Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Материалы применяемые при гидроразрыве пласта

2. Виды заводнения пластов, их сущность, область применения

3. Подготовительные работы при ПРС, применяемое оборудование

4. Механические ключи для свинчивания штанг

5. Выполнение сложных ловильных работ, техника безопасности при их проведении

6. Решение задач 3,1; 3,2; 3,3; 3,4

1. Материалы применяемые при гидроразрыве пласта

Определение. Гидравлическим разрывом называется процесс, при котором давление жидкости воздействует непосредственно на породу пласта вплоть до ее разрушения и возникновения трещины. Продолжающееся воздействие давления жидкости расширяет трещину вглубь от точки разрыва. В закачиваемую жидкость добавляется расклинивающий материал, например, песок, керамические шарики или агломерированный боксит. Назначение этого материала - удержать созданную трещину в раскрытом состоянии после сброса давления жидкости. Так создается новый, более просторный канал притока. Канал объединяет существующие природные трещины и создает дополнительную площадь дренирования скважины. Жидкость, передающая давление на породу пласта, называется жидкостью разрыва.

Задачи решаемые при гидроразрыве

При гидравлическом разрыве должны быть решены следующие задачи:

а) создание трещины

б) удержание трещины в раскрытом состоянии

в) удаление жидкости разрыва

г) повышение продуктивности пласта

Создание трещины

Трещина создается путем закачки жидкостей подходящего состава в пласт со скоростью превышающей ее поглощения пластом. Давление жидкости возрастает, пока не будут превзойдены внутренние напряжения в породе. В породе образуется трещина.

Удержание трещины в раскрытом состоянии

Как только развитие трещины началось, в жидкость добавляется расклинивающий материал - проппант (обычно песок), переносимый жидкостью в трещину. После завершения процесса гидроразрыва и сброса давления проппант удерживает трещину открытой и, следовательно, проницаемой для пластовых жидкостей

Расклинивающие материалы (проппанты)

Расклинивание выполняется с целью поддержать проницаемость, созданную путем гидроразрыва. Проницаемость трещины зависит от ряда взаимосвязанных факторов:

1) типа, размера и однородности проппанта;

2) степени его разрушения или деформации;

3) количества и способа перемещения проппанта.

Некоторые наиболее употребительные размеры проппантов :

Размер сит	Предельные размеры частиц(мм)
100	0,150
40-60	0,419-0,250
20-40	0,841-0,419
12-20	1,679-0,841
8-12	2,380-1,679

Свойства расклинивающих агентов

1) Размеры и однородность

- с уменьшением предельных размеров частиц материала увеличивается нагрузка, которой он может противостоять, что способствует устойчивости проницаемости заполненной проппантом трещины.

- при нулевом напряжении смыкания проницаемость керамического проппанта 20/40 . Одна из причин этого - более однародная, по сравнению с песком, сферичность керамических частиц.

- значительное содержание мелких частиц (пыли) в песке может существенно понизить проницаемость трещины разрыва. Например, если через сито 40 проходит 20% частиц проппанта 20/40 , проницаемость снизится в 5 раз.

- проницаемость песка 10/16 примерно на 50% выше проницаемости песка 10 - 20.

- оценку свойств проппантов рекомендуется проводить по методике

Американского Нефтяного Института (API RP 56) .

2) Прочность

При увеличении напряжения смыкания трещины или горизонтального напряжения в скелете породы пласта происходит существенное снижение проницаемости проппантов. Как видно из графиков долговременной проницаемости проппантов, при напряжении смыкания 60 Мпа проницаемость проппанта 20/40 "CarboProp" значительно выше, чем у обычного песка. При напряжении смыкания выше, чем у обычного песка. При напряжении смыкания примерно 32 Мпа кривые размеров частиц для всех обычных песков быстро падают. Прочность песчанных зерен колеблется в зависимости от места происхождения песка и предельных размеров частиц.

3) Термохимическая стабильность

Все применяемые проппанты должны быть, по возможности, химически инертны. Они должны противостоять агрессивным жидкостям и высоким температурам.

4) Стоимость

Наиболее дешевым проппантом является песок. Высокопрочные проппанты, например, агломерированный боксит или песок со смолистым покрытием, гораздо дороже. Оценку их применимости следует делать на основании индивидуального экономического анализа по данной скважине.

Типы проппантов.

Первым материалом, который использовался для удержания трещины в раскрытом состоянии, был кремнистый песок. По мере развития технологии становилось ясно, что некоторые типы песка лучше других.

Кроме того, были созданы искусственные проппанты, пригодные для использования там, где естественные пески непригодны.

1) Керамические проппанты

Существует два типа керамических проппантов : агломерированный боксит и проппанты промежуточной прочности. Проницаемость последних близка к проницаемости агломерированного боксита, плотность же их ниже, чем у боксита, но чуть выше, чем у песка.

Агломерированный боксит - это высокопрочный проппант, разработанный компанией "Экссон продакшн рисерч". Изготавливают его из высококачественных импортных бокситовых руд. Процесс изготовления включает измельчение руды на очень мелкие частицы, преобразование первичной руды в сферические частицы нужного размера и обжиг их в печи при достаточно высокой температуре, вызывающей процесс агломерации. Конечный продукт обычно содержит 85% Al2O3 . Остальные 15% составляют оксиды железа, титана и кремния. Удельная плотность его 3,65 по сравнению с плотностью песка 2,65. Применяются агломерированные бокситы в основном в глубоких (глубже 3500 м) скважинах.

2) Керамики промежуточной плотности

Эти проппанты отличаются от агломерированных бокситов, прежде всего, своим составом. Содержание оксида алюминия в них ниже, содержание кремния - выше, а удельная плотность составляет 3,15. При давлениях до 80 Мпа по проницаемости они близки к агломерированным бокситам. Поэтому в большинстве случаев, благодаря более низкой стоимости, ими заменяют бокситы.

3) Керамики низкой плотности

Эти проппанты изготавливаются так же, как и другие керамики. Главное их отличие - состав. Они содержат 49% Al2O3 , 45% SiO2 , 2% TiO2 и следы других оксидов. Плотность этих проппантов равна 2,72 , то-есть они наиболее распространенные проппанты благодоря их цене, прочности плотности, близкой к плотности песка.

Жидкости разрыва

Важнейшей частью проектирования гидроразрыва является подбор жидкости разрыва. При этом следует рассмотреть следующие факторы :

Совместимость с пластом и пластовыми жидкостями.

1) Нарушение проницаемости пласта

При проведении гидроразрыва происходит поглощение жидкости в зоне, прилегающей к поверхности трещины. Из - за повышенного насыщения жидкостью зоны вторжения, относительная проницаемость по пластовой жидкости понижается. Если проницаемость по пластовой жидкости низка, а по жидкости разрыва еще ниже, это может привести к полному блокированию притока. Кроме того, в пласте могут быть пучинистые глины, которые набухают при контакте с жидкостью разрыва и понижают проницаемость.

2) Нарушение проницаемости песчаной пробки

Проницаемость песчаной пробки, так же, как и зоны вторжения жидкости, может быть нарушена в результате насыщения жидкостью. Приток по трещине может быть также ограничен наличием в песчаной пробке остаточных после воздействия мехпримесей или полимеров.

3) Пластовые жидкости

Многие жидкости склонны к образованию эмульсий или к осадкообразованию. Во избежание риска при выборе надлежащих химических компонентов следует провести лабораторные испытания.

Виды жидкостей

Жидкости на водной основе. Жидкости разрыва на водной основе используются сегодня в большинстве обработок. Хотя это было не так в первые годы гидроразрывов когда жидкости на нефтяной основе использовались фактически на всех обработках. Этот вид жидкости имеет ряд приемуществ над жидкостью на нефтяной основе.

1. Жидкости на водной основе экономичнее. Базовый компонент - вода намного дешевле чем нефть, конденсат, метанол и кислота.

2. Жидкости на водной основе дают больший гидростатический эффект чем нефть, газ и метанол.

3. Эти жидкости невоспламеняемы; следовательно они не взрывоопасны.

4.Жидкости на водной основе легко доступны.

Этот тип жидкости легче контролируется и загущаются.

Линейные жидкости разрыва. Необходимость загущения воды чтобы помочь транспортировать расклинивающий материал (проппант), уменьшить потерю жидкости, и увеличить ширину трещины было очевидным для ранних иследователей. Первый загуститель воды был крахмал. В начале 1960-х была найдена замена - гуаровый клей - это полимерный загуститель. Он используется и в наше время. Также используются и другие линейные гели в качестве жидкости разрыва: гидроксипропил, гидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметил, ксантан и в некоторых, редких случаях полиакриламиды.

Соединяющиеся жидкости разрыва. Впервые были использованны в конце 1960-х, когда было уделено большое внимание ГРП. Развитие этого типа жидкости решило много проблем которые возникали, когда было необходимо закачивать линейные гели в глубокие скважины с высокой температурой. Соединяющаяся реакция такова, что молекулярный вес базового полимера в значительной степени увеличивается связывая вместе различные молекулы полимера в структуру. Первой соединяющейся жидкостью был гуаровый клей. Типичный соединяющийся гель в конце 1960-х состоял из 9586 г/м3 гуарового соединителя с боритовой сурьмой. Сурьмовая среда была с относительно низким показателем pH в жидкости разрыва. Боровая среда была с высоким показателем pH. Также было разработано много других жидкостей этого типа, таких как алюминиевые, на хромной, медной основе, и марганце. Дополнительно в конце 1960-х , начале 1970-х годов стали использовать соединитель на основе КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза) и некоторые типы соединителя на основе гидрокситилцеллюлозы, хотя последний был дорогостоящим. С разработкой гидроксипропилового гуара и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозных полимеров, также было разработанно новое поколение соединителей. Полимерные молекулы соеденителя имеют тенденцию к увеличению термостабильности базового полимера. Это теоретезирует что эта температурная стабильность происходит из снижения термальной нестабильности молекулы в результате ее самой однородной природы и некоторой защищенности от гидролиза, окисления или других реакций деполимеризации которые могут случиться. Полимеры соеденителя, хотя и увеличивают кажущуюся вязкость жидкости на несколько порядков, не обязательно вызывают трение при давлении увеличивающееся на некоторую степень при операциях закачки. Эти системы были недавно заменены на замедляющие соединительные системы.

Замедляющие соединительные системы. Достойны внимания своего развития в 1980-е годы, когда они использовались как жидкости разрыва с контролируемым временем соединения, или замедленной реакцией соединения. Время соединения определено как время чтобы базовая жидкость имела однородную структуру. Очевидно, что время соединения, это время, необходимое чтобы достичь очень большого увеличения вязкости и становления жидкости однородной. Значительное количество исследований было проведено чтобы понять важность использования соединительных систем жидкости. Эти исследования показали, что замедляющие соединительные системы показывают лучшую дерсперсность соединителя, дают большую вязкость, и увеличивают в жидкости разрыва термостабильность. Другое преимущество этих систем это пониженное трение при закачке. Как результат этого, замедляющие соединительные системы используются больше чем обычные соединительные системы. Основное достоинство использования соединительных систем над линейными жидкостями описаны ниже :

1. Они могут достигнуть вязкости намного выше при ГРП по сравнению с нагрузкой геля.

2. Система наиболее эффективна с точки зрения контроля потери жидкости.

3. Соединительные системы имеют лучшую термостабильность.

4.Соеденительные системы более эффективны в цене за фут полимера.

Жидкости на нефтяной основе. Самый простой на нефтяной основе гель разрыва, возможен сегодня, это продукт реакции фосфата алюминия и базовый, типичный алюминат соды. Эта реакция присоединения, которая преобразует созданную соль, что дает вязкость в дизельных топливах или сдерживает до высоко гравитационной сырую систему. Гель фосфата алюминия улучшает более сырые нефти и увеличивает термостабильность.

Фосфат алюминия может быть использован, чтобы создать жидкость с повышенной стабильностью к высоким температурам и хорошей емкостью для транспортировки проппанта для использования в скважинах с высокими температурами: более 127°C. Основным недостатком использования жидкостей на нефтяной основе это пожаровзрывоопасность.Также надо отметить, что приготовление жидкостей на нефтяной основе требует большого технического и качественного контроля. Приготовление же жидкости на водной основе значительно облегчает процесс.

Жидкости на спиртовой основе. Метанол и изопропанол использовались как компоненты жидкости на водной основе и жидкости на кислотной основе, или, в некоторых случаях как и солевые жидкости разрыва в течении многих лет. Спирт, который уменьшает поверхностное натяжение воды, направленно использовался для удаления водяных препятствий. В жидкостях разрыва спирт нашел широкое применение как температурный стабилизатор,так как он действует как удерживатель кислорода. Полимеры повысили возможность загустить чистый метанол и пропанол. Эти полимеры включая гидроксипропилцеллюлозу и г идроксипропилгуар, заменили. Гуаровая смола поднимает вязкость на 25% выше, чем метанол и изопропанол, но кроме того дает осадок. В пластах, чувствительных к воде, жидкости на гидрокарбонатной основе более предпочтительны, чем жидкости на спиртовой основе.

Эмульсионные жидкости разрыва. Этот вид жидкости разрыва использовался на протяжении многих лет Даже некоторые первые жидкости разрыва на нефтяной основе, были внешне нефтяными эмульсиями. У них много недостатков и они используются в очень узком спектре, потому, что крайне высокое давление трения это результат присущих им вязкости и из-за отсутствия снижения трения. Эти жидкости разрыва были изобретены в середине 1970-х. Стоимостная эффективность нефтяной эмульсии подразумевает, что закаченная нефть может быть добыта назад и проданна. Эти эмульсии были очень популярными, когда сырая нефть и конденсат стоили 19 $ - 31 $ за м3 . Использование эмульсий типа "нефть в воде" направленно сокращалось с ростом цены на нефть.

Также в мировой практике известны следующие виды жидкостей разрыва:

Жидкости на основе пен, энергетические жидкости разрыва, где используется азот и углекислый газ , растворяемые в воде.

Реология жидкостей

К реологическим свойствам жидкостей относятся свойства, описывающие течение жидкостей, поглощение их, несущую способность и т.д., например вязкость. Вязкость жидкости разрыва в очень большой степени влияет на то, как жидкость поглощается породой пласта : густой жидкости теряется меньше, чем невязкой. Ниже приводится классификация жидкостей разрыва.

2. Виды заводнения пластов, их сущность, область применения

Виды заводнения.

В зависимости от расположения нагнетательных скважин по отношению к залежи нефти различают: законтурное, приконтурное и внутриконтурное заводнение. На многих месторождениях применяют сочетание этих разновидностей.

Законтурное заводнение

Недостаточное продвижение контурных вод в процессе разработки, не компенсирующее отбор нефти из залежи, сопровождающееся снижением пластового давления и уменьшением дебитов скважин, обусловило возникновение метода законтурного заводнения. Сущность этого явления заключается в быстром восполнении природных энергетических ресурсов, расходуемых на продвижение нефти к забоям эксплуатационных скважин. С этой целью поддержание пластового давления производится закачкой воды через нагнетательные скважины, расположенные за пределами нефтеносной части продуктивного пласта в зоне, занятой водой ( за внешним контуром нефтеносности). При этом, линию нагнетания намечают на некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности. Это расстояние зависит от таких факторов, как:

степень разведанности залежи - степень достоверности установления местоположения внешнего контура нефтеносности, что в свою очередь зависит не только от числа пробуренных скважин, но и от угла падения продуктивного пласта и от его постоянства;

предполагаемое расстояние между нагнетательными скважинами;

расстояние между внешними и внутренними контурами нефтеносности и между внутренним контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин.

Значение вышеперечисленных факторов уменьшается по мере увеличения неоднородности и изменчивости пласта от участка к участку по толщине и проницаемости. Так как изменение именно этих параметров сильно сказывается на фильтрационном потоке и, следовательно, на характере перемещения контуров нефтносности. Поэтому обычно нагнетательные скважины размещают возможно ближе к внешнему контуру нефтеносности - на расстоянии от 0 до 200 -300 м в зависимости от угла наклона пласта и расположения эксплуатационных скважин.

Для однородных высокопроницаемы пластов, содержащих легкую нефть малой вязкости и с хорошей гидродинамической связью залежи с водоносной зоной, метод законтурного заводнения является достаточно эффективным, обеспечивающим нефтеотдачу, близкую к естественному водонапорному режиму. Но на практике редко встречается природная система (залежь), идеально сочетающая в себе эти факторы.

Отрицательные стороны применения законтурного заводнения

Для ряда залежей нефти, приуроченных к терригенным и карбонатным коллекторам, вторичные процессы, происходившие после формирования залежей в зоне ВНК привели к резкому ухудшению проницаемости вплоть до закупорки пор и по существу - к изоляции нефтяной залежи от законтурной области.

Положительный эффект системы законтурного заводнения

Законтурное заводнение дает значительный эффект и не имеет указанных выше недостатков при разработке залежей малых и средних размеров, когда имеется не более четырех батарей скважин.

Благоприятными геологическими условиями для этого вида заводнения являются :

однородные коллекторские свойства пласта или их улучшение в периферийной части залежи;

малая относительная вязкость нефти;

высокая проницаемость коллектора ( 0,4 - 0,5 мкм ² и более );

сравнительно однородное строение пласта;

небольшая ширина залежи ( 4 - 5 км).

При этих условиях эксплуатационные скважины располагают вдоль внутреннего контура нефтеносности кольцевыми рядами. При нагнетании воды создается искусственный контур питания, приближенный к зоне разработки пласта.

При законтурном заводнении не нарушается естественное течение процесса, а лишь интенсифицируется, приближая область питания непосредственно к залежи.

Промышленное применение заводнения нефтяных пластов в СССР было начато в 1948 году при разработке девонских горизонтов Туймазинского нефтяного месторождения. К этому времени уже были известны опыты закачки воды в нефтяные пласты с целью пополнения пластовой энергии, проводившиеся в разных странах.

При разработке нефтяных месторождений в СССР с применением заводнения вначале использовали законтурное заводнение. Этот вид воздействия на продуктивные пласты применяли на месторождениях, коллекторы которых были сложены в основном песчаниками и алевролитами с проницаемостью 0,3 - 1,0 мкм² . Вязкость нефти в пластовых условиях заводняемых месторождений составляла 1 - 5 10 -³ Па с.

Законтурное заводнение осуществлялось часто не с самого начала разработки месторождений, а спустя некоторое время, в течение которого происходило падение пластового давления. Тем не менее закачка воды в законтурную область пласта позволяла в течение одного-двух лет настолько восполнить запас пластовой энергии, что оно стабилизировалось.

Использование заводнения нефтяных пластов привела вначале к возникновению технологической трудности, связанной с низкой приемистостью нагнетательных скважин. Пласты, которые, согласно формуле Дюпюи, должны были при используемых перепадах давления поглощать запроектированные расходы воды, практически не принимали воду. Широкое применение методов воздействия на призабойную зону скважин, таких, как гидравлический разрыв пласта и кислотные обработки, и главным образом использование повышенных давлений нагнетания привели к существенному увеличению приемистости нагнетательных скважин, к решению проблемы их освоения.

Опыт разработки нефтяных месторождений с применением законтурного заводнения привел к следующим основным выводам:

1. Законтурное заводнение позволяет не только поддерживать пластовое давление на первоначальном уровне, но и превышать его.

Использование законтурного заводнения дает возможность обеспечивать доведение максимального темпа разработки месторождений до 5-7 % от начальных извлекаемых запасов, применять системы разработки с параметром плотности сетки скважин 20-60 10 ⁴ м² / скв при довольно высокой конечной нефтеотдаче, достигающей 0,50 - 0,55 в сравнительно однородных пластах и при вязкости нефти в пластовых условиях порядка 1-5 10 -³ Па с .

Приконтурное заводнение

Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности.

Уменьшение проницаемости в законтурной части пласта резко снижает поглотительную способность законтурных нагнетательных скважин и обуславливает слабый эффект воздействия на пласт. Это явление вызывается резким повышением карбонатности пород в этой части залежи, что может быть связано со вторичными процессами химического взаимодействия нефти и краевых вод в зоне ВНК. Последнее зависит от химического состава пластовых вод и нефти и от сложных биохимических процессов, протекающих в недрах на контакте вода --нефть. Располагая нагнетательные скважины в краевой приконтурной зоне залежи, стало возможным исключить зону с резко ухудшенной проницаемостью, являющейся барьером, отделяющим нефтяную залежь от законтурной области, а также оказать эффективное воздействие на залежь со стороны краевых зон и резко сократить отток воды в законтурную область.

Преимущества приконтурного заводнения очевидны. Краевые части залежей, вплоть до внешнего контура нефтеносности отличаются малыми мощностями нефтеносных пород, не имеющих для разработки практического значения. На крупных платформенных залежах добывающие скважины не закладываются в зонах малых мощностей ( 1 - 3 м ).

Метод приконтурного заводнения, по сравнению с другими, более интенсивными методами не может обеспечить в течение краткого срока достижение максимального уровня добычи, но позволяет за более длительный промежуток времени сохранить достаточно высокий стабильный уровень добычи.

Внутриконтурное заводнение

Полученные результаты законтурного заводнения нефтяных пластов вызвали дальнейшее усовершенствование разработки нефтяных месторождений и привели к целесообразности использования внутриконтурного заводнения, особенно крупных месторождений, с разрезанием пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки.

При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта ( рис. 3 ).

В России применяют следующие виды внутриконтурного заводнения:

разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки;

барьерное заводнение;

разрезание на отдельные блоки самостоятельной разработки;

сводовое заводнение;

очаговое заводнение;

площадное заводнение.

Система заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по самостоятельной системе. На средних и небольших по размеру залежах применяют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки ( блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выбирается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литологического замещения) в пределах до 3 - 4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин ( не более 5 - 7 ).

В результате дальнейших исследований, исходя из опыта разработки было установлено, что наиболее целесообразно применять разрезание разрабатываемых пластов рядами нагнетательных скважин в блоке (полосе) находилось не более пяти рядов добывающих скважин. Так возникла современная разновидность рядных систем - блоковые системы разработки нефтяных месторождений: однорядная, трехрядная и пятирядная.

Использование систем разработки с внутриконтурным разрезанием позволило в 2 - 2,5 раза увеличить темпы разработки по сравнению с законтурным заводнением, существенно улучшить технико-экономические показатели разработки. Блоковые рядные системы нашли большое применение при разработке нефтяных месторождений во многих нефтедобывающих районах, особенно в Западной Сибири.

В дальнейшем, с целью расположения резервных скважин, интенсификации и регулирования разработки месторождений, стали применять схемы очагового и избирательного заводнения, при использовании которых нагнетательные и добывающие скважины располагают не в соответствии с принятой упорядоченной системой разработки, а на отдельных участках пластов.

В настоящее время это наиболее интенсивный и экономичный способ воздействия на продуктивные пласты. По характеру взаимного расположения нефтедобывающих и водонагнетательных скважин различают несколько разновидностей внутриконтурного заводнения.

Сводовое заводнение. При нем ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры залежи превышают оптимальные, то это заводнение сочетают с законтурным. Сводовое заводнение подразделяется на: осевое, кольцевое и центральное.

Осевое заводнение предусматривает поддержание пластового давления путем расположения нагнетательных скважин вдоль длинной оси структуры. Полагают, что такой метод заводнения может быть избран в связи со значительным ухудшением проницаемости в периферийной части залежи или с резко ухудшенной проницаемостью в законтурной части.

Осевое заводнение было осуществлено в США на месторождениях Уиссон (1948 г.) и Келли-Снайдер (1954 г.), в России - при разработке Новодмит-риевского, Якушкинского, Усть-Балыкского ( пласты группы А).

Кольцевое заводнение. Кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса залежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую площади. (Ромашкинское месторождение ).

Центральное заводнение как разновидность кольцевого ( вдоль окружности радиусом 200 - 300 м размещают 4 - 6 нагнетательных скважин, а внутри ее имеется одна или несколько добывающих скважин).

Очаговое заводнение в настоящее время применяется в качестве до-полнительного мероприятия к основной системе заводнения. Оно осуществляется на участках залежи, из которых в связи с неоднородным строением пласта, линзовидным характером залегания песчаных тел и другими причинами, запасы нефти не вырабатываются. Положение нагнетательных и добывающих скважин определяется таким образом, чтобы способствовать более полному охвату воздействием нефтяной залежи. Количество очагов заводнения определяется размерами нефтеносной площади. Также используется в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных основными системами.



Оно более эффективно на поздней стадии разработки. Внедрено на месторождениях Татарии, Башкирии, Пермской, Оренбургской областей и т.д.

Избирательное заводнение применяется в случае залежей с резко выра-женной неоднородностью пластов. Особенность этого вида заводнения заключается в том, что в начале скважины бурят по равномерной квадратной сетке без разделения на эксплуатационные и нагнетательные, а после исследования и некоторого периода разработки из их числа выбирают наиболее эффективные нагнетательные скважины. Благодаря этому, при меньшем их числе реализуется максимально интенсивная система заводнения и достигается более полный охват охват заводнением.

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девятиточечные , также линейные ( рис. 4 ).

Рис. 4 Площадная четырех-(а), пяти-(б), семи-(В), девятиточечная (г) и линейная (д,е) системы заводнения (с выделенными элементами)

3. Подготовительные работы при ПРС, применяемое оборудование

До начала ремонта скважины должны быть проведены подготовительные работы, которые обеспечили бы бесперебойную работу бригады подземщиков.

К подготовительным работам относятся:

1) доставка к скважине труб, насосных штанг, каната, талевого блока, подъемного крюка и т. Д.;

2) райберовка труб;

3) крепление муфт на трубах;

4) укладка труб в штабели на стеллажах у скважины;

5) проверка оттяжек у вышки или мачты;

6) ремонт полов и мостков;

7) проверка состояния кронблока вышки и головки мачты; замена неисправных шкивов, смазка кронблока и блока;

8) центрирование вышки или мачты по устью скважины;

9) доставка к скважине передвижной мачты и установка ее над устьем;

10) подготовка площадки для подъемника;

11) установка оттяжного ролика;

12) подвешивание подвесного ролика к поясу вышки при работах на скважинах, оборудованных центробежными погружными электронасосами;

13) подготовка площадки для установки кабельного барабана;

14) оснастка и разоснастка талевой системы.

Перед началом работ бригаде по подготовке скважин к подземному ремонту выдается наряд-заказ на каждую скважину с указанием оъема работ и норм времени.

Своевременная и правильная подготовка рабочего места, оборудования, инструментов и приспособлений имеет решающее значение для обеспечения высокой производительной, безаварийной и безопасной работы и создания условий для быстрого и доброкачественного проведения ремонта скважин. Рабочим местом является не только вышка или мачта, но и площадка под подъемник, под трубы, а так - же территория около скважины, где предстоит работать бригаде подземщиков.

Для подземного ремонта скважин применяют передвижные агрегаты АПРС-40 Агрегат подъемный для ремонта скважин АПРС-40 (рис. 5) предназначен для производства спуско-подъемных операций при ремонте скважин, необорудованных вышечными сооружениями, для производства тартальных работ, для чистки песчаных пробок желонкой и для возбуждения скважин поршневанием (свабированием)..

Агрегат подъемный для ремонта скважин АПРС-40

Агрегат является самоходной нефтепромысловой машиной, смонтированной на шасси трехосного автомобиля высокой проходимости УРАЛ_4320 или КрАЗ-260, и состоит из однобарабанной лебедки и двухсекционной телескопической вышки с талевой системой.

Инструмент для проведения спускоподъемных операций

Все работы по подземному и капитальному ремонту сопровождаются спуском в скважину и подъемом из нее труб, штанг и различных инструментов. Штропы служат для подвески элеватора на крюк. Конструктивно это замкнутая стальная петля овальной формы, сильно вытянутая по одной оси. Изготавливают их цельнокатанными или сварными в стыке контактной сваркой с последующей термообработкой.

Двуштропный элеватор типа ЭХЛ

Штанговые элеваторы ЭШН (рис. 9) - для захвата колонны штанг и удержания ее в подвешанном состоянии при СПО, грузоподъемностью 5 и 10 т. Конструкция их предусматривает использование двух пар вкладышей для втулок, одна предназначена для штанг Ж12, 16, 19 и 22 мм, вторая - для штанг Ж25 мм.

Элеватор штанговый ЭШН: 1 - шайба; 2 - шплинт; 3 - штроп; 4 - винт; 5 _ вкладыш; 6 - втулка; 7 - корпус

пласт заводнение скважина ловильный

Ключ трубный типа КТЛ (рис. 14) предназначен для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб (НКТ) и замков бурильных труб механизированным, а также ручным способом при текущем и капитальном ремонте скважин.

Ключ трубный КТЛ:

1 - рукоятка; 2 - ось; 3 - пружина; 4 - скоба; 5 - челюсть; 6 - ось; 7 - сухарь; 8 - ручка

4. Механические ключи для свинчивания штанг

Ключ Штанговый Шарнирный КШШ 16-25 предназначен для ручного и механизированного свинчивания - развинчивания насосных штанг при спуско-подъемных операциях при ремонте скважин. Представляет собой единый универсальный ключ облегченной конструкции на четыре типоразмера насосных штанг. Удерживается на квадрате штанги при перемещениях ее нижнего конца.

Круговой ключ штанговый КШК с регулируемыми зажимными плашками применяется для отвинчивания штанг при закрепленном плунжере глубинного насоса. Во время подземного ремонта скважин при заедании плунжера глубинного насоса приходится поднимать трубы вместе со штангами. Так как муфтовые соединения труб не совпадают с соединениями штанг, то после отвинчивания очередной трубы над муфтой, установленной на элеваторе, будет находиться гладкое тело штанги, захват которого штанговым ключом невозможен. В круговом ключе штанги захватываются плашками, имеющими угловые вырезы с зубьями. Одна из плашек неподвижная, прикреплена двумя штифтами к внутренней части ключа, а вторая - подвижная, прикреплена к внутреннему концу зажимного стержня.

5. Выполнение сложных ловильных работ, техника безопасности при их проведении

Ловильные работы в скважинах - один из наиболее трудоъемких видов капитального ремонта. В процессе эксплуатации скважин, проведения различных работ по текущему ремонту, воздействию на призабойную зон, пласта могут происходить неполадки, связанные с разрушением, прихватом, обрывом части внутрискважинного оборудования, которая не может быть извлечена на поверхность обычными методами.

Наиболее часто встречаются следующие работы: ловля оборвавшихся или отвинтившихся насосно-компрессорных труб или насосных штанг, ловля оборвавшихся глубинных насосов или якорей, ловля агрегата ЭЦН вместе с кабелем или без него, ловля кабеля и перфоратора, извлечение насосно-компрессорных труб, прихваченных песчаными или цементными пробками. Иногда колонна НКТ, упавшая в скважину при ударе о забой изгибается, ломается в нескольких местах, причем отдельные части располагаются в скважине рядами, создавая особую сложность их извлечения.

После тщательного обследования состояния эксплуатационной колонны и положения упавших в скважину труб или других предметов, приступают к спуску ловильного инструмента. Исследования производятся спуском печати, для того чтобы узнать в каком положении находится упавшее оборудование.

Ловильные инструменты, применяемые для ликвидации аварий в нефтяных скважинах, разнообразны по типам и конструкциям.

Для ловли труб применяют труболовки, овершоты, колокола, метчики; для ловли штанг - шлипсы, овершоты, крючки; для ловли других предметов - удочки, крючки, ерши, штропы, магнитные фрезеры и др.

Труболовки (внутренние и наружные, неосвобождающиеся и освобождающиеся) выпускаются нескольких размеров в зависимости от диаметра извлекаемых труб (48, 60, 73, 89 и 114 мм). Труболовки изготовляют В двух исполнениях: упирающиеся в торец захватываемой колонны и заводимые внутрь захватываемой колонны с резьбами левого направления. Они могут извлекать колонны как целиком, так и по частям. По заказу потребителя труболовки могут быть изготовлены и с резьбами правого направления.

Труболовку спускают в скважину на бурильных трубах и НКТ и останавливают на 3-5 м выше конца оставшихся в скважине труб. Затем создают циркуляцию промывочной жидкости и продолжают спуск инструмента при медленном его вращении вправо или влево. Когда труболовку введут в извлекаемую трубу, вращение инструмента и прокачку жидкости прекращают и медленно натягивают колонну труб, расхаживая ее при необходимости. Если трубы не поддаются расхаживанию, освобождающуюся труболовку можно освободить и поднять.

Для ловли сломанных НКТ, верхняя часть которых представляет собой голый конец с сорванной муфтой, применяют колокола. Колокол представляет собой стальной кованый патрубок специальной формы, имеющий на верхнем конце резьбу под муфту бурильного замка или насосно-компрессорной трубы, на которой он спускается в скважину. На внутренней поверхности в нижней части колокола имеется конусная расточка, на которой нарезана ловильная резьба и сделано четыре-пять продольных канавок для выхода стружки при врезании колокола в тело трубы.

Для ловли труб за муфту используется ловильный инструмент - овершот. Внутри овершота расположено несколько плоских пружин. Извлекаемая труба при спуске инструмента, входя в овершот, раздвигает пружипы и проходит дальше, а пружины захватывают трубу под муфтой только в тех случаях, когда трубы не прихвачены, так как при больших натяжках пружины могут сломаться и остаться в скважине.

Метчики относятся к группе инструментов, вводимых внутрь извлекаемых предметов. Корпус метчика выполнен в виде усеченного конуса, верхний конец которого имеет внутреннюю замковую резьбу для соединения с колонной бурильных или НКТ, а нижний - ловильную резьбу с продольными канавками для выхода стружки при врезании в аварийный объект.

Для ловли насосных штанг применяют шлипсовые муфты, комбинированные ловители. Ловлю перфораторов, кабеля и стального каната проводят различного рода крючками, удочками и ершами в виде двух- или трехрогих вилок, которыми захватывают ловимые предметы за выступающие части. Мелкие предметы (цепи, ключи, сухари и др.) извлекают различными пауками. Для ловли небольших металлических предметов при меняют магнитный фрезер, состоящий из переводника, магнитной системы и корпуса с фрезерной коронкой, армированной дробленным твердым сплавом. .

Ловильный инструмент:

Ловильные колокола:

а - несквозной типа К; б - сквозной типа КС; 1 _ присоединительная резьба к колонне; 2 - ловильная резьба; 3 - присоединительная резьба к воронке

Ловильные метчики:

а) универсальный типа МЭУ; б) специальный типа МЭС; 1 - присоединительная резьба; 2 - ловильная резьба.



Трубоголовка освобождающаяся типа ТВМ:

а - исполнение ; б - исполнение ;

1 - корпус; 2, 8 - фиксаторы; 3 - стержень; 4 - ниппель; 5 - плашкодержатель; 6 - плашка; 7 _ нижний стержень; 9 - пластинчатые пружины; 10 - поводок; 11 - стержень с зубьями.

Задача №-3.1

Выберите концентрацию и количество реагентов, необходимое оборудование для проведения солянокислотной обработки призабойной зоны скважины. Составьте план обработки.

Исходные данные:

Глубина скважины	Н	1860	м
Эфективная плотность пласта	h	16	м
Тип и состав породы продуктивного пласта	Трещиновато-кавернозные известняки
Проницаемость пород	k	0,1	мм2
Пластовое давление	Рпл	15	МПа
Внутренний диаметр скважины	Дд	0,215	м
Диаметр НКТ	d	73	мм
Температура пласта	Тпл	40	0С
Диаметр водовода	dоб	60	мм
Длина водовода	lоб	30	мм

Решение:

1. Для заданных условий принимаем концентрацию кислоты и объем раствора.

Принимаем 14,17% раствор соляной кислоты, и принимаем V=1,2м³ на 1м толщины пласта.

2. Определяем общий необходимый объем раствора соляной кислоты

V=V¹*h, м³

Где V¹ - расход раствора HCl на 1м толщины пласта

V=1.2*16=19,2м³

3. Количество концентрированной товарной соляной кислоты можно найти по формуле:

, м³

Где А и В - числовые коэффициенты, определяются по таблице

Х - выбранная концентрация солянокислотного раствора, %

л - 27,5% концентрация товарной кислоты

4. При обработке скважины, к раствору соляной кислоты добавляют различные реагенты, выбираем их концентрацию.

4.1 Ингибиторы в количестве 0,01% объема кислотного раствора, например кантамин А.

4.2 Стабилизаторы, уксусную кислоту в количестве:

Где в - процент добавки уксусной кислоты к объему раствора, принимаем 1,5%;

С - концентрация уксусной кислоты принимаем 80%;

4.3 Интенсификатры в количестве 1….1,5% объема солянокислотного раствора

4.4 Хлористый барий для удержания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей раствора соляной кислоты.

Где а - содержание SO₃ в товарной кислоте, а=0.6%;

сх.б=4кг/дм³.

5. Определяем количество воды необходимое для приготовления принятого солянокислотного раствора:

Vв=V-Vк-УVр,м³

Где УVр - суммарный объем всех добываемых реагентов к солянокислотному раствору, м³.

Vв=19,2-7,74-0,375-20,0*0,01-20,0*0,015-0,028=10,56м³.

6. Определяем количество раствора, занимаемого при открытой задвижке затрубного пространства (при отсутствии пакера) в объеме выкидной линии. Насосно-компрессорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до подошвы пласта:

V¹=0.785d²_об*l+0,785 d²_вн(H-h)+0,785Д_д²*h

V¹=0,785*0,06²*30+0,785*0,065²(1860-16)+0,785*0,215²*16=6,785м³.

7. Количество жидкости, которое закачивают при закрытой задвижке затрубного пространства:

V¹¹= V - V¹

V¹¹=19,2-6,785=12,42м³

8. Объем продавчной жидкости:

Vпр=V¹=6,785м³

9. Выбираем необходимое оборудование (кислотный агрегат, автоцистерны).

Для транспортировки и нагнетания в пласт жидкостей при плотной обработке призабойных зон скважин используются насосные установки УНЦ1-160-500К (АзИНМАШ -30А), кислотовоз КП=65.

10. Определяем необходимое давление нагнетания, для чего выбираем режим работы агрегата. Для этого задавшись производительностью агрегата (g) на II, III и IV передачах:

Где Рвн=Рзаб-Рж+Ртр

Где Рзаб=Рпл+g*10^-3*86400/Т(К)

Рзаб - максимальное забойное давление при продавке раствора, МПа,

Рж - гидростатическое давление столба продавочной жидкости, МПа,

Рж=сgHф=850*9,8*1860=15,49Мпа;

Принимаем Ртр=0,5…1,5Мпа

На III передаче насос создает давление Рнас =25,5Мпа производителдьность при диаметре плунжера 100мм g=4,76дм³/с.

Рвн=27,88-15,49+1,5=13,89Мпа.

Давление создаваемое насосом должно быть Рнас?Рвн; Рнас>13,89Мпа.

11. Определяем продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора:

Задача №-3.2

Определите приемистость нагнетательной скважины.

Исходные данные:

Пластовое давление	Рпл	12	МПа
Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра	Нф	1100	м
Диаметр эксплуатационной колонны	D	168	мм
Диаметр НКТ	dнкт	73	мм
Толщина пласта	h	10	м
Коэффициэнт проницаемости породы	k	0,2	мкм2
Радиус контура питания	Rк	500	м
Радиус скважины по долоту	r	150	мм
Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины		0,7
Давление насоса КНС	Ркнс	10	МПа
Разность геофизических отметок	ДН	40	м
Длина водовода	l	1000	м

Решение:

1. Количество нагнетательной в скважину воды за сутки (приемистость скважины, определяют, исходя из давления нагнетания и характеристики нагнетательной скважины:

,

где м_В - вязкость воды, Па*с, м_В=10^-3Па*с

2. Давление на забое нагнетательной скважины зависит от давления на выкиде насосов кустовой насосной станции (КНС):

Р_заб=Р_кнс±Р_геод-Р_тр+сgН_ф*10^-6, МПа

где Р_геод - давление обусловленное разностью геодезических отметок КНС и скважины, МПа

Р_геод=±ДН_геод*с_В*g*10^-6

где Р_тр - потери давления на трение в водоводе и колонне НКТ, МПа.

2.1. Так как расход жидкости неизвестен, давление на забое определяют приближенно без учета потерь на трение:

Р¹_заб=+Р_геод+сgН_ф*10^-6

Р_геод=40*1000*9,8*10^-6=0,392МПа;

Р¹_заб=0,392+1000*9,8*1100*10^-6=11.17МПа.

3. Определяем приемистость нагнетательной скважины по формуле (1)

4. Определяем потери давления на трение по формуле Дарси-Вейсбана:

где с_в - плотность воды кг/м³;

л - Коэффициент гидравлического сопротивления. Принимаем 0,02…0,03;

d - внутренний диаметр НКТ (водовода), мм

5. Вычисляем давление на забое нагнетательной скважины с учетом потерь давления на трение по формуле (2)

Р_заб=Р_кнс+Р_геод-Р_тр+сgН_ф*10^-6=

=10+0,392-0,04+1000*9,8*1100*10^-6=21,13МПа

6. Определяем уточненное значение приемистости нагнетательной скважины по формуле (1)

Задача №-3.3

Выберите способ, жидкость глушения, необходимое оборудование, материалы. Их количество для глушения скважины. Составьте схему размещения и обвязки наземного оборудования и план работ.

Исходные данные:

Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра	Нф	1840	м
Диаметр эксплуатационной колонны	D	146	мм
Диаметр НКТ	dнкт	60	мм
Пластовое давление	Рпл	23	МПа
Глубина спуска колонны труб(насоса)	Lн	1817	м
Плотность скважинной жидкости	св	850	кг/м3

Решение:

1. Выбираем способ глушения в зависимости от пластового давления, приемистости и литологии пласта. Вида спущенного в скважину оборудования, вида применяемой жидкости.

Так, как способ эксплуатации фонтанный, то глушение производим полной заменой жидкости.

2. Определяем плотность жидкости глушения из условия противодавления на пласт по формуле:

- при полной замене жидкости

3. Выбираем жидкость глушения в соответствии с рассчитанной плотностью и особенностью пласта.

Для глушения применяют жидкости, водный раствор хлористого кальция (плотностью до 1700 кг/м³.

4. Определяем объем жидкости глушения - при полной замене скважинной жидкости Vгл=0,785*Д²_вн*L*ц, м³

где Двн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м

ц - коэффициент запаса жидкости глушения, ц=1,05…1,1

Vгл=0.785*0,132²*1817*1,1=27,34м³.

5. Определяем количество материалов для приготовления растворов CaCl₂

5.1. Количество утяжелителей

,кг

где с_ут - плотность применяемого утяжелителя, с _CaCl2=2200кг/м³

5.2. Количество воды (пресной)



6. Количество жидкости для долива при подъеме НКТ

- без жидкости: Vg=М_нкт/с_м

- с жидкостью: Vg=М_нкт/с_м+0.785d²_внL_н , м³

где с_м - плотность металла, равная 7850кг/м³;

d_вн - внутренний диаметр НКТ, м;

Мнкт - m*L - масса колонны НКТ, кг;

где m- масса 1п.м. кг/м

dвн=50,3мм; m=6,84кг/м;

Мнкт=6,84*1817=12428,3кг.

V_Д=12428,3/7850+0,785*0,0503²*1817=5,19м.

7. Выбираем промывочный агрегат исходя из необходимого давления на устье при глушении скважины.

Выбираем ЦА - 320М

8. Количество автоцистерн: n_ц=V_гл*с_гл/g;

Где g - грузоподъемность автоцистерн

, принимаем n_ц=5.

9. Составляем схему размещения и обвязку наземного оборудования и план работ при глушении скважины.

Схема размещения и обвязки наземного оборудования



Задача №-3.4

Исходные данные:

Глубина скважины	Н	1550	м
Диаметр эксплуатационной колонны	D	146	мм
Приемистость скважины	g	0,15	м3/мин
Диаметр заливочных труб	dз	60	мм
Температура на забое	tзаб	65	0С
Длина заливочных труб	L	1500	м

Решение:

1. Выбираем тампонажный цемент в зависимости от температуры на забое скважины и определяем время начала схватывания с момента затворения.

Так как в данной задаче скважина «горячая» t=65⁰С. Выбираем цемент с температурой твердения 75±3⁰С.

Время начала схватывания после затворения 1ч45мин.

2. Определяем объем колонны заливочных труб:

Vз=0.785*dз. ²вн*L*в,м³

где dз.вн - внутренний диаметр заливочных труб, м

в - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, равный 1,01…1,10

Vз=0,785(0,052)²*1500*1,05=3,34м³.

3. Определяем время, необходимое для полного заполнения колонны заливочных труб при работе одним агрегатом ЦА-320М на III скорости при диаметре втулок 100мм:

где g_III - подача цементировочного насоса на III скорости, равная 5,2дм³/с.

/

Время вылива излишка тампонажного раствора при обратной промывке, при работе агрегата ЦА - 320М на IV скорости:

Где g_IV=7,9 дм³/с.

4. Время на затворение и продавку тампонажного раствора в пласт:

Т=Т_доп-(Т_з+Т_в+Т_о), мин.

где Т_доп - время начала схватывания;

Т_о=5…10 мин - время на подготовительные работы при затворении цемента.

Тдоп=1ч45мин; То=7мин;

Т=1ч45мин-(10,7+7,04+7)=105-24,74=80,3мин.

5. Определяем объем тампонажного раствора, который можно закачать в пласт за время Т:

...