СОДЕРЖАНИЕ

ПРЕДИСЛОВИЕ
ТЕМА 1. ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ	2
ТЕМА 2. МЕТОДЫ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН.	2
ТЕМА 3. ОСВОЕНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН.	2
ТЕМА 4. ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН.	2
ТЕМА 5. ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН.	2
ТЕМА 6. ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИНЫ.	2
ТЕМА 7. ПУСК ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ	2
ТЕМА 8. ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН	2
ТЕМА 9. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ	2
ТЕМА 10. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ПОГРУЖНЫМИ НАСОСАМИ.	2
ТЕМА 11. УСТАНОВЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА.	2
ТЕМА 12. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЁННЫХ УСЛОВИЯХ.	2
ТЕМА 13. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГЛУБИННО-НАСОСНЫХ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ.	2
ТЕМА 14. ОБСЛУЖИВАНИЕ СКВАЖИН.	2
ТЕМА 15. СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ.	2
ТЕМА 16. ГРУППОВЫЕ ЗАМЕРНЫЕ УСТАНОВКИ.	2
ТЕМА 17. НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ И ИХ СВОЙСТВА.	2
ТЕМА 18. СТАРЕНИЕ ЭМУЛЬСИЙ.	2
ТЕМА 19. ДЕЭМУЛЬГИРОВАНИЕ ПОД ДЕЙСТВИЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ПОЛЯ.	2
ТЕМА 20. ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ СБРОС ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ. АППАРАТЫ ДЛЯ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ	2
ТЕМА 21. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ.	2
ТЕМА 22. ОБОРУДОВАНИЕ УСТАНОВОК СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ.	2
ТЕМА 23. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ПОДГОТОВКИ СТОЧНЫХ ВОД.	2
ТЕМА 24. ТИПЫ И КОНСТРУКЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ.	2
ТЕМА 25. ТИПЫ И КОНСТРУКЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ.	2
ВЫВОДЫ
ЛИТЕРАТУРА

ПРЕДИСЛОВИЕ

Тема 1. Подготовка скважин к эксплуатации

Подготовка скважины к эксплуатации – это комплекс работ, которые проводят с момента вскрытия продуктивного пласта до вывода скважины в эксплуатацию. Комплекс включает вскрытие продуктивного пласта, спуск и цементирование обсадной эксплуатационной колонны, оборудование устья и забоя, перфорацию и освоение скважины. Выбор метода подготовки скважины к эксплуатации определяется целым рядом геологических, технических, технологических и экономических факторов.

Вскрытие продуктивных пластов. При проведении этих работ должны быть созданы благоприятные условия для притока нефти и газа в скважину. Качественное их выполнение обеспечивает освоение скважины в кратчайший период, получение высокого текущего дебита. Чем больше текущие дебиты скважин, тем меньше продолжительность разработки месторождения, а также меньше необходимое число скважин для достижения заданного срока разработки.

Для получения наибольшей нефтеотдачи необходимо обеспечить приток из всех пластов и пропластков эксплуатационного объекта, на который пробурена скважина.

Продуктивность скважины может быть значительно снижена, а иногда вообще потеряна, если при вскрытии продуктивного пласта не учитывать физико-геологических условий пласта, пластового давления, степени насыщения, степени дренирования. Различают вскрытие продуктивных пластов бурением (первичное вскрытие) и вскрытие перфорацией (вторичное вскрытие).

Методы вскрытия нефтяных и газовых пластов бурением могут быть разными. Все они должны удовлетворять следующим основным требованиям:

– при вскрытии пластов, особенно с малым пластовым давлением, следует предупредить ухудшение фильтрационной способности призабойной зоны пласта;

– при вскрытии высоконапорных пластов (с пластовым давлением выше гидростатического давления) необходимо не допустить возможности открытого (аварийного) фонтанирования скважины;

– должны быть созданы соответствующие и надежные конструкции стволов и забоев скважин.

При вскрытии пластов их фильтрационная способность ухудшается в результате:

– поглощения бурового раствора пластом по трещинам, кавернам и каналам;

– проникновения фильтрата бурового раствора в поровое пространство;

– проникновения твердых частиц бурового раствора в поровое пространство.

Глубина проникновения в пласт твердых частиц бурового раствора может составлять до 40 мм, фильтрата – до 3 м и бурового раствора – до нескольких метров. Твердые частицы свободно поступают в трещину, если раскрытие (ширина) ее достигает двух диаметров частиц. При меньших раскрытиях трещин одна частица может заклинивать другую в трещине. Предупредить или уменьшить эти отрицательные последствия можно подбором качественного бурового раствора. Он должен обладать малой водоотдачей, плотностью, обеспечивающей допустимую репрессию давления (5 – 15 % от пластового давления) и предупреждающей аварийное фонтанирование, высокой стабильностью (отсутствие расслоения на твердую и жидкую фазы) и не вызывать набухания глин и образования эмульсий. Работы по вскрытию продуктивного пласта регламентируются соответствующими документами с целью обеспечения максимально возможного сохранения его коллекторских свойств.

1. Оборудование скважины

По назначению выделяют скважины:

– добывающие – нефтяные и газовые, предназначенные для добычи нефти, газа и попутной воды;

– нагнетательные, служащие для нагнетания в пласт воды, пара, газа и различных растворов;

– специальные, используемые для выполнения специальных работ и исследований.

В настоящее время нефть добывают двумя основными способами: фонтанным и механизированным. При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Фонтанный способ наиболее экономичен и его применяют на вновь открытых, энергетически не истощенных месторождениях. Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на один из механизированных способов добычи нефти: газлифтный или насосный с расходованием дополнительной, искусственно вводимой в скважину энергии. При газлифтном способе добычи нефти в скважину для подъема нефти на поверхность закачивают с помощью компрессоров сжатый газ (углеводородный газ или крайне редко воздух), т. е. подают энергию расширения сжатого газа. В насосных скважинах жидкость поднимают на поверхность с помощью спускаемых в скважину насосов – скважинных штанговых или погружных электроцентробежных насосов.

В газовых скважинах газ поступает на поверхность под действием пластового давления.

Оборудованием скважины называют все те части ее конструкции, которые обеспечивают отбор продукции (закачку) в надлежащем режиме, проведение всех технологических операций в процессе эксплуатации и гарантируют от возникновения открытых фонтанов и загрязнения окружающей среды. Обычно различают наземное и подземное оборудование. Наземное (устьевое) оборудование включает арматуру, устанавливаемую на устье, подземное – оборудование ствола скважины.

В целом конструкция ствола скважины представлена в зависимости от геологических и технологических факторов несколькими концентрически спущенными на различную глубину колоннами обсадных труб: кондуктором, одной, двумя или тремя техническими и эксплуатационной колоннами. Эксплуатационная колонна окончательно образует ствол скважины. Внутренний ее диаметр при толщине стенки труб 6 – 14 мм изменяется от 96,3 до 168 мм, составляя в большинстве 114 – 168 мм.

Верхняя часть обсадных труб всех скважин заканчивается колонной головкой. Она предназначена для подвешивания и обвязки обсадных колонн с целью герметизации всех межтрубных пространств, контроля и управления межтрубными проявлениями и служит основанием для устьевого оборудования.

Широкое применение нашли колонные головки муфтового типа (ГКМ). Их основные узлы – корпус, навинченный на внешнюю трубу, и специальная муфта с фланцем для подвешивания внутренней трубы. Уплотнение межтрубного пространства достигается самоуплотняющейся резиновой манжетой и двумя медными кольцами за счет прижатия муфты в корпусе фланцем через два полукольца. В случае трех и более колонн обсадных труб используется две и более таких секций ГКМ.

Более совершенна колонная головка клинового типа (ГКК). Она состоит из корпуса, клиньев для подвешивания внутренней колонны труб, пакера, обеспечивающего герметичность межтрубного пространства, катушки для установки фонтанной арматуры и промежуточного патрубка.

Для скважин, предназначенных для закачки горячей воды или пара в пласт, разработаны колонные головки сальникового типа (КГС). Они отличаются от головки ГКМ и ГКК наличием сальникового устройства, позволяющего эксплуатационной колонне перемещаться вверх или вниз при температурных деформациях.

В зависимости от назначения и способа эксплуатации скважины на колонную головку устанавливают соответствующее устьевое оборудование. Фонтанные, газлифтные и газовые скважины оборудуют фонтанной арматурой, которая включает трубную головку, елку, и оканчивается сверху буферным патрубком.

Насосно-компрессорные трубы. При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит обычно по насосно-компрессорным трубам (НКТ), которые спускают в скважины перед началом их эксплуатации. Эти трубы применительно к способам эксплуатации еще называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъемными или лифтовыми.

Трубы с высаженными наружу концами (равнопрочные) рассчитывают по пределу прочности с учетом собственной массы при коэффициенте запаса, равном 1,5, а остальные (не равнопрочные) – по страгивающей нагрузке.

Трубы всех типов исполнения А изготовляют длиной 10 м, а исполнения Б – двух длин: от 5,5 до 8,5 м и от 8,5 до 10 м.

Гладкие трубы исполнения Б изготовляют до группы прочности Н включительно с термоупрочненными концами (ТУК).

На каждую трубу на расстоянии 0,4 – 0,6 м от ее конца наносят ударным способом и накаткой маркировку: условный диаметр трубы в миллиметрах; номер трубы; группа прочности; толщина стенки в миллиметрах (для труб с условным диаметром 73 и 89 мм), товарный знак предприятия – изготовителя, месяц и год выпуска. Рядом с этой маркировкой наносят еще маркировку устойчивой светлой краской (кроме труб с условным диаметром 27 – 48 мм): условный диаметр трубы в миллиметрах; группа прочности (в том числе с ТУК); толщина стенки в миллиметрах (для труб с условным диаметром 73 и 89 мм); длина трубы в сантиметрах; масса трубы в килограммах; тип трубы (кроме гладких труб); вид исполнения (для труб исполнения Л); наименование или товарный знак предприятия-изготовителя.

В основном применяют трубы условным диаметром (округленным наружным) 60 и 73 мм. Предельная глубина спуска НКТ в фонтанную скважину в зависимости от диаметра и группы прочности составляет 1780 – 4250 м, а допускаемый минимальный зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфты НКТ – 12 – 15 мм. Это значит, что максимальный диаметр НКТ не должен превышать при 146 мм эксплуатационной колонне 73 мм, при 168-мм – 89 мм и при 194 –114 мм (взято по условным диаметрам обсадных труб и НКТ).

1.2 Конструкция оборудования забоев скважин

Конструкция крепления скважины определяется геологическими и техническими факторами с учетом ее длительной эксплуатации. Важным элементом конструкции скважины является конструкция призабойной части. Конструкция забоя скважины должна обеспечивать:

– механическую устойчивость призабойной части пласта, доступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвращение обрушения породы;

–эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтенасыщенным пластом;

– возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и изоляцию водо- или газо-насыщенных пропластков, если из последних не намечается добыча продукции;

– возможность избирательного воздействия на различные пропластки или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта;

– возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины пласта.

Геологические и технологические условия разработки месторождений различны, поэтому существует несколько типовых конструкций забоев скважин.

1. При открытом забое (рисунок 1.1, а) башмак обсадной колонны цементируется до кровли пласта. Затем пласт вскрывается долотом меньшего диаметра, причем ствол скважины против продуктивного пласта оставляется открытым. Такая конструкция возможна при достаточно устойчивых горных породах; при сравнительно однородном пласте, не переслаивающимся глинами; при наличии до вскрытия пласта достаточно точных данных об отметках кровли и подошвы продуктивного пласта; при относительно малой толщине пласта, оставляемого без крепления, а также в том случае, если при эксплуатации такой скважины не может возникнуть необходимость избирательного воздействия на отдельные пропластки.

а

б

в

г

а – открытый забой; б – забой, перекрытый хвостовиком колонны, перфорированным перед ее спуском; в – забой с фильтром; г – перфорированный забой

Рисунок 1.1 – Способ вскрытия пласта:

Существенным достоинством открытого забоя является его гидродинамическая эффективность. Скважина с открытым забоем принимается за эталон, и ее коэффициент гидродинамического совершенства принимается равным единице. Вместе с тем, невозможность избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия на них вместе с постоянной угрозой обвалов в призабойной зоне при создании больших депрессий сильно ограничивают возможности использования открытого забоя. Поэтому менее 5 % всего фонда скважин имеют открытый забой.

2. Если забой скважины оборудован фильтром, то возможны два варианта конструкции. Первый вариант (рис. 1.1, б): скважина бурится сразу до подошвы пласта, крепится обсадной колонной с заранее насверленными отверстиями в нижней части, приходящимися против продуктивной толщи пласта, затем выше кровли пласта колонна цементируется по способу манжетной заливки. Пространство между перфорированной частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым.

Условия применения такой конструкции по существу одинаковы с условиями для применения открытого забоя. Однако в этом случае более надежно крепление забоя и гарантируется сохранение полного диаметра колонны до самого забоя даже в случаях частичного обрушения пород в призабойной части.

Второй вариант (рис. 1.1, в): башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. В открытой части пласта находится фильтр с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями. Кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется специальным сальником или пакером. Основное назначение фильтров – предотвращение поступления песка в скважину. Одно время широкое применение нашли фильтры с продольными щелевыми отверстиями длиной 50 – 80 мм и шириной 0,8 – 1,5 мм.

Кроме того, применялись так называемые кольцевые фильтры, в которых щели создавались между торцами металлических колец, одеваемых на перфорированную трубу. Между торцами колец в нескольких точках по периметру устанавливались прокладки из калиброванной металлической ленты, определявшие ширину кольцевых щелей. В ряде случаев использовались гравийные фильтры, представляющие собой две перфорированные мелкими отверстиями концентрично расположенные трубы. В кольцевое пространство между трубами утрамбовывался отсортированный гравий диаметром 4 – 6 мм, который и являлся основным фильтрующим элементом, задерживающим пластовый песок. Известны также металлокерамические фильтры, изготовляемые путем спекания под давлением керамической дроби. Кольца из такого материала одеваются на перфорированную трубу и на ней закрепляются. Металлокерамические фильтры обладают малым гидравлическим сопротивлением и задерживают самые мелкие фракции песка. Кроме того, известны другие конструкции фильтров, которые не нашли распространения.

Конструкция забоя с фильтром применяется редко и только как средство борьбы с образованием песчаных пробок в скважинах, вскрывающих несцементированные нефтенасыщенные песчаные пласты, склонные к пескопроявлению.

3. Скважины с перфорированным забоем (рисунок 1.1, г) нашли самое широкое распространение (более 90 % фонда). В этом случае пробуривается ствол скважины до проектной отметки. Перед спуском обсадной колонны ствол скважины и особенно его нижняя часть, проходящая через продуктивные пласты, исследуется геофизическими средствами. Результаты таких исследований позволяют четко установить нефте-, водо- и газо-насыщенные интервалы и наметить объекты эксплуатации. После этого в скважину опускается обсадная колонна, которая цементируется от забоя до нужной отметки, а затем перфорируется в намеченных интервалах. Скважина с перфорированным забоем имеет следующие преимущества:

– упрощение технологии проводки скважины и выполнения комплексных геофизических исследований геологического разреза;

– надежная изоляция различных пропластков, не вскрытых перфорацией;

– возможность вскрытия пропущенных или временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов;

– возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта (различные обработки, гидроразрыв, раздельная закачка или отбор и др.);

– устойчивость забоя скважины и сохранение ее проходного сечения в процессе длительной эксплуатации.

Перфорированный забой при вскрытии пласта, склонного к пескопроявлению, не обеспечивает надежную защиту скважины от поступления песка и образования песчаных пробок на забое. Поэтому при вскрытии рыхлых коллекторов для защиты от песка против перфорированного интервала размещают дополнительный фильтр для задержки песка. Однако в этом случае фильтрационное сопротивление потоку пластовой жидкости резко возрастает.

Кроме того, перфорированный забой вызывает сгущение линий тока у перфорационных отверстий, что приводит к увеличению фильтрационного сопротивления по сравнению с открытым забоем.