Повышение продуктивности нефтедобывающих

СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН

В цикл строительства скважины входят:

1) подготовительные работы;

2) монтаж вышки и оборудования;

3) подготовка к бурению;

4) процесс бурения;

5) крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж;

6) вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа.

В ходе подготовительных работ выбирают место для буровой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи. Если рельеф местности неровный, то планируют площадку.

Монтаж вышки и оборудования производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения. Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой.

В общем случае (рис. 1) в центре буровой вышки 1 располагают ротор 3, а рядом с ним - лебедку 2. За ней находятся буровые насосы 19, силовой привод 18, площадка горюче-смазочных материалов 11, площадка для хранения глинопорошка и химреагентов 9 и глиномешалка 17. С противоположной стороны от лебедки находится стеллаж мелкого инструмента 14, стеллажи 5 для укладки бурильных труб 4, приемные мостки 12, площадка отработанных долот 7 и площадка ловильного инструмента 10 (его используют для ликвидации аварий). Кроме того, вокруг буровой размещаются хозяйственная будка 8, инструментальная площадка 6, очистная система 15 для использованного бурового раствора и запасные емкости 16 для хранения бурового раствора, химических реагентов и воды.

1 - буровая вышка; 2 - лебедка; 3 - ротор; 4 - бурильные трубы;

5 - стеллажи; 6 - инструментальная площадка;

7 - площадка отработанных долот; 8 - хозяйственная будка;

9 - площадка глинохозяйства; 10 - площадка ловильного

инструмента; 11 - площадка горюче-смазочных материалов;

12 - приемные мостки; 13 - верстак слесаря;

14 - стеллаж легкого инструмента; 15 - очистная система;

16 - запасные емкости; 17 - глиномешалка;

18 - силовой привод; 19 - насосы

Рис. 1. Типовая схема размещения оборудования, инструмента, запасных частей и материалов на буровой.

 

Различают следующие методы монтажа буровых установок: поагрегатный, мелкоблочный и крупноблочный.

При поагрегатном методе буровая установка собирается из отдельных агрегатов, для доставки которых используется автомобильный, железнодорожный или воздушный транспорт.

При мелкоблочном методе буровая установка собирается из 16...20 мелких блоков. Каждый из них представляет собой основание, на котором смонтированы один или несколько узлов установки.

При крупноблочном методе установка монтируется из 2...4 блоков, каждый из которых объединяет несколько агрегатов и узлов буровой.

Блочные методы обеспечивают высокие темпы монтажа буровых установок и качество монтажных работ. Размеры блоков зависят от способа, условий и дальности их транспортировки.

После этого последовательно монтируют талевый блок с крон-блоком, вертлюг и ведущую трубу, присоединяют к вертлюгу напорный рукав. Далее проверяют отцентрировашюсть вышки: ее центр должен совпадать с центром ротора.

Подготовка к бурению включает устройство направления и пробный пуск буровой установки. Его верхний конец соединяют с очистной системой, предназначенной для очистки от шлама бурового раствора, поступающего из скважины, и последующей подачи его в приемные резервуары буровых насосов.

Затем бурится шурф для ведущей трубы и в него спускают обсадные трубы.

Буровая комплектуется долотами, бурильными трубами, ручным и вспомогательным инструментом, горюче-смазочными материалами, запасом воды, глины и химических реагентов. Кроме того, недалеко от буровой располагаются помещение для отдыха и приема пищи, сушилка для спецодежды и помещение для проведения анализов бурового раствора.

В ходе пробного бурения проверяется работоспособность всех элементов и узлов буровой установки.

Процесс бурения начинают, привинтив первоначально к ведущей трубе квадратного сечения долото. Вращая ротор, передают через ведущую трубу вращение долоту.

Во время бурения происходит непрерывный спуск (подача) бурильного инструмента таким образом, чтобы часть веса его нижней части передавалась на долото для обеспечения эффективного разрушения породы.

В процессе бурения скважина постепенно углубляется. После того как ведущая труба вся уйдет в скважину, необходимо нарастить колонну бурильных труб. Наращивание выполняется следующим образом. Сначала останавливают промывку. Далее бурильный инструмент поднимают из скважины настолько, чтобы ведущая труба полностью вышла из ротора. При помощи пневматического клинового захвата инструмент подвешивают на роторе. Далее ведущую трубу отвинчивают от колонны бурильных труб и вместе с вертлюгом спускают в шурф - слегка наклонную скважину глубиной 15...16 м, располагаемую в углу буровой. После этого крюк отсоединяют от вертлюга, подвешивают на крюке очередную, заранее подготовленную трубу, соединяют ее с колонной бурильных труб, подвешенной на роторе, снимают колонну с ротора, опускают ее в скважину и вновь подвешивают на роторе. Подъемный крюк снова соединяют с вертлюгом и поднимают его с ведущей трубой из шурфа. Ведущую трубу соединяют с колонной бурильных труб, снимают последнюю с ротора, включают буровой насос и осторожно доводят долото до забоя. После этого бурение продолжают.

При бурении долото постепенно изнашивается и возникает необходимость в его замене. Для этого бурильный инструмент, как и при наращивании, поднимают на высоту, равную длине ведущей трубы, подвешивают на роторе, отсоединяют ведущую трубу от колонны и спускают ее с вертлюгом в шурф. Затем поднимают колонну бурильных труб на высоту, равную длине бурильной свечи, подвешивают колонну на роторе, свечу отсоединяют от колонны и нижний конец ее устанавливают на специальную площадку - подсвечник, а верхний - на специальный кронштейн, называемый пальцем. В такой последовательности поднимают из скважины все свечи. После этого заменяют долото и начинают спуск бурильного инструмента. Этот процесс осуществляется в порядке, обратном подъему бурильного инструмента из скважины.

Крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж осуществляются согласно схемы, приведенной на рис. 2. Целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов.

Хотя в процессе бурения продуктивные пласты уже были вскрыты, их изолировали обсадными трубами и тампонированием, чтобы проникновение нефти и газа в скважину не мешало дальнейшему бурению. После завершения проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают вторично перфорационным способом. После этого скважину осваивают, т.е. вызывают приток в нее нефти и газа. Для чего уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:

1) промывка - замена бурового раствора, заполняющего ствол скважины после бурения, более легкой жидкостью - водой или нефтью;

2) поршневание (свабирование) - снижение уровня жидкости в скважине путем спуска в насосно-компрессорные трубы и подъема на стальном канате специального поршня (сваба). Поршень имеет клапан, который открывается при спуске и пропускает через себя жидкость, заполняющую НКТ. При подъеме же клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.

От использовавшихся прежде способов уменьшения давления бурового раствора на забой, продавливания сжатым газом и аэрации (насыщения раствора газом) в настоящее время отказались по соображениям безопасности.

Таким образом, освоение скважины в зависимости от конкретных условий может занимать от нескольких часов до нескольких месяцев.

После появления нефти и газа скважину принимают эксплуатационники, а вышку передвигают на несколько метров для бурения очередной скважины куста или перетаскивают на следующий куст.

 

 

 

Рисунок 2. Схема бурения скважины

1 – обсадные трубы;2 - цементный камень;3 - пласт;

4 - перфорация в обсадной трубе и цементном камне;

I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна.

 

Рис. 3. Конструкция скважины.

 

СКВАЖИН

 

Под нефтеотдачей продуктивного пласта в нефтепромысловой практике понимается степень использования природных запасов нефти. Ввиду того, что естественные запасы нефти в недрах земли небезграничны, а открытие новых нефтяных месторождений требует затраты огромных средств и времени; достижение высокой нефтеотдачи пластов уже открытых месторождений имеет исключительно важное значение для страны.

Производительность нефтяных и газовых скважин и по­глотительная способность нагнетательных зависят главным образом от проницаемости пород, складывающих продуктив­ный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем выше производительность эксп­луатационной скважины или поглотительная способность на­гнетательной скважины и наоборот.

Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изменяться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухудшается приток нефти и газа к ним. Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин также может с течением времени ухудшаться. Так, при заканчивании скважин бурением их призабойные зоны часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым ра­створом, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород. При эксплуатации не­фтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко снизиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глини­стыми частицами.

Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различными механическими примесями, имеющимися в зака­чиваемой воде (ил, глина, оксиды железа). Проницаемость по­род призабойной зоны скважин улучшают путем искусствен­ного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увели­чения трещиноватости пород, а также путем удаления парафи­на, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.

Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, меха­нические, тепловые и физические. Часто для получения луч­ших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воз­действия дают хорошие результаты в слабопроницаемых кар­бонатных породах. Их успешно применяют также в сцемен­тированных песчаниках, в состав которых входят карбонат­ные включения и карбонатные цементирующие вещества. Механические методы обработки применяют обычно в плас­тах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости. Тепловые методы воздействия применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон. Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной

воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге уве­личивает проницаемость пород для нефти.

 

Кислотные обработки скважин

Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приво­дит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличе­нию проницаемости и, как следствие, — к повышению про­изводительности скважин.

Для обработки скважин в большинстве случаев применя­ют соляную (НСl) и фтористо-водородную (HF) кислоты.

При солянокислотной обработке кислота растворяет карбо­натные породы — известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные горизонты нефтяных и газовых месторождений. Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами, т. е. хлористый кальций (СаСl₂) и хлористый магний (МgС1₂), вследствие их высокой растворимости не вы­падают в осадок из раствора прореагировавшей кислоты. Пос­ле обработки они вместе с продукцией скважины извлекаются на поверхность. Образующийся при реакции углекислый газ (СО₂) также легко удаляется на поверхность.

При обработке пласта соляной кислотой последняя реаги­рует с породой как на стенках скважины, так и в поровых каналах, причем диаметр скважины практически не увеличи­вается. Больший эффект получают при расширении поровых каналов и очистке их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают также, что под воздействием кислоты иногда образуются узкие кавернозные каналы, в результате чего заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебит. Поэтому солянокислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт по возможности на значительные от скважины рас­стояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований.

При кислотной обработке стенок скважины в пределах про­дуктивного горизонта (кислотная ванна) в целях очищения фильтрующей поверхности от глинистой и цементной корок и продуктов коррозии растворяющему действию кислоты под­вергаются уже не породы пласта, а материалы, загрязняющие поверхность забоя скважины. Механизм такого процесса сво­дится к химическому растворению загрязняющих материалов или только отдельных составляющих компонентов этих мате­риалов, растворимых в кислоте. В результате такого действия нарушается целостность отложившихся загрязняющих матери­алов, происходит их дезагрегация (распад) с переводом полно­стью или частично в состояние шлама, легко выносимого с забоя на поверхность последующей промывкой.

Для обработки скважин применяют 8 — 20%-ный раствор соляной кислоты. Наиболее часто используют 12 — 15%-ный раствор НСl. На 1 м обрабатываемой мощности пласта берут от 0,4 до 1,5 м³ солянокислотного раствора.

Так как соляная кислота разъедает металл, для предохра­нения емкостей, насосов и трубопроводов к кислоте добавля­ют специальные вещества, называемые ингибиторами, кото­рые уменьшают или сводят до минимума коррозийное воз­действие кислоты на металл. В качестве ингибиторов приме­няют различные вещества, в основном поверхностно-актив­ные (ПАВ): уникол, катапин, формалин и др. Дозировка инги­биторов составляет обычно 0,05 — 0,25 % от объема раствора соляной кислоты и зависит от типа ингибитора. Так, корро­зионное действие раствора 10%-ной соляной кислоты после добавки уникола снижается следующим образом: при дози­ровке 0,05 % — в 15 раз, при дозировке 0,25 % — в 42 раза.

В скважинах, в которых снижается производительность из-за отложений в призабойной зоне парафиновых или асфальтосмолистых веществ, кислотная обработка будет более эф­фективной, если забой предварительно прогреть, чтобы рас­плавить эти вещества. Для 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 горячей 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, однако наилучшим признан магний, так как при реакции кислоты с ним выделяется большое количество теплоты, 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 рационально 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 реак­ции 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 скважины в интервале его обработки.

 

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 увеличивается диаметр скважи­ны и сеть трещин, расходящихся от скважины в радиальном направлении.

Взрывные методы воздействия применяют 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. д.

Для торпедирования применяют взрывчатые вещества бри­зантного (дробящего) типа. К ним относятся: ВВ из нитросоединений ароматического ряда (тротил, тетрил, гексоген); из нитратов или эфиров азотной кислоты (ТЭН, нитроглицерин и др.); из смесей и составов (аммониты 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 жидкой 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.

 

СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН

В цикл строительства скважины входят:

1) подготовительные работы;

2) монтаж вышки и оборудования;

3) подготовка к бурению;

4) процесс бурения;

5) крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж;

6) вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа.

В ходе подготовительных работ выбирают место для буровой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи. Если рельеф местности неровный, то планируют площадку.

Монтаж вышки и оборудования производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения. Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой.

В общем случае (рис. 1) в центре буровой вышки 1 располагают ротор 3, а рядом с ним - лебедку 2. За ней находятся буровые насосы 19, силовой привод 18, площадка горюче-смазочных материалов 11, площадка для хранения глинопорошка и химреагентов 9 и глиномешалка 17. С противоположной стороны от лебедки находится стеллаж мелкого инструмента 14, стеллажи 5 для укладки бурильных труб 4, приемные мостки 12, площадка отработанных долот 7 и площадка ловильного инструмента 10 (его используют для ликвидации аварий). Кроме того, вокруг буровой размещаются хозяйственная будка 8, инструментальная площадка 6, очистная система 15 для использованного бурового раствора и запасные емкости 16 для хранения бурового раствора, химических реагентов и воды.

1 - буровая вышка; 2 - лебедка; 3 - ротор; 4 - бурильные трубы;

5 - стеллажи; 6 - инструментальная площадка;

7 - площадка отработанных долот; 8 - хозяйственная будка;

9 - площадка глинохозяйства; 10 - площадка ловильного

инструмента; 11 - площадка горюче-смазочных материалов;

12 - приемные мостки; 13 - верстак слесаря;

14 - стеллаж легкого инструмента; 15 - очистная система;

16 - запасные емкости; 17 - глиномешалка;

18 - силовой привод; 19 - насосы

Рис. 1. Типовая схема размещения оборудования, инструмента, запасных частей и материалов на буровой.

 

Различают следующие методы монтажа буровых установок: поагрегатный, мелкоблочный и крупноблочный.

При поагрегатном методе буровая установка собирается из отдельных агрегатов, для доставки которых используется автомобильный, железнодорожный или воздушный транспорт.

При мелкоблочном методе буровая установка собирается из 16...20 мелких блоков. Каждый из них представляет собой основание, на котором смонтированы один или несколько узлов установки.

При крупноблочном методе установка монтируется из 2...4 блоков, каждый из которых объединяет несколько агрегатов и узлов буровой.

Блочные методы обеспечивают высокие темпы монтажа буровых установок и качество монтажных работ. Размеры блоков зависят от способа, условий и дальности их транспортировки.

После этого последовательно монтируют талевый блок с крон-блоком, вертлюг и ведущую трубу, присоединяют к вертлюгу напорный рукав. Далее проверяют отцентрировашюсть вышки: ее центр должен совпадать с центром ротора.

Подготовка к бурению включает устройство направления и пробный пуск буровой установки. Его верхний конец соединяют с очистной системой, предназначенной для очистки от шлама бурового раствора, поступающего из скважины, и последующей подачи его в приемные резервуары буровых насосов.

Затем бурится шурф для ведущей трубы и в него спускают обсадные трубы.

Буровая комплектуется долотами, бурильными трубами, ручным и вспомогательным инструментом, горюче-смазочными материалами, запасом воды, глины и химических реагентов. Кроме того, недалеко от буровой располагаются помещение для отдыха и приема пищи, сушилка для спецодежды и помещение для проведения анализов бурового раствора.

В ходе пробного бурения проверяется работоспособность всех элементов и узлов буровой установки.

Процесс бурения начинают, привинтив первоначально к ведущей трубе квадратного сечения долото. Вращая ротор, передают через ведущую трубу вращение долоту.

Во время бурения происходит непрерывный спуск (подача) бурильного инструмента таким образом, чтобы часть веса его нижней части передавалась на долото для обеспечения эффективного разрушения породы.

В процессе бурения скважина постепенно углубляется. После того как ведущая труба вся уйдет в скважину, необходимо нарастить колонну бурильных труб. Наращивание выполняется следующим образом. Сначала останавливают промывку. Далее бурильный инструмент поднимают из скважины настолько, чтобы ведущая труба полностью вышла из ротора. При помощи пневматического клинового захвата инструмент подвешивают на роторе. Далее ведущую трубу отвинчивают от колонны бурильных труб и вместе с вертлюгом спускают в шурф - слегка наклонную скважину глубиной 15...16 м, располагаемую в углу буровой. После этого крюк отсоединяют от вертлюга, подвешивают на крюке очередную, заранее подготовленную трубу, соединяют ее с колонной бурильных труб, подвешенной на роторе, снимают колонну с ротора, опускают ее в скважину и вновь подвешивают на роторе. Подъемный крюк снова соединяют с вертлюгом и поднимают его с ведущей трубой из шурфа. Ведущую трубу соединяют с колонной бурильных труб, снимают последнюю с ротора, включают буровой насос и осторожно доводят долото до забоя. После этого бурение продолжают.

При бурении долото постепенно изнашивается и возникает необходимость в его замене. Для этого бурильный инструмент, как и при наращивании, поднимают на высоту, равную длине ведущей трубы, подвешивают на роторе, отсоединяют ведущую трубу от колонны и спускают ее с вертлюгом в шурф. Затем поднимают колонну бурильных труб на высоту, равную длине бурильной свечи, подвешивают колонну на роторе, свечу отсоединяют от колонны и нижний конец ее устанавливают на специальную площадку - подсвечник, а верхний - на специальный кронштейн, называемый пальцем. В такой последовательности поднимают из скважины все свечи. После этого заменяют долото и начинают спуск бурильного инструмента. Этот процесс осуществляется в порядке, обратном подъему бурильного инструмента из скважины.

Крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж осуществляются согласно схемы, приведенной на рис. 2. Целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов.

Хотя в процессе бурения продуктивные пласты уже были вскрыты, их изолировали обсадными трубами и тампонированием, чтобы проникновение нефти и газа в скважину не мешало дальнейшему бурению. После завершения проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают вторично перфорационным способом. После этого скважину осваивают, т.е. вызывают приток в нее нефти и газа. Для чего уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:

1) промывка - замена бурового раствора, заполняющего ствол скважины после бурения, более легкой жидкостью - водой или нефтью;

2) поршневание (свабирование) - снижение уровня жидкости в скважине путем спуска в насосно-компрессорные трубы и подъема на стальном канате специального поршня (сваба). Поршень имеет клапан, который открывается при спуске и пропускает через себя жидкость, заполняющую НКТ. При подъеме же клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.

От использовавшихся прежде способов уменьшения давления бурового раствора на забой, продавливания сжатым газом и аэрации (насыщения раствора газом) в настоящее время отказались по соображениям безопасности.

Таким образом, освоение скважины в зависимости от конкретных условий может занимать от нескольких часов до нескольких месяцев.

После появления нефти и газа скважину принимают эксплуатационники, а вышку передвигают на несколько метров для бурения очередной скважины куста или перетаскивают на следующий куст.

 

 

 

Рисунок 2. Схема бурения скважины

1 – обсадные трубы;2 - цементный камень;3 - пласт;

4 - перфорация в обсадной трубе и цементном камне;

I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна.

 

Рис. 3. Конструкция скважины.

 

ПОВЫШЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ

СКВАЖИН

 

Под нефтеотдачей продуктивного пласта в нефтепромысловой практике понимается степень использования природных запасов нефти. Ввиду того, что естественные запасы нефти в недрах земли небезграничны, а открытие новых нефтяных месторождений требует затраты огромных средств и времени; достижение высокой нефтеотдачи пластов уже открытых месторождений имеет исключительно важное значение для страны.

Производительность нефтяных и газовых скважин и по­глотительная способность нагнетательных зависят главным образом от проницаемости пород, складывающих продуктив­ный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем выше производительность эксп­луатационной скважины или поглотительная способность на­гнетательной скважины и наоборот.

Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изменяться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухудшается приток нефти и газа к ним. Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин также может с течением времени ухудшаться. Так, при заканчивании скважин бурением их призабойные зоны часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым ра­створом, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород. При эксплуатации не­фтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко снизиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глини­стыми частицами.

Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различными механическими примесями, имеющимися в зака­чиваемой воде (ил, глина, оксиды железа). Проницаемость по­род призабойной зоны скважин улучшают путем искусствен­ного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увели­чения трещиноватости пород, а также путем удаления парафи­на, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.

Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, меха­нические, тепловые и физические. Часто для получения луч­ших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воз­действия дают хорошие результаты в слабопроницаемых кар­бонатных породах. Их успешно применяют также в сцемен­тированных песчаниках, в состав которых входят карбонат­ные включения и карбонатные цементирующие вещества. Механические методы обработки применяют обычно в плас­тах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости. Тепловые методы воздействия применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон. Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной

воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге уве­личивает проницаемость пород для нефти.

 

Кислотные обработки скважин

Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приво­дит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличе­нию проницаемости и, как следствие, — к повышению про­изводительности скважин.

Для обработки скважин в большинстве случаев применя­ют соляную (НСl) и фтористо-водородную (HF) кислоты.

При солянокислотной обработке кислота растворяет карбо­натные породы — известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные горизонты нефтяных и газовых месторождений. Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами, т. е. хлористый кальций (СаСl₂) и хлористый магний (МgС1₂), вследствие их высокой растворимости не вы­падают в осадок из раствора прореагировавшей кислоты. Пос­ле обработки они вместе с продукцией скважины извлекаются на поверхность. Образующийся при реакции углекислый газ (СО₂) также легко удаляется на поверхность.

При обработке пласта соляной кислотой последняя реаги­рует с породой как на стенках скважины, так и в поровых каналах, причем диаметр скважины практически не увеличи­вается. Больший эффект получают при расширении поровых каналов и очистке их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают также, что под воздействием кислоты иногда образуются узкие кавернозные каналы, в результате чего заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебит. Поэтому солянокислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт по возможности на значительные от скважины рас­стояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований.

При кислотной обработке стенок скважины в пределах про­дуктивного горизонта (кислотная ванна) в целях очищения фильтрующей поверхности от глинистой и цементной корок и продуктов коррозии растворяющему действию кислоты под­вергаются уже не породы пласта, а материалы, загрязняющие поверхность забоя скважины. Механизм такого процесса сво­дится к химическому растворению загрязняющих материалов или только отдельных составляющих компонентов этих мате­риалов, растворимых в кислоте. В результате такого действия нарушается целостность отложившихся загрязняющих матери­алов, происходит их дезагрегация (распад) с переводом полно­стью или частично в состояние шлама, легко выносимого с забоя на поверхность последующей промывкой.

Для обработки скважин применяют 8 — 20%-ный раствор соляной кислоты. Наиболее часто используют 12 — 15%-ный раствор НСl. На 1 м обрабатываемой мощности пласта берут от 0,4 до 1,5 м³ солянокислотного раствора.

Так как соляная кислота разъедает металл, для предохра­нения емкостей, насосов и трубопроводов к кислоте добавля­ют специальные вещества, называемые ингибиторами, кото­рые уменьшают или сводят до минимума коррозийное воз­действие кислоты на металл. В качестве ингибиторов приме­няют различные вещества, в основном поверхностно-актив­ные (ПАВ): уникол, катапин, формалин и др. Дозировка инги­биторов составляет обычно 0,05 — 0,25 % от объема раствора соляной кислоты и зависит от типа ингибитора. Так, корро­зионное действие раствора 10%-ной соляной кислоты после добавки уникола снижается следующим образом: при дози­ровке 0,05 % — в 15 раз, при дозировке 0,25 % — в 42 раза.

В скважинах, в которых снижается производительность из-за отложений в призабойной зоне парафиновых или асфальтосмолистых веществ, кислотная обработка будет более эф­фективной, если забой предварительно прогреть, чтобы рас­плавить эти вещества. Для 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 горячей 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, однако наилучшим признан магний, так как при реакции кислоты с ним выделяется большое количество теплоты, 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 рационально 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 п