Техника и технология капитального ремонта скважин
..pdfили щелевидными отверстиями, верхний конец которого закреп ляют в башмаке обсадной колонны различными сальниками.
Наиболее распространены (более 90% |
фонда) с к в а ж и н ы |
с п е р ф о р и р о в а н н ы м з а б о е м (см. |
рис. II.1,г). В этом |
случае ствол бурят до проектной глубины. Перед спуском об садной колонны ствол исследуют геофизическими методами для установления нефте-, водо- и газонасыщенных интервалов и вы явления объектов, подлежащих разработке. После этого спу скают эксплуатационную колонну, которую цементируют от за боя до необходимой высоты, а затем перфорируют в намечен ных интервалах. Однако до перфорации необходимо вначале оборудовать устье скважины и подготовить соответствующее наземное оборудование.
О б о р у д о в а н и е у с т ь я с к в а ж и н ы пр и в с к р ы т и и п л а с т а . Оборудование подбирают в зависимости от назначе ния скважины, ожидаемого пластового давления и способа экс плуатации.
После спуска обсадных колонн устье скважины оборудуют специальной к о л о н н о й г о л о в к о й , предназначенной для обвязки спущенных обсадных колонн и герметизации межтруб ного пространства. На колонной головке устанавливают фонтан ную арматуру либо планшайбу с подвешенными насосными тру бами.
Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки, предусмотренные на рабочее давление, равное 14,0; 21,0; 35,0; 50,0 и 70,0 МПа. В некоторых случаях (на газовых скважинах) применяют колонные головки, рассчитанные на дав ление до 150 МПа.
На рис. II.2 показана наиболее простая по конструкции ко лонная головка, применяемая для оборудования глубоких одно-
Рис. 11.2. Простейшая колонная головка для одной обсадной колонны
колонных скважин диаметром 114—168 мм. Головка представ ляет собой фланец с размерами под соответствующие размеры крестовика, тройника или задвижки для перфорации (простре ла). Корпус головки 1 (см. рис. II.2) навинчивают на верхний резьбовой конец кондуктора, обсадную колонну 10 — в специ альную муфту 7. Герметичность соединения корпуса 1 и муф ты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3 из специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта 7 заканчивается флан цем 6 для присоединения к нему фонтанной) арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтруб ном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высо кого давления 9 и манометром 8.
ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН
Освоение скважин — комплекс работ по вызову притока жид кости (газа) из пласта в скважину, обеспечивающего ее про дуктивность в соответствии с локальными (местными) добывными возможностями пласта или с достижением необходимой приемистости (для нагнетательных скважин).
После бурения, вскрытия пласта и перфорации обсадной ко лонны призабойная зона скважины, особенно поверхность вскрытой части пласта, бывает загрязнена тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Поэтому и в результате некото рых других физико-химических процессов образуется зона с по ниженной проницаемостью, иногда сниженной до нуля. Цель освоения — восстановление естественной проницаемости пород призабойной зоны и достижение притока, соответствующего добывным возможностям скважины или нормальной приемисто сти нагнетательных скважин.
Сущность освоения скважины заключается в создании де прессии, т. е. перепада между пластовым и забойным давления ми, с превышением пластового давления над забойным. Дости гается это двумя путями: либо уменьшением плотности жидко сти в скважине, либо снижением уровня (столба) жидкости в скважине. В первом случае буровой раствор последовательно заменяют водой, затем — нефтью.
Во втором случае уровень в скважине снижают одним из сле дующих способов: оттартыванием желонкой или поршневанием; продавкой сжатым газом или воздухом (компрессорным спосо бом); аэрацией (прокачкой газожидкостной смеси); откачкой жидкости штанговыми скважинными насосами или погружны ми центробежными электронасосами. Таким образом, можно выделить следующие шесть основных способов вызова притока: замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, аэрация, откачка глубинными насосами, тартание, поршневание.
Перед освоением на устье скважины устанавливают армату ру в соответствии с применяемым методом и способом эксплуа тации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны устанавливают задвижку высокого давления на случай необхо димости перекрытия ствола.
З а м е н у с к в а ж и н н о й ж и д к о с т и производят следую щим образом. После перфорации эксплуатационной колонны в скважину до фильтра опускают насосно-компрессорные трубы. Затем в кольцевое пространство между эксплуатационной ко лонной и спущенными трубами нагнетают воду. Буровой раст вор, находящийся в скважине, вытесняется из нее по трубам. Если после замены бурового раствора водой возбудить скважи ну (т. е. вызвать приток) не удается, то переходят на промывку скважины нефтью. После промывки скважины (прямой или об ратной) водой или дегазированной нефтью можно достигнуть уменьшения забойного давления:
А/7= (Pi—Рг) Lg cos р, (II. 1)
где pi и рг — плотность соответственно бурового раствора и про мывочной жидкости; L — глубина спущенных НКТ; g — ускоре ние свободного падения; р — средний угол кривизны скважины.
Как видно из формулы |
(II. 1), при замене бурового раствора |
(pi = 1200 кг/м3) на нефть |
(р2 = 900 кг/м3) максимальное сниже |
ние давления составляет всего лишь 25% от давления, созда ваемого столбом бурового раствора. Поэтому этим способом осваивают скважины, пробуренные в высокопроницаемых кол лекторах, с большим пластовым давлением рПл> Р 2ё‘^ cos р.
Если имеются все необходимые данные, то можно по форму ле (II.1) заблаговременно определить, будет ли проявлять сква жина при замене бурового раствора на воду или нефть.
Если из расчета следует, что и после замены воды на нефть не удается вызвать приток жидкости из пласта, то применяют другие методы освоения (например, тартание или нагнетание сжатого воздуха и т. д.).
П р о д а в к а с п о м о щь ю с ж а т о г о г а з а ил и в о з д у ха ( г а з л и ф т н ы й с п о с о б о с в о е ния ) . Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольце вое пространство между подъемными трубами и обсадной ко лонной. Сжатый газ (воздух) вытесняет жидкость, заполняю щую скважину, через спущенные в нее насосно-компрессорные трубы на дневную поверхность.
Освоение фонтанных и газлифтных скважин при помощи сжатого газа (воздуха) проводят при наличии специального наземного и подземного оборудования, описание которого и способов освоения приведено в разделе «Оборудование фонтан ных и газлифтных скважин».
А э р а ц и я — процесс смешения жидкости с пузырьками сжа того газа (воздуха). При аэрации за счет постепенного смеше ния сжатого газа (воздуха) и жидкости, заполняющей скважи
ну (бурового раствора, воды, нефти), уменьшается плотность жидкости и тем самым плавно снижается давление на забой.
Для аэрации к скважине кроме водяной (нефтяной) линии от насоса подводят также газовую (воздушную) линию от ком прессора (от газовоздухораспределительной батареи). Жидкость и газ (воздух) смешиваются в специальном смесителе (эжекторе) или газопроводящей линии скважины, и аэрированная жидкость (газожидкостная смесь) нагнетается в ее затрубное простран ство. При замене жидкости, находящейся в скважине, этой смесью давление на забой снижается, и, когда оно становится меньше пластового, нефть начинает поступать из пласта в сква
жину.
О с в о е н и е с п о м о щ ь ю с к в а ж и н н ы х н а с о с о в при меняют в скважинах, которые предполагается эксплуатировать глубинно-насосным способом. В некоторых случаях перед спу ском насосных труб забой очищают с помощью желонки. Если ствол и забой чисты, то в скважину спускают насосно-компрес сорные трубы, штанговый насос, устанавливают станок-качалку, и пускают скважину в эксплуатацию. Точно так же осваивают скважины, которые будут эксплуатироваться погружными электронасосами.
Освоение нагнетательных скважин не отличается от освоения добывающих. В них, как и в добывающих, после получения притока из пласта следует вести длительное дренирование (т. е. отбор жидкости) для очистки призабойной зоны и пор пласта от проникших в пласт при бурении глинистого раствора, взве шенных частиц (гематита, барита), продуктов коррозии и т. д.
Отличие заключается в том, что, если добывающие скважи ны рекомендуется осваивать методом плавного запуска, т. е. постепенным увеличением отборов, то в нагнетательных в про цессе освоения следует стремиться к отборам большого количе ства жидкостей и механических примесей (песка, ржавчины и др.). Это способствует открытию дренажных каналов и обеспе чивает большую приемистость (поглотительную способность) скважин.
Дренируют пласт теми же способами, что и при вызове при тока в нефтяных скважинах: поршневанием, применением сжато го воздуха, откачкой жидкости центробежными глубинными электронасосами, т. е. методами, допускающими откачку боль ших объемов жидкости.
Т а р т а н и е — извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) стальном канате с помощью ле бедки. Желонку изготовляют из трубы длиной 8 м и диаметром не более 0,7 диаметра обсадной колонны. В нижней части же лонка имеет клапан со штоком, открывающимся при упоре, в верхней части — скобу для прикрепления каната. За один рейс (спуск-подъем) выносится не более 0,06 м3 жидкости.
Тартание — малопроизводительный, трудоемкий способ сни жения уровня жидкости в скважине с очень ограниченными воз
можностями применения (в скважинах, где не ожидается ника ких фонтанных проявлений), так как устьевая задвижка при этом не может быть закрыта до извлечения из скважины же лонки и каната. К недостаткам способа тартания относится загрязнение окружающей среды (как и при свабировании). Однако этот метод дает возможность извлечения осадка и гли нистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине.
Л о р ш н е в а н и е ( с в а б и р о в а н и е ) заключается в по степенном снижении уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба).
Поршень представляет собой трубу диаметром 25—37,5 мм с клапаном в нижней части, открывающимся вверх. На наружной поверхности поршня укреплены эластичные резиновые манже ты, армированные проволочной сеткой.
Для возбуждения скважины поршневанием в нее до фильтра на стальном канате диаметром 16 или 19 мм спускают насосно компрессорные трубы. Каждую трубу проверяют шаблоном. При спуске поршня под уровень (обычно на глубину 75—150 м) жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме его клапан закрывается, а манжеты, распираемые под действием давления столба жидкости, прижимаются к стен кам труб и уплотняются. За один подъем выносится столб жид кости, находящейся над поршнем на глубине погружения под уровень жидкости. Поршневание в 10—15 раз производительнее тартания.
При непрерывном поршневании уровень жидкости в скважине понижается и соответственно снижается давление на забое скважины, что вызывает приток в нее жидкости из пласта.
Если предполагается, что скважина будет фонтанировать, то используют фонтанную арматуру. Недостаток этого способа— необходимость проведения работ при открытом устье, что свя зано с опасностью выброса.
ФОНТАННАЯ И ГАЗЛИФТНАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ
Ф о н т а н н ы й с по с о б д о б ы ч и н е ф т и — самый рента бельный. При рациональной эксплуатации с начала разработки залежи с поддержанием пластового давления закачкой воды (сжатого газа или воздуха) иногда удается продлить фонтанный период работы скважин на многие годы и добиться довольно высоких коэффициентов нефтеотдачи пластов (например, на месторождениях Татарии, Башкирии, Куйбышевской области, Нефтяные Камни на Каспийском море и др.).
Обычно для поддержания пластового давления применяют законтурное заводнение, т. е. закачку воды в нагнетательные ■скважины, расположенные в законтурной водоносной зоне зале жи. В ряде случаев широко используют внутриконтурное завод нение или же центральное очаговое заводнение.
Нефтепромысловая практика показывает, что фонтанный спо соб эксплуатации скважин — самый простой и самый дешевый. Однако не все скважины могут фонтанировать.
Фонтанирование скважины может происходить лишь в том случае, если давление на забое превышает гидростатическое давление жидкости (или газожидкостной смеси, или газа в скважине). Это условие фонтанирования можно записать в сле дующем виде:
Рзаб > H p § i |
(11.2) |
где Рзаб — забойное давление, при котором возможно фонтаниро вание, Па, Я — глубина скважины, м; р — плотность жидкости или газожидкостной смеси (ГЖС), кг/м3; g — ускорение свобод ного падения, м/с2.
При соблюдении условия (II.2) рзаб должно быть больше давления насыщения рнас. При рзаб<Рнас скважина будет фон танировать как под действием гидростатического' напора, так и за счет энергии расширяющегося газа.
Практически фонтанирование только под действием гидро статического давления встречается редко. Обычно по мере подъема жидкости в скважине давление снижается и на неко торой высоте достигает значения, равного давлению насыщения. При этом из жидкости начинает выделяться газ, который спо собствует дальнейшему ее подъему на поверхность. Таким об разом, большинство фонтанных скважин эксплуатируется за счет энергии расширяющегося газа и гидростатического напора жидкости одновременно. В таких скважинах обычно установив шееся давление р Ус т < р нас < р заб. При этом условии в нижней части колонны движется одна фаза (жидкость), на глубине, где давление равно рнас, начинается выделение газа из нефти и в верхней части колонны движется двухфазный поток (жидкость и газ).
Эффективность фонтанной эксплуатации характеризуется г а з о в ы м ф а к т о р о м — отношением полученного из место рождения количества газа, приведенного к атмосферному дав лению и 20 °С, к количеству добытой за это же время нефти при тех же давлении и температуре. Чем меньше газа расходуется на подъем 1 т нефти, тем рациональнее считается эксплуатация скважины. Следовательно, для фонтанных скважин оптималь ным следует считать такой режим эксплуатации (такой темп отбора), при котором газовый фактор наименьший.
При газлифтном способе добычи нефти жидкость, как уже указывалось, поднимается с забоя скважины на дневную по верхность частично за счет пластовой энергии и за счет энергии сжатого газа (воздуха), подаваемого извне. Поэтому газлифт ная скважина— это по существу та же фонтанная, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу. Из этого следует, что для эксплуатации газлифтной скважины необходи-
Рис. 11.3. Схема конструкций подъем ников для эксплуатации газлифтных скважин
мы два канала: один — для подачи |
сжатого газа извне; дру |
гой— для подъема газожидкостной |
смеси. Эти два канала в |
промысловых условиях создаются спуском в эксплуатационную колонну одного ряда насосно-компрессорных труб (НКТ), при этом по затрубному пространству подается газ, а внутри колон ны НКТ поднимается газожидкостная смесь (ГЖС), или двумя рядами концентрично расположенных труб, т. е. спуском в сква жину первого (внешнего) и второго (внутреннего) рядов труб. Вначале спускают внешний ряд труб большего диаметра (обыч но 73—102 мм), а затем внутрь первого ряда трубы меньшего диаметра (обычно 48; 60; 73 мм). Образуется так называе мый двухрядный газовоздушный подъемник, в котором, как правило, сжатый газ подается в межтрубное (кольцевое) про странство между первым и вторым рядами труб, а ГЖС подни мается по внутреннему, второму ряду труб. Существуют и дру гие способы размещения колонн в скважине, подачи сжатого рабочего агента и подъема ГЖС.
Систему размещения в скважине колонн труб, по которым производится подача рабочего агента (газа, воздуха) и проис ходит подъем смеси жидкости и газа, называют г а з о в о з д у ш ным п о д ъ е м н и к о м (лифтом).
На рис. П.З приведены конструкции газовоздушных подъем ников. Они бывают однорядной (рис. II.3, схема 1) и двухряд ной (схема 2) конструкции.
Газовоздушный подъемник однорядной конструкции может быть одноразмерной компоновки — сплошной из одного размера труб (см. рис. П.З, схема У, а) и ступенчатой двух-трехразмер- ной компоновки (из хвостовика меньшего размера труб и верх ней части из труб большего размера, см. рис. П.З, схема 1,6).
Подъемники двухрядной конструкции имеют несколько раз новидностей. На рис. П.З (схема 2 ,а) показана конструкция га зовоздушного подъемника со сплошной одноразмерной компо
новкой обоих рядов; на схеме 2, б, в — со |
ступенчатой (двух |
трехразмерной) компоновкой второго ряда |
(такая компоновка |
на бакинских промыслах наиболее распространена при эксплуа тации глубоких, сильно песочных скважин и называется полу торарядной); на схеме 2, г — первый ряд сплошной (из одного размера труб), а второй — ступенчатый.
Для освоения и эксплуатации неглубоких скважин, в про дукции которых не содержится песка, применяют подъемник однорядной сплошной конструкции (см. рис. II.3, схема Дя). С целью облегчения веса колонны в глубоких скважинах иногда применяют однорядный ступенчатый подъемник (см. рис. Н.3„ схема 1,6) с размерами, как правило, 73X114 или 48X89 мм.
Обычно газлифтный способ эксплуатации применяют, когда пластовой энергии оказывается недостаточно для подъема жид кости с забоя на поверхность и естественное фонтанирование скважины прекратилось. Если при этом подъем жидкости на поверхность осуществляется под действием подаваемого к баш маку спущенных в скважину подъемных труб рабочего агента — углеводородного газа, то способ эксплуатации называется газ лифтным, если воздуха — эрлифтным.
Газ или воздух до нужного давления сжимается в специаль ных машинах, называемых к о м п р е с с о р а м и . Они бывают передвижными либо стационарными, устанавливаемыми на ком прессорных станциях.
От газокомпрессорных станций по магистральным газовоздухопроводам диаметром 114—125 мм сжатый до определенного давления (обычно до 3—10 МПа) газ распределяется по газо воздухораспределительным будкам (ГВРБ), в которых монти руют от 3 до 12 секций батарей (по четыре скважины в каж дой). Таким образом, из одной ГВРБ можно подавать газ (воздух) по индивидуальным газовоздухопроводам (диаметром 62 мм) в 12—48 и более скважин с автоматическим регулиро ванием его подачи.
Описанная система газлифтной добычи нефти, когда для сжатия газа используют специальные компрессорные станции* обеспечивающие нужную подачу, называют к о м п р е с с о р н ы м г а з л и ф т о м . Системы, в которых для газлифта используют природный газ из газовых или газоконденсатных месторожде ний, называют б е с к о м п р е с с о р и ы м г а з л и ф т о м .
При бескомпрессорном газлифте природный газ транспорти руется до места расположения газлифтных скважин и обычнопроходит предварительную подготовку на специальных установ ках. Подготовка заключается в отделении от газа конденсата и влаги, а иногда и в подогреве газа перед распределением его по скважинам.
Существует система бескомпрессорного газлифта, в котором источником сжатого газа служит газ смежных газоносных пла стов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта. Такая система называется в н у т р и с к в а ж и н н ы м г а з л и ф том. В этом случае оба пласта (нефтяной и газовый) вскрыва ются общим фильтром. Газоносный горизонт изолируют от неф теносного одним или двумя пакерами (сверху и снизу), и газ вводится в трубы через штуцерное устройство, дозирующее ко личество газа, поступающего в НКТ.
Каждая из указанных систем газлифтной эксплуатации (газлифт, эрлифт, бескомпрессорный и внутрискважинный газ лифты) обладает определенными достоинствами и недостат ками.
Важные преимущества газлифта по сравнению с эрлифтом: повышение добычи газа за счет обогащения рабочего агента нефтяным газом, выделяющимся из нефти по мере ее подъема на поверхность;
повышение коэффициента полезного действия лифта за счет дополнительной работы, производимой энергией расширяюще гося газа по мере подъема жидкости в лифтовых трубах;
значительное снижение объемов эмульсии, образующейся в подъемных трубах;
почти полное отсутствие коррозии труб.
При эрлифте нефтяной газ в основном безвозвратно теряет ся, так как выпускается в атмосферу вследствие возможности образования газовоздушной взрывоопасной смеси. Единственным достоинством эрлифта является неограниченность воздуха в ка честве источника рабочего агента для газожидкостного подъем ника.
Подъемное и наземное оборудование газлифтных скважин сравнительно несложно, освоение и эксплуатация их также не представляют больших трудностей.
Газлифтным (компрессорным) способом добычи нефти мож но отбирать из скважины от нескольких десятков до нескольких, сот кубометров жидкости в сутки (иногда более 1000 м3/сут). Этим способом успешно эксплуатируются скважины с большим содержанием песка в продукции.
Вместе с тем газлифтный способ эксплуатации (особенна эрлифтный) обладает рядом существенных недостатков, глав ные из которых: высокая себестоимость добываемой нефти; об разование стойких эмульсий; отложение солей и парафина на стенках подъемных труб и в выкидных линиях; большой расход электроэнергии на добычу нефти, если компрессоры работают на электроприводе.
Запуск газлифтных скважин довольно прост. Осуществляет ся он либо продавкой воздухом (газом) из ГВРБ или от пере движного компрессора. Режим работы газлифтной скважины устанавливают на основе проводимых исследований.
О п т и м а л ь н ы м р е ж и м о м э к с п л у а т а ц и и газлифт ной скважины называют такой режим, при котором добывается наибольшее количество жидкости при наименьшем расходе ра бочего агента.
Оборудование фонтанных и газлифтных скважин
Для освоения и пуска в эксплуатацию фонтанной или газ лифтной скважины в нее спускают один или два ряда НКТ, а на колонной головке устанавливают фонтанную арматуру.
Ф о н т а н н а я а р м а т у р а предназначена для оборудования устья фонтанирующих нефтяных и газовых скважин с целью герметизации, контроля и регулирования режима их эксплуата ции.
Фонтанная арматура позволяет:
а) проводить работы по освоению и пуску в эксплуатацию фонтанной или компрессорной (газлифтной) скважины;
б) закачивать в скважину сжатый газ (воздух), жидкость и их смеси;
в) направлять продукцию скважины в коллекторы, сепара торы, на групповые установки, на нефтесборные пункты;
г) регулировать отбор продукции из скважины; д) замерять забойное, устьевое, кольцевое и затрубное дав
ления; е) проводить различные исследования и геолого-технические
мероприятия (по очистке подъемных труб от парафина, солей ит. д.);
ж) глушить скважину (при сильных пропусках и других ос ложнениях) прокачкой воды или глинистого раствора либо за крыть ее на определенное время.
Фонтанная арматура, состоящая из трубной головки и елки, ■собирается из стальных взаимозаменяемых тройников, кресто виков, патрубков и запорных устройств (задвижек или кранов).
Т р у б н а я г о л о в к а , нижним фланцем закрепляемая на верхнем фланце колонной головки, предназначена для подвески подъемных (фонтанных) труб, герметизации затрубного прост ранства (между эксплуатационной колонной и фонтанными тру бами), а также для закачки через это пространство в скважину воды, нефти, газа (сжатого воздуха) при освоении скважины либо при промывке ее от песчаной пробки на забое без подъема труб и при других операциях.
Ф о н т а н н а я е л к а — верхняя часть фонтанной арматуры, •монтируемая над трубной головкой, предназначена для направ ления продукции скважины в выкидные линии, регулирования отбора жидкости и газа, проведения различных исследователь ских работ, переключения струи из одной струны в другую, для проверки и замены штуцеров, ремонтных работ на рабочем манифольде и в выкидной линии; при необходимости — для закры тия фонтанирующей скважины под давлением.
По эксплуатационным характеристикам (дебит, давление, температура, газовый фактор и др.) фонтанные скважины бы вают различными. Поэтому выпускают фонтанную арматуру, рассчитанную на разные условия работы.
Фонтанные арматуры различают по конструктивным и проч ностным признакам: по рабочему давлению — от 7 до 105 МПа; по размерам проходного сечения от 50 до 100 мм; по конструк ции фонтанной елки — крестовые и тройниковые; по числу спус каемых в скважину рядов труб — однорядные и двухрядные; по виду запорных устройств — с задвижками или кранами.