Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Размещено на http://www.allbest.ru

1. Материалы, применяемые при ГРП

Выбор жидкости гидроразрыва - первоочередная задача. При этом необходимо учесть еще и тип расклинивающего агента, и его концентрацию. Технология ГРП предусматривает приготовление жидкости разрыва путем смешивания специальных химических добавок (загустителя, реагента, для снижения показателя фильтрации и т.д.)

В качестве рабочего реагента при проведении гидроразрыва пласта применяются различные жидкости, обладающие разнообразными физическими параметрами. пласт разрыв горение скважина

К данным жидкостям применяются следующие требования:

1) рабочие жидкости, нагнетаемые в пласт, не должны уменьшать ни абсолютную, ни фазовую проницаемость породы пласта. Поэтому, при ГРП в нефтяных скважинах могут применяться жидкости как на углеводородной основе, так и на водной основе

2) рабочие жидкости для ГРП не должны содержать посторонних механических примесей и при соприкосновении с пластовыми жидкостями и породой пласта не должны образовывать нерастворимых осадков;

3) рабочие жидкости для ГРП не должны обладать свойствами, обеспечивающими наиболее полное их удаление из созданных трещин и порового пространства пород.

4) вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильна в условиях обрабатываемого пласта в пределах времени проведения процесса ГРП.

Жидкости гидроразрыва делятся на три категории: жидкость разрыва, жидкость - песконоситель, продавочная жидкость . Свойства жидкости ГРП Вязкость жидкости разрыва в очень большой степени влияет на то, как жидкость поглощается породой пласта: густой жидкости теряется меньше, чем маловязкой. Более вязкие жидкости образуют с проппантом почти идеальную суспензию, что позволяет заполнить проппантом весь объем трещины.

Величина "эффективность жидкости ГРП" показывает, какой объем жидкости поглощается пластом по отношению к количеству жидкости, создающему трещину. Чем ниже потери жидкости, тем выше ее эффективность, т.к. исключается вероятность быстрого смыкания трешины, однако при этом должна быть обеспечена необходимая концентрация проппанта.

Коэффициент фильтруемости (КФ). КФ применяется для количественной характеристики потерь жидкости, учитывает свойства породы пласта, свойства жидкости и параметры жидкости разрыва. Материалы - добавки к жидкостям используются для создания специфического эффекта, не зависящего от типа жидкости (табл.1).

Таблица 1.

Тип и концентрации используемых добавок сильно зависят от пластовой температуры, литологии и пластовых флюидов. Подбор рецептуры добавок для конкретных применений и консультирование клиентов являются главной функцией химика по обеспечению и контроля качества .

Проппант предназначен для предотвращения смыкания трещины после окончания закачивания.

Проппант добавляется к жидкости глушения и закачивается вместе с ней. Возможности трещины транспортировать жидкость к стволу скважины, обусловлены пропускной способностью трещины. Обычно она определяется произведением проницаемости трещины и ширины трещины: s k w, (1) где к - проницаемость (миллидарси); w - ширина трещины (мм).

Размер частиц песка, применяемый при ГРП

Выбор проппанта и его действие.

При производстве ГРП, для того чтобы регулировать процессы оседания, применяют методы закачки проппанта различных фракций. Примером такой технологии может служить закачка основного объема песка, или среднепрочного проппанта типа 20/40, с последующей закачкой средне- или высокопрочного проппанта типа 16/20 или 12/20 в количестве 10-40% от общего объема. При этом достигаются следующие цели: - крепление трещины высокопрочным проппантом в окрестности скважины, где напряжение сжатия наиболее высокое; - снижение стоимости операции, так как керамические проппанты в 2 - 4 раза дороже песка; - создание наибольшей проводимости трещины в окрестности забоя, где скорость фильтрации флюида максимальная; - предотвращение выноса проппанта в скважину. Поскольку проппанты (расклинивающие агенты) должны противостоять напряжениям в земле, удерживая трещину раскрытой после снятия гидравлического давления жидкости разрыва, прочность материала имеет особую важность. Расклинивающий материал должен быть достаточно прочным, чтобы выдерживать напряжение смыкания трещины, в противном случае проводимость слоя (раздробленного) проппанта будет значительно ниже запроектированного значения (уменьшается как ширина, так и проницаемость слоя проппанта).

Существует две основные категории проппантов - это естественные пески и искусственные керамические или бокситовые проппанты.

Пески используются для гидроразрыва пластов в условиях низких напряжений, для глубин примерно до 2400 м и меньше (предпочтительно, намного меньше). Искусственные проппанты используются для ситуаций высоких напряжений, как правило, в пластах на глубинах свыше 2400 м[4].

2. Создание внутрипластового очага горения

Метод внутрипластового горения был предложен в начале 30-х годов А.Б. Шейманом и К.К. Дубровой. Процесс основан на способности углеводородов в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопровождающуюся выделением больших количеств теплоты. Метод осуществляется созданием очага горения у забоя скважины, непрерывного нагнетания в пласт воздуха и отвода продуктов горения (N2, СО2 и т.д.).

При добыче нефти с помощью внутрипластового горения в пласте одновременно сосуществуют процессы массопереноса, теплопереноса и теплопередачи, химические реакции и фазовые превращения. Важнейшей особенностью происходящих в пласте процессов при создании внутрипластового движущегося фронта горения является то, что скорость переноса тепла отличается от скорости перемещения зоны горения. Если для поддержания горения в пласт закачивается только воздух, то вследствие его низкой теплоемкости скорость переноса тепла в области позади фронта горения значительно меньше скорости перемещения фронта горения.

По мере перемещения фронта горения в пласте формируется несколько характерных зон. Наиболее высокой температурой (около 3700 С) характеризуется зона горения небольших размеров. При такой температуре в зоне горения жидкости испаряются, за исключением тяжелых фракций нефти, отлагающихся на поверхности зерен в виде коксовидного остатка. Эта часть нефти и служит топливом. Передача тепла в область впереди фронта горения осуществляется путем конвективного переноса в основном потоке азота и продуктов горения, а также испарившимися фракциями нефти и водяным паром и в некоторой степени путем теплопроводности. В результате впереди фронта горения образуется зона перегретого пара, в пределах которой наблюдается понижение температуры до температуры конденсации водяного пара, уровень которой, определяется значением давления в этой части пласта. В зоне перегретого пласта происходит испарение воды и легких компонентов нефти. Впереди зоны перегретого пара формируется так называемая зона насыщенного пара. Эта зона характеризуется конденсацией водяного пара и части легких углеводородов, испарившихся в зоне перегретого пара. Непосредственно впереди зоны насыщенного пара происходит постепенное падение температуры до начальной температуры пласта. Здесь завершается конденсация легких компонентов нефти и формируется оторочка горячей воды и легких углеводородов.

При перемещении в пласте фронта горения участвуют и сосуществуют разнообразные механизмы извлечения нефти, а именно механизм вытеснения нефти паром, водой при различных температурах, смешивающееся вытеснение, вытеснение нефти газом. уровень температуры зоны определяет механизм вытеснения нефти. Так, в зоне пара преобладает механизм вытеснения нефти паром. Наиболее характерным элементом вытеснения нефти является дистилляция. В зоне горячей воды и легких углеводородов происходит вытеснение нефти горячей водой и сконденсированными легкими компонентами нефти, смешивающимися с пластовой нефтью. В зоне, не охваченной тепловым воздействием происходит вытеснение нефти водой и газом (в основном азотом) при пластовой температуре. Следует отметить, что на процесс извлечения нефти существенное влияние могут оказывать продукты горения, в частности образуется значительное количество углекислоты, ПАВ и низкотемпературное окисление нефти, вследствие взаимодействия кислорода с нефтью, которое может наблюдаться впереди фронта горения и на значительном удалении от него. Низкотемпературное жидкофазное окисление нефти характерно тем, что в результате этой реакции кислород связывается в молекуле углеводорода, а водород отщепляется от нее и связывается в воде, при этом может произойти самопроизвольное воспламенение нефти при нагнетании в пласт воздуха.

Таким образом, низкотемпературные реакции жидкофазного окисления нефти могут начинаться на значительном удалении от фронта горения, впереди него. По мере приближения к фронту горения температура в пласте увеличивается, а вместе с тем углубляются и интенсифицируются экзотермические реакции окисления нефти. В результате этих окислительных реакций часть нефти осмоляется, увеличивается ее вязкость, вследствие чего после прохождения зоны насыщенного пара на поверхности пористой среды остается нефть , из которой в зоне перегретого пара образуется топливо для горения кокс. В результате выгорают 5-25 % запасов нефти (коксоподобные остатки наиболее тяжелых фракций), т.е. расход может составлять 10-40 кг/м3.

Для перемещения теплоты в область впереди фронта горения вместе с воздухом закачивают воду (сочетание внутрипластового горения с заводнением). По соотношению расходов воды и воздуха различают сухое (отсутствует закачка воды), влажное (до 2-3 л./м3), и сверхвлажное (более 2-3 л/м3) горение. Добавление воды способствует сокращению расхода воздуха (в 1,5-3 раза ), возрастанию скорости движения фронта (в 1,5-2 раза) и снижению температуры (от 500 до 260 0С).

Технология воздействия и область применения

Эффективность процесса извлечения нефти с помощью внутрипластового горения характеризуется коэффициентом использования генерируемого в пласте тепла, регенерации тепла, удельной потребностью в топливе, температурой фронта горения - считается, что целесообразный диапазон температуры на фронте горения должен находится в пределах от 350 до 7500С. Нижний предел определяется тенденцией к затуханию горения, верхний предел оценен из условия начала спекаемости скелета пласта.

Охват по толщине составляет 0,6-0,7, а нефтеотдача 0,4-0,6.

Опытно промышленные работы по внутрипластовому горению проводились с 1978 г. на Арланском месторождении Опытный участок представляет собой семиточечный элемент площадью 38.7 га с центральной воздухонагнетательной скважиной. Перед началом эксперимента на расстоянии 97-148 м от нагнетательной были пробурены 4 добывающие скважины первого ряда, расстояние до скважин второго ряда 300-400м. в процессе эксперимента доказана возможность инициирования и поддержания горения в обводненных (обводненность более 90 %), в условиях залегания пластов глубже 1000м, низкой нефтенасыщенности - 50 %, вязкости нефти 19 мПа·с, при сравнительно редкой сетке скважин. В наблюдательной скважине установлено повышение температуры до 200 0С; в газообразной продукции скважин содержатся продукты горения (СО2 до 10-12 %, СО до 1%), коэффициент использования кислорода - 0.9. В скважинах первого ряда был отмечен некоторый рост дебитов нефти при снижении обводненности продукции.

Одновременное осуществление процесса ВГ с ФОЖ , в скважинах, расположенных южнее элемента воздействия обусловили неравномерность движения фронта горения, трудности регулирования процесса ВГ и распространение нагнетаемого воздуха далеко за пределы опытного участка (чему способствовала активность краевой пластовой воды в северной части участка).

Метод внутрипластового горения имеет ряд технических ограничений. Осложнения при эксплуатации связаны с интенсификацией выноса породы, интенсивной коррозией подземного и наземного оборудования, нагревом добывающего оборудования, проблемой утилизации газообразных продуктов, возможностью образования взрывоопасных концентраций газа, преждевременными прорывами газов, образованием стойких водонефтяных эмульсий и как следствие повышение частоты ремонтов скважин.

3. Техника и технология, схемы прямой и обратной промывки

ПРОМЫВКА СКВАЖИН циркуляция (непрерывная или периодическая) промывочного агента (газа, пены, воды, бурового раствора) при бурении с целью очистки забоя от выбуренной породы (шлама) и транспортирования её на поверхность или к шламосборникам, передачи энергии забойным двигателям, охлаждения и смазки породоразрушающего инструмента. При роторном бурении в мягких и средних породах за счёт действия промывочного агента (при скорости истечения жидкости 200-250 м/с) достигается также гидромониторное разрушение пород на забое.

Различают общую прямую, общую обратную, призабойную (местную) и комбинированную схемы циркуляции.

При общей прямой циркуляции (рис.1) буровой раствор подаётся насосами из ёмкости через гибкий шланг, вертлюг и ведущую трубу в бурильную колонну; затем он проходит через гидравлический двигатель и насадки долота, очищает забой и транспортирует шлам вверх по кольцевому каналу между бурильной колонной и стенкой скважины (или обсадной трубы). На поверхности буровой раствор поступает в систему очистки, где последовательно проходит через желоба, вибросита, отстойники, вспомогательные насосы, гидроциклоны и центрифуги. При бурении в твёрдых непроницаемых породах, в верхних и средних интервалах разреза система очистки упрощается -- используется меньшее количество очистных агрегатов.

(Рис. 1)

Общая обратная циркуляция (рис. 2) применяется в тех случаях, когда очистка забоя и транспортировка шлама невозможны из-за недостаточной мощности насосов, увеличенного диаметра скважины, а также при бурении шахтных стволов.

(Рис.2)

При общей обратной циркуляции промывочный агент поступает на забой по кольцевому пространству между стенкой скважины (обсадной колонной) и бурильными трубами и обогащённый шламом возвращается по бурильным трубам на поверхность к очистным устройствам и насосу. Высокие скорости восходящего потока обеспечивают гидротранспорт керна и вынос тяжёлого шлама. При герметизированном устье циркуляция обеспечивается буровым насосом, нагнетающим промывочный агент в скважину. Основные недостатки общей обратной промывки скважин: невозможность использования забойных двигателей, забивание каналов породоразрушающим инструментом, необходимость герметизации устья скважины, возможность возникновения гидроразрыва пластов из-за высоких давлений. Для снижения недостатков в большинстве случаев для обратной циркуляции используется эрлифт. Для этого в бурильную колонну через трубы малого диаметра (воздушные трубы) по отдельной магистрали нагнетается сжатый воздух, который аэрирует буровой раствор в кольцевом пространстве между воздушной и бурильной трубами и подаёт его через пульпоотводящий тройник и сливной патрубок в отстойник и далее самотёком снова в скважину. В мелких, главным образом водозаборных, скважинах обратная циркуляция осуществляется с помощью вакуумного насоса. Обратная циркуляция по сравнению с прямой характеризуется более высокой скоростью восходящего потока, возможностью увеличения диаметра скважин при надёжной гидровыдаче крупнокусковой разрушенной породы, лучшей очисткой забоя, повышенным выходом керна и возможностью его непрерывной подачи на поверхность.

При промывке скважин возможны потери промывочного агента за счёт частичного или полного поглощения пластами. Иногда при внезапном вскрытии крупных трещин или каверн наблюдаются катастрофические потери бурового раствора, что обычно заканчивается аварией. Процесс промывки скважин также нарушается при интенсивном поступлении в скважину пластовых вод и при газовых выбросах.

Управление процессом промывки скважин при заданных конструкциях скважины и определённых геолого-технических условиях осуществляется изменением свойств промывочного агента и режима его циркуляции. В общем случае регулируемыми параметрами, определяющими выбор оборудования, служат плотность и реологические свойства промывочного агента; расход и подача насосов, определяющих скорость восходящего потока; гидравлическая мощность, срабатываемая на долоте и турбобуре; дифференциальное давление на забое и т.п.

4. Раздельная эксплуатация нескольких продуктивных пластов одной скважиной

В зависимости от пластового давления и дебита, физических свойств пласта и газа, числа пластов и термодинамических условий работы ствола скважины газовые и газоконденсатные скважины можно оборудовать для совместной эксплуатации нескольких пластов, эксплуатации по фонтанным трубам (без пакера или с пакером) и одновременной раздельной эксплуатации посредством фонтанных труб и пакеров. При этом решающее значение имеют выделение и правильный выбор эксплуатационных объектов т.е. объектов самостоятельной разработки.

Пласты, выделяемые как самостоятельный обьект, должны отвечать следующим условиям:

1) Содержать рентабельные для извлечения самостоятельной сеткой скважин запасы газа.

2) Включать один или несколько газонасыщенных пластов, отделенных от выше- и нижележащих пород непроницаемыми или слабопроницаемыми породами.

3) Иметь достаточно близкие литолого-физические свойства, величины пластовых давлений, технологические режимы эксплуатации скважин.

4) Не содержать в составе газов агрессивных компонентов (H2S, CO2).

Цель обьединения нескольких пластов в один эксплуатационный объект - увеличение дебитов скважин и сокращении их числа при заданных отборе газа, условиях охраны недр и регулировании разработки месторождения.

Эксплуатация одного пласта осуществляется скважинами оборудованными фонтанными трубами, без пакера и с пакером. Пакер, устанавливаемый над продуктивным пластом, герметизирует межтрубное пространство и предохраняет эксплуатационную колонну от высоких давлений. При этом межтрубное пространство заполняют специальными нейтральными жидкостями.

На забое скважины устанавливают скважинные клапаны - отсекатели (забойные отсекатели), предохраняющие скважину от открытого фонтанирования.

Метод рездельной эксплуатации скважин двух или нескольких пластов одной скважиной состоит в том, что пласты в ней разобщаются между собой пакерами. При этом возможны различные варианты оборудования забоя скважины (рис 1,2)

Раздельная эксплуатация нескольких пластов в одной скважине не только более экономична, но и позволяет в отличие от совместного отбора газа из нескольких пластов контролировать и регулировать разработку отдельных пластов. Однако при такой эксплуатации сложно проводить ремонтно-изоляционные и исследовательские работы.

Рис. 1. Схема разделенного отбора газа из двух пластов с применением пакера.

а - через две колонны и кольцевое пространство;

б - через три колонны с тремя пакерами

Рис. 2. Схема разделенного отбора газа из трех пластов.

1 - фонтанные трубы: 2- обсадная колонна; 3 - верхний пласт; 4- пакер; 5 - нижний пласт; 6 - задвижки.

Список литературы:

1. Акульшин А.И., Бойко В. С., Зарубин А.Ю., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1989. 2. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, - М.: Недра, 1978.

Рассохин С.Г. Оператор по добыче нефти и газа. - М.:Академия,2002.

Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1989.

5. Коршак А. А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Уфа, Дизайн Полиграф Сервис, 2002.

6. Абдуллин Ф.С. Повышение производительности скважин. - М.: Недра, 1975.

7. Адонин А.Н. Выбор способа добычи нефти. - М.: Недра. 1971.

8. Амиян З.А., Васильев В.П. Добыча газа. - М.: Недра, 1974.

9. Амиров А.Д., карапетов К.А. и др. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1979.

10. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1981.

11. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1988.

12. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. - м.: Недра, 1973.

13. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г. Техника и технология промывки скважин. - М.: Недра, 1982.

14.Бухаленко Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. - М.: Недра, 1983.

15.Гасанов А.П. восстановление аварийных скважин. Справ. - М.: Недра, 1983.

16. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного пласта. - М.: Недра, 1971.

17. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1988.

18. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995.

19. Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П., Кабанов Н.И. Теория и опыт добычи газа. - М.: Недра, 1998.

20. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин. Краснодар, Советская Кубань. 2002.

21. Басниев К.С. Добыча и транспорт газа и газового конденсата. - М.: Недра, 1982.

Размещено на Allbest.ru