Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Следует отметить, что при волновом воздействии можно получить и отрицательные последствия, такие как разрушение обсадных труб и цементного кольца, особенно при использовании взрывчатых веществ.

2.5. Радиальное бурение

Суть технологии радиального бурения – глубокое вскрытие карбонатных и терригенных пластов большим количеством каналов протяженностью до 100 м, в том числе продуктивных пластов, предварительно изолированных под большим давлением тампонажными материалами.

Принцип технологии основан на гидроэрозионном разрушении твердых пород. При проведении радиального бурения в скважину в интервал вскрытия спускается отклоняющий башмак, имеющий специальный канал-проток для прохождения инструмента (фрезы) и гибкого шланга. Далее работы проводятся

спомощью мобильной установки радиального бурения.

Спомощью фрезы, приводимой в движение забойным двигателем, спускаемым в скважину на гибкой трубе, осуществляется фрезеровка отверстия в эксплуатационной колонне (рис. 2.5).

Рис. 2.5. Технология бурения радиальных каналов

71

elib.pstu.ru

Далее на гибкой трубе в скважину спускается компоновка для проходки радиального канала, состоящая из гидромониторной (струйной) насадки, которая закреплена на конце шланга высокого давления. Насосом высокого давления по гибкой трубе подается жидкость, струя которой, вырываясь из сопла под большим давлением, производит разрушение породы и проходку по пласту. Время проводки одного канала длиной до 100 м диаметром до 50 мм составляет около 20 мин. Количество каналов по технологии не ограничено. В карбонатных коллекторах по окончании радиального вскрытия для увеличения проницаемости полученные каналы промываются раствором кислоты [14].

2.6. Тепловая обработка призабойной зоны скважины

Тепловое воздействие на разрабатываемые нефтяные пласты применяют в тех случаях, когда месторождение характеризуется высокой вязкостью и повышенной плотностью нефти в пластовых условиях или содержанием в нефти парафина, смол и асфальтенов. Оно предотвращает образование парафинистых и смолистых отложений в поровом пространстве пласта и способствует увеличению текущей и суммарной добычи нефти. Прогрев зоны удлиняет межремонтный период эксплуатации скважины, так как повышается температура нефти и снижается ее вязкость, также уменьшается количество парафина, отлагающегося на стенках НКТ и в выкидных линиях.

Обработка паром и горячей водой. При этом способе теп-

лоноситель – пар получают от стационарных котельных или передвижных котельных установок (ППУ).

Электротепловая обработка. Этот способ проще и де-

шевле, чем предыдущий, однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть значительную зону (в радиусе до 1 м).

72

elib.pstu.ru

Электронагреватель поднимают и спускают вместе со штанговым скважинным насосом. В результате прогрев забоя происходит непрерывно и одновременно с процессом добычи нефти насосным способом. Температура на забое стабилизируется через 3–5 сут непрерывного прогрева, и нагретая зона распространяется примерно на 20–50 м вверх и на 10–20 м вниз от места установки нагревателя. Эффект прогрева действует

3–4 мес.

2.7. Обработка призабойной зоны скважин поверхностно-активными веществами

Поверхностно-активные вещества (ПАВ) – вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой поверхности раздела фаз вследствие адсорбции этих веществ. Их используют для обработки призабойной зоны с целью:

•ускорения освоения нефтяных и газовых скважин;

•предотвращения отрицательного влияния воды на свойства пород продуктивного пласта при ремонтных работах;

• повышения производительности нефтяных и газовых

иприемистости нагнетательных скважин;

•повышения эффективности СКО;

•изоляции притоков пластовых вод.

Вследствие снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз размер капель воды в среде нефти уменьшается в несколько раз, при этом мелкие капли воды вытесняются из пласта в скважину значительно быстрее и с меньшими затратами внешней энергии, чем крупные. Следовательно, со снижением межфазного натяжения на границе нефть – вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны. Некоторые ПАВ способствуют также гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, т.е. ухудшают их способность смачиваться водой. При этом нефть легко расплывается на поверхности поровых каналов, вытесняя

73

elib.pstu.ru

из них пленочную воду. Отрываясь от твердой поверхности, пленочная вода превращается в мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину.

Технология обработки призабойной зоны с помощью ПАВ аналогична технологии солянокислотной обработки. В скважину через трубы насосным агрегатом закачивают концентрированный раствор ПАВ, который продавливают слабоконцентрированным раствором в таком количестве, чтобы все поровое пространство намеченной зоны обработки было заполнено ПАВ. В качестве растворителя обычно используют нефть.

Радиус зоны обработки принимают от 0,5 до 2,0 м в зависимости от толщины пласта и характеристики его пород и типа ПАВ. Исходя из этого, объем раствора исчисляют из расчета от 0,8 до 2 м3 на 1 м толщины обрабатываемого пласта. Концентрацию рабочего раствора ПАВ принимают от 0,5 до 5 %.

После продавки раствора ПАВ через 2–3 сут возобновляют эксплуатацию скважины.

2.8. Зарезка второго ствола

Зарезка второго ствола – это метод восстановления работоспособности скважин, который применяют в тех случаях, когда известными способами их нельзя отремонтировать, а бурение новых скважин нерентабельно.

Зарезка и бурение второго ствола состоят из следующих этапов:

1)выбор места в колонне для вскрытия «окна»;

2)установка цементного моста и отклонителя;

3)вскрытие «окна» в колонне;

4)бурение второго ствола до заданной глубины;

5)электрометрические работы;

6)спуск новой эксплуатационной колонны;

7)перфорация.

74

elib.pstu.ru

Рекомендуется вскрывать «окна» в интервалах, сложенных глинистыми породами, интервалах однорядной колонны

ив интервалах с цементным кольцом хорошего качества. Перед спуском отклонителя колонну проверяют шаблоном, шаблонируют. Диаметр и длина шаблона должны быть на 3–4 мм

ина 2–3 м больше соответствующих размеров отклонителя. С помощью локатора муфт определяют местонахождение двухтрех муфт обсадной колонны, между которыми предполагается вскрывать «окно». Отклонитель – инструмент, предназначенный для обеспечения необходимого отклонения райбера при вскрытии окна в колонне и придающий начальное направление буровому инструменту при забуривании второго ствола. Он представляет собой плоский или желобообразный клин, спускаемый в скважину на бурильных трубах.

Устанавливают цементный мост и спускают отклонитель на небольшой скорости, наблюдая за показаниями индикатора веса. При достижении отклонителем кровли цементного моста срабатывает телескопическое устройство, шпильки срезаются

и отклонитель, перемещаясь вниз, закрепляется плашками в обсадной колонне. Затем резкой посадкой инструмента (8– 10 т) срезаются болты, соединяющие отклонитель со спускным клином, и бурильные трубы поднимают с клином.

75

elib.pstu.ru

3.ПОДЪЕМ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНАХ

3.1.Основы теории движения газожидкостных смесей

вскважине

При всех известных способах добычи нефти приходится иметь дело с движением газожидкостных смесей либо на всем пути от забоя до устья, либо на большей части этого пути.

Для того чтобы спроектировать установки для подъема и выбрать необходимое оборудование скважин, следует знать законы движения газожидкостных смесей (ГЖС) в трубах.

Процесс движения ГЖС в вертикальной трубе можно продемонстрировать с помощью простого опыта (рис. 3.1). Трубка 1 длиною L погружена под уровень жидкости на глубину h. К нижнему концу трубки (или башмаку НКТ) подведена другая трубка 2 для подачи газа с поверхности. На трубке 2 имеется регулятор 3 подачи газа.

Рис. 3.1. Схема газожидкостного подъемника

76

elib.pstu.ru

Давление у башмака подъемной трубки 1 будет равно гидростатическому на глубине h, т.е. Р1 = ρ · g · h. Это давление будет меняться в зависимости от количества газа, подаваемого к башмаку. В трубке 1 образуется ГЖС средней плотности ρс, которая поднимается на высоту Н. Внутренняя полость трубки 1 и наружная область являются сообщающимися сосудами, тогда можно записать равенство

ρ · g · h = ρc · g · H, или H = h ρρ .

c

Плотность смеси в трубке ρc зависит от расхода газа V, причем, чем больше V, тем меньше ρc. Значит, меняя V, можно регулировать Н. При некотором расходе V = V1 величина Н = L, отсюда при V < V1 Н < L, а при V > V1 Н > L и наступает перелив жидкости через верхний край трубки 1. При дальнейшем увеличении V количество жидкости, поступающей на поверхность, q увеличится. Но при непрерывном увеличении V, ∆P = P1 – P2 = const, так как h = const, то при некотором расходе газа V2 дебит достигнет максимума q = qmax. Однако если увеличивать расход газа, то он достигнет определенной величины V = V3, когда пропускная способность трубки 1 при заданных L, d, ∆P будет равна V3. Очевидно, что при этом дебит жидкости q = 0 (рис. 3.2).

Рис. 3.2. Зависимость подачи q газожидкостного подъемника от расхода газа

77

elib.pstu.ru

Анализируя зависимость на рис. 3.2, можно сделать следующие выводы:

1)при V < V1 q = 0 (Н < L),

2)при V = V1 q = 0 (Н = L),

3) при V1 < V < V2 0 < q < qmax (Н > L),

4)при V = V2 q = qmax – точка максимальной подачи,

5)при V2 < V < V3 qmax > q > 0,

6)при V = V3 q = 0 – точка срыва подачи.

Для всех точек кривой постоянным является давление Р, так как погружение h в процессе опыта не меняется. На прак-

тике существует понятие – относительное погружение ε = hl .

Очевидно, что ε будет меняться от 0 до 1, вид кривых q(V) будет одинаковый (рис. 3.3).

Рис. 3.3. Кривые q (V) для различных диаметров подъемника при d2 > d1

На рис. 3.3 видно, что при увеличении ε новые кривые обогнут прежнюю, так как с ростом h потребуется меньший расход газа для наступления перелива. При уменьшении ε кривые q(V) расположатся внутри предыдущих и при ε = 0 кривая

78

elib.pstu.ru

превратится в точку. В случае ε = 1 (h = L; 100 % погружение) при очень малом расходе газа начинается перелив, поэтому точка начала подачи сместится в начало координат.

Теперь рассмотрим, как изменяются кривые q(V) при изменении диаметра подъемника d. Новое семейство кривых для трубы диаметром d2 > d1 показано на рис. 3.3. Видно, что с увеличением диаметра потребуется больший расход газа, так как объем жидкости увеличивается пропорционально d2. Пропускная способность трубы с d2 увеличится, а семейство кривых q(V) будут смещены вправо в сторону увеличения объемов, кроме точки при ε = 1, совпадающей с началом координат.

3.2. КПД процесса движения ГЖС

При работе газожидкостного подъемника очень важно определить точку так называемой оптимальной производительности, соответствующей наибольшему КПД подъемника определенного диаметра и при заданном ε.

Из определения понятия КПД η следует, что

η= Wп ,

Wз

где Wп – полезная работа; Wз – затраченная работа.

Полезная работа заключается в поднятии жидкости с расходом q на высоту (L – h), т.е.

Wп = q · ρ · g · (L – h).

Затраченная работа – это работа газа, расход которого приведен к стандартным условиям и равен V. Будем считать процесс расширения газа изотермическим, тогда на основании законов термодинамики идеальных газов

Wз =V P0 ln P1 + P0 , P2 + P0

79

elib.pstu.ru

где (Р1 + Р0) – абсолютное давление у башмака; (Р2 + Р0) – абсолютное давление на устье; Р0 – атмосферное давление.

Подставим Wп и Wз в формулу для η, тогда получим

η=	q ρ g(L −h)			.
	V P ln	P −P
		1	0
	0	P2	+ P0

В последней формуле все величины, кроме q и V, постоянны, так как рассматривается одна кривая q(V) при ε = const. Тогда перепишем формулу:

		η=		q	C,
			V
где С – константа, C =	ρ g(L −h)					.
	P ln		P −P
			1		0
	0		P2 + P0

Таким образом, КПД будет иметь максимальное значение в точке, в которой максимально отношение q/V. Но q/V = tg φ, так как q – ордината, V – абсцисса, φ – угол наклона прямой, проведенной из начала координат через данную точку (q, V). Только для касательной tg φ будет иметь максимальное значение, так как только для нее угол φ будет максимальным. Поэтому в точке касания прямой, проведенной из начала координат к кривой q(V), получаются такой дебит q и такой расход газа V, при которых КПД процесса будет наибольшим. Дебит при максимальном КПД называют оптимальным дебитом qопт

(рис. 3.4).

Понятие об удельном расходе газа. Удельным расходом газа называют отношение

R = Vq ,

80

elib.pstu.ru