена), приток флюидов не получают. В этом случаи для уменьшения сил сопротивления принимают методы гидромеханического, химического, термического или комбинированного воздействия на призабойную зону пласта.

Силы сопротивления, возникающие в подъемных трубах, существенно влияют только при высоких дебитах флюидов, поэтому при вызове притока они могут не рассматриваться. Выбор метода вызова притока зависит от многих факторов: гео лого-физических характеристик пород, слагающих коллектор, и насыщающих эти приборы жидкостей; величины пластового давления; технического состояния скважины (прочностные характеристики колонн, наличие цементного кольца и его качества и др.); наличия оборудования и их технических характеристик.

Устье каждой разведочной и эксплуатационной скважины до начала работ по вызову притока должно быть оборудовано специальными устройствами, позволяющими удерживать избыточное давление в колонне или устанавливать оборудование для проведения технологических операций и эксплуатации скважин. Выбор типа оборудования зависит от величины пластового давления, свойств пластовых жидкостей (их коррозионности, абразивности и др.), величины ожидаемого дебита и других факторов.

Устье скважин оборудуют колонными головками и фонтанной арматурой или устройствами для обеспечения механизированной или газлифтной добычи.

Колонная головка предназначена для подвешивания и обвязки между собой всех спускаемых в скважину обсадных колонн с целью обеспечения контроля за состоянием кольцевого пространства, управления межтрубными проявлениями.

Колонная головка служит основанием для установки противовыбросового оборудования при бурении и арматуры, при эксплуатации скважины. Ее секции устанавливаются на устье скважины последовательно, по мере спуска и цементирования обсадных колонн. При этом каждую секцию следует подбирать с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервалом скважины.

Фонтанная арматура. Рост глубин скважин и связанное с этим увеличение пластовых давлений, а также промысловый опыт, накопленный при эксплуатации скважин в различных геологических и климатических условиях, привели к необходимости пересмотра применяемых схем, конструкций запорных устройств и параметров фонтанной арматуры.

ГОСТ 13846-84, разработанный Азинмашем на основные параметры и типовые схемы фонтанной арматуры, предусматривает ряд фонтанных арматур, рассчитанных на давление 70, 140, 120, 350, 700 и 1000 кГс/см .

Оборудование забоев скважин - это специальное оборудование, спускаемое в скважину и предназначенное для создания благоприятных условий для проведения испытания скважин и последующей их эксплуатации. Необходимо обратить внимание, прежде всего на выбор места установки башмака НКТ. Это особенно важно в скважинах, вскрывших пласты большой мощности. Любое положение нижнего конца НКТ - выше верхних перфорационных отверстий, в середине или в нижней части имеет преимущества и недостатки.

 

9 Промывочные жидкости

 

Качество бурового раствора должно обеспечивать успешную проводку скважины, крепление ее обсадными колоннами и эффективное вскрытие продуктивного пласта.

Используемый буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, должны быть малоопасные с точки зрения охраны окружающей природной среды и безвредными для здоровья людей.

Система очистки бурового раствора должна обеспечивать эффективную очистку его от выбуренной породы, в том числе избыточного содержания глинистой коллоидной фракции.

Регулирование и контроль параметров промывочной жидкости осуществляется непосредственно во время бурения. Обязательному замеру подлежат: УВ, ПФ, рН, удельный вес. Замер осущесвляет первый помощник бурильщика, который сообщает бурильщику или мастеру и делается запись в буровом журнале о результатах замера.

Перед и после вскрытия пластов с АВПД, при возобновлении промывки скважины после СПО, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев, необходимо начинать контроль плотности и вязкости. Контроль газосодержания в буровом растворе следует начинать сразу после восстановления циркуляции.

При бурение возникает необходимость замены промывочной жидкости (при переходе с раствора на воду и наоборот).Для этого на буровой готовят два приема, в одном из которых находится раствор, в другом вода и при необходимости замены силами вахты перекидывается выкидная линия («хропок») и на всасывающей линии насоса меняется местами клапана.

 Изменение параметров в связи  с изменением условий проводки  производится вводом различных химических реагентов через всасывающую линию или глиномешалку.

 

 Таблица 9.1 Нормы на технологические параметры по ступеням очистки

 

На первой ступени (сито ВС-1)
Подача раствора, л/с не более		90,0
Потери раствора, % не более		0,5
На второй ступени (ПГ-50)
Подача раствора в один гидроциклон, л/с не более		12,0
Давление на входе гидроциклона, МПа не менее		0,25
Потери раствора, % не более		1,5
На третьей ступени (ИГ-45)
Подача раствора в один гидроциклон, л/с не более		3,0
Давление на входе гидроциклона, МПа не менее		0,28
Потери раствора, % не более		2,0

Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа должна осуществляться комплексом средств, в последовательности: скважина - блок грубой очистки (вибросито) - дегазатор - блок тонкой очистки (пескоотделитель и илоотделитель) - блок регулирования твердой фазы (гидроциклоны, центрифуга).

 

 

9.1 Применяемый буровой раствор

 

Название	Интервал, м		Параметры бурового раствора
(тип)	от	до	плот ность, г/см3	условная вяз     кость,с	водоотдача, см3/30мин	СНС,		Тол щина корки,мм	содержание твердой фазы,%			рн	мине рализа ция, г/л	пласти ческая вязкость, мПа.с	начальное напряжение сдвига	динамическое напряжение сдвига,мгс/см	плот ность до утяжеления, г/см
раствора	(верх)	(низ)				д Па через,мин			коллоид ной (актив ной) части	песка	всего
						1	10
Глинистый	0	769	1,12 + 0,02	35-45	<10	15	25	1,5	3,2-4,3	1		8 - 9	0,5-1	9-10	-	14-17	-
Глинистый	769	1555	1,06 + 0,02	18-22	<10	-	-	-	-	-	-	7	-	-	-	-	-
Глинистый	1555	2482	1,12 + 0,02	20-25	<7	5	10	1	7,7-8,5	1		7	6-7	6-8	-	9-11	-
Полигликолевый ингибированный	2482	2750	1,10 + 0,02	20-25	<5	5	10	1	7,7-8,5	1		6-7	6-7	6-8	-	9-11	-

Таблица 9.1.1 Типы и параметры буровых растворов

 

Название компонентов	ГОСТ,ОСТ,МРТУ,ТУ,			Потребность компонентов бурового раствора
	МУ,и т.д. На изготовление			наименование колонн				Суммарная
бурового раствора				направ ление	кондуктор	эксплуата ционная	на осложн.	на
								скважину
1	2			3	5	6	8	9
Глинистый раствор, м3	плотностью j=1,12+0,02 г/см3			114				114
Глинистый раствор, м3	плотностью j=1,07+0,02 г/см3					119		119
Глинистый раствор, м3	плотностью j=1,12+0,02 г/см3					164		164
Полигликолевый ингиби-рованный раствор, м3	плотностью j=1,10+0,02 г/см3					170		170
Техническая вода, м3	плотностью j=1,0 г/см3			112,9		448,1		561,0
Бентонит, тн	ТУ 39-01-08-658-81			6,00		2,00		8,00
Кальцинированная сода, тн	ГОСТ 5100-85Е			0,60		0,50		1,10
КМЦ Finfix, тн	Фирма Metsa-Seria (США)			0,20		1,40		1,60
Сонбур 1101, м3	ТУ 2458-014-00151816-2001			0,2		1,4		1,6
ФХЛС, тн	ТУ 39-01-08-348-78					1,40		1,40
Пеногаситель ПЭС-1, тн	ТУ 2458-012-2067218-2001					0,40		0,40
Полигликоль, м3	ТУ 38-30214-88					4,00		4,00
ПАВ ПКД-515	ТУ 39-05765670-ОП-211-95					1,00		1,00