Основы нефтегазопромысловой геологии

В качестве интенсификаторов применяют различные поверхностно-активные вещества -- катанин-А, ДС, ОП-10 и др.

Рекомендуемая дозировка ПАВ составляет 0,3% для первой половины кислотного раствора и 0,1% для второй половины. Многие ПАВ являются хорошими ингибиторами коррозии, поэтому в ряде случаев в пласт можно закачивать ингибированную соляную кислоту без добавок специальных ПАВ.

В скважинах, и которых снижается производительность из-за отложений в призабойной зоне парафиновых или асфальтосмолистых веществ, кислотная обработка будет более эффективной, если забой предварительно подогреть, чтобы расплавить эти вещества. Дли этого скважину предварительно промывают горячей нефтью, или производят термокислотную обработку.

Термокислотная обработка -- процесс комбинированный: в первой фазе его осуществляется тепловая (термохимическая) обработка забоя скважины раствором горячен соляной кислоты, при котором нагревание этого раствора производится за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой и каким-либо веществом; во второй фазе термокислотной обработки, следующей без перерыва за первой, производится обычная кислотная обработка.

Известно много веществ, которые реагируют с соляной кислотой (каустическая сода, карбид кальция, алюминий и др.), однако наилучшим признан магний, так как при реакции кислоты с ним выделяется большое количество тепла, а продукты реакции полностью растворяются.

Для растворения 1 кг магния необходимо 18,6 л 15%-ной соляной кислоты. При этом вся кислота превращается в нейтральный раствор хлористого магния, который выделенным теплом был бы нагрет до температуры 308° С. Однако такая высокая температура привела бы к отрицательным явлениям, т. е. к потере тепла на парообразование с выделением части хлористого магния.

Кроме того, для расплавления парафина и смол нужна значительно меньшая температура. Поэтому рациональным будет такое соотношение кислоты и магния, при котором конечная температура раствора после реакции была бы в пределах 75-- 80° С.

Обработку скважин в термохимической фазе так и ведут, чтобы отреагировавшая с магнием кислота перед поступлением в пласт имела температуру около 75--80° С и в то же время была бы еще достаточно активной (10--12%-ной концентрации) для реакция с породами пласта.

Обычно для термокислотной обработки применяют прутковый магний (диаметр прутка 2--4 мм, длина 60 мм). Прутки загружают в специальный наконечник, который на насосно-компрессорных трубах спускают в скважину на заданную глубину.

Солянокислотный раствор для кислотных и термокислотных обработок приготовляют на центральной кислотной базе или же непосредственно на скважинах.

Технология солянокислотных обработок скважин может изменяться в зависимости от физических свойств пласта, его мощности и прочих условий. В простейшем случае процесс обработки сводится к обычной закачке кислоты в пласт при помощи насоса или самотеком. Иногда перед закачкой кислоты в пласт для разрушения глинистой или цементной корки применяют кислотную ванну. При этом в скважину закачивают раствор 6--8-%ной кислоты с таким расчетом, чтобы он заполнил ствол в интервале его обработки.

4.2 Гидравлический разрыв пласта

Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое скважин жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок для того, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления.

Образованные в пласте трещины или открывающиеся и расширившиеся, соединяясь с другими, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров.

Образовавшиеся в породе трещины шириной 1--2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают значительной проницаемостью.

Дебиты скважин после гидроразрыва пласта (ГРП) часто увеличиваются в несколько раз. Операция ГРП состоят из следующих последовательно проводимых этапов: 1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин; 2) закачка жидкости-песконосителя; 3) закачка жидкости для продавливания песка в трещины.

Обычно при ГРП в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя применяют одну и ту же жидкость. Поэтому для упрощения терминологии обычно эти жидкости называются жидкостями разрыва.

Жидкости разрыва и основном применяют двух видов: 1) углеводородные жидкости и 2) водные растворы. Иногда используют водонефтяные и нефтекислотные эмульсии.

Углеводородные жидкости применяют и нефтяных скважинах. К ним относятся сырая нефть повышенной вязкости; мазут или его смесь с нефтью; дизельное топливо или сырая нефть, загущенные нефтяными мылами.

Водные растворы применяют в нагнетательных скважинах. К ним относятся вода; водный раствор сульфит-спиртовой барды; растворы соляной кислоты; вода, загущенная различными реагентами; загущенные растворы соляной кислоты.

При выборе жидкости разрыва в основном учитывают такие параметры, как вязкость, фильтруемость и способность удерживать зерна песка во взвешенном состоянии.

Так как при незначительной вязкости для достижения давления разрыва требуется закачка и пласт большого объема жидкости, необходимо использовать несколько одновременно работающих насосных агрегатов. Если вязкость жидкости превышает допустимые значения, для образования трещин необходимы высокие: давления, так как с увеличением и яркости растут потери при прокачке жидкости по трубам.

Песок для заполнения трещин при ГРП должен удовлетворять следующим требованиям: 1) иметь высокую механическую прочность, чтобы образовывать надежные песчаные подушки в трещинах, и не разрушаться под действием веса пород; 2) сохранять высокую проницаемость. Таким является крупнозернистый, хорошо окатанный и однородный по гранулометрическому составу кварцевый песок с размером зерен от 0,5 до-1,0 мм.

Потребное количество песка для закачки в пласт зависит от степени трещиноватости пород. В сильнотрещиноватые породы (известняки и доломиты) закачивается песка до нескольких десятков тонн. Значительные количества песка закачивают также и в рыхлые породы, обычно уже дренированные при предыдущей эксплуатации и предрасположенные к пробкообразованию. В пласты,, сложенные из песчаников и малотрещиноватых известняков, целесообразно закачивать 8--10 т песка на

скважину. В отдельных случаях это количество уменьшают до 4--5 т или же, наоборот, увеличивают до 20 т. Концентрация песка в жидкости-песконосителе, в зависимости от ее фильтруемости и удерживающей способности, может колебаться от 100 до 600 кг на 1 м3 жидкости.

Технология гидроразрыва пласта состоит в следующем. Вначале забой скважины очищают от песка и глины и отмывают стенки от загрязняющих отложений. Иногда перед ГРП целесообразно проводить соляно-кислотную обработку или дополнительную перфорацию. В таких случаях снижается давление разрыва и повышается его эффективность.

В промытую и очищенную скважину спускают трубы диаметром не менее 89 мм, по которым жидкость разрыва, направляется к забою. Трубы меньшего диаметра при ГРП применять нецелесообразно, так как при прокачке жидкости в них возникают большие потери давления.

Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над разрываемым пластом устанавливается пакер. Он полностью разобщает фильтровую зону скважины от ее вышележащей части, при этом давление, создаваемое насосами, действует только на фильтровую зону и на нижнюю поверхность пакера. Таким образом, в процессе гидроразрыва пласта на пакер снизу вверх действуют большие усилия. Если не принимать соответствующие меры, пакер вместе с насосно-компрессорными трубами будет подниматься вверх, что недопустимо. Для предотвращения этого на трубах устанавливают гидравлический якорь (рис.103). При нагнетании в трубы жидкости давление действует на поршни гидравлического якоря, в результате чего они выходят из своих гнезд и прижимаются к обсадной колонне. Чем выше давление, тем с большей силой поршни прижимаются к колонне. Кольцевые грани па торце поршней врезаются в колонну и препятствуют перемещению насосно-компрессорных тру 6.

Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключаются агрегаты для нагнетания в скважину жидкостей разрыва. Схема обвязки и расположения оборудования при гидроразрыве пласта приведена па рис. 101.

К основному оборудованию относятся: насосные агрегаты 4АН-700, модернизированные 5АН-700 пли рамные АНР-700.

Максимальное давление этих агрегатов 70 МПа при подаче 6 л/с, при давлении 20 МПа подача составляет 22 л/с.

Рамный агрегат АНР-700 имеет параметры, аналогичные параметрам агрегата 5АН-700, и состоит из унифицированных узлов: силовой установки, коробки передач, насоса, манифольда, кабины с пультом управления и др.

Рис. 104. Обвязка оборудования при гидравлическом разрыве пласта:

1 - насосный агрегат;

2 - пескосмесительный агрегат;

3 - автоцистерна; 4 - песковоз;

5 - блок манифольда; 6 - арматура устья; 7 - станция управления.

Для смешивания жидкости-песконосителя с песком применяют пескосмесительные установки типа 311А или 4ПА, смонтированные на высокопроходимых автомобилях.

Процесс смешивания песка с жидкостью и подачи смеси на прием насосных агрегатов механизирован. Пескосмесительный агрегат 4ПА имеет грузоподъемность 9 т и производительность 50 т/ч. Он оборудован загрузочным шнеком. С помощью таких агрегатов готовится смесь песка с жидкостью любой заданной концентрации.

Жидкости разрыва перевозят в цистернах, смонтированных на автомобилях МАЗ-500А или КрАЗ-257. Эти цистерны снабжены насосами для перекачки жидкости в пескосмесительную установку и вспомогательным оборудованием. 'Гак как в процессе гидравлического разрыва пласта обычно используют несколько насосных агрегатов, для упрощения их обвязки между собой и с арматурой устья при нагнетании жидкости в скважину применяют самоходный блок манифольда. Этот блок состоит из напорного и приемно-раздаточного коллектора, комплекта труб с шарнирными соединениями и подъемной стрелы. Все оборудование смонтировано на шасси автомобиля.

Насосные агрегаты с помощью быстросъемных- гибких соединений из труб подключаются к блоку манифольда, который, в сбою очередь, соединяется с арматурой устья.

4.3 Гидропескоструйная перфорация скважин

Кроме перфорации скважин, этот метод применяют для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом (вместо пулевой или кумулятивной перфорации), при кислотной обработке скважин и других методах воздействия на призабойную зону.

Метод гидропескоструйной перфорации основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном, камне и породе пласта (рис. 105). Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у скважины.

При гидропескоструйной перфорации применяют то же наземное оборудование, что и для гидравлического разрыва пласта: насосные агрегаты, пескосмесительные машины и др.

Подземное оборудование состоит из гидроперфоратора, спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах. В. корпусе гидроперфоратора (рис. 106) имеются гнезда для держателей насадок и заглушек. Держатель насадки имеет широкую наружную гайку, которая предохраняет в процессе обработки пласта участок корпуса перфоратора с резьбой от разрушения его отраженной струей жидкости с песком. По мере износа гаек держатели и насадки заменяют.

Насадки перфоратора диаметром 4,5 мм и длиной 20 мм, изготовляемые из абразивостойких сплавов, установлены под углом 2--3° к горизонтальной плоскости, что повышает абразивное действие струи в результате, изменения направления и снижения отрицательного действия отраженной струи, а также исключает разрушение корпуса насадок. В зависимости от вида перфорации насадки в перфораторе устанавливают различно. Для вскрытия пласта путем создания горизонтальной круглой щели четыре насадки размешаются в горизонтальной плоскости, в остальные гнезда ввинчиваются заглушки.

При создании диаметрально противоположных вертикальных щелей насадки размещаются в вертикальной плоскости по две пли три с каждой стороны перфоратора. Число и размещение насадок при создании каналов в породе определяются геолого-промысловыми условиями.

Колонну спущенных труб перед перфорацией опрессовывают на рабочее давление, для чего над перфоратором устанавливается шариковый клапан. После окончания опрессовки шарик извлекают на поверхность обратной промывкой, т. е. прокачкой жидкости в пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами.

Для гидропескоструйной перфорации в нефтяных скважинах в качестве жидкости-песконосителя применяют нефть, а в нагнетательных скважинах -- воду. В качестве абразивного материала используют отсортированный кварцевый песок фракции 0,5--0,8 мм. Концентрация песка в жидкости должна составлять 50--100 г/дм3. Скорость прокачки смеси жидкости песком составляет 3,0--4,0 л/с на одну насадку. В этом случае скорость выходящей из насадки струи жидкости будет равной 200--260 м3/с, а перепад давления в насадках 18--22 МПа. Продолжительность перфорации одного интервала продуктивного пласта составляет 15--20 мин. После перфорации нижнего интервала перфоратор устанавливают в следующем верхнем. В новых интервалах установки перфоратора операция повторяется при том же режиме проведения процесса.

4.4 Виброобработка забоев скважин

Сущность вибрационного воздействия на призабойную зону скважины состоит в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. В результате вибровоздействия повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

Для осуществления процесса в скважину на насосно-компрессорных трубах спускается гидравлический вибратор золотникового типа, который устанавливается против выбранной для обработки части продуктивной зоны пласта.

Рабочая жидкость прокачивается по трубам и, проходя через вибратор, генерирует непрерывную серию гидравлических ударов. Создание колебаний осуществляется путем периодических перекрытий потока рабочей жидкости, протекающей через золотниковое устройство вибратора.

Гидравлический вибратор золотникового типа показан на 1С. 107. В корпусе вибратора расположен жестко закреплений ствол 1 -- стакан с щелевыми прорезями на образующей цилиндра. В донной части ствола имеется цилиндрическое отверстие. На стволе свободно вращается цилиндрический золотник 2 с щелевыми прорезями, выполненными под некоторым углом к образующей. На золотнике прорези также сделаны од некоторым углом к образующей, но в противоположном направлении к отверстиям в стволе. В результате образуется турбинное устройство, у которого направляющим аппаратом является ствол с косыми прорезями, а рабочим колесом -- золотник с направленными под углом прорезями. Кроме щелевых прорезей, в стволе имеются пусковые отверстия, позволяющие осуществлять запуск золотника при перекрытии щелей стволе.

Золотник устанавливается на шариковых опорах 3. При прокачивании рабочей жидкости золотник за счет ее истечения 13 щелевых прорезей начинает вращаться. Вращаясь, золотник перекрывает поток рабочей жидкости, в результате чего образуются гидравлические удары, частота которых зависит от числа щелей и частоты вращения золотника и может быть доведена до 30 000 в минуту. Гидравлический удар сопровождается подъемом давления, что способствует резкому импульсному истечению жидкости из донного отверстия ствола. Кроме этого, периодическое истечение жидкости из щелей при вращении золотника создает циклические колебании в окружающей среде (жидкости).

При виброобработках у скважины устанавливают обычно два насосных агрегата для создания непрерывной струи рабочей жидкости во время переключения агрегата с одной скорости на другую. Устье скважины оборудуется так же как и при гидравлическом разрыве пласта.

В качестве рабочих жидкостей применяют нефть, раствор соляной кислоты, растворы ПАВ и др.

4.5 Разрыв пласта давлением пороховых газов

Этот метод основан на образовании трещин в горной породе за счет энергии пороховых газов, образующихся при сгорании заряда в специальном аппарате.

Применение в зависимости от глубины обрабатываемого интервала разных по массе пороховых зарядов (3; 5; 7; 10;15 кг) позволяет создавать в скважине давление, равное полному горному пли превышающее его, тем самым обеспечивая условия для образования новых или расширения естественных трещин. Вследствие необратимости процесса деформации пород после снятия давления частично сохраняются каналы. Последнее позволяет отказаться от проведения операции по закреплению трещин.

Разрыв пласта давлением пороховых газов рекомендуется применять в нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах, продуктивные пласты которых сложены из плотных, трещиноватых известняков, доломитов и неглинистых песчаников.

4.6 Торпедирование скважин

Процесс торпедирования для увеличения притока нефти и газа в скважины состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве торпеды образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещим, расходящихся от скважины в радиальном направлении.

Взрывные методы воздействия применят также при освобождении прихваченных бурильных и обсадных труб, для разрушения на забое металлических предметов, которые не удается извлечь, для разрушения плотных песчаных пробок и т. п.

Для торпедирования применяют взрывчатые вещества бризантного (дробящего) типа, к ним относятся: ВВ из нитросо-единений ароматического ряда -- тротил, тетрил, гексоген; на нитратов или эфиров азотной кислоты -- ТЭН, нитроглицерин и др.; из смесей и составов -- амониты и динамиты.

Торпеды чаще всего взрывают в скважинах с открытым забоем. Для предохранения обсадных труб от разрушения над торпедой устанавливают пробку (забойку) -- жидкую или твердую. В качестве жидкости пробки используют нефть, воду или глинистый раствор, в качестве твердой -- песок, глину или цементный мост. Торпедирование с применением твердых пробок связано с необходимостью проведения длительных работ по очистке скважины.

4.7 Тепловое воздействие на призабойную зону скважин

Тепловые методы воздействия на призабойную вону применяют при эксплуатации скважин, в нефти которой содержится парафин или смола. В процессе эксплуатации таких скважин при понижении температуры нефти изменяется фазовое равновесие составляющих ее компонентов, уменьшается растворимость парафина и смол и последние осаждаются в призабойной зоне, на стенках скважин и в подъемных трубах. В результате закупорки пор ухудшается фильтрационная способность пласта, и продуктивность скважин снижается.

При прогреве призабойной зоны парафинисто-смолистые отложения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную способность породы в призабойной зоне, снижает вязкость и увеличивает подвижность нефти, что также облегчает условия ее продвижения в пласте.

Призабойную зону прогревают при помощи электронагревателей и газонагревателей, горячей нефтью, нефтепродуктами; водой и паром, а также путем термохимического воздействия на пласт.

При электротепловой обработке призабойных зон в скважину на кабель тросе спускают электронагреватель, который состоит из трубчатых электронагревательных элементов (ТЭН), заключенных в перфорированном кожухе. Прогрев призабойной зоны проводится обычно в течение нескольких суток, после чего электронагреватель извлекают из скважины, спускают в нее насос и скважину вводят в эксплуатацию.

Закачка в скважину горячих жидкостей (нефть, дизельное топливо и др.) проводится с помощью насосов обычно через затрубное пространство без остановки работы скважинного насоса. Расплавленный парафин увлекается струей откачиваемой нефти.

При паротепловой обработке скважин теплоносителем служит перегретый водяной пар, вырабатываемый в специальных паропередвижных установках (ППУ), смонтированных на автомашине ППУ (одну или несколько) соединяют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора установки своим давлением вытесняют нефть из насосно-компрессорных труб и проникает в призабойную зону пласта.

При паротепловой обработке над верхними отверстиями фильтра обычно устанавливают термостойкий пакер для изоляции фильтровой зоны от эксплуатационной колонны и предохранения ее от воздействия высокой температуры нагнетаемого в скважину пара. Пар нагнетают в скважину в течение определенного времени, после чего устье скважины закрывают для передачи тепла в глубь пласта. После этого эксплуатацию скважины возобновляют.

ГЛАВА 5. ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

При эксплуатации скважин любого назначения (нефтяных, газовых, нагнетательных и др.), так же как и при эксплуатации любого другого инженерного сооружения, необходимо периодически их ремонтировать.

Комплекс работ, связанных со спуском в скважины и подъемом труб, штанг, насосов или каких-либо инструментов, называется подземным ремонтом.

Подземный ремонт скважин в зависимости от вида и сложности работ условно разделяют на текущий и капитальный.

К текущему подземному ремонту относятся: замена насосов, замена труб и штанг или изменение характера их подвески, очистка скважин от песчаной пробки, несложные ловильные работы (ловля оборвавшихся штанг и других предметов в колонне насосно-компрессорных труб). Эти работы выполняют бригады по подземному ремонту скважин, организуемые на каждом предприятии по добыче нефти и газа.

Бригады по подземному ремонту скважин работают повахтенно. В состав пахты (смены) входят обычно три человека, исправлением поврежденных эксплуатационных колонн, изоляцией вод, переходом на другой эксплуатационный объект, относятся к категории капитального ремонта скважин, такие работы, выполняют специализированные бригады по капитальному ремонту скважин. Эти же бригады обычно выполняют все операции по обработке призабойных, зон (гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, кислотная обработка, виброобработка и др.).

5.1 Оборудование и инструмент для проведения подземного ремонта скважин

Все подземные и капитальные ремонты скважин, а также операции по обработке призабойных зон сопровождаются спуском в скважину и подъемом из нее труб, штанг, различных инструментов. Поэтому над устьем скважины на время проведения ремонтных работ должны быть установлены подъемное сооружение (вышки или мачты) соответствующей высоты и подъемный механизм (механизированные лебедки, смонтированные на тракторах или автомобилях).

На нефтяных и газовых промыслах широко распространены подъемные агрегаты для подземного ремонта скважин, в которых вышка лебёдка размещены на одной транспортной базе -- тракторе или автомобиле.

Схема оснащения вышки пли мачты для проведения спускоподъемных операций с трубами, штангами, и различными инструментами приведена, на рис. 108. Аналогично оснащаются передвижные агрегаты, имеющие собственную мачту или вышку.

Вышка оснащается обычным полиспастом или талевой системой с крюком, на котором при помощи специальных приспособлений подвешивается поднимаемый груз (трубы, штанги). Неподвижные ролики полиспаста, собранные, в один узел, называемый кронблоком, устанавливаются на верхней площадке вышки. Обычно все ролики кронблока свободно осажены на один вал, укрепленный на массивной раме. В кронблоке может быть от трех до пяти роликов в зависимости от требуемой грузоподъемности талевой системы.

Подвижные ролики талевой системы также собраны в один узел, называемый талевым блоком. Здесь также все ролики свободно насажены на одном валу.

Талевый блок висит на стальном канате, который поочерёдно пропускается через ролики кронблока и талевого блока при спуске колонны труб.



Рис. 108. Оборудование устья скважины для подземного ремонта: 1 - тракторный подъемник; 2 - стальной канат; 3 - оттяжной ролик; 4 - насосно-компрессорные трубы; 5 - элеватор; 6 - штропы; 7 - крюк; 8 - талевый блок; 9 - вышка; 10 - кронблок; 11 - мостики; 12 - упор для трактора.

Таким образом, талевый блок, крюк и подвешенные на трубы висят на нескольких канатах (струнах). Число струи составляет от 2 до 8; в соответствии с этим нагрузка на рабочий конец каната и па лебедку в 2--8 раз меньше веса груза на крюке.

При вращении барабана лебедки канат навивается на барабан и происходит подъем труб. Спуск производится под действием веса труб.

При работе с легкими инструментами (желонки при чистке пробок, укороченные колонны насосных штанг и т. п.) канал от барабана лебедки перекидывают через один ролик на кронблоке непосредственно к подвешиваемому инструменту ил крюку. В этом случае система работает без применения талей.

При работах, связанных с вращением колонны труб (например, при разбуривании цемента), над устьем скважины, как и при бурении, устанавливают ротор.

Эксплуатационные вышки обычно изготовляют из отработанных бурильных и насосно-компрессорных труб высотой 24 к 28 и, грузоподъемностью 50 и 75 т. Нижнее основание имеет размеры 8X8 м, верхняя площадка -- 2х2 м.

Мачты имеют высоту 15 и 22 м с соответствующей грузоподъемностью15 и 25 т. Мачта устанавливается над устьем скважины с небольшим углом наклона и укрепляется оттяжками.

Стационарные вышки и мачты используются только при ремонтах скважин, все остальное время они бездействуют. В общем балансе времени эксплуатируемых скважин подземные ремонты занимают в среднем 2 - 3%; следовательно, подъемные сооружения используются только около 6 -- 10 дней и году. Поэтому с целью более рационального использования подъемных сооружений и механизмов применяют передвижные мачты, а также подъемники, несущие собственную мачту.

Передвижные мачты устанавливают на тележках и транспортируют от скважины к скважине трактором. Они изготовляются из обсадных труб двуногими, телескопическими.

В подъемниках, несущих собственную мачту, транспортной базой служат трактора и автомобили. Такие подъемники имеют грузоподъемность от 16 до 80 т.

Для спуска в скважину труб и штанг и подъема их из скважины применяется комплект инструмента, состоящий из трубных и штанговых элеваторов и ключей, а также различные приспособления, ускоряющие проведение работ и обеспечивающие их безопасность.

Трубные элеваторы служат для захвата трубы под муфту и удержания колонны труб навесу при спуске и подъеме их. Трубный элеватор представляет собой массивный литой или кованый хомут с отверстием посредине под трубу и с боковыми проушинами под штропы. Диаметр отверстия в элеваторе соответствует наружному диаметру поднимаемых или спускаемых труб. Часть одной стенки элеватора раскрывается для ввода в него трубы. После того как труба будет заведена в элеватор, стенка при помощи рычага закрывается.

При подъеме труба опирается заплечиками муфты на торцовую поверхность элеватора. На боковые проушины элеватора надеваются массивные стальные штропы, подвешиваемые к подъемному крюку.

Спуск и подъем насосных штанг также производится с помощью легких стальных хомутов, называемых штанговыми элеваторами.

Для свинчивания и развинчивания труб применяют цепные и шарнирные ключи, а для этих же операций со штангами -- штанговые к л ю чи.

5.2 Спуско-подъемные операции и их механизация

Любой ремонт в скважине сопровождается подъемов спуском труб или штанг. Такие работы называют спускоподъемными операциями.

В зависимости от характера подземного ремонта спускоподъемные операции занимают от 40 до 80% всего затрачиваемого на ремонт времени, т. е. практически они определяют общую продолжительность подземного ремонта.

Трубы из скважины поднимают после снятия устьевой арматуры. При ремонте же насосной скважины сначала отсоединяют верхнюю штангу (сальниковый шток) от станка-качалки и отводят в сторону головку балансира.

При ручном свинчивании и развинчивании трубы поднимают в такой последовательности. Всю колонну спускают в скважину труб подвешивают на крюке при помощи элеватора, который поддерживает колонну труб на муфту. После того как трубы подняты на некоторую высоту и муфта второй трубы показалась над устьем скважины, под эту муфту и укладывают второй элеватор, который удерживает трубы падения в скважину при отвинчивании первой трубы. Отвинченную трубу кладут на мостки перед вышкой, после чего и процесс подъема труб возобновляется и операции по отвинчиванию труб повторяются. Спускают трубы в скважину в обратном порядке.

При ремонте скважин, эксплуатируемых штанговыми насосными установками, кроме насосно-компрессорных труб спускают и поднимают и насосные штанги. Эти работы выполняют так же, как и при спуске и подъеме труб, но с применением штанговых элеваторов и штанговых ключей.

При спускоподъемных работах наиболее трудоемкими с рациями являются перенос элеваторов с мостков к устью скважины, а также свинчивание и развинчивание труб и штанг.

Для облегчения основных трудоемких работ при спускоподъемных операциях широко применяют автоматы Мочанова (АПР) (по фамилии их изобретателя).

Автомат АПР с применением комплекса специальных инструментов позволяет осуществлять следующие операции:

автоматический захват и удержание колонны труб в специальном клиновом захвате или спайдере; при работе с одним значительно облегченным элеватором последний постоянно носит на крюке;

механическое свинчивание и развинчивание труб;

автоматическое ограничение усилия свинчивания;

4) автоматические центрирование колонны труб в скважине.

Комплекс механизмов ЛИР состоит из следующих узлов деталей: автомата для свинчивания и развинчивания труб.

ГЛАВА 6. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О БУРЕНИИ СКВАЖИН

6.1 Общие понятия о нефтяных месторождениях

Нефть и газ являются горючими ископаемыми, Естественные Скопления нефти и газа в земной коре называются месторождениями. Задача нефтяником -- разведать эти месторождения и разработать.

Чтобы иметь представление об условиях залегания нефти и газа в недрах земли и вести их научный поиск и разработку, необходимо знать, каким образом возникли горние породы, слагающие земную кору.

Под понятием горная порода подразумевается сочетание нескольких минералов, слагающих земную кору.

Горные породы характеризуются условиями залегания, химическим и минеральным составом и типом структуры. В зависимости от условий образования все горные породы делятся на три группы: изверженные (магматические), осадочные и метаморфические.

Земля постоянно испытывает действие двух противоположных сил. Одни силы (вулканы, землетрясения) действующие в недрах земли, вызывают, ее колебания, сминают породы; в складки, создавая впадины, возвышенности и горы. Другие силы (ветер, солнце и дождь) действуют на поверхности Земли. Они разрушают опоры, возвышенности и заполняют продуктами их разрушения впадины земной коры. Проходят миллионы лет, прежде чем накопится толща в несколько десятков или сотен метров, которая, уплотняясь, превращается в осадочные породы.

Изверженные (магматические) породы образовались из огненно-жидкой магмы, излившейся на поверхность Земли, или из лавы, поднявшейся с глубин, но застывшей, не достигнув поверхности Земли.

При погружении осадочных пород на большую глубину, достигающую многих километров, происходит их сильное уплотнение, которое вместе с воздействием температуры вызывает видоизменение пород, их перекристаллизацию. В результате осадочной породы становятся метаморфическими (видоизмененными).

Для нефтяников основной интерес представляют осадочные породы, так как накопления нефти и газа встречаются преимущественно в них. Обычно нефть и газ, находясь и толще земной коры, выполняют частично или полностью пустоты (поры) между зернами в рыхлых породах, каверны или трещины в твердых породах. Чем больше поровое пространство породы, тем больше полезного ископаемого будет содержать данная порода. Нефть и газ в основном содержатся в таких породах, как носки, песчаники, известняки, которые называются коллекторами.

Под коллекторскими свойствами пород понимают их физические свойства, благодаря которым в породах возможны скопления нефти, газа, поды и их движение по пласту. Коллекторские свойства нефтеносных пластов зависят от размера и формы зерен, слагающих породу, степени отсортированности обломочного материала, характера и степени цементации осадком, a в карбонатных породах -- от пористости и трещиноватости.

Коллекторские свойства пластов определяются в основном пористостью, проницаемостью и трещиноватостью породы.

Пористость -- это свойство породы, характеризующее ее способность вмещать жидкие или газообразные углеводороды и воду. Для характеристики пористости породы пользуются коэффициентом пористости, под которым понимают отношение объема пор образца породы к видимому объему этого образца:

(1.1)

где т -- коэффициент пористости; Vа - объем пор образца породы; V0 -- видимый объем образца породы.

Коэффициент пористости выражают в долях единицы или в процентах. Пористость зависит от взаимного расположения и укладки зерен, их формы и степени окатанности, степени отсортированности частиц, слагающих породу, наличия цементирующего материала и.т.п.

.На коллекторские свойства породы большое влияние оказывают форма и величина пор. В породе не все поры оказываются заполненными полностью газом, нефтью и водой. Некоторое количество пор бывает изолировочным от остальных нор и незаполненным. Практически важен только тот объем пор, который заполнен нефтью, газом и водой.

В порах с большим диаметром вода, нефть и газ могут легко перемещаться. Движение жидкости и таких порах подчинено законам гидростатики и легко совершается под влиянием силы тяжести. В порах, обладающих меньшим диаметром, называемых капиллярными, движение жидкостей и газов может осуществляться лишь с трудом. Наконец, при диаметре пор менее 0,0002 мм жидкость в порах при обычных температуре и давлении практически двигаться не может.

Рис. 1 Схема напластования пород и расположения газа, нефти и воды в пласте

В соответствии с размерами пор породы могут быть проницаемыми и непроницаемыми, или, правильнее, малопроницаемыми. Различают: общую (абсолютную, физическую или полную) пористость (т. е. объем всех пустот), которая представляет собой разность между объемом образца и объемом составляющих его зерен; открытую пористость, или пористость насыщения, т. е. объемы тех пустот, в которые может проникнуть жидкость (газ) при заданном давлении.

В связи с этим различают коэффициент полной пористости и коэффициент открытой пористости. Кроме того, различают эффективную пористость, которая учитывает лишь объем открытых пор, насыщенных нефтью (или газом), за вычетом содержания связанной воды в порах.

Учеными подсчитано, что в 1 м2 пласта мощностью 10 м при пористости 10% содержится 1 м3 жидкости, т.е. около 1 т. Следовательно, в пластах горных пород, распространяющихся на много километров, могут быть заключены миллионы тонн нефти и газа.

Одним из важнейших свойств, определяющих промышленную ценность нефтяного месторождения, является проницаемость его пород, т. е. их способность пропускать через себя жидкость и газ. Движение жидкостей и газов в пористой среде называется фильтрацией.

Движение жидкости в породе становится невозможным, если поры весьма мелкие, такая порода практически непроницаема. К таким породам можно отнести глины, хотя, пористость глин иногда достигает 40%. Глинистые породы служат непроницаемыми перекрытиями, между которыми залегают более пористые и проницаемые породы (песчаники, пески, известняки).

Характерным признаком осадочных пород является их слоистость, т. е. залегание пластами. Пласты, в которых скопляется нефть, называются продуктивными. Продуктивный пласт представляет собой замкнутый резервуар: подошва и кровля пласта -- непроницаемые породы, а сам продуктивный пласт содержит воду, нефть или газ. Число продуктивных пластов (горизонтов) в различных, месторождениях различно, иногда оно достигает нескольких десятков.

Пласты породы обычно при формировании земной коры изгибаются в виде складок (рис. 1). Складки бывают антиклинальные и синклинальные. Изгиб складки, обращенный выпуклостью вверх, называется; антиклиналью, а изгиб складки, обращенный выпуклостью вниз, называется синклиналью. В породах, имеющих поры значительных размеров, газ, нефть и вода могут свободно перемещаться под влиянием силы тяжести. Как правило, чем, глубже залегают пласты тем, больше в нем давление. С увеличением глубины повышается также и температура (о температуре и давлении более подробно смотри главу 3). Скопления нефти и газа не всегда оставались там, где они образовались. Нефть и газ почти всегда мигрировали (перемещались) по микроскопическим поровым каналам песчаника, по трещинам известняков и доломитов, концентрируясь в своеобразных «ловушках» там, где пласты приподняты и прикрыты сверху непроницаемыми пластами других пород. На рис. 1 показано типичное размещение

воды, нефти и газа в антиклинальном складке. Вода, как самая тяжелая жидкость, располагается внизу, далее идут нефть и газ. При большом давлении газ может быть растворен в нефти.

Найти подземные складки или поднятия, т. е. выявить структуру, -- это первое, что требуется при поисках нефти и газа. Выявленная структура еще ничего не говорит о наличии в ней нефти. Решить это могут лишь буровики-разведчики, вскрывающие структуру бурением.

6.2 Способы и виды бурения

Нефть нефтяного месторождения поступает из пласта на поверхность по скважине. Скважиной называется цилиндрическая, горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше длины. Начало скважины называется устьем, цилиндрическая поверхность -- стенкой и стволом, дно -- забоем. Расстояние между устьем и забоем скважины по ее оси называется глубиной скважины. Глубины нефтяных и газовых скважин изменяются в широких пределах -- от нескольких десятков до нескольких тысяч метров.

Бурением называется процесс создания в земной коре скважины. Бурение скважины состоит из трех основных процессов: 1) разрушение горной породы на забое; 2) удаление разрушенной породы с забоя через устье скважины на поверхность; 3) закрепление неустойчивых (обрушающихся) стенок скважины.

Существуют два промышленных способа бурения скважин на нефть и газ: ударный и вращательный.

При ударном бурении породу разрушают ударами специального инструмента -- долота, которое опускают в скважину на стальном канате или на штангах. Разрушенная порода, смешиваясь с находящейся в забое водой, образует буровую грязь. Эту; грязь периодически удаляют специальной желонкой, спускаемой па канате.

В настоящее время в Советском Союзе этот способ бурения почти не применяют.

При вращательном бурении породу разрушают долотом, вращающимся под давлением. Долото опускают в скважину на стальных бурильных трубах и вращают вместе со всей колонной этих тру( (роторный способ) или при помощи двигателя, опускаемого на забой скважины (турбинный способ, электробурение).

Рис. 2. Схема буровой установки:

1 - кронбок; 2 - вышка; 3 - талевый канат; 4 - талевый бок; 5 - крюк; 6 - вертлюг; 7 - шланг; 8 - стояк; 9 - рабочая труба (квадрат); 10 - лебедка;

11 - ротор; 12 - насос; 13 - привод насоса; 14 - приемная линия; 15 - напорная линия; 16 - приемный мерник; 17 - желобная система; 18 - направление; 19 - кондуктор; 20 - цементное кольцо; 21 - муфта; 22 - бурильная труба; 23 - двигатель; 24 - долото.

Как уже указывалось, при роторном бурении вращение долоту передается бурильными трубами (рис. 2), которые вращают ротор 11. В центре стола ротора имеется отверстие, через которое проходит рабочая труба 9 квадратного сечения. Эта труба (квадрат) в столе ротора зажимается специальными клиньями. Стол ротора, получая вращение от двигателя, вращает рабочую трубу, а вместе с ней вращается вся колонна бурильных труб и долото 24.

Скалываемая порода с забоя выносится промывочной жидкостью, которая подается с поверхности буровыми насосами 12. Промывочная жидкость по напорной линии 15, стояку 8 и буровому шлангу 7 поступает в вертлюг 6. Затем по рабочей трубе и бурильной колонне она доходит до забоя скважины, проходит через отверстия долота, захватывает выбуренную породу и за трубами вместе со шламом поднимается на поверхность. На поверхности промывочная жидкость очищается от выбуренного шлама в желобной системе пли на вибрационных ситах и затем снова поступает в приемные мерники 16.

Вертлюг при помощи серьги подвешивают на крюке 5, который, в свою очередь, прикрепляют к талевому блоку 4. Этот блок на стальных канатах 3 подвешивают к кронблоку 1, установленному на верху вышки 2.

Талевая система (кронблок, талевый блок и канат) предназначена для спуска, подъема и удержания на весу бурового инструмента. Она приводится в действие от лебедки 10.

В процессе бурения долото постепенно углубляется в породу, колонну бурильных труб опускают на длину рабочей трубы. Когда рабочая труба почти вся опустится в скважину, колонну наращивают. Для этого поднимают над забоем колонну бурильных труб и подвешивают ее на столе ротора, отвинчивают рабочую трубу и спускают и шурф, который заранее бурят в правом углу буровой. Затем колонну бурильных труб наращивают очередной трубой. Трубы соединяют между собой па резьбе при помощи муфт 21. После наращивания поднимают из шурфа рабочую трубу, соединяют ее с колонной, доводят долото до забоя и продолжают бурить.

В процессе бурения долото постепенно срабатывается. Чтобы его заменить новым, бурильные трубы поднимают и развинчивают по нескольку штук вместе (свечами). Свечи ставят немного наклонно, внутри вышки, одним концом на пол (на подсвечник), а другим концом заводят за палец -- специальное приспособление для удержания спичи наверху. После замены долота колонну вновь спускают на забои и продолжают бурение.

При нормальных условиях процесс бурения складывается из следующих поочередно повторяющихся операций: спуск инструмента и скважину, бурение, наращивание колонны и периодическая замена сработанного долота.

По мере углубления ствол скважины обычно крепят обсадными трубами, для чего бурильный инструмент поднимают из скважины и после промывки в нее спускают обсадные трубы. Промежуток между трубами и стенками скважины заполняют цементным раствором.

В процессе бурения и необсаженной зоне стенки скважины не обваливаются вследствие применения специальных промывочных жидкостей, в частности глинистого раствора. Глинистый: раствор, создавая определенное давление и циркулируя в скважине, образует па ее стенках глинистую защитную корку.

Вращательное роторное бурение по сравнению с ударным более совершенно и выгодно. Однако и оно имеет ряд существенных недостатков. Одним из основных является необходимость вращать всю бурильную колонну для передачи вращения долоту.

Вращение тяжелой колонны труб связано с затратой огромной энергии и, кроме того, может служить причиной поломок бурильных труб. При вращательном способе с двигателем 23 на забое колонна бурильных труб не вращается, а долото приводится во вращение стоящим над ним двигателем.

В Советском Союзе турбинный способ бурения получил большое распространение. Двигателем, вращающим долото, является многоступенчатая турбина, называемая турбобуром. Турбобур изобретен в Советском Союзе инж. М. А. Капелюшниковым. Широкое применение на промыслах нашли турбобуры конструкции П. П. Шумилова, Р. Л. Иоаннесяна, Э. И. Тагиова и М. Т. Гусмана.

Турбобур приводится в действие промывочной жидкостью. При турбинном бурении увеличение скорости вращения долота не лимитируется прочностью бурильных труб. Облегченные условия работы бурильных труб и сокращение времени на углублении скважины способствуют снижению аварийности и осложнении. Применение турбинного способа бурения позволило получить высокие коммерческие скорости и снизить стоимость 1м проходки.

При электробурении двигателем, вращающим долото, «илистей электродвигатель специальной конструкции, называемый электробуром. Отечественный электробур был разработан инж. А. П. Островским, И.Г. Григоряном, А. А. Богдановым и А. В. Александровым в 1938 г. В 1940 г. на нефтяных промыслах Азербайджана электробур был испытан. В дальнейшем конструкция электробура была значительно усовершенствована, что позволило успешно применять его в некоторых районах страны.

В настоящее время в Советском Союзе разрабатываются новые способы бурения: бурение па щлангокабеле, вибробурение, бурение без подъема бурильной колонны для смены долота, плазменное бурение и др.

6.3 Сведения о конструкции и оборудовании ckвaжин

Строительство нефтяной или газовой скважины представляет собой два последовательных процесса: бурение скважины и ее крепление.

Для предохранения стенок скважины от обвалов, газо- и водопроявлений, а также для изолирования продуктивных пластов стенки скважины укрепляют обсадными трубами. При этом обсадные трубы спускают в скважину на заданную глубину, а пространство между колонной и стенками скважины заполняют на необходимую высоту цементным раствором, образующим после затвердения цементное кольцо. Глубина спуска и число обсадных колонн зависят от геологических условий месторождения и глубины скважины.

При проектировании скважины обосновывают и закладывают в проект ее конструкцию. Под понятием конструкция скважины подразумевают число спущенных в скважины обсадных колонн с указанием их размеров (глубины спуска, диаметра и толщины стенок труб), интервалов перекрытия межколонного пространства цементом и диаметра долот, которыми ведется бурение под каждую колонну.

Выбранная конструкция скважины должна обеспечить:

проводку скважины до проектной глубины с учетом геологических условий и уровня применяемой техники и технологии строительства скважины;

условия предупреждения и быстрейшей ликвидации возможных осложнений и аварий в процессе бурении и эксплуатации скважины;

3) эффективную и длительную эксплуатацию скважины;

4) падежную изоляцию газо-, нефте- и водонапорных горизонтов.

Кроме того, конструкция скважины должна быть экономичной и обеспечивать прочность и долговечность скважины как технического сооружении, достижении запроектированных режимов охрану недр как в процессе бурения, так и в период эксплуатации.

Одним из наиболее важных вопросов в строительстве скважины является рациональный выбор ее конструкции. Прополка скважины заканчивается спуском эксплуатационной колонны и ее цементированием. Эксплуатационную колонну спускают в скважину для крепления и разобщения пластов, а также для извлечения нефти, газа или воды. В современной практике бурения глубина спуска эксплуатационной колонны достигает 9000 м и более. Естественно, что глубина скважины и диаметр эксплуатационной колонны определяют диаметр других колонн. Поэтому при выборе диаметра эксплуатационной колонны исходят из геолого-технических условий разработки месторождения. При этом обязательно учитываются экономические факторы. Диаметр эксплуатационной колонны оказывает большое влияние на стоимость скважины: чем он больше, тем, как правило, выше стоимость. Поэтому стремятся уменьшить этот диаметр. В Советском Союзе в качестве эксплуатационных колонн применяются обсадные трубы диаметром 168, 140, 140, 127 и 114 мм.

При бурении глубоких разведочных скважин или в сложных геологических условиях части возникает необходимость изолировать тот или иной пласт, мешающий дальнейшей проводке скважины. В таких случаях спускают промежуточную (одну пли несколько) колонну. Диаметры промежуточных колонн находится и зависимости от выбранного диаметра эксплуатационной колонны и условий проводки скважины. Глубина спуска промежуточной колонны определяется геологическими особенностями месторождения. При определении глубины спуска промежуточных колонн исходят из значений пластовых давлений и давлений гидроразрыва пластов. Обычно промежуточную колонну спускают перед вскрытием горизонта с аномальным давлением (давление в пласте может резко отличаться от давления предыдущего пласта в большую или меньшую сторону).

Промежуточную колонну спускают и в том случае, если проходимые горизонты сложены неустойчивыми породами или проходимые породы агрессивно действуют на промывочную жидкость, значительно осложняя бурение скважины.

Для закрепления и изоляции верхней части ствола скважины, сложенной неустойчивыми породами, спускают кондуктор. Глубина спуска кондуктора в зависимости от геологических условий и проектных глубин скважин колеблется в широких пределах и достигает 600--800 м и более. Кондуктор, как правило, цементируют до устья.

Для предупреждения размыва устья скважины и обрушения неустойчивых пород устье крепят направлением, которое представляет собой одну или несколько соединенных между собой обсадных труб. Направление устанавливают перед началом бурения и специально вырытую шахту строго вертикально по центру нижнего основания вышки. Обычно глубина спуска направления колеблется от 3 до 5 м.

Если после кондуктора спускают только одну эксплуатационную колонну, то такая конструкция называется одноколонной. При спуске после кондуктора одной или двух промежуточных, колонн, конструкцию называют двух или трехколонной.

Часто для перекрытия нижней части ствола скважины, когда износ предыдущей колонны не представляет опасности и не существует угрозы возникновения высокого избыточного внутреннего давления, применяют так называемый хвостовик. Хвостовиком перекрывают только тот участок, который не был перекрыт предыдущей промежуточной колонной или кондуктором. Применение хвостовиков позволяет сократить стоимость строительства скважин вследствие экономии металла и цемента.

Строительство газовых скважин имеет свои специфические особенности, которые должны учитываться при выборе конструкции: при эксплуатации газовой скважины давление на устье приблизительно равно давлению на забое; колонна часто подвергается чрезмерной вибрации из-за больших дебитов и значительной скорости движения газа по стволу; кроме того, газ обладает значительной подвижностью и легко проникает в самые незначительные неплотности.

Поэтому в конструкциях газовых скважин повышенные требования предъявляются не только к прочности колонн, но и к определенной устойчивости и жесткости их, а также к герметизации как резьбовых соединений, так и затрубного пространства.

При выборе конструкции скважин исходят из геологического разреза и особенностей бурения в данном районе. По этим данным определяют способ бурения, конструкцию низа эксплуатационной колонны, способ вскрытия продуктивного пласта, возможность возврата на вышележащие эксплуатационные горизонты, ожидаемое пластовое давление, возможное затрубное давление и максимальное снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне.

...