МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН 

АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ 

Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

РЕФЕРАТ 

по дисциплине «Подземный и капитальный ремонт скважин» 
 
 
 
 
 
 

                                                                             Выполнил: студенты группы 17-11

 Каримов Л.Р., Мухаметгалиев Р. XXX.

                                                                     Проверил: ассистент кафедры РиЭНГМ

Габдрахманов Артур Тагирович. 
 
 
 
 

Альметьевск, 2011г.

СОДЕРЖАНИЕ 

Введение……………………………………………………………………………….3

1. Общие положения…………………………………………………………………..4

2. Замена скважинной жидкости большей плотности на меньшую………………...5

3. Освоение  с помощью сжатых газов………………………………………………..7

4. Вызов  притока из пласта пенами…………………………………………………10

5. Свабирование……………………………………………………………………....13

6. Снижение  уровня скважинными насосами………………………………………16

Заключение  …………………………………………………………………………..18

Список  использованной литературы………………..………………………………19 
ВВЕДЕНИЕ 

     Под освоением скважины после ремонта понимают комплекс технологических операций (работ) по восстановлению устойчивой гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной и получения промышленного притока пластовых флюидов.

     Восстановление заключается в очистке фильтра и приствольной зоны скважины от загрязнения, увеличения поверхности притока, локальном воздействии на пласт различными методами. Некоторые виды ремонта (например, ввод в эксплуатацию ранее не работающих объектов, перекрытие продуктивных горизонтов дополнительными колоннами) требуют создания новых фильтров для связи с пластом - перфорации, то есть образования отверстий в трубах, цементном камне и горной породе.

      Приток  жидкости в скважины происходит под  действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины, то есть для вызова притока необходимо создание депрессии давления на пласт.

      Следовательно, для получения притока флюидов из пласта, необходимо или уменьшить высоту столба жидкости, или снизить ее плотность. На этих операциях базируются все известные технологии освоения скважин. Перед вызовом притока эксплуатационную колонну проверяют шаблоном, испытывают   на   герметичность   совместно   с   устьевым   оборудованием максимальным давлением, ожидаемым на устье скважины.

      Различают методы освоения пластов с высоким  начальным давлением, когда ожидаются фонтанные проявления, и с малым давлением (на разработанных площадях), когда угрозы открытого фонтанирования нет и предполагается механизированный способ эксплуатации.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

     Регламентированная депрессия на пласт путем снижения плотности может быть достигнута заменой жидкости в скважине на воду, дегазированную нефть, облегченные обратные эмульсии, газированные жидкости, пенные системы. Разница в плотности последовательно заменяемых агентов не должна превышать предел 0.50 — 0.60 г/см. Если разница плотностей больше, темпы снижения давления на пласт ограничивают. Депрессия давления на пласт снижением уровня жидкости в скважине достигается посредством поршня, скважинными глубинными насосами, нагнетанием инертного газа компрессором или природного газа из соседней скважины.

     Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне нагнетанием воздуха запрещается.

     В заглушенных скважинах с аномально высокими пластовыми давлениями проблем с вызовом притока, как правило, не возникает и бывает достаточно произвести замену утяжеленной жидкости глушения на не утяжеленную (обработанную ПАВ воду, эмульсию, нефть). В этом случае можно также создать значительный перепад давления между пластом и скважиной, если приствольная зона засорена. В то же время следует иметь в виду степень устойчивости пород пласта. Чрезмерные перепады при освоении скважин могут привести к разрушению скелета пласта и цементного камня в интервале перфорации или самой колонны. Способ создания депрессии выбирается исходя из конкретных условий: глубины скважины, величины пластового давления, технического состояния обсадных колонн, взаиморасположения горизонтов насыщенных различными флюидами, наличия оборудования и материалов, опыта освоения аналогичных объектов.

     Наличие сероводорода в продукции скважины обуславливает особые условия освоения, предусмотренные правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности. 

2. Замена скважинной жидкости большей плотности на меньшую 

     Замена жидкости в скважине осуществляется обычно по схеме обратной промывки (реже прямой). Для этого в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб до интервала эксплуатационного объекта. Если пласт сложен устойчивыми породами, то  башмак труб можно расположить в интервале нижних перфорационных отверстий, если порода недостаточно устойчива, то рекомендуется установка башмака выше фильтра. К устьевой арматуре подсоединяется насосный агрегат и в межколонное пространство (между колонной эксплуатационной и НКТ) нагнетается жидкость, плотность которой меньше плотности жидкости глушения, находящейся в скважине. По мере заполнения межколонного пространства облегченной жидкостью, утяжеленная жидкость вытесняется в колонну НКТ, а давление на устье скважины возрастает и достигает максимума в момент подхода жидкости освоения к башмаку НКТ.

     Если заменой одной облегченной жидкостью вызов притока не достигается, ее заменяют последовательно более легкими. Объем каждой порции облегченной жидкости

     Если приток флюидов из пласта начинается до окончания процесса замены, то на выкидной линии устанавливают штуцер, которым регулируют скорость восходящего потока и давление

     Если при замене наблюдаются поглощения жидкости пластом, рекомендуется устранить все искусственные сопротивления на пути восходящего потока (полностью открыть задвижки, убрать штуцеры) и уменьшить подачу насосов.

     Таким способом осваиваются скважины с  большим пластовым давлением  и при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению. 

Рисунок 1. Схема освоения скважины - замена скважинной жидкости на более легкую

1 – жидкость  осоения, 2 – жидкость глушения, 3 – колонная НКТ,

4 –  эксплуатационная колонны, 5 – продуктивный  пласт, 6 – перфорированные каналы. 
 

      3. ОСВОЕНИЕ С ПОМОЩЬЮ СЖАТЫХ ГАЗОВ 

     Получение депрессий на пласт возможно с помощью сжатых газов. Для этого к оборудованному устью скважины подводят газовую линию от компрессора, от пункта сбора газа или из газовой скважины. Депрессия может быть создана залпом (резко) или плавно, в соответствии с выбранным процессом. В зависимости от глубины скважины, прочности обсадной колонны, свойств пород пласта, возможных величин исходных давлений (характеристики компрессора или напор в газовых линиях) давление на пласт можно снизить газированием жидкости, вытеснением жидкости из скважины сжатым газом, нагнетанием в скважину газовых пачек (подушек).

     Способ газирования жидкости заключается в постепенном снижении ее плотности вследствие одновременного нагнетания в скважину жидкой и газообразной фазы, смешиваемой в аэраторе (рисунок 2).

Рисунок 2. Схема газирования

1, 2 –  линия подачи соответственно  газа и жидкости, 3- смеситель, 

4 – задвижка, 5 – обсадная колонная, 6, 8 – колонна  НКТ, 7 – переводник.

     Двигаясь вниз по кольцевому пространству, газ, смешанный с жидкостью, сжимается под весом ее столба, пока не достигнет башмака НКТ. Затем из межтрубного пространства пузырьки газа попадают в НКТ и постепенно расширяются, вследствие чего жидкость поднимается внутри НКТ с одновременным снижением ее плотности. Постепенным газированием плотность газожидкостной смеси в скважине доводят до плотности 400 - 300 кг/м. Скорость нисходящего потока должна быть больше скорости всплывания газовых пузырьков (не менее 0.7-0.8 м/с). Процесс газирования всегда надо начинать при заполненной жидкостью скважине.

     Способ аэрации позволяет осуществлять плавное снижение давления на пласт за сравнительно непродолжительное время.

     Для снижения уровня вытеснением жидкости сжатыми газами в межколонное или трубное пространство подают природный газ из соседней скважины или нагнетают инертный газ компрессором.

     Глубина вытеснения жидкости в НКТ или в межтрубное пространство пропорциональна величине максимального давления, развиваемого компрессором. Для создания заданной депрессии на пласт необходимо снизить давление нагнетаемого газа на устье до атмосферного давления. При этом уровни жидкости в трубах и межтрубном пространстве выравниваются.

     Если глубина спуска НКТ меньше величины максимального давления компрессора, то сжатый газ оттесняет жидкость вниз к башмаку насосно-компрессорных труб и, в зависимости от схемы циркуляции, прорывается внутрь труб или межтрубное пространство, газирует жидкость и выталкивает ее на устье скважины. По мере насыщения жидкости газом ее плотность и давление столба уменьшаются. После выброса каждой порции жидкости из скважины ее уровень падает и соответственно снижается давление на пласт. С началом притока пластовых флюидов в скважину подача газа прекращается.

     При необходимости снижения уровня на глубину, превышающую развиваемое компрессором давление, то жидкость насыщается газом через специальные отверстия или клапаны. Первый клапан расположен на расстоянии от устья, которое может достигать сжатый газ, или на 20 - 30 м выше. Газ, прорываясь через клапан, газирует и вытесняет жидкость, расположенную над клапаном, после чего первое отверстие перекрывается, а уровень жидкости оттесняется до отверстий следующего клапана. Число клапанов обусловлено величиной депрессии, необходимой для вызова притока пластовых флюидов.

     Снижение уровня в скважине созданием газовой подушки достигается нагнетанием в межтрубное пространство достаточно большого объема газа под максимальным давлением. Поверх газовой подушки нагнетают воду со скоростью, исключающей прорыв пузырьков газа вверх и скапливания его в межтрубном пространстве у устья. По мере оттеснения вниз газовая подушка сжимается, давление в ней возрастает, а вода из НКТ изливается. Суммарная высота столба воды и сжатого газа в межколонном пространстве должна быть больше глубины снижения уровня в скважине, необходимого для получения притока из пласта. После прекращения нагнетания воды межколонное пространство на устье открывают и вода, расположенная выше газовой подушки, выбрасывается за счет энергии сжатого газа.

     Снижать уровень в скважине можно и нагнетанием газовых пачек. Сжатый газ нагнетается в межтрубное пространство до максимального давления и проталкивается водой до башмака НКТ. Газ, поднимаясь по внутреннему каналу НКТ, снижает плотность находящейся там жидкости, в результате чего давление нагнетания падает, что позволяет производить нагнетание второй пачки газа. Чередуя эти операции, можно продувать скважины газом с созданием значительных депрессий на пласты.

     Существенным недостатком снижения уровня компрессором является большие колебания давления. При залповом создании депрессии в момент выброса на дневную поверхность очередных порций жидкости интенсифицируется приток из пласта. Если коллектор неустойчив, резкая интенсификация притока может сопровождаться разрушением скелета породы и выносом большого количества песка.

      4. ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА ПЕНАМИ 

     Вызов притока из пласта пенами заключается в замене имеющейся в скважине жидкости на двухфазную пену. Давление на забой обусловлено средней плотностью пены, которую определяет степень аэрации. Задаваясь допустимой величиной снижения забойного давления, устанавливают максимальную степень аэрации с учетом глубины скважины, расхода пенообразующей жидкости и схемы циркуляции (обратная или прямая промывка). Технология освоения скважин с применением пены имеет несколько вариантов в зависимости от пластовых давлений.

     . К первой группе относят почти все скважины, вводимые в эксплуатацию из бурения на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях.

     Ко второй группе относят нефтяные скважины, эксплуатируемые фонтанным и газлифтным способом, и скважины газовых и газоконденсатных месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки.

     Третью группу составляют скважины газовых и газоконденсатных месторождений с весьма низкими пластовыми давлениями.

     Хотя деление скважин на группы условное, технологии имеют некоторые особенности, заключающиеся, в основном, в начальном расходе жидкости и степени аэрации. В общем случае процесс освоения проводят в следующем порядке.

     Из мерной емкости 9 (рисунок 3) насосом 8 подают в аэратор 7 водный раствор ПАВ, который по линии 6 поступает в лифтовую колонну 1, а вытесняемая из скважины жидкость по межтрубному пространству 12 направляется в емкость 10 или по линии 11 в другую емкость. Сжатый газовый агент компрессором 4 подают в аэратор 7, и по лини 6 в скважину уже поступает пена, которая начинает вытеснять из скважины жидкость. Для предотвращения образования газовых подушек, сжатый газ подают постепенно, плавно и малыми дозами. 

Рисунок 3. Схема обвязки скважины при  освоении пеной 

     С началом подачи пены повышается давление из-за разности плотности пены в лифтовой колонне и жидкости за колонной. По мере проникновения пены в межтрубное пространство давление постепенно снижается и после полной замены жидкости пеной становится постоянным.

     Во избежание попадания жидкости в компрессор и газа в насос на их нагнетательных линиях установлены обратные клапаны 5.

     После полной замены поток пены направляют в межтрубное пространство, подача газа при постоянном расходе жидкости увеличивается. Вытесняют пену через лифтовую колонну в емкость 10, где она разрушается под действием дросселирования.

     Если по достижению максимальной подачи компрессора с постоянным расходом жидкости признаки притока флюидов из пласта отсутствуют, продолжают снижать плотность пены снижением расхода жидкости. По достижению заданной величины забойного давления подачу пены прекращают, а рост депрессии происходит за счет упругой энергии пены, что выражается ее самоизливом из скважины

     Освоение скважины с предварительным продавливанием пены в пласт или глушением пеной перед ремонтом производят по описанной выше технологии. Забойное давление снижают до величины, при которой пена из пласта вытесняется пластовым давлением.

     В зависимости от технологий в качестве газообразного агента можно использовать углеводородные, выхлопные и другие инертные газы. Наиболее перспективным и доступным является азот.

     Для получения азота используют азотные компрессорные станции. Компрессорная станция ПКСА-9/200, выпускаемая ОАО «Уральский компрессорный завод» дает возможность получать из атмосферного воздуха взрывобезопасную газовую смесь с содержанием кислорода не более 10 % с сжатием ее до давления 20 МПа.

     На скважине можно также осуществить газификацию жидкого азота с использованием в качестве транспортного и технологического оборудования установку АКУ-8К. Производительность установки 5 - 6 м /мин газообразного

     азота, максимальное давление до 22 МПа. В зарубежной практике азотные газификационные установки имеют типоразмерный ряд с изменением производительности в широком диапазоне на рабочее давление до 70 МПа и выше, что позволяет снижать забойного давления вплоть до осушения. Использование азота обеспечивает полную взрывоопасность процесса. Технологический процесс освоения скважин с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС) основан на газировании жидкости азотом, образующимся в результате химических реакций и образования пенных систем непосредственно в скважине или интервале продуктивного пласта. Исходные растворы готовятся на водной основе. Материалами для приготовления раствора служат нитрит натрия, аммоний хлористый, ингибированная соляная кислота и др. В качестве пенообразователя используют сульфонол, превоцел.

      5. СВАБИРОВАНИЕ 

     Наиболее приемлемым способом снижения уровня   по совокупности качеств является свабирование (поршневание). 

                       а                                     б                                      в

Рисунок 4. Способы подъема жидкости из скважины свабом

а) в  колонне НКТ; б) в эксплуатационной колонне (ЭК); в) с помощью желонки  в ЭК.

1 – устьевое  оборудование, 2 – эксплуатационная  колонна, 3 – колонна НКТ,

4 –  гибкий тяговый орган, 5 – грузы, 6, 7 – свабы, 8 – желонка. 

     Суть свабирования состоит в периодическом подъеме определенных порций жидкости из скважины, с последовательным ступенчатым снижением ее уровня в соответствии с изменением глубины спуска сваба .

     Подъем жидкости производят по насосно-компрессорным трубам, по эксплуатационной колонне, с помощью желонки в эксплуатационной колонне (рисунок 4).

     При свабировании по колоннам (НКТ и эксплуатационная) глубина спуска под уровень жидкости ограничена только прочностью сваба и характеристикой подъемного оборудования и может измеряться сотнями метров. Высота поднимаемого столба жидкости с помощью желонки ограничена ее длиной и не может превышать 40 - 50 м.

     Величина снижения давления на пласт за один спуск соответствует давлению выталкиваемого свабом столба жидкости. Эту величину можно регулировать погружением сваба. Поэтому основным достоинством данной технологии является возможность плавного регулирования депрессии на пласт в широких пределах, что позволяет исключить продавливания в пласт технологической жидкости из скважины и совместить с различными методами интенсификации притока.

     Свабирование с помощью желонки может быть эффективно использовано в скважинах, вскрывших пласты с небольшой глубиной залегания и очень высокой вязкостью продукции, когда применение других способов затруднено или невозможно, например, при освоении битумных скважин.

     Снижение уровня в скважине свабированием при герметичном устье обеспечивает сохранение целостности скелета и естественной проницаемости пласта, герметичность цементного кольца, сохранность эксплуатационной колонны, охрану окружающей среды, а также предотвращает неконтролируемые фонтанные проявления, прорывы пластовых вод (подошвенная, нижняя, верхняя) и газов из газовой шапки.

     Снижение уровня состоит из повторяющихся циклов свабирования и прослеживания времени его восстановления до стабилизации притока из пласта. По полученным данным можно определять ожидаемый дебит скважины для подбора глубинного насоса.

     В ряде случаев (коллекторы трещинного типа, высоковязкая, парафинистая нефть) эффективно сочетание свабирования с применением физических методов воздействия на пласт.

     Спуск сваба в скважину осуществляется под действием собственного веса и веса грузов со скоростью не более 5 м/с, во избежание образования «жучков» на канате или кабеле из-за послабления. Перед входом в жидкость скорость спуска снижается до 2 - 3 м/с. Скорость подъема сваба со столбом жидкости определяется возможностями лебедки подъемного агрегата и состояния НКТ, но не более 5 м/с. Производительность свабирования определяется глубиной его погружения под уровень жидкости и скоростью

     Если позволяет прочность сваба и тягового органа, возможен насосный режим откачки. Для реализации насосного режима на нижнем конце колонны НКТ устанавливается обратный клапан. Откачка жидкости производится возвратно-поступательным движением сваба в нижней части колонны без выхода из под уровня.

      6.СНИЖЕНИЕ УРОВНЯ СКВАЖИННЫМИ  НАСОСАМИ 

     После подземного ремонта в насосных скважинах межколонное пространство и лифтовая колонна заполнена жидкостью глушения. Ее уровень в межтрубном пространстве обусловлена величиной пластового давления, а в трубах НКТ, при наличии обратного клапана, от пластового давления не зависит. В предельном случае зеркало поверхности может находиться у устья скважины. До снижения уровня скважину обычно промывают водой или нефтью (в зависимости от конкретных условий). При запуске насоса уровень жидкости в межтрубном пространстве снижается с одновременным заполнением подъемной колонны.

     Снижение уровня допускается до отметки, находящейся выше интервала установки насоса. Таким образом, процесс вызова притока состоит из двух стадий:

• заполнение жидкостью лифтовой колонны,
• воздействие на систему скважина - пласт.

     Период заполнения лифтовой колонны занимает промежуток времени от включения насоса до появления жидкости на устье скважины. Продолжительность операции заполнения зависит от глубины скважины, глубины и технической характеристики установленного насоса, диаметров эксплуатационной и подъемной колонны, начального положения уровней в лифтовых трубах и межтрубном пространстве, плотности выкачиваемой жидкости, характеристики продуктивного пласта.

     Вторая стадия освоения, вслед заполнения лифтовой колонны, более продолжительна и характерна сложными закономерностями изменения гидродинамической характеристики системы насос - скважина - пласт. Это связано с началом изменения давления на пласт, вследствие чего жидкость пластовая и скважинная смешиваются, снижается плотность, а иногда и вязкость откачиваемой насосом жидкости. Меняются и другие параметры, в частности градиент давления на участке от пласта до насоса. С поступлением в скважину пластовых флюидов, возможна интенсивная сепарация газовой фазы у приема насоса с последующим ее поступлением в межтрубное пространство. Продолжительность второго периода зависит также от производительности насоса, геометрических параметров колонн, степени загрязнения пласта при глушении и ряда других факторов.

      ЗАКЛЮЧЕНИЕ 

     Оценка качества освоения скважин после ремонта заключается в определении (констатации) степени изменения гидропроводности пласта после выполнения соответствующих операций. При этом учитывается режим промывки и глушения, тип и компонентный состав жидкостей глушения, промежуток времени от глушения до освоения, характер ремонтных операций и воздействия на пласт, технологии вызова притока и др.

     Итоговым показателем качества может служить отношение фактической продуктивности пласта Еф к потенциальной Е_п.

     Надо понимать, что приведенный список способов освоения скважин не является окончательным. В процессе развития техники и технлогии одни методы уступают место другим.

     Так, в последнее время, в России и за рубежом интенсивно развивается колтюбинговая технология при бурении и проведении капитального ремонта в действующих скважинах без их глушения. Развитие колтюбинговых технологий, основанных на применении безшуфтовых гибких, непрерывных стальных труб обеспечивает высокую эффективность проведения операций текущего и капитального ремонта: ликвидацию отложений в скважинах, поинтервальную обработку, борьбу с обводнениями, доставку и извлечение внутрискважинного оборудования, ловильные операции 

      СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 

1. В.А.Амиян, А.В.Амиян, Н.Н.Васильева. Вскрытие и  освоение нефтегазовых пластов. М. «Недра», 1980 – 380 с.
2. Ю.М Басарыгин, А.И.Булатов, Ю.М.Проселков.Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин. Краснодар: «Сов.Кубаннь», 2002 – 584 с.
3. Я. В. Вакула Ремонт скважин. Учебное пособие по дисциплине «Подземный и капитальный ремонт скважин». Альметьевск: АГНИ, 2008 – 472с.
4. В.М.Валовский, К.В.Валовский. Техника и технология свабирования скважин. Москва «ОАО ВНИИОЭНГ», 2003 – 396 с.
5. Регламент на заканчивание скважин строительством. РД-39-0147585-232-01, АО ТН, ТатНИПИНефть, 2001.