2763.Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти и газа

Скважина водозаборная – разведочно-эксплуатационная скважина предназначенная для добычи воды из водоносного горизонта, глубина скважины зависит от глубины залегания водоносных горизонтов, в которых и находится артезианская вода. Чем глубже артезианская скважина, тем больше содержание солей в воде, т.е. выше её минерализация. Водозаборная скважина является подземным источником хозяйственно-питьевого водоснабжения на водозаборных сооружениях (более известны как водозаборный узел или ВЗУ).

Артезианская скважина – отличается от водозаборной тем, что вскрывает пласт с пластовым давлением воды выше гидростатического. Это приводит к самоизливу воды на поверхность (фонтанированию).

Скважина законтурная – обычно поисковая или разведочная скважина, вскрывшая продуктивный пласт за контуром разведанной залежи, нефтяной или газовой. В отдельных случаях применяется бурение заведомо законтурных скважин: 1) для закачки воды с целью поддержания пластового давления; 2) при разведке газовыхзалежей; 3) вкачественаблюдательныхскважин.

Скважина нагнетательная (инжекционная) – предназна-

чена для нагнетания воды (газа) либо в законтурные зоны (газовую шапку) нефтяных залежей при осуществлении поддержания пластового давления, либо в определённую систему на нефтеносной площади при вторичных методах добычи нефти. В отличие от добывающих скважин, в которых производится отбор пластового флюида, в нагнетательные скважины закачивается жидкость (вода), таким образом обеспечивая замещение пластового флюида в коллекторе.

Скважина опорная – глубокая скважина, пробуриваемая на недостаточно изученной территории в целях уточнения геологического разреза, изучения пространственного распределения возможных нефтегазоносных отложений, региональных гидрогеологических условий, оценки прогнозных запасов и определения направления дальнейших поисковых работ на нефть и газ. В задачу опорных скважин входит получение и оценка

41

материалов и по другим полезным ископаемым. В зависимости от геологической изученности региона и сложности решаемых задач опорные скважины подразделяются на две группы:

а) скважины, которые закладывают в не исследованных глубоким бурением районах с целью изучения всего разреза осадочного чехла, а также для установления возраста и вещественного состава фундамента;

б) скважины, закладываемые с целью уточнения геологического строения, перспектив нефтегазоносности района и повышения эффективности геологоразведочных работ при изучении нижнейчастиразрезаосадочногочехла, ранееневскрытойбурением.

Скважина параметрическая – бурится для изучения гео-

логического строения и сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления и для получения геолого-геофизической характеристики разреза отложений, уточняющей результаты и повышающей достоверность сейсмических и других геофизических работ. На основе комплексного анализа результатов параметрического бурения и материалов геолого-геофизических исследований выявляют первоочередные районы для проведения поисковых работ.

Скважина структурная – предназначена в основном для выявления и подготовки к поисково-разведочному бурению перспективных площадей, характеризующихся наличием локальных структур и ловушек, где решение геолого-поисковых задач геофизическими методами затруднительно, малоэффективно или экономически нецелесообразно. При изучении структур и ловушек с целью их детального картирования структурные скважины бурят до маркирующих горизонтов (как правило, на глубину до 2000 м). Наглубинах больше 2000 м, а также в условиях несоответствия структурных планов картирование структур с помощью бурения структурныхскважинявляетсянеэффективным.

Скважина разведочная – предназначена для изучения месторождений и залежей с целью подготовки разведанных запасов нефти и газа по категории С1 и получения исходных данных для составления проекта (технологической схемы) разработки.

42

Бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью, а также на месторождениях, введенных в эксплуатацию. Среди разведочных скважин принято выделять продуктивные и непродуктивные, законтурные и внутриконтурные, оконтуривающие, оценочные и другие группы скважин по назначению, положению на площади, продуктивности и другим признакам. В процессе бурения и испытания такой скважины важно получить необходимую информацию о геолого-геохимической

игидрогеологической обстановке испытанного пласта, что позволит в последующем повысить эффективность бурения.

Колодец (скважина) совершенный – пройденный через всю толщу водоносного пласта и оборудованный таким образом, что притокводывнегообеспеченизвсеговодоносногопласта.

Колодец смотровой (наблюдательный) – колодец (сква-

жина, шурф), оборудованный для наблюдения за колебанием уровня воды, её температуры и получения проб воды на анализ в процессе изучения режима подземных вод или во время производства опытных и пробных откачек.

Пьезометрическая скважина – специальная наблюда-

тельная (реагирующая) скважина, предназначенная для постоянного наблюдения в какой-либо части нефтяной залежи за изменением пластового давления

Поглощающие скважины – предназначаются для закачки (возврата) сопутствующих пластовых вод и промышленных сточных вод в подземные водоносные горизонты, которые гидродинамически связаны с горизонтами питьевых вод.

Дегазационные скважины – предназначены для дегазации приповерхностных слоев на территории месторождений нефти

игаза в случае их загазованности.

Кроме того, в фонде скважин нефтегазодобывающих предприятий числятся ликвидированные и законсервированные скважины, оформленные в соответствии с действующими нормативными документами и положениями о ликвидации и консервации скважин. К законсервированным относятся скважины (независимо от их назначения), которые не работают в связи с нецелесообразностьюиливременнойневозможностью ихэксплуатации.

43

3.3. Виды забоев скважин

Забоем обычно называют часть скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта. В зависимости от литологических и физических свойств продуктивных пластов выбирают конструкции забоев скважин (рис. 3.2). Забои скважин оборудуют таким образом, чтобы сохранить естественные фильтрационные характеристики породы продуктивного пласта и обеспечить:

–устойчивость ствола скважины;

–разобщение пропластков, насыщенных разными по составу и свойствам, нефти и газа;

–возможность проведения исследовательских работ в интервалах вскрытия продуктивного пласта;

–возможность проведения поинтервального воздействия на породу призабойной и удаленной зоны пласта;

–возможность проведения ремонтных работ;

–возможность возврата на вышележащие или нижележащие пласты;

–длительную и безопасную эксплуатацию скважины на оптимальных технологических режимах работы;

–охрану недр.

На практике различают два вида скважины по виду и степени вскрытия продуктивного пласта.

Совершенной называют скважину, которую заканчивают бурением и оставляют продуктивный пласт без эксплуатационной колонны. Несовершенной считается скважина, обсаженная колонной или различными фильтрами.

Забои скважин оборудуются различными способами (см.

рис. 3.2) и бывают 3 типов: открытый, закрытый или смешанный.

1. Конструкция забоев открытого типа предполагает оставление открытого ствола скважины в зоне продуктивного горизонта либо спуск различных фильтров. В случае конструкции ПЗП с открытым забоем продуктивный пласт (пласты) остается незацементированным, обсаживается либо не обсаживается фильтром (рис. 3.2, а).

44

2.Конструкция забоев закрытого типа является наиболее распространенной для морских нефтяных и газовых скважин, так как удовлетворяет требованиям правил безопасности при бурении в море. Предполагают после разбуривания ствола под эксплуатационную колонну ее спуск и цементирование по всей длине. В случае конструкции ПЗП (призабойной зоны пласта) с закрытым забоем продуктивный пласт (пласты) перекрывается сплошной колонной или хвостовиком с последующими цементированием и перфорацией (рис. 3.2, г, д).

3.Конструкция ПЗП смешанного типа. В этом случае нижняя часть продуктивного горизонта остается открытой (или обсаженной фильтром (рис. 3.2, б, в), а верхняя перекрывается обсадной колонной (хвостовиком) с последующими цементированием и перфорацией.

Рис. 3.2. Конструкции забоев скважин: а – открытый забой без фильтра; б, в – открытый забой с фильтром; г – закрытый перфорированный забой без фильтра; д – закрытый перфорированный забой с фильтром; 1 – обсадная колонна; 2 – фильтр; 3 – цементный камень; 4 – пакер; 5 – перфорационные отверстия; 6 – продуктивный пласт; 7 – хвостовик

Наиболее распространенный метод сообщения продуктивного пласта со стволом скважины – перфорация с помощью кумулятивного перфоратора. Кумулятивный перфоратор «пробивает» отверстие в обсадной колонне и цементном кольце с помощью газов сгоревшего пороха и расплавленной медной заглушки. Недостаток такого способа перфорации заключается

45

втом, что из-за высокой температуры спекается порода за цементным кольцом и происходит небольшое проникновение отверстия (20‒25 см) в продуктивный пласт.

Более эффективным способом перфорирования колонны является способ пескоструйной перфорации, когда отверстия

вколонне прорезаются смесью воды с песком, в данном варианте глубина проникновения в пласт достигает более одного метра и нет спекания породы.

Выбор типа забоя скважины можно представить в виде схемы (рис. 3.3). В общем случае тип забоя скважины должен определяться свойствами коллекторов, перепадом давления, породами, слагающими продуктивный пласт.

3.4. Технологический режим работы скважин

Дебит скважины – объём продукции, добываемой из скважины за единицу времени (секунду, сутки, час и др.). Может характеризовать добычу нефти, газа, газоконденсата, воды:

дебит нефтяных скважин измеряется в кубических метрах либо тоннах в единицу времени (м3/ч, м3/сут);

дебит газовых скважин измеряется в тысячах кубических метров в единицу времени (тыс. м3/ч, тыс. м3/сут);

дебит газоконденсатных скважин измеряется в тоннах

вединицу времени (т/ч, т/сут);

дебит водных скважин измеряется в кубических метрах

вединицу времени (м3/с, м3/ч, м3/сут).

Обводненность продукции скважины – объемное содер-

жание воды в откачиваемой из нефтяной скважины продукции. Обычно измеряется в процентах.

Газовый фактор – отношение количества выделившегося газа (в м3) к количеству нефти, добытой из скважины (в т или в м3). Величина его зависит от степени насыщенности нефти растворенным в ней газом и от глубины залежи. В залежах с газовой шапкой газовый фактор может резко возрастать при прорыве газа к забою скважин, эксплуатирующихнефтянуючастьзалежи.

46

Пластовое давление – давление, которое пластовые флюиды оказывают на вмещающие их породы. Пластовое давление – важнейший параметр, характеризующий энергию нефтегазоносных и водоносных горизонтов. В формировании пластового давления участвуют гидростатическое давление, избыточное давление залежей нефти или газа (архимедова сила), давление, возникающее в результате изменения объёма резервуара (порового или трещинного пространства), а также за счёт расширения (или сжатия) флюидов и изменения их массы. Различают начальное (до вскрытия подземного резервуара или ненарушенное техногенными процессами) и текущее (динамическое) пластовое давление. В сравнении с условным гидростатическим давлением (давление столба пресной воды высотой от дневной поверхности до точки замера) пластовое давление разделяют на нормальное и аномальное. Первое находится в прямой зависимости от глубины залегания пласта, увеличивается через каждые 10 м примерно на 0,1 МПа. Пластовое давление, значительно отличающееся от гидростатического, называется аномальным пластовым давлением.

Давление на контуре питания – в гидродинамике так на-

зывается линия, на которой в период разработки пласта давление остается либо постоянным, либо изменяется по определенному закону в зависимости от темпа отбора жидкости из пласта.

Депрессия – разность между пластовым и забойным давлением.

Устьевое давление – давление в верхней точке скважины, на её устье; измеряется манометрами устьевой арматуры. Различают статические и динамические устьевые давления.

Затрубное давление – давление жидкости (газа) в кольцевом пространстве эксплуатации скважины между обсадной

иподъёмной колоннами насосно-компрессорных труб, в процессе бурения – давление между открытым стволом скважины

инаружным диаметром колонны бурильных труб. Характеризует динамический уровень скважины (нефтяной или водяной). Измеряется c помощью манометра

48

Статический уровень скважины – уровень жидкости, ус-

тановившийся в непереливающейся скважине, сообщающейся c пластом, после длительного её простаивания. Забойное давление при этом должно восстановиться до пластового, a в стволе скважины тепловой режим должен соответствовать естественному. B этом случае вес столба жидкости от положения статического уровня до интервала вскрытия пласта, отнесённый к площади поперечного сечения скважины, будет равен пластовому давлению в скважине. Величина статического уровня определяется расстоянием от устья скважины до положения уровня жидкости

веё стволе и измеряется уровнемерами. Величины статического уровня, отсчитываемые от устья, могут быть приведены к другой горизонтальной поверхности, например к уровню моря, к положению водонефтяного контакта и т.д. Различают первоначальный статический уровень, который фиксируется в скважинах до начала отбора жидкости из пласта, и текущий статический уровень, фиксируемый в длительно простаивающей скважине, если из окружающих скважин производится отбор. Колебания статического уровня происходят не только в результате работы окружающих скважин, но и от различных природных явлений, например колебаний атмосферного давления, лунных приливов и др.

Динамический уровень скважины – уровень пластовой жидкости, который устанавливается в затрубном пространстве скважинывпроцессеееработы. Используетсядлярасчётаглубины спуска насосного оборудования (насос, насосно-компрессорные трубы, штанги, кабель), установки пусковых и рабочих клапанов

вгазлифтных скважинах, а также обработки результатов исследованийпластовискважин. Определяетсяспомощьюэхолота.

3.5. Освоение нефтяных и газовых скважин

Освоение скважины – это комплекс технологических работ по вызову притока из пласта, восстановлению проницаемости породы прискважинной зоны пласта, установлению технологического режима эксплуатации скважины. К числу основных факторов, затрудняющихприток нефтикзабоюскважины, относятся:

49

–большое противодавление на забой;

–неоднородность строения продуктивного коллектора;

–засоренность фильтра;

–инфильтрация в пласт воды при некачественном промывочном растворе.

Перед вызовом притока на скважине должна быть собрана

иустановлена устьевая арматура, проведены все коммуникации

исмонтированы емкости для сбора выливающейся из скважины продукции.

Вызов притока нефти может осуществляться путем:

–снижения забойного давления при постепенной замене в стволе скважины глинистого раствора водой, а затем нефтью

(рис. 3.4, а);

–аэрациипромывочнойжидкости(воды, нефти) (рис. 3.4, б);

–дренажа скважины свабом;

–плавного запуска скважины компрессором;

–проработкискважиныструйнымнасосом(УОС-1; УОС-2);

–ступенчатой проработкой скважины погружным насосом. При применении каждого из этих способов необходимо

обеспечивать постепенное снижение забойного давления, особенно в неустойчивых породах. Резкие и большие депрессии приводят к разрушению слабосцементированных коллекторов, повреждению обсадных колонн, открытому фонтанированию

идругим осложнениям.

Воснове применения всех способов притока лежит принцип снижения давления на забое скважины ниже пластового, а также создания такой минимальной величины депрессии, при которой начинается приток из пласта в скважину:

Рпл – Рзаб = Р,

где Рпл – пластовое давление; Рзаб – забойное давление,

Рзаб = жghст; ж – плотность жидкости в стволе скважины; hст – глубина ствола скважины, заполненного жидкостью; Р – депрессия на пласт.

50