Основы нефтегазового производства

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ (ПЛОЩАДИ)

Указывается географическое и административное положение месторождения, ближайшие населенные пункты, железнодорожные станции, пристани (порты) и расстояния до них. Характеризуются природно-климатические условия (орогидрография, наличие родовых угодий, заповедников, геоморфология, геокриология), значимые для получения, обработки, интерпретации исходной геолого-геофизической и промысловой информации, принятия проектных решений, проектирования инфраструктуры месторождения.

Указывается расстояние до ближайших разрабатываемых нефтяных и газовых месторождений, приводятся сведения о размещении и мощностях действующих в районе месторождения геофизических, буровых, нефтегазодобывающих и строительных организаций, нефтегазопроводах, автомобильных дорогах, подъездных путях, источниках питьевого и технического водоснабжения, энергоснабжении и сейсмичности района, обеспеченности строительными материалами.

Приводятся данные по накопленной добыче нефти, газа, воды. Приобщается обзорная карта-схема расположения изучаемого и окружающих его месторождений, на которой наносятся населенные пункты, реки, озера, болота, охранные зоны, родовые угодья, дороги, ЛЭП, водоводы, нефтегазопроводы и другие имеющие значения сведения. Дается краткая характеристика программных продуктов, на которых выполнялось геологическое и фильтрационное моделирование месторождения.

2. СТРОЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА

Геолого-геофизическая изученность.

Излагаются сведения об истории открытия и разведки месторождения, краткие сведения о проведенных геологоразведочных работах различными методами, их методике, объемах, качестве и эффективности. Для месторождений, по которым ранее осуществлялось построение модели, дается анализ изменения качества и количества геолого-геофизической и промысловой информации, эффективности решений по доразведке и эксплуатационному разбуриванию месторождения.

Геологическое строение района работ и месторождения

В разделе приводится краткая характеристика литолого-стратиграфического разреза вскрытых отложений с указанием зон возможного поглощения бурового раствора, зон аномально высокого и аномально низкого пластового давления, основные сведения о тектонике месторождения (структурные особенности, разрывные нарушения, возрастные взаимоотношения). Для месторождений, по которым ранее осуществлялось построение модели, дается анализ изменения представлений о стратиграфии отложений и тектоническом строении месторождения на основе новой геолого-геофизической информации.

3. ЛИТОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРОВ

Отложения пашийского и кыновского горизонта франского яруса верхнего девона сложены алевролитами и песчаниками. Керном они охарактеризованы в 10 скважинах (70 образцов).

Песчаники мономинеральные кварцевые, мелкозернистые. Зерна кварца полуокатанной формы, сортировка зерен хорошая, упаковка средняя, участками плотная. По данным гранулометрического анализа песчаники мелкозернистые (50,1% - 80,8%) с небольшой примесью среднепсаммитовой фракции (0 - 10,3%), сильно алевритистые, глинистые (2,7 - 7,1%). Известковистость колеблется от 0,1 до 3%.

Цементом служит вторичный кварц, образующий регенерационные каемки, и карбонатно-глинистый материал, формирующий контактовый, а на отдельных участках - поровый тип цемента. Пористость песчаников колеблется в пределах 12,9 - 20,4%, проницаемость 118,3 - 644,5* 10-3мкм2.

Алевролиты кварцевые по составу с хорошей сортировкой зерен. По гранулометрическому составу: крупнозернистые (43,6-63,7%), средне- и сильно песчанистые (11,2-44,7%), слабоглинистые (2,2-5,3%) с небольшой примесью средне- и мелкоалевритовой фракции (1,5-8,1%). Тип цемента регенерационный, контактовый и поровый. Пористость алевролитов по керну варьирует от 15 до 21,2%, проницаемость - от 9,6 до 109,9* 103 мкм2.

Пористость коллекторов пашийских отложений, определенная по ГИС (47 скв.) и керну (3 скв. - 33 определения), почти совпадает: 19,7% и 20,5%, нефтенасыщенность соответственно 71,9 и 81,6%. Параметры проницаемости, определенные по ГИС, керну и результатам гидродинамических исследований, различаются, данные представлены в таблице 1.2.1. Для проектирования взято среднее значение по результатом ГИС, как наиболее представительное (46 скв. - 151 определение), которое равно 0,13 мкм2. Кондиционные значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и проницаемости для терригенных коллекторов пашийского и кыновского возрастов идентичны и составляют соответственно: 0,115, 0,55 и 0,013 мкм2.

Коллекторы относятся к высокоемким высокопроницаемым. Тип коллектора поровый.

Пашийские отложения характеризуются в целом низким значением песчанистости (0,071), по нефтенасыщенной части - 0,631. На неоднородность объекта указывает довольно высокая величина его расчлененности, равная 4,067. Общая толщина горизонта составляет в среднем 22,8 м, суммарная нефтенасыщенная - 1,9 м. Высокое среднее значение эффективной толщины (10,7м) указывает на наличие значительной водонасыщенной части по пластам с подошвенной водой.

Покрышкой для залежей пашийских отложений служат аргиллиты кыновского возраста мощностью от 2 до 6 м.

Коллекторские свойства кыновских отложений охарактеризованы керновыми данными, результатами ГИС и гидродинамических исследований. По первым они выше, а по более представительным материалам, по геофизическим исследованиям, коллекторы характеризуются следующими величинами: пористости - 19,6%, нефтенасыщенности - 74,3%, проницаемости - 0,126 мкм2, представленным в таблице 1.2.1. Они относятся по своим емкостно- фильтрационным свойствам к высокоемким, высокопроницаемым. Тип коллектора - поровый.

Общая толщина отложений кыновского возраста составляет в среднем 19,3 м, средняя нефтенасыщенная - 2,2 м, эффективная - 3,0 м. Коллекторы характерезуются высокой неоднородностью - расчлененность 1,852, высоким значением песчанистости - 0,712. Покрышкой для кыновских залежей служат глины одноименного возраста толщиной до 10 м.

4. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ

Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа ЛXM-8M, ХРОМ-5. Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений».

Всего по Бухарскому месторождению проанализировано: пластовых - 39 проб, поверхностных - 37 проб. Ввиду отсутствия данных по турнейскому ярусу и бурегскому горизонту были использованы усредненные параметры по Кадыровскому и Ромашкинскому месторождениях соответственно. Физико-химические свойства флюидов представлены в таблице.

Таблица 1 Физико-химические свойства

5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ

При насосной эксплуатации подъем жидкости из скважин на поверхность осуществляется насосами -- в основном штанговыми и бесштанговыми (погружными электроцентробежными). Откачка нефти из скважин при помощи штанговых глубинных насосов получила широкое распространение в силу их простоты и сравнительной дешевизны. Штанговые насосы позволяют отбирать нефть с глубин до 2500 м. Глубиннонасосными установками можно отбирать до 500 м3 жидкости в сутки в зависимости от диаметра и глубины спуска насоса.

Основными элементами ее являются: колонна насосных труб и глубинный насос с плунжером, подвешенный на штангах. Перечисленные элементы относятся к подземному оборудованию скважины. Глубинный насос приводится в движение от станка-качалки, расположенного на поверхности земли и состоящего из балансира, шатунно-кривошипного механизма и двигателя. Глубинный насос представляет собой обычный поршневой насос одинарного действия с проходным поршнем (плунжером).

Рис.1

- привод скважинного штангового насоса;

2-канатная подвеска;

3-устьевой шток;

4- сальниковое устройство;

5- устьевая арматура;

6- колонна НКТ;

7-колонна штанг;

8- скважинный насос

Привод штангового насоса (рис. 1.) 1служит для сообщения возвратно-поступательного движения колонне штанг. Посредством канатной подвески привод соединяется с устьевым штоком 3. Устьевой шток движется в сальнике 4, который обеспечивает герметичность в верхней части колонны НКТ 6. К нижнему концу устьевого штока присоединяется колонна штанг 7, которая служит для передачи движения плунжеру скважинного насоса. Колонна штанг проходит внутри насосно-компрессорных труб. Насосно- компрессорные трубы образуют канал для движения продукции скважины от насоса к устью. Скважинный насос 8 -- плунжерного типа. Он состоит из цилиндра и полого плунжера. Цилиндр насоса имеет всасывающий клапан, а плунжер -- нагнетательный. Насос прикрепляется к нижней части колонны НКТ. При движении штанг вниз плунжер спускается в цилиндр насоса, а жидкость, которая содержится в последнем, переходит через открытый нагнетательный клапан в верхнюю часть цилиндра насоса и, соответственно, в насосно-компрессорные трубы. Всасывающий клапан в это время закрыт. При движении штанг вверх нагнетательный клапан закрывается, и плунжер поднимает вверх холящийся над ним столб жидкости. На поверхности жидкость поступает в выкидную линию скважины. Во время движения штанг вверх всасывающий клапан открывается, и жидкость из скважины входит в цилиндр.

При ходе штанг вверх верхний клапан закрыт, так как на него действует давление вышележащего столба жидкости. При этом под действием столба жидкости в кольцевом пространстве открывается приемный клапан, и жидкость поступает в цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз нижний клапан закрывается , а верхний открывается и через полый плунжер жидкость выдавливается из цилиндра насоса в насосные трубы. При непрерывной работе насоса в результате подкачки жидкости уровень последней в насосных трубах поднимается до устья, и она поступает в выкидную линию через тройник. Станки-качалки оснащаются средствами для их отключения в случае обрыва штанг или при появлении ударных перегрузок, при повышении или понижении давления в нагнетательном трубопроводе, при обрыве фаз или токовых перегрузках и коротких замыканиях электродвигателя.

Работа станков-качалок регулируется блоком управления типа БУС-2, в который входит пусковая и другая электромеханическая аппаратура, обеспечивающая взаимосвязанную работу средств автоматизации и технологического оборудования установки.

Штанговые насосные установки имеют серьезные недостатки -- тяжелое громоздкое оборудование при больших глубинах скважин, опасность различных неполадок, аварий со штангами вследствие больших нагрузок, ограниченное применение для добычи нефти в наклонных скважинах, не всегда достаточная производительность для отбора больших объемов жидкости, особенно из сильно обводненных скважин. В связи с этим в настоящее время все большее применение находят насосные установки с новым принципом действия.

Эксплуатация скважин электороцентробежными и винтовыми насосами.

Преимуществами электроцентробежных насосов являются простота обслуживания, высокая производительность (до 1500 м /сут), относительно большой межремонтный период работы (15--20 мес., иногда и более). Они могут успешно работать как в вертикальных, так и в наклонных скважинах. Центробежные насосы для откачки жидкости из скважины принципиально не отличаются от обычных центробежных насосов, используемых для перекачки жидкости на поверхности земли. Погружные центробежные электронасосы (ПЦЭН) - это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции.

Рис. 2. Установка погружного центробежного насоса

Погружной насосный агрегат состоит из следующих основных частей: центробежного многоступенчатого насоса 4, погружного электродвигателя 1 и протектора 2 (или протектора с компенсатором). Все эти узлы соединены между собой посредством фланцев. Валы двигателя, протектора и насоса имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

Так как электродвигатель расположен непосредственно под насосом, насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и электродвигателем через фильтр-сетку.

Наземное оборудование скважин состоит из устьевой арматуры 7, автотрансформатора 9 и станции управления 10. Автотрансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле 6, подводящем ток к погружному электродвигателю 1 и навиваемом с установленного на поверхности барабана 8. Для зашиты от пыли и снега трансформатор устанавливают в будке. Станция управления позволяет вручную или автоматически запускать в действие, останавливать установку и контролировать ее работу.

Устьевая арматура 7 предназначена для отвода продукции скважины в выкидную линию, герметизации затрубного пространства с учетом ввода в это пространство кабеля и перепуска газа из этого пространства при чрезмерном увеличении его давления.

Погружной электроцентробежный насос состоит из расположенных вертикально на общем валу многоступенчатого центробежного насоса, электродвигателя и протектора, служащего для защиты электродвигателя от попадания в него пластовой жидкости. Питание электродвигатель получает по бронированному кабелю , спускаемому вместе с насосными трубами, у башмака которых устанавливается насос. Управление работой и отключение в случае аварии погружного электроцентробежного насоса производиться специальной автоматической станцией управления БУС-2, устанавливаемой в будке недалеко от устья скважины. В этой же будке устанавливается автотрансформатор для компенсации падения напряжения в бронированном кабеле. Длина насоса определяется его типом и числом ступеней и изменяется от 5,1 до 10,8 м. От числа ступеней зависит и напор насоса. Протектор помимо защиты электродвигателя от попадания пластовой жидкости служит также для подачи по мере расхода жидкого масла в электродвигатель и консистентной смазки в подшипники насоса. На выкидной линии может быть установлен отсекающий клапан для блокировки скважины в случае ее фонтанирования; при добычи парафинистой нефти предусматривается устройство для запуска шаров.

ГПН дифференциального типа подача насосом пластовой жидкости происходит только при ходе вверх. Рис.З. Рабочая жидкость подается по каналу 6 в пространство под поршень двигателя и далее через специальный канал 7 в поршне, перекрываемый управляющим каналом 5 , попадает в полость над поршнем 4.

а- ход вниз б-ход вверх

Рис.З. Принципиальная схема ГПН дифференциального типа (одинарного действия)

Винтовые насосы.

Винтовые насосы являются одной из наиболее перспективных технологий для добычи нефти в России и за рубежом. Относительная простота конструкции, способность откачки высоковязких эмульсий и жидкостей с повышенным содержанием газа и механических примесей, широкий диапазон рабочих дебитов и давлений, низкое электропотребление, возможность использования без потери эффективности в наклонных и горизонтальных скважинах - эти и другие достоинства винтовых насосов позволяют им успешно конкурировать с электроцентробежными и штанговыми насосами.

По сравнению со штанговыми, винтовые насосы отличаются низкой металлоемкостью (масса наземного привода винтового насоса на порядок меньше массы станка-качалки), простотой установки и обслуживания, значительно меньшими экологическими рисками (при возвратно-поступательном движении полированного штока станка-качалки происходит катастрофический износ устьевого сальника, который зачастую приводит к разливу нефти).

Долгое время считалось, что область применения винтовых насосов ограничивается вязкой нефтью. Это, например, сдерживало их массовое внедрение в Западной Сибири. Однако современные установки винтовых насосов при соответствующем выборе кинематических параметров (коэффициент натяга, кинематическое соотношение и др.) позволяют успешно работать и в условиях маловязкой (нормальной) нефти [4].

В последние годы в связи с разработкой трудноизвлекаемых запасов нефти роль винтовых насосов существенно возросла, поскольку во многих осложненных условиях они оказываются единственно возможной технологией для добычи нефти.

В зависимости от места расположения двигателя различают установки винтовых насосов с поверхностным и погружным приводом. В первом случае передача энергии от двигателя, расположенного на поверхности, к насосу осуществляется посредством колонны вращающихся насосных штанг [12]. Во втором случае электродвигатель входит в состав погружной части насосной установки и соединен с наземной станцией управления с помощью электрического кабеля.

Сравнительные преимущества и недостатки винтовых насосов с поверхностным и погружным приводом во многом повторяют те, которые имеют место для штанговых и электроцентробежных насосов. В первом случае основные ограничения и риски связаны со штанговой колонной (проблемы эксплуатации в искривленных скважинах, вероятность обрывов и отворотов штанг, более жесткие по сравнению с винтовым насосом с погружным двигателем ограничения по частоте вращения ротора), во втором - с электродвигателем, гидрозащитой и кабелем (перегрев двигателя и эластомера при малых скоростях движения потока, отказы по электрооборудованию и др.). Указанные особенности определяют наиболее приемлемую область для использования каждого типа винтовых насосов. Установки штанговых винтовых насосов (УШВН) находят свое применение в относительно неглубоких (до 1500-2000 м) умеренно искривленных скважинах при дебитах жидкости в диапазоне от 3 до 150 м3/сут. [4]. Установки винтовых насосов с погружным электродвигателем (УЭВН) могут использоваться в более глубоких (до 3000 м) искривленных и горизонтальных скважинах, где применение УШВН ограничено из-за штанг, и обеспечивать более высокий дебит (до 500 м3/сут.).

6. КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА ВИДОВ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Увеличение фонда добывающих нефтяных скважин, в том числе механизированных, сопряжено с постоянным ростом числа подземных ремонтов скважин.

При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации К т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98.

Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущий ремонт подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный.

Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.

Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.

Межремонтный период работы скважин - это продолжительность фактической эксплуатации скважины от предыдущего ремонта до последующего. Эта продолжительность определяется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине.

Основными путями повышения Kэ (что равнозначно добыче нефти) являются: сокращение сроков подземного ремонта скважин; максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а так же по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии). В соответствии с Правилами ведения ремонтных работ в скважинах, введенными в действие с 01.11.97, к текущему ремонту относятся следующие работы

РАЗНОВИДНОСТИ ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Выше приведенные работы выполняются бригадой текущего ремонта скважин, однако в промысловой практике их чаще называют бригадами подземного ремонта скважин, что не совсем правильно, так как подземный ремонт скважины включает в себя как текущий, так и капитальный ремонт, т.е. это понятие шире. Бригадами текущего ремонта скважин могут выполняться работы по устранению некоторых аварий (напрмер, извлечение НКТ), не занимающих много времени.

7. КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА ВИДОВ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Капитальным ремонтом скважин (КРС ) называется комплекс работ связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

Капитальный подземный ремонт скважины объединяет все виды работ, требующие длительного времени, больших физических усилий, привлечения многочисленной разнофункциональной техники. Это - работы, связанные с ликвидацией сложных аварий, как со спущенным в скважину оборудованием, так и с самой скважиной, работы по переводу скважины с одного объекта эксплуатации на другой, работы по ограничению или ликвидации водопритока, увеличению толщины эксплуатируемого материала, воздействие на пласт, зарезка нового ствола и другие.

Виды работ, выполняемые капитальным ремонтом можно сгруппировать по следующим направлениям:

- охрана недр и окружающей среды;

- изоляционные работы по перекрытию и ограничению путей поступления воды в продукцию скважины;

- воздействие на продуктивные пласты; восстановление и ликвидация аварий в стволе скважины.

Основанием для рассмотрения вопроса необходимости капитального ремонта каждой конкретной скважины является аварийное состояние, наличие аномалий в величинах добычи продукции и содержания в ней воды, загрязнение окружающей природной среды, выполнение скважиной своего назначения. В первом случае должно быть принято решение «ремонт» или «ликвидация», во втором - ремонт или эксплуатация при аномальных показателях, в третьем - обязательная ликвидация источников загрязнения, в четвертом - ликвидация.

К капитальным ремонтам скважин относят работы, представленные в следующей таблице. Данные работы выполняют бригады капитального ремонта скважин.

Наряду с понятием текущий и капитальный ремонт скважины, введено понятие скважино-оперция по повышению нефтеотдачи пластов, также отнесенная к ремонтным работам в скважинах. Скважино-оперцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов, направленныз на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи.

Данными работами занимаются, как правило, бригады капитального ремонта скважины или другие специализированные бригады, входящие в состав Управления повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин (УПНП и КРС).

Характерной особенностью подземного ремонта скважин является то, что при различных его назначениях, продолжительности и сложности в большинстве случаев выполняются одни и те же операции с использованием одних и тех же специальных машин и инструментов.

Технологический процесс подземного ремонта скважин, можно разделить на три основных этапа:

1) подготовительные работы;

2) спускоподъемные операции и собственно ремонт;

3) освоение скважины после ремонта.

Первый технологический этап ремонта - подготовительные работы - состоит из двух частей:

- собственно подготовки скважины к ремонту;

- подготовка оборудования и инструмента для проведения ремонта.

К первой группе относятся работы, связанные с предупреждением проявлений воды, нефти и газа в процессе ремонта.

Скважину считают подготовленной к ремонту, если созданы условия для проведения в ней всех необходимых операций при соблюдении охраны труда, исключения загрязнения окружающей среды и потерь продукции.

Одной из технологий подготовки является глушение скважины, заключающееся в замене скважинной жидкости на жидкость глушения, плотность которой обеспечивает создание необходимого противодавления на эксплуатируемый объект. Глушение скважины нежелательный процесс, так как жидкость глушения в сочетании с репрессией на пласт может оказывать отрицательное влияние на его коллекторские свойства.[7.]

Более рациональный способ подготовки скважин к ремонту по сравнению с глушением - установка в скважине выше эксплуатационного объекта клапанов-отсекателей или оснащение устья скважины специальным оборудованием для производства спускоподъемных операций под давлением.

Вторая часть подготовительных работ заключается в доставке и развертывании на устье скважины необходимого оборудования, обеспечении инструментом, материалами и приспособлениями, демонтажем оборудования после проведенных работ и пр.

Большинство технологий ремонта осуществляется с применением спускоподъемных операций, поэтому спуск и подъем колонны труб рассматривается как самостоятельная группа операций. Их выполняют комплексом грузо-подъемного оборудования, включающего вышку с оснасткой, инструмент и средства механизации для захвата, поддержания труб, а также операций с резьбовыми соединениями.

Рис. 4. Подъемная установка: 1 - талевая система; 2 - вышка; 3 - силовая передача; 4 - передняя опора; 5 - кабина оператора; 6 - лебедка; 7 - гидроцилиндр подъема вышки; 8 - задняя опора

Грузоподъемное оборудование смонтировано на транспортной базе. Мобильный агрегат для производства спускоподъемных операций в подземном ремонте скважин в рабочем и транспортном положении показан на рисунках 4 и 5.

Для технологических операций предназначено специальное наземное и подземное оборудование. Основное наземное оборудование - насосные агрегаты для нагнетания жидкостей в скважину, установки для производства пара, оборудование для герметизации устья скважины, агрегаты для исследования скважин. Подземное - пакеры, якори, захватные устройства для извлечения труб, канатов, инструменты для очистки забоя и стенок скважины, инструменты для разрушения металла в скважине, создания дополнительных работ используются специальные технические и транспортные средства.

Освоение заключается в создании в заглушенной скважине условий для притока жидкости и газа из пласта к забою после ремонта.

Канатные технологии основаны на использовании каната для спуска на забой или заданный интервал скважины приборов, приспособлений, устройств, контейнеров, с соответствующими материалами.

Технологии с использованием гибких труб заключается в разматывании и наматывании на барабан, размещенный на площадке транспортного средства, непрерывной гибкой колонны.

На устье скважины размещается специальный механизм, принудительно заталкивающий гибкую колонну при одновременном ее распрямлении. На оси барабана установлен вертлюг, соединенный с внешним неподвижным концом гибкой колонны, что позволяет подавать в трубы жидкость в процессе вращения барабана. На спускаемом конце гибкой колонны может быть укреплен необходимый инструмент или приспособление для проведения технологической операции.

Длинномерная гибкая труба отличается от насосно-компрессорных труб материалом и отсутствием соединительных муфт.

Технологии ремонта предусматривают спуск гибкой колонны в обсадные трубы, в трубы насосно-компрессорных труб, в межтрубное пространство в скважине между обсадной и подъемной колонной труб.

От традиционных методов ремонта скважин колтюбинговые технологии отличает упрощение процесса работы при избыточном давлении в стволе скважины, оперативное свертывание и развертывание установок, возможность работы в межколонном пространстве, исключение спуско-подъемных операций при некоторых видах ремонта.

Рис. 5. Самоходная подъемная установка: 1 - оттяжки вышки, 2 - установочные оттяжки, 3- клиновые упоры, 4- винтовой домкрат, 5- поворотный кран, 6- крюкоблок, 7- коробка перемены передач, 8- лебедка, 9- пост управления подъема вышки, 10- гидравлический домкрат, 11- инструментальный ящик, 12- задняя опора вышки

8. ПРИЧИНЫ СНИЖЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИСКВАЖИННУЮ ЧАСТЬ ПЛАСТА

Повышение эффективности извлечения углеводородов из недр в значительной мере зависит от создания новых технологий управления процессами в призабойной зоне. Призабойная зона - область, принадлежащая одновременно пласту, и самой скважине. В ней не только сосредотачиваются, но и усиливаются многие осложнения, сопровождающие процесс извлечения углеводородов из нефтяных и газовых пластов. Их многообразие и сложность послужили причиной появления значительного количества различных методов и технологий интенсификации добычи нефти. Многие явления, происходящие в призабойных зонах скважин (ПЗС), в настоящее время изучены недостаточно, а способы повышения их продуктивности имеют определенные недостатки.

Совершенно очевидно, что размеры призабойной зоны определяются радиусом, отсчитываемым от оси скважины, а ее физические характеристики коэффициенты проницаемости, подвижности, проводимости, пъезопроводности и др. - обусловлены как фильтрационно-емкостными параметрами коллектора, так и процессами, протекающими в ней начиная от первичного вскрытия. При эксплуатации скважин состояние призабойной зоны постоянно изменяется за счет увеличения дебитов добывающих скважин или приемистости нагнетательных, с целью интенсификации выработки запасов.

Установлено, что на дебит скважин более сильное влияние оказывает снижение, а не увеличение проницаемости ПЗС по сравнению с проницаемостью невозмущенной (естественной) породы, причем снижение дебита скважины тем больше, чем больше степень снижения проницаемости ПЗС. В то же время увеличение проницаемости ПЗС по сравнению с естественной в несколько раз практически не приводит к заметному увеличению дебита. Важная роль в обеспечении рациональных темпов отбора при наиболее высоких значениях коэффициентов компонентоотдачи пласта принадлежит методам воздействия на призабойную зону. Несмотря на разработанные теоретические основы множества различных методов увеличения продуктивности скважин воздействием на призабойную зону и технологии их проведения, успешность многих методов остается низкой и составляет 40-60 %. Это объясняется тем, что применяемые методы обладают некоторыми недостатками: невысокая успешность; громоздкость технологии; недостаточно полно разработанные теоретические основы проектирования процессов; недостаточно обоснованный выбор скважин для осуществления различных методов воздействия и их очередности; недостаточный учет свойств и строения призабойной зоны конкретной скважины, а также распределения нефтенасыщенности и ее динамики во времени; неизвестность путей обводнения скважины и степени водонасыщенности пластов. Не всегда учитываются и изменения физико-химических свойств нефти, происходящие в пласте и ПЗС в процессе разработки залежи. Среди проблем, часто возникающих в процессе разработки и эксплуатации месторождений, можно выделить низкопроницаемость пластов с нарушенными структурами в зоне скважины, кольматацию пористых пластов и прослоев, закупоривание систем трещин и пор скважин, в которых проводился гидроразрыв пласта (ГРП), ухудшение гидродинамической связи между пластом и скважиной, а также высокую обводненность. Более того, эффективность освоения таких месторождений определяется состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП), которая, как правило, подвержена различным физико-химическим воздействиям на поздней стадии разработки. В связи с этим возникает необходимость улучшения фильтрационных свойств, призабойной зоны эксплуатационных скважин, увеличения приемистости нагнетательных скважин, выравнивание фронта вытеснения. Решение вышеуказанных проблем, прежде всего, связано с применением научно обоснованных методов воздействия на ПЗС с учетом особенностей разработки и эксплуатации этих месторождений. Решение задач разработки эффективных методов восстановления и увеличения и продуктивности скважин в юрских пластах требует изучения факторов снижения проницаемости призабойной зоны при бурении, глушении и различных технологических отработках. Рассмотрим факторы, приводящие к повреждению пласта.

Низкие показатели степени и характера вскрытия пласта являются значимыми факторами снижения потенциальной продуктивности скважин. Для юрских пластов характерны достаточно высокие показатели степени вскрытия бурением и перфорацией. Кольматация пласта фильтратом и твердой фазой буровых и цементных растворов.

Многочисленными модельными и промысловыми исследованиями низкопроницаемых поровых коллекторов установлено, что глубина проникновения твердой фазы буровых и цементных растворов составляет несколько сантиметров. Низкая проницаемость и малый диаметр поровых каналов препятствует глубокому проникновению твердой фазы растворов, поэтому кольматация пласта твердой фазой растворов не может рассматриваться как значимый фактор снижения продуктивности скважин в юрских пластах. Сильное повреждение пласта водными растворами пр...