Отчёт по практике в "Славнефть"

Замена  скважинной жидкости. Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления на величину

,         

где ρ₁- плотность глинистого раствора; ρ₂ - плотность промывочной жидкости; L - глубина спущенных НКТ; β - средний угол кривизны скважины.

Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением Pпл > ρ₂ּgּLּcosβ и при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению.

Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора.

При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое Pз. При Pз < Pпл начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. После опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.

Освоение ведется с  непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном  устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен и позволяет  быстро получить значительные депрессии  на пласт, что особенно важно для  эффективной очистки призабойной зоны скважины. Однако применение компрессорного способа освоения ограничено в скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах.

Освоение  скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.

Освоение  скважинными насосами. На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами (ШСН или ПЦЭН), спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Р_с < Р_пл, при которой устанавливается приток из пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки.

В зависимости  от способа вскрытия пласта продуктивность скважины может быть различной или, говоря иными словами, может быть различен коэффициент совершенства скважины. Под коэффициентом совершенства понимают отношение коэффициента продуктивности реальной скважины к такой же величине у скважины, вскрывшей необсаженный пласт по всей толщине при неизменной проницаемости пласта. Коэффициент совершенства в реальных условиях меньше единицы.

Скважины  бывают несовершенными по характеру и степени вскрытия. В первом случае приток жидкости в скважину происходит через перфорационные отверстия в обсадной колонне, т. е. не через всю поверхность пласта, что создает дополнительные сопротивления; во втором — продуктивная толщина вскрыта фильтром лишь частично. Степень вскрытия продуктивного пласта определяется геолого-техническими условиями. Например, при наличии подошвенной воды нижняя часть пласта может не вскрываться с целью предупреждения преждевременного обводнения скважины.

Когда разрез продуктивной толщи сложен неустойчивыми породами или при необходимости регулирования притока из неоднородных пропластков вскрытый интервал продуктивного пласта изолируют обсадной колонной, после чего перфорируют (несовершенное по характеру вскрытие). В однородных пластах плотность перфорационных отверстий стремятся создать постоянной по толщине, в неоднородных— такой, чтобы выравнить профиль притока.

Дебит несовершенной  по характеру вскрытия скважины определяют на основе формулы Дюпюи, в которой учтены дополнительные фильтрационные сопротивления за счет перфорационных каналов:

Коэффициент С, определяющий дополнительное сопротивление, зависит от количества перфорационных отверстий на 1 м обсадной колонны, их диаметра, геометрии перфорационных каналов и т. п. Величину С целесообразно оценивать непосредственно по эксплуатационным данным, например, по кривой восстановления давления.

 3.2. Фонтанная эксплуатация

Оборудование любой  скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на наземное (устьевое) и скважинное (подземное).

3.3. Назначение, основные схемы и состав фонтанной арматуры.

При эксплуатации скважин  фонтанным способом оборудование устья скважин должно обеспечивать: герметизацию устья скважины; разобщение затрубного пространства; направление продукции скважины в систему сбора; регулирование и контроль режима работы скважины; полное закрытие скважины под давлением; возможность спуска приборов для исследования скважины.

 

Фонтанная арматура включает трубную головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами. Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846 — 84) по восьми схемам  для различных условий эксплуатации. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:

рабочему давлению (7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа); схеме исполнения (восемь схем);  числу спускаемых в скважину труб (один и два концентричных ряда труб); конструкции запорных устройств (задвижки и краны); размерам проходного сечения по стволу (50 — 150 мм) и боковым отводам (50 — 100 мм).

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.

Пример обозначения: АФК6В-80/50Х70ХЛ-К2а

                                                                                                ХХХХ  -  Х Х х ХХ - ХХ

АФ - арматура фонтанная 

АН - арматура нагнетательная

 

Способ подвешивания скважинного трубопровода:

в трубной головке - не обозначается, в переводнике  к трубной 

головке - К, для  эксплуатации скважин УЭЦН - Э

Обозначение типовой  схемы елки для арматуры с двумя

трубными головками  к номеру схемы добавляют "а"

Обозначение системы  управления запорными устройствами

( с ручным  управлением – не обозначают, с дистанционным - Д, 

с автоматическим - А, с дистанционным и автоматическим – В)

Условный проход ствола елки, мм

Условный проход боковых отводов елки, мм (при  совпадении

с условных проходом ствола не указывается)

Рабочее давление, МПа( кгс/см²)

Климатическое исполнение по ГОСТ 16350-80: для умеренного и умеренно

холодного микроклиматических районов - не обозначается; для холодного

макроклиматического района – ХЛ

Исполнения  по составу скважинной среды:

c содержанием Н₂S и СО₂ до 0,003% по объему каждого - не обозначается;

с содержанием  СО₂ до 6% по объему - К1;

с содержанием  Н₂S и СО₂ до 6% по  объему каждого - К2 и К2И

Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку; и фонтанную  елку с запорными и регулирующими  устройствами.

Трубная обвязка - часть  фонтанной арматуры, устанавливаемся  на колонную обвязку, предназначена  для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.

Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов НКТ и герметизации пространств между ними и обсадной эксплуатационной колонной.

Фонтанная елка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для регулирования и контроля работы скважины. По конструкции делятся на крестовые и тройниковые.

Запорные устройства в фонтанной арматуре применяют двух типов:  пробковые краны  и прямоточные задвижки.

Регулирующие устройства предназначены для регулирования  режима работы нефтяных и газовых  скважин, осуществляемого дросселированием потока рабочей среды путем изменения  площади кольцевого прохода.

Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией (шлейфом), подающей продукцию на ГЗУ. Манифольды монтируют в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации.

Запорные устройства фонтанной арматуры изготовляются  трех типов: пробковые краны со смазкой, прямоточные задвижки со смазкой типа 5М и ЗМС с однопластинчатым и ЗМАД - с двухпластинчатым шибером. Задвижки типов ЗМС и ЗМАД имеют модификации с ручным пневмоприводом.

Пробковый кран со смазкой типа КППС - 65х14 (рис. 1) состоит из корпуса, конической пробки, крышки, через которую проходит регулировочный винт, позволяющий регулировать рабочий зазор между уплотни тельными поверхностями корпуса и пробки. Уплотнение регулировочного винта осуществляется манжетами, поджатие которых производится грундбуксой. Краны наполняются смазкой «Арматол-238» через 150¸180 циклов работы.

Задвижки типов ЗМС  и ЗМС1 показаны на рис.2

В процессе эксплуатации арматуры с прямоточными задвижками периодически смазывают подшипники шпинделя жировым солидолом, а в  корпус задвижки через штуцер в днище набивают уплотни тельную смазку ЛЗ-162 или «Арматол-238».

На выкидных линиях, после  запорных устройств для регулирования  режима работы скважины ставят регулирующие устройства (штуцеры), обеспечивающие дрессирование потока вследствие изменения площади проходного сечения. Они подразделяются на нерегулируемые и регулируемые.

Нерегулируемый штуцер зачастую представляет собой диафрагму  или короткую втулку (насадку) с малым  отверстием. Диаметр отверстия штуцера  может составлять 5¸25 мм.

Пример нерегулируемого  штуцера (дросселя) представлен на рис.3

Регулирование режима эксплуатации осуществляется заменой корпуса  с насадкой на другой диаметр.

Более удобны регулируемые дроссели, предназначенные для ступенчатого и бесступенчатого регулирования режима работы скважины. Площадь сечения выходного отверстия изменяют вращением маховика вручную. Ступенчатое регулирование осуществляется с помощью устанавливаемых в гильзу насадок разного диаметра. Устьевое (до штуцера) и затрубное давления измеряют с помощью манометров. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и ствол елки, а также под карман для термометра.

 3.4. Подземное оборудование фонтанных скважин

К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные  трубы. Для предупреждения открытых фонтанов применяются комплексы  типа КУСА и КУСА-Э при эксплуатаций фонтанных скважин. Они могут обслуживать от одной до восьми скважины в случае разгерметизации устья, при отклонении от заданных параметров (давления, дебита) работы скважин и при возникновении пожара.

Основные элементы комплексов - пакер, скважинный клапан - отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине  до 200 м и наземная станция управления. Управление клапаном - отсекателем может быть пневматическим (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э).

Запорным органом служит хлопушка или шар.

Клапан-отсекатель (также  и задвижка арматуры) может быть закрыт со станции управления принудительным путем или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики.

Имеются еще автоматические клапаны-отсекатели, срабатывающие  при увеличении дебита скважины выше заданного. Они устанавливаются на НКТ. Автоматизация фонтанной скважины предусматривает и автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатывает автоматически при повышении давления в трубопроводе на 0,45 МПа (образование парафиновой пробки) и при понижении давления до 0,15 МПа (порыв трубопровода).