- •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
15.6. Ликвидация скважин
Скважины, дальнейшее использование которых признано нецелесообразным, ликвидируются. Причины ликвидации скважины могут быть следующие.
1. Сложная авария и доказанная техническая невозможность ее устранения, а также невозможность использования скважины для других целей, например, для возврата на вышележащий или нижележащий горизонты или использования ее в качестве наблюдательной или нагнетательной.
2. Полное отсутствие нефтенасыщенности вскрытых данной скважиной горизонтов и невозможности ее использования для других целей (углубление, возврат или использование в качестве поглощающей для закачки сточных вод).
3. Полное обводнение законтурной водой и отсутствие в ее разрезе объектов для возврата.
4. Нахождение скважины в районе предполагаемой застройки жилых массивов, сооружения водохранилища или в результате стихийных бедствий (землетрясения, оползни).
Неликвидированные скважины могут быть причиной внутри-пластовых перетоков, загрязнения источников питьевой воды, что с точки зрения охраны недр и окружающей среды недопустимо. Материалы по ликвидации скважин оформляются в соответствии с существующими положениями и согласуются с органами государственного горно-технического надзора. Объем и характер работ по ликвидации скважины зависит от ее назначения, конструкции, крепления и состояния ствола.
Работы по ликвидации скважин, в которые спущены только технические колонны, заключаются в следующем. В интервалах со слабыми нефтяными и газовыми пластами или пластами, оказавшимися в данной скважине непродуктивными, устанавливают цементные мосты. Над кровлей самого верхнего вскрытого пласта цементный мост поднимают на высоту не менее 50 м. Ствол скважины полностью заполняют глинистым раствором, позволяющим создать давление на забой, превышающее пластовое.
Если в разрезе скважины не обнаружены напорные минерализованные или сероводородные воды, допускается вырезка и извлечение технических колонн, при этом в башмаке последней остающейся в скважине колонны устанавливают цементный мост высотой 50 м. Устье ликвидируемой скважины оборудуют репером. В колонну на глубину 2 м опускают обрезок трубы с деревянной пробкой и заливают сверху цементом. Над устьем устанавливают цементную тумбу размером 1 x 1 x 1 м. Иногда ствол скважины заполняют сухой глиной. Работы по ликвидации скважин выполняются бригадой капитального ремонта.
16. Эксплуатация газовых скважин
16.1. Особенности конструкций газовых скважин
Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в земной коре на различных глубинах: от 250 до 10 000м и более. Для извлечения углеводородных компонентов пластового флюида на поверхность земли бурятся газовые и газоконденсатные скважины. Газовые скважины используются для: 1) движения газа из пласта в поверхностные установки промысла; 2) защиты вскрытых горных пород разреза от обвалов; 3) разобщения газоносных, нефтеносных и водоносных пластов друг от друга; 4) предотвращения подземных потерь газа.
Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях. Действительно, давление газа в скважинах доходит от 100 МПа, температура газа достигает 523 ºК, горное давление за колоннами на глубине 10 000 м превышает 250 МПа. В процессе освоения, исследований, капитального ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движущегося в скважине.
Скважины - дорогостоящие капитальные сооружения. В общих капитальных вложениях в добычу газа удельный вес капитальных вложений в строительство скважин может составлять 60 - 80 % в зависимости от глубины залегания месторождения, геологических условий бурения скважин, географических условий расположения месторождений.
Долговечность работы и стоимость строительства скважин во многом определяются их конструкциями.
Конструкцией скважины называют сочетание нескольких колонн обсадных труб различной длины и диаметра, спускаемых концентрично одна внутри другой в скважину. Колонны обсадных труб скрепляются с породами геологического разреза цементным камнем, поднимаемым за трубами на определенную высоту.
Конструкция добывающих газовых скважин зависит от многих факторов, в частности от пластового давления и отношения его к гидростатическому, геологических условий бурения, геолого-физических параметров пласта, физических свойств пластового флюида, разности давлений между пластами, технологических условий эксплуатации скважин, режима эксплуатации пласта, экономических соображений.
На рис. 16.1. приведены конструкции газовых и газоконденсатных скважин.
Физические свойства газа - плотность и вязкость, их изменение в зависимости от давления и температуры существенно отличается от изменения плотности и вязкости нефти и воды. Во многих случаях плотность газа значительно меньше плотности нефти и воды, а коэффициент динамической вязкости газа в 50 - 100 раз меньше, чем у воды и нефти
Рис. 16.1. Конструкции скважин на газовых, газоконденсатных месторождениях
и подземных хранилищах газа: а - Майкопское газоконденсатное месторождение (скв. 37), 146 мм обсадная колонна (сварная); б - Вуктыльское газоконденсатное месторождение; в - Уренгойское газоконденсатное месторождение (высокодебитная скв. 22); г - Медвежье газовое месторождение (высокодебитная скв. 18);
1 - хвостовик; д - ПХГ-1, е - ПХГ-2
Различие плотностей газа и жидкостей вызывает необходимость спуска кондуктора в газовых скважинах на большую глубину, чем в нефтяных, для предотвращения разрыва газом горных пород, загрязнения водоносных горизонтов питьевой воды, выхода газа на дневную поверхность.
Глубину спуска кондуктора в газовых скважинах Н (в м) можно определить подбором из равенства
, (16.1)
где L - глубина скважины; R - удельная газовая постоянная; Т - средняя температура на длине (L - h); ρср - средняя объемная плотность горных пород разреза на длине h; Pн - начальное пластовое давление газа; g - ускорение свободного падения, или приближенно по формуле
, (16.2)
где ρв - плотность пластовой воды
Малая вязкость газа вызывает необходимость принимать особые меры по созданию герметичности как обсадных колонн, так и межтрубного пространства газовых скважин
Герметичность колонн обсадных труб достигается различными способами применением резьбовых соединений на концах труб и муфтах со специальной трапецеидальной формой поперечного сечения с тефлоновыми уплотнительными кольцами, использованием фторопластовой уплотнительной ленты, герметизирующих уплотнительных составов для муфтовых соединений типа УС-1, ГС-1 Герметичность заколонного пространства скважин обеспечивается применением цементов определенных марок, дающих газонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень