Поиск по сайту
Главная arrow Прочее arrow Освоение скважин Главная | О компании | Контакты | Site map
На сайте
Каталог насосов ВД Каталог насосов ВД
Ремкомплекты для НВД Ремкомплекты для НВД
- - - - - - -
Интересные статьи Интересные статьи


Каталог сайтов
- - - - - - -
 


Освоение скважин


Руководство разработано с целью повышения эффективности работ и усовершенствования мер по охране труда и окружающей среды при освоении скважин различными методами.
Для повышения эффективности освоения необходимо уменьшать количество поглощаемой пластом задавочной и промывочной жидкости, применять различные метода ОПЗ с учетом геолого-технических особенностей скважина, соблюдать технологию процессов и четко организовывать работы.


Уменьшение количества поглощаемой пластом жидкости достигается не только правильным подбором плотности жидкости глушения, но и ограничением производительности насоса, следовательно, и сопротивления восходящему потоку, при замене этих жидкостей на более легкую или на пену.
Соблюдение технологических требований важно и при других процессах, Например, важно снизить производительность насоса на этапе подержания депрессии на пласт закачкой пены. На практике последнее часто не учитывается, из-за чего депрессия создается меньше возможной, иногда только после выпуска пены из скважина или перехода на продувку газом, т.е. фактически ограничиваясь кратковременной промывкой скважины пеной.
Для ускорения освоения скважин также необходима работа компрессора при его нормально рабочей производительности. Часто практикуемая работа компрессора на низких оборотах снижает создаваемую депрессию на пласт и приводит к более позднему достижению газом или пеной наибольшей глубины.
Важным показателем эффективности освоения является продуктивность освоенных пластов в скважине. Дня улучшения этого показателя необходимо использовать интенсивные и дифференцированные методы воздействия на пласт. В соответствии с этим руководство содержит некоторые рекомендации по использованию различных методов обработки призабойной зоны (ОПЗ) при освоении с учетом опыта нефтяников. Учтено, что технологии ОПЗ и вызова притока должны быть взаимоувязаны.
Поскольку при освоении газом не исключается образование в скважине взрывоопасной смеси, в руководстве учитывается необходимость предотвращения возникновения инициаторов воспламенения: разряда статического электричества, ударной волны, открытого пламени, механической искры, электрической дуги, саморазогрева нагаромасляных и пирофорных отложений.
Опасная статическая электризация предотвращается с помощью устройства М40М2, которое ограничивает скорость газового потока в скважине и ее устьевой арматуре при выпуске в атмосферу и исключает манипуляции задвижками от начала и до конца процесса. Меры, принятые против статической электризации, попутно устраняют условия возникновения ударной волны внутри оборудования.
Возможность проникновения наружного пламени, особенно опасная к концу выпуска газа; из скважины, предотвращается огнепреградителем, его мелкими отверстиями.
Меры против саморазогрева нагаромасляных и других отложений направлены на предупреждение их образования и накопления. То есть на обеспечение чистоты, компрессорного масла, очистку клапанов, газопровода, устьевой арматуры и других.
Предотвращению возможности образования электрической искры и дуги в скважине от электростатических зарядов и утечек тока служат требования по заземлению устьевого электрооборудования и исследовательской машины. Предусмотрены также меры для предупреждения образования механической искры в скважине при работах с глубинными приборами.
Руководство предусматривает также создание безопасных условий эксплуатации технологического оборудования и другие меры по охране труда и окружающей среды.

ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ
Организация работ.
Освоение скважин производить по плану; утвержденному главным инженером и главным геологом предприятия. При необходимости изменения технологии последующих вызовов притока план для скважины составить и утвердить заново.
Руководителем работ на скважине должен быть инженерно-технический работник, указанный в плане работ. Он руководит подготовкой скважин и ее территории к освоению, опрессовкой нагнетательных линий, обеспечивает выполнение намеченной технологий работ и правил по охране труда и окружающей среды НА объекте. Руководитель работ может отлучаться со скважины только при обычных по технологии работах, после инструктажа рабочих, опрессовки оборудования и назначением старшего из числа оставшихся рабочих с соответствующей записью в журнале учета работа компрессора.
В плане работ следует указать число работающих, мероприятия и средства обеспечения их безопасности, включая дыхательные аппараты, меры по предупреждению аварий, средства и график контроля содержания сероводорода в воздухе рабочей зоны и мероприятия на случай превышения ПДК.
С планом должны быть ознакомлены все работники, связанные с освоением и исследованием скважин.
К плану работ должна прилагаться схема расположения оборудования, машин, механизмов с указанием маршрутов выхода из опасной зоны в условиях возможной аварии и загазованности при любом направлении ветра, а также схема расположения объектов в санитарно-защитной зоне и близлежащих населенных пунктов.
Фонтанная арматура должна быть соединена с продувочными отводами, направленными в противоположные стороны. Каждый отвод должен иметь длину не менее 100 м и соединяться с факельной установкой с дистанционным зажиганием.
Типы резьбовых соединений труб для отводов должны соответствовать ожидаемым давлениям, быть смонтированы и испытаны на герметичность опрессовкой на величину 1,25 от максимального давления.
Отводы следует крепить к бетонным или металлическим стойкам, при этом не должно быть поворотов и провисаний. Способ крепления отвода должен исключать возможность возникновения местных напряжений.
К фонтанной арматуре должны быть подсоединены линии для глушения скважины через трубное и затрубное пространства.
Линии глушения должны быть снабжены обратными клапанами. Для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т длина линии может составлять 50 м. Во всех других случаях длина линии глушения должна быть не менее 100 м.
Предохранительный клапан установки (разрывная диафрагма) должен быть соединен индивидуальным трубопроводом с факельной установкой через узел улавливания нефти, конденсата и других жидкостей. При этом должен быть исключен обратный переток нефти, конденсата через узел улавливания при срабатывании одного из клапанов. При содержании сероводорода в газе более 8% должна быть смонтирована специальная факельная система.
Перед освоением скважины необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины соответствующей плотности без учета объема раствора, находящегося в скважине, а также запас материалов и химических реагентов согласно плану работ на освоение скважины.
В случае отсутствия возможности утилизации продукта запрещается освоение и исследование эксплуатационных скважин. Допускается освоение разведочных скважин при нейтрализации продукции со сжиганием газа.
При сжигании газа с наличием сероводорода должны быть обеспечены условия, при которых концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы населенных пунктов или объектов народного хозяйства не превысит санитарных норм.
Вызов притока и исследования скважины должны проводиться только в светлое время, при направлении ветра от ближайших населенных пунктов.
На время вызова притока из пласта и глушения необходимо обеспечить:
постоянное круглосуточное дежурство ответственных лиц по графику, утвержденному техническим руководителем предприятия, уполномоченного заказчиком на проведение этих работ;
круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;
постоянную готовность к работе цементировочных агрегатов;
готовность населения и работающих к защите в случае аварийного выброса.
При отсутствии притока освоение скважины проводится с использованием:
природного или попутного нефтяного газа;
двух- и многофазных пен, инертных к сероводороду и к углекислому газу;
инертных газов;
жидкости меньшей плотности, инертной к сероводороду и углекислому газу.
Использование воздуха для этих целей запрещается.
Запрещается при исследовании и освоении скважины подходить к устью, трубопроводам, распределительным пультам, сепарационным установкам без изолирующего дыхательного аппарата.
Запрещается производить освоение скважин, расположенных в пойменных зонах рек, в период паводка.
Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть коррозионно-стойкой, цельной. При подъеме проволока должна проходить через герметичное устройство с нейтрализатором сероводорода.
Перед открытием задвижки на узле отвода, а также при спуске (подъеме) глубинного прибора в скважину работники, не связанные с этими операциями, должны быть удалены на безопасное расстояние в наветренную сторону.
Открывать задвижки на узле отвода и извлекать приборы из лубрикатора, разбирать их следует в изолирующих дыхательных аппаратах.
По окончании освоения или исследования скважины приборы, аппаратура, спецодежда должны пройти специальную обработку по нейтрализации сероводорода.
По завершении работ необходимо провести контроль воздуха рабочей зоны на наличие сероводорода и проверку герметичности устьевой арматуры.
Особенности освоения скважин с сероводородом
Освоение скважин, в продукции которых содержится сероводород, газом запрещается. Освоение таких скважин производить заменой жидкости, имеющейся в скважине, на более легкую; пеной без перехода на закачку газа, глубинным насосом, в том числе передвижным.
Работника должны быть обеспечены фильтрующими противогазами марки В, КД, или БКФ и сигнализатором сероводорода.
Во время освоения все работники должны находится с наветренной стороны от скважины и приемной емкости. К устьевой арматуре, пробоотборному крану и приемной емкости подходить и в загазованную зону входить, в противогазе.
Выходящую из скважины газожидкостную смесь, содержащую сероводород, в обустроенных скважинах подавать в систему сбора.
При появлении сероводорода из скважины, в продукции которой он не содержится, остановить процесс, выпустить рабочий агент из скважины и прекратить работе по освоению до ликвидации его причины.
Общие подготовительные работы
Подготовку территории (планировку, удаление пролитой нефти в других материалов), приемной емкости, выкидных линий, средств освещения рабочих мест, доукомплектование устьевой арматуры шпильками, замену жидкости, имеющейся в скважине, на более легкую, и другие подготовительные работы производить накануне (в предыдущие дни) освоения.
Перед начатом освоения скважины все участники работ должны быть ознакомлена с порядком ведения процесса и пройти инструктаж по технике безопасности с записью в журнале учета работы компрессора.
При расстановке на территории скважины передвижной техники и приемной емкости учесть направление ветра для исключения попадания газов на людей и технику, а также обеспечить удобство контроля и управления процессом работ.
Расстояния между объектами должны быть:
- от передвижной техники (компрессор, насосный агрегат, исследовательская машина и др.) до устья скважины и приемной емкости - не менее 25 м;
- от компрессора до другой передвижной техники - не менее 10 м;
- между автоцистернами я насосным агрегатом - не менее I м;
- от культбудки до устья скважина - не менее 50 м.
Выкидную линию из скважины в приемную емкость собирать из НКТ с внутренним диаметром не менее 50 мм, надежно и жестко закрепить возле устья в местах поворота и у приемной емкости с помощью штопорных или стационарных якорей, рассчитанных на реактивное усилие потока не менее I т.
До подключения нагнетательной линии давление в скважине снизить до атмосферного путем выпуска накопившегося газа в приемную емкость через выкидную линию. При этом люди должны быть выведены из зоны выпуска газа в наветренную сторону. В загазованную зону разрешается входить только в противогазе.
Общие требования к процессу вызова притока
В течение всего процесса вызова притока на расстоянии менее 25 м от устья скважины и от емкости для приема жидкости из скважины запрещается:
- производство работ, не связанных с освоением скважины;
- пользоваться открытым огнем (курение, сжигание нефти и газа, электрогазосварочные работы и др.);
- пребывание техники, не оборудованной искрогасителями на выхлопных трубах;
- пребывание посторонних лиц.
При многократных вызовах притока газом на одной и той же скважине необходимо на каждом пятом выезде, но не позднее 30 часов суммарной продолжительности закачки газа в скважину, вызов производить с закачкой пены (по разделу 5 или 6) для удаления нагаромасляных отложений и окислившейся пленки нефти.
О проведенной обработке сделать запись в акте на окончание освоения скважины.
Для смазки цилиндров компрессора в канистры заливать специально отобранное масло, хранящееся в предназначенной только для этого металлической емкости. При перевозках и хранении компрессорного масла такого назначения, начиная от отбора из железнодорожной цистерны, должны быть приняты все необходимые меры против загрязнения нефтепродуктами, водой, пылью, продуктами распада отложений и другими примесями. Качество этого масла должно подтверждаться актом о соответствии ГОСТу, имеющимся у ответственного за горюче-смазочные материалы.
Все узлы, используемые в обвязке компрессора со скважиной, один раз в год в собранном виде испытываются на прочность при пробном (полуторократном от рабочего) давлении с записью в журнале учета работы компрессора и составлением акта. АКТ об испытании утверждается главный инженером предприятия, владельца компрессора.
Предохранительные и обратные клапана компрессора, а также участок газопровода, смонтированный на компрессорной установке, от нагаромасляннх отложений очищать не реже одного раза в 3 месяца. Остальную часть газопровода и холодильники компрессора очищать не реже одного раза в год. Очистку производить промывкой 3% раствором сульфонола, пропаркой.
Старший механик, ответственный за техническое состояние компрессора должен:
- производить периодический осмотр компрессора с проверкой режима его работы по графику ППР, но не реже одного раза в месяц;
- проверить правильность подачи масла в цилиндры не реже одного раза в 3 месяца;
При осмотре мех.устройства необходимо разобрать и очистить от отложений, смазать притертые и трущиеся поверхности тонким слоем антифрикционной смазки (графитной БВН-1 или крановой ЛЗ-162) и собрать. При сборке штуцирующего крана устройства пробку вставить в корпус в положение закрыто так, чтобы тонкое отверстие в пробке (предназначенное для выравнивания давлений в скважине и полости пробки) было расположено с противоположной мелким выпускным отверстиям стороны. Пробку к корпусу поджимать гайкой натяга постепенно и при непрерывном поворачивании пробки, не допуская выдавливания смазки и добиваясь поворота рычага усилием 15-20 кгс.
Машинисту компрессорной установки выдать на руки Инструкцию по охране труда машиниста компрессорной установки, из заводской инструкции по эксплуатации компрессорной установки (смазка, давление, температура по ступеням и др), кроме того на объектах он должен иметь при себе журнал учета работы компрессора.
В журнале учета работы компрессора ведутся записи:
- об испытаниях обвязки компрессора с устьем скважины;
- о режиме работы компрессора на объектах и при проверке;
- о скорости расхода компрессорного масла по ступеням;
- о ежегодных испытаниях на прочность комплектных узлов, результатах периодического осмотра и обнаруженных неисправностях, проведенных очистках и ремонтах обратных клапанов газопровода.
Исследования со спуском глубинных приборов
Перед началом работ с закачкой газа проверить исправность заземления электрооборудования на устье скважины. Лебедку заземлить, независимо от наличия в исследовательской машине электрооборудования, подсоединением к обсадной колонне или с помощью переносного заземлителя.
Если предстоит закачка рабочего агента в НКТ, то одновременно с нагнетательными линиями испытать на герметичность и лубрикатор с приготовленным для спуска глубинным прибором при открытой буферной и закрытой центральной задвижках.
Прибор в скважину спустить до начала закачки рабочего агента и установить ниже нижнего конца НКТ. Перемещения глубинного прибора в скважине, находящейся под давлением газа или пены, допускаются только ниже нижнего конца НКТ.
Глубинный прибор поднимать только после выпуска рабочего агента из скважины. При исследованиях с закачкой газа и отсутствии фонтана подъем прибора, начиная от глубины уровня пусковой муфты или башмака, которую достиг газ при закачке, производить со скоростью не более 30 м/мин (на I передаче при малых оборотах двигателя). Скорость подъема контролировать по счетчику глубины и секундомеру.
Работа с поверхностно-активными веществами. Поверхностно-активные вещества (ПАВ), используемые для пенообразования, малотоксичны, вызывают легкое раздражение слизистой оболочки я поврежденной кожи, в концентрированном виде пожароопасны. Неионогенные ПАВ (ОП-10, превоцел, диссолван и др.) не разрушаются микроорганизмами. Поэтому должны быть приняты следующие меры:
Не допускать попадания раствора ПАВ в водоемы и источники питьевой воды. Жидкость и пену из скважины подавать в нефтесборный коллектор или приемную емкость для последующего сброса в систему сбора и закачки в пласты промысловых сточных вод.
Пользоваться спецодеждой и рукавицами, избегать попадания ПАВ в глаза. ПАВ для мытья рук не использовать.
При хранении концентрированных ПАВ и работе с ними соблюдать правила противопожарной безопасности.

ВЫБОР ДЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ
При вызове притока депрессия на пласт должна создаваться постепенно и соответствовать расчетной величине. Резкая и чрезмерная депрессия на пласт совместно с обычным при освоении повышенным содержанием загрязнений в призабойной зоне резко увеличивают вероятность ускоренного обводнения притока по высокопроницаемым прослойкам из подошвы пласта и из-за нарушения целостности цементного кольца. С другой стороны низкая депрессия удлиняет сроки освоения.
Сначала рассчитываются максимально допустимые депрессии на пласт, затем из них необходимо выбрать наименьшую. Однако при этом учесть следующие дополнительные условия:
- депрессию принимать равной 40 кгс/см2, если по расчету она оказалась меньше 40 кгс/см2;
- депрессию принимать равной величине пластового давления, т.е. максимально достижимой при отсутствии притока (осушка скважина), если по расчету она оказалась больше пластового давления.
При ожидаемой в процессе эксплуатации обводненности продукции закачиваемой водой более 3% или наличии подошвенной воды, создаваемое забойное давление на уровне кровли осваиваемого пласта должно быть не ниже давления насыщения, соответствующая этому условию максимально допустимая депрессия на осваиваемый пласт рассчитывается со формуле:
Р1 = Рпл +Рнас,
где Рнас - давление насыщения нефти газом, кгс/см2.
При ожидаемой в процессе эксплуатации обводненности продукции закачиваемой водой 3% и менее и отсутствии подошвенной воды, а также при перфорации водоносного (обводнявшегося) пласта или подошвенной воды депрессию на пласт выбирать независимо от величины давления насыщения.
При разобщенности непроницаемым пропластком осваиваемого пласта и находящегося сверху или снизу от его невскрытого перфорацией водоносного (или обводнявшегося) пласта, перепад давления на I м высоты цементного кольца должен быть не более 25 кгс/см2. Соответствующая величина максимально допустимой депрессии на осваиваемый пласт рассчитывается по формуле:
Р2 = Рпл +25 h - Рпл.в,
где h - высота цементного крепления между осваивавши и невскрытой перфорацией водоносным (или обводнявшимся) пластом, определяемым как сумма интервалов только с хорошим сцеплением, м;
Рпл.в - давление в невскрытом перфорацией водоносном или обводнившемся пласте, ближайшем к осваиваемому, кгс/см2.
Примечание. При нагрузке более 25 кгс/см2 на I м высоты появляется вероятность нарушения целостности цементного кольца, возрастающая по мере увеличения этого перепада.
Перепад давления, воспринимаемый эксплуатационной колонкой против пласта с наибольшим пластовым давлением, не должен превышать допустимый. Соответствующая величина максимально допустимой депрессии на осваиваемый пласт:
Р3 = Рпл +Рэк - Рпл.б -р hп 10-4,
где Рэк = 200 и 155 - допустимый перепад давления на эксплуатационную колонну с условным диаметром соответственно 146 и 168 мм при снижении давления на забое, кгс/см2;
Рпл.б - наибольшее давление во вскрытых и невскрытых перфорацией пластах, кгс/см2;
?hп - расстояние от пласта с наибольшим давлением до интервала перфорации, м. При этом принимать hп = 0, если пласт с наибольший давлением находится ниже осваиваемого;
р =1000 и 500 - в случаях соответственно закачки газа, и пены, кг/м3;
Увеличение депрессии на пласт сверх вышеуказанных ограничений допустимо по согласованию с НГДУ в случае отсутствия притока из пласта, после принятия других возможных мер и проведения запланированного количества выездов для освоения (после бурения и капитального ремонта с перфорацией пласта в среде глинистого раствора количество выездов согласно регламента, в остальных случаях - 2-3 выезда).

ОСВОЕНИЕ ЗАМЕНОЙ НА ЛЕГКУЮ ЖИДКОСТЬ
Жидкость в скважине может быть заменена на следующие жидкости:
- глинистый раствор на воду, затем при необходимости на нефть;
- минерализованная вода, на пресную воду и нефть;
- эмульсионный раствор на углеводородной основе на нефть.
Количество нефти для замены должно быть не менее объема эксплуатационной колонны, а воды - в 1,5 раза больше.
Производительность насоса при замене жидкости в скважине на воду или нефть закачкой в межтрубное пространство должна составлять:
- при условном (наружном) диаметре НКТ 60 мм -- не более 3,5 л/с;
- при условном (наружном) диаметре НКТ 73 мм- 6,0 л/с;
- при условном (наружном) диаметре НКТ 89 мм- 9,0 л/с.
В случае замены жидкости в скважине закачкой в НКТ производительность насоса не ограничивается.
Давление закачки при этом не должно превышать 50 кгс/см2.
Подача из скважины в сборный коллектор жидкости, приготовленной с использованием глины или барита, не допускается.
При отсутствии притока, а также необходимости доосвоения или для достижения установившейся обводненности, освоение продолжать другими методами (при наличии сероводорода в продукции, а при отсутствии - газом).
ОБЩЕ МЕРЫ ПО УСКОРЕНИЮ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН
Освоение скважин газом и пеной при ухудшенной или естественно низкой проницаемости призабойной зоны пласта должна производиться с помощью ОПЗ, например, соляной или серной кислотой, глинокислотой (в том числе двухрастворной), раствором ПАВ, нефте-кислотной эмульсией, двухфазной пеной, пенокислотой, растворителем (в том числе нагретым), электронагревателем, ГРП, гидросвабированием, термохимической (ТХО) или термо-газохимической (ТГХО), а также различными их комбинациями.
Технологии ОПЗ и вызова притока должны согласовываться между собой в соответствии с целями освоения. Это достигается правильным выбором рабочих агентов, своевременным удалением продуктов воздействия из призабойной зоны до их закрепления там, обеспечением необходимой, и допустимой интенсивности воздействия.
Обработки с использованием кислот и ГРП могут применяться, в основном, для увеличения естественной проницаемости призабойной зоны, а остальные, включая солянокислотную обработку терригенных коллекторов, для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта, ухудшенной заиливанием, глинистыми, асфальтосмолистыми и другими отложениями, водонефтяными эмульсиями.
Скважины для закачки рабочего агента в пласт должны быть оборудованы пакером, если ожидаемое давление нагнетания превышает допустимое для эксплуатационной колонны. При обработке пласта с последующим вызовом притока, например, на добывающих скважинах, спускаемый пакер должен быть двухстороннего действия (типа ПШ, с упором на забой и др.) с обратный клапаном над ним, пропускающим жидкость из межтрубного пространства в трубное, или одностороннего действия ( типа Б76М, гидравлический и др.).
НКТ или хвостовик пакера спустить до нижних отверстий фильтра, а пакер - на 20-50 м выше верхних отверстий фильтра.
Обработка с закачкой кислота в пласт производится в соответствии с действующими инструкциями и геолого-техническими условиями. Но при этом учесть, что продолжительность извлечения продуктов реакции кислоты с материалом пласта значительно больше продолжительности самой реакции, а оставление их на более длительное время снижает проницаемостъ призабойной зоны пласта. Поэтому к вызову притока из пласта для выноса продуктов реакции необходимо приступить сразу же после снижения и стабилизации давления на устье, повышенного в процессе закачки кислоты, т.е. через 1-3 часа после продавки кислоты.
0бработка кислотной ванной, а при создании забойных каверн - каждая обработка должна заканчиваться промывкой скважины водой без создания значительной репрессии на пласт, а еще лучше пеной с созданием депрессии на пласт для предотвращения засорения призабойной зоны пласта продуктами реакции и шламом.
Обработка углеводородными растворителями производится с целью очистки пор и трещин в призабойной зоне от асфальто-смолистых и парафиновых отложений в виде самостоятельной операции или подготовительной перед кислотной и глинокислотной обработкой призабойной зоны. Вызов притока или обработку кислотой производить через 1-2 сутки после закачки растворителя в пласт.
Растворитель с высоким удельным электрическим сопротивлением (бензин, керосин, соляро-бензиновая смесь и др,}, если весь не был продавлен в пласт, перед вызовом притока газом должен быть вытеснен из ствола скважины промывкой водой, нефтью или пеной для предотвращения электризации его смеси с газом.
Обработка раствором ПАВ (в основном неионогенных ОП-7, ОП-10, диссолвана и др.) при концентрации 0,2-0,3% и расходе 0.8-1м3 на I м мощности пласте производится с целью разрушения водо-нефтяной эмульсии и очистки от нее и других загрязнений пор и трещин в призабойной зоне незаглинизированных пластов. Дренирование пласта производится через I сутки после закачки раствора ПАВ
Особо важными для ускорения сроков освоения скважин являются меры по сохранению проницаемости призабойной зоны при вскрытии пластов бурением и перфорацией, а также глушении скважин:
а) применение, гидрофобно-эмульсионных растворов (ГЭР), эмульсионных глинистых растворов и других жидкостей, не ухудшающих проницаемость призабойной зона пласта при вскрытии пластов бурением и перфорацией, а также глушении скважин;
б) вскрытие пластов бурением (кроме случаев вскрытия пластов с резко отличающимися давлениями в них), перфорация пластов при бурении и капитальном ремонте, глушение при текущем и капитальном ремонтах при репрессии на пласт не более 20 кгс/см2, а при наличии соответствующих средств - без создания репрессии на пласт;
в) глушение скважин без продавливания поднасосной жидкости в пласт, т.е. путем замены в скважине части жидкости (например, нефти) на более тяжелую, используя при необходимости осаждение на забой;
г) глушение скважин с низким пластовым давлением путем долива жидкости только до глубины, обеспечивающей репрессии на пласт не более 20 кгс/см .

ОСВОЕНИЕ ПЕНОЙ
Растворы ПАВ, легкорастворимых в воде (Сульфонол НП-3, ДС-РАС), могут быть приготовлены непосредственно в процессе освоения скважин по мере надобности в цистерне водовоза или в свободном отделе мерной емкости насосного агрегата.
Растворы труднорастворимых ПАВ должны готовиться многократным перемешиванием с помощью насосного агрегата. Рекомендуется раствор такого ПАВ готовить накануне освоения в небольшом количестве повышенной, например, десятикратной концентрации, который в процессе освоения разбавляется водой до требуемой концентрации в свободном отделе мерной емкости или в цистерне водовоза.
Нагнетательную линию (пенопровод) для освоения скважины можно подключить как к межтрубной, так и трубной задвижке. Более предпочтительным является последнее, т.к. при этом резко уменьшается продолжительность закачки пены с противодавлением (репрессией) на пласт, создается более плавно возрастающая и более глубокая депрессия на пласт, резко уменьшается продолжительность выпуска пены из скважины.
Кроме того, в случае спуска НКТ ниже интервала перфорации, предотвращается задавливание в пласт жидкости, возможное из-за закрытия нижнего конца НКТ осадком. Осадок может выпадать как до первого вызова притока из скважины (что не исключается и после протеки скважины водой), так и между вызовами притока.
Нагнетательные линии компрессора и насосного агрегата (газопровод и растворопровод) к устьевой арматуре подключаются через смеситель: тройник, аэратор или эжектор. При этом вводы смесителя для подключения газопровода и растворопровода должны быть снабжены обратными клапанами для каждого агрегата, а отвод для пенопровода - выпускным вентилем высокого давления.
Качество пены, получаемой с помощью тройника, несколько уступает получаемой с помощью аэратора или эжектора, но вполне достаточно для целей освоения скважин. В случае применения аэратора или эжектора агрегаты с устьевой арматурой обвязываются, но к боковому отводу аэратора подключается растворопровод, а эжектора - газопровод. Кроме того, при применении эжектора на его выкиде или на устьевой арматуре надо устанавливать манометр для контроля за величиной давления закачиваемой пены, т.к. она не соответствует показаниям манометров на агрегатах.
В качестве насоса при освоении пеной рекомендуется использовать цементировочный агрегат ЦА-320М, а при наличии водовода на территории скважины, например, после бурения - ЦА-320М или ЗЦА-400.
Насосный агрегат часто не обеспечивает производительность, необходимую для создания расчетной депрессии на пласт. Поэтому необходимо предусмотреть возможность снижения расхода жидкости и регулирования его в пределах 1,5-5 л/с, что также позволит уменьшать потребное количество раствора ПАВ. Это достигается оборудованием насосного агрегата втулками с наименьшим диаметром, например 100 мм и менее для ЦА.-320М, применив делитель расхода. При наличии делителя расхода и емкости с мерной линейкой для освоения пеной могут применяться и высокопроизводителъные насосные агрегаты.
Делитель расхода представляет собой тройник, на одном из отводов которого имеется один или несколько параллельных вентилей высокого давления с общей проходной площадью 0,8-1,5 см . Делитель устанавливается на растворопроводе, а его отвод с вентилем соединяется с вводом мерной емкости байпасной линией, собираемой из гибкого шланга без использования шарнирных самоуплотняющихся угольников, т.к. эта линия безнапорная. Открывание указанного вентиля увеличивает возврат раствора, уменьшая тем самым расход его в скважину. Чтобы возвращающийся раствор в мерной емкости не пенился и не мешал отсчету расхода раствора, необходимо удлинить один из отводов гребенки, имеющийся над мерной емкостью агрегата, до дна патрубком. Необходимо также учесть, что возврат жидкости должен быть в тот же отдел емкости цементировочного агрегата, откуда производится отбор насосом. В случае использования отдельной мерной емкости конец байпасной линии довести до ее дна и надежно закрепить.
Нагнетательные трубопроводы опрессовать в следующем порядке:
а) закрыть устьевую задвижку (нагнетательную) и создать насосом в нагнетательных трубопроводах пробное давление. Если в качестве смесителя применяется тройник или аэратор, то опрессовку насосом производить при давлении, равном полуторакратному рабочему от максимально ожидаемого, т.е. от 80 кгс/см2 - при использовании в обвязке компрессора. Если применяется эжектор, то опрессовку производить при максимальном рабочем давлении насоса;
б) снять давление в трубопроводах открытием выпускного вентиля на пенопроводе и устранить негерметичности (при наличии их) с последующей повторной опрессовкой насосом и снятием давления в трубопроводах с помощью указанного же вентиля;
в) создать в газопроводе компрессором максимально ожидаемое для него при освоении давление;
г) снять давление в газопроводе открытием выпускного вентиля на пенопроводе и устранить негерметичности, при наличии их, с последующей повторной опрессовкой компрессором я снятием давления в газопроводе с помощью указанного же вентиля.
Этап замены жидкости в скважине на пену
Для начала закачки пены в скважину открыть нагнетательную и выкидную задвижки устьевой арматуры и включить в работу сначала насосный агрегат, а затем, через 20-30 секунд, компрессор.
При замене жидкости в скважине на пену, для предотвращения загрязнения пласта, производительность насоса должна ограничиваться. В случае закачки в межтрубное пространство она должна быть:
- при условном (наружном) диаметре НКТ 60 мм - не более 3,0 л/с;
- при условном (наружном) диаметре НКТ 73 мм 4,0;
- при условном (наружном) диаметре НКТ 89 мм 5,0.
При закачке пены в НКТ производительность насоса должна быть не более 6 л/с.
В случае повышения давления на компрессоре до величины, максимально допустимой для него или эксплуатационной колонны, следует кратковременно, на 2-3 минуты, останавливать закачку газа, продолжая закачку раствора. При закачке пены с применением эжектора, кроме того, может быть также увеличена производительность насоса на 10-15 % (для улучшения подсоса газа эжектором).
Этап циркуляции пены для поддержания депрессии на пласт
Производительность насосного агрегата
После появления потока пены из выкидной линии скважины производительность насоса уменьшить до величины, определенной для этапа поддержания депрессии.
Заданную производительность насоса устанавливать и время от времени контролировать по числу двойных ходов плунжера, а при применении делителя расхода - по мерной емкости и секундомеру.
Например, для агрегата ЦА-320М при 28 двойных ходах плунжера в минуту и при диаметрах сменных втулок 90, 100, 115 и 127 мм производительности соответственно составляют 2,4; 3,0; 4,1 и 5,1 л/с. Так как число двойных ходов плунжера в минуту может быть снижено до 16 (при малом газе), то наименьшие производительности насоса при указанных втулках составляют соответственно 1,4; 1,7; 2,3 и 2,9 л/с.
Производительность компрессора поддерживать постоянной, периодически контролируя число оборотов его двигателя, (для УКП-80 - 1100 об/мин).
Продолжительность циркуляции пены для поддержания депрессии на пласт должна быть не менее 3 часов.
Замкнутая циркуляция раствора ПАВ
Для экономии объема используемого раствора ПАВ рекомендуется применять его замкнутую циркуляции на этапе поддержания депрессии на пласт.
Замкнутая циркуляция производится путем подачи пены, выходящей из скважины в установившемся режиме (давлении закачки), в отдельную емкость и периодической подачи отделившегося от газа раствора в мерную емкость.
Для замкнутой циркуляции должен использоваться незагрязненный раствор ПАВ. Поэтому пена на этапе замены жидкости в скважине и после начала притока нефти должна подаваться в приемную емкость (амбар) или систему сбора.
Заключительный этап закачки пены
Для прекращения закачки пены достаточно остановить агрегата и выпустить пену из скважины, если допустимо дополнительное снижение забойного давления, происходящее при выпуске пены, или если приток из пласта значительный, т.е. заполняющий сечение выкидной линии.
Если указанное дополнительное снижение забойного давления недопустимо (причем приток из пласта небольшой), то необходимо: остановить закачку пены, начать выпуск пены из межтрубного пространства и закачать жидкость (можно пресную или пластовую воду без ПАВ) в НКТ.
После прекращения самоизлива пены оба пространства скважины подключить к сборному коллектору через обратный клапан или после дополнительной выдержки открытой в течение 0,5 часа закрыть.
Запрещается оставлять скважину закрытой, не выпустив пену из нее полностью и без дополнительной выдержит открытой, т.к. последующее разрушение пены может привести к образованию сжатой взрывоопасной смеси в скважине. Одним из способов уменьшения противодавления на пласт при вызове притока является удаление жидкости, заполняющей скважину, с помощью газлифта. Эта операция связана со спуском дополнительной колонны труб, по которой в скважину подается газ, аэрирующий жидкость. При этом ее подъем осуществляется по колонне лифтовых труб, которыми обо­рудована скважина.
При выполнении операций, связанных с использованием газлифта, помимо агрегата для работы с КГТ у устья скважины монтируют дополнительное оборудование. Оно включает емкость для азота 7, компрессор для его закачки 14 и сливную емкость 9, если по каким-либо причинам нельзя использовать трубопровод системы сбора продукции скважины.
Перед началом работы над устьем скважины монтируют комплект оборудования – превентор, устьевой уплотнитель, транспортер. Диаметр используемой колонны гибких труб должен соответствовать диаметру лифтовой колонны. Это ус­ловие вызвано тем, что гидравлическое сопротивление кольцевого канала, по которому поднимается смесь, должно быть достаточно низким. В противном случае давление, необходимое для преодоления гидродинамического сопротивления, может превысить пластовое и газ будет закачиваться в пласт. В последнем случае образуется так называемая “азот­ная подушка”. Например, колонне лифтовых труб с условным диаметром 73 мм соответствуют гибкие трубы с наружным диаметром 25 – 33 мм.
Закачку азота начинают сразу или при погружении КГТ не более чем на 100 – 200 м и ее спуске и не прекращают в течение всего процесса вызова притока. Подают азот с постепенным увеличением объема до 14 – 20 м3/мин. При этом давление закачки газа постоянно контролируют и при погружении трубы в жидкость его увеличивают.
Сначала начинает аэрироваться жидкость, находящаяся в колонне лифтовых труб. Если описываемая операция выполняется после проведения на скважине работ, которым предшествовало ее задавливание, то, как правило, это соленая техническая вода или в худшем случае глинистый раствор.
Для улучшения вспенивания жидкости и повышения эффективности процесса в скважину могут добавляться поверхностно-активные вещества.После спуска гибкой трубы до уровня нижних перфорационных отверстий в течениенеобходимогопромежуткавремени обеспечивают работу газлифта. Этот процесс необходимо поддерживать до тех пор, пока по колонне лифтовых труб станет подниматься пластовая жидкость.
Далее, продолжая подачу газа, начинают подъем колонны. При этом необходимо контролировать состав жидкости, поступающей из скважины, и дебит последней.
После подъема гибких труб до глубины 100 – 200 м подача газа может быть прекращена, если процесс фонтанирования продолжается.
Колонну гибких труб спускают на глубину порядка 0,8 глубины скважины.В начале внедрения КГТ проводили опыты по их использованию для газлифтной эксплуатации. Для этого на колонну с наружным диаметром 19 мм на хомутах устанавливали газлифтные клапаны. В процессе эксплуатации газ подавался в КГТ, а газожидкостная смесь поднималась по кольцевому пространству между ней и колонной НКТ.

ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН С ОБРАБОТКОЙ ПЛАСТА ПЕНОЙ
Для освоения с обработкой пласта пеной используется раствор неионогенного ПАВ (ОП-10, дисолван).
Количество раствора ПАВ для закачки пены в пласт принимается равным 1-2 м3 на I м перфорированной толщины пласта, но не менее 10 м3. Количество раствора для вызова притока определяется, учитывая, что оно должно быть достаточно для 3-4 кратной замены жидкости в скважине на пену и 5-6 часовой циркуляции пены в скважине.
Скважину с агрегатами обвязать как для освоения пеной закачкой в межтрубное пространство.
Если приемистость пласта невысокая или неизвестная, для упрощения и ускорения работ должен использоваться компрессор высокого давления.
Процесс освоения с обработкой пласта пеной
Заменить жидкость, имеющуюся в скважине, на пену при производительности насосного агрегата 3-6 л/с.
Если в предыдущие дни приток из пласта не вызывался, уменьшить производительность насосного агрегата и поддерживать созданную таким образом депрессию на пласт в течение 1-2 часов для очистки перфорационных отверстий и близлежащей зоны пласта.
Прервать приток из пласта, если он имеется, путем увеличения производительности насоса до 9-10 л/с при продолжающейся закачке газа до появления чистой пены из выкидной линии. Этим предотвращается образование сжатой газовоздушной смеси в колонне НКТ.
Перейти иа закачку пены в пласт, для чего установить производительность насоса 3-5 л/с и закрыть задвижку на выкидной линии.
Закачка пены в пласт продолжается до израсходована намеченного на цикл раствора ПАВ. Количество раствора ПАВ, закачанного в пласт в составе пены, отсчитывается с момента установления постоянного давления нагнетания на агрегатах.
Если давление закачки пены в пласт превышает допустимую величину давления на эксплуатационную колонну или максимальное рабочее давление компрессора или насосного агрегата, производить продавливание пены из скважины в пласт жидкостью. Для этого надо остановить компрессор и закачать в скважину сначала раствор ПАВ ( при закачке в межтрубное пространство -Зм3, при закачке в НКТ - I м3), затем воду до достижения ею забоя или повышения давления до максимально допустимой величины.
После этого открыть выкидную задвижку устьевой арматуры и приступить к вызову притока из пласта пеной. Продолжительность поддержания депрессии на пласт циркуляцией пены после снижения давления на агрегатах до 20-30 кгс/см2 должен быть не менее I часа.
Работы второго цикла закачки пены в пласт с вызовом притока. При этом последний из вызовов притока должен продолжаться не менее 2 часов после снижения давления закачки и оканчиваться полным выпуском пены из скважины. При необходимости этот вызов притока может производиться пеной с переходом на закачку газа, если в продукции скважины сероводород не содержится.

ОСВОЕНИЕ СКВАЖН ГИДРОСВАБИРОВАНИЕМ
Гидросвабирование или метод переменных давлений (МПД) осуществляется путем периодического надавливания на пласт жидкостью, не допуская гидроразрыва, с последующим быстрым сбрасыванием давления в скважине. Знакопеременные значительные по величине градиенты давления, образующиеся при распространении в пласт волны репрессия-депрессия, разрушают структурные связи эмульсий и отложений в порах призабойной зоны, а большие скорости возратного излива способствуют выносу загрязнений в ствол скважины.
Для освоения гидросвабированием выбирают трудноосваиваемые, малодебитные и сухие скважины с призабойной зоной, закупоренной эмульсией, глинистыми и другими загрязняющими материалами, преимущественно оборудованные эксплуатационной колонной диаметром 146 мм для возможности создания необходимого давления без применения пакера. Гидросвабирование рекомендуется проводить после предварительного вызова притока из пласта газом или пеной с обработкой кислотной пеной или без нее.
Перед гидросвабированием жидкость в скважине должна быть заменена на совместимую с пластовой водой и слагающим пласт материалом. Для этого могут быть использованы 1.5-3% раствор хлористого кальция, нефть, а также, если пласт не заглинизирован, 0,1-0,2% раствор неионогенного ПАВ, например ОП-10, 0П-7, дисолван, превоцел Шкопау. НКТ спустить ниже перфорационных отверстий.
Порядок работы в циклах гидросвабирования:
а) закачать в пласт жидкость гидросвабирования в течение 0,5-I мин по межтрубному пространству. Давление закачки на устье для I цикла - около 50 кгс/см2;
б) произвести резкий сброс давления в скважине через НКТ открытием крана на устьевой арматуре с остановкой агрегата и излив в течение I мин в приемную емкость;
в) закачать в межтрубное- пространство 0,7; 1,0 или 1,5 м3 жидкости при условном диаметре НКТ соответственно 50, 73 или 89 мм три средней производительности насосного, агрегата для удаления загрязнений из области перфорационных отверстий в колонну НКТ;
г) последующие циклы производить в вышеуказанном порядке, производя полную промывку скважины через каждые 10 циклов и увеличивая давление закачки в каждом следующем цикле на 30-50 кгс/см2.
Для поддержания максимально допустимого давления закачки по мере улучшения приемистости пласта в последующих циклах темп закачки необходимо соответственно увеличивать.
По указанному порядку производить 50 и более циклов с общим расходом жидкости 10-30 м3 на скважину, т.е. до прекращения выноса закупоривающих частиц или, при отсутствии видимого выноса, до прекращения увеличения приемистости, определяемой после полной промывки скважины по давлению закачки с контролем за производительностью насоса по числу двойных ходов плунжера в минуту.
После гидроовабирования произвести вызов притока из пласта пеной иди освоить скважину под нагнетание воды.

ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН НАСОСАМИ
Забой скважины, заглушенной раствором хлористого кальция с удельным весом 1300 кг/м3 и более или глинистым раствором, до спуска насосного оборудования должен быть промыт пластовой или технической водой в количестве полуторократного объема.
После спуска установки ЭЦН до его запуска раствор хлористого кальция и пластовую воду г стволе скважины (до приема насоса) заменить на техническую воду или нефть.
Выбор производительности погружного насосного оборудования производить на основании проверочных расчетов. При вводе скважин после бурения, ОПЗ и капитального ремонта выбор производить по предварительным расчетам на основе исследований или по прежнему спущенному насосу.
До спуска ЭЦН скважина должна быть оборудована штуцером, рассчитанным на перепад давления 3 кгс/см2 для коэффициента подачи насоса, равного 0,7.
Режим освоения центробежным насосом
После пуска центробежной насосной установки должен быть организован контроль за режимом ее работы. Контроль должен производиться по перепаду давления на штуцере в течение I часа (первый контроле) после следующей продолжительности работы установки:
при подаче 40 м3/сут и диаметре колонны 168 мм - 8 час
при подаче 40 м3/сут и диаметре колонны 146 мм - 5 час
при подаче 80 м3/сут и диаметре колонны 168 мм - 4 час
при подаче 80 м3/сут и диаметре колонны 146 мм - 3 час
при подаче 100 м3/сут и диаметре колонны 168 мм - 3 час
при подаче 100 м3/сут и диаметре колонны 146 мм - 2 час
при подаче 130-160 м3/сут и диаметре колонны 168 мм - 2 час
при подаче 130-160 м3/сут и диаметре колонны 146 мм - 1,5 час
при подаче 200 м3/сут и более и диаметре колонны 168 мм - 2 час
при подаче 200 м3/сут и более и диаметре колонны 146 мм - 2 час
Если перепад давления на штуцере во время контроля составлял более 3 кгс/см2 и в течение указанного часа не имел тенденцию снижаться ниже этой величины, то в последующем насосная установка может оставляться в режиме непрерывной работы. На основе исследований (замеры уровня жидкости, КВД и др. по необходимости) и соответствующего перерасчета возможна также замена насосной установки на более производительную.
Если перепад давления на штуцере при контроле был близок к величине 3 кгс/см2 или продолжал снижаться, продолжительностъ работы скважины под контролем увеличивать на 1-2 часа. Если перепад давления на штуцере был менее 3 кгс/см3, скважину ставить на приток на 4-6 часов.
Если при контроле оказалось, что насосная установка стоит, проверить исправность установки и произвести замер уровня жидкости в скважине. В случае полной скважины и исправной насосной установки произвести замену жидкости, имеющейся в скважине, на нефть и пуск с контролем. При низком уровне жидкости скважину оставить на притоке на 4-6 часов.
После нахождения скважины на притоке произвести пуск насосной установки под постоянным наблюдением (второй контроль). При этом сначала проверить возможность работы насосной установки в непрерывном режиме. Если перепад давления на штуцере снижается до величины ниже допустимой, то насосную установку ставить на программу для доосвоения скважины на 4-6 суток.
Продолжительности нахождения скважины в работе и на притоке в полном цикле программы определить пропорционально продолжительностям последней непрерывной работы и предыдущего нахождения на притоке, в расчете на I; 2 или 3 полных цикла за сутки. После пуска на программе необходимо контролировать режим работа насосной установки в моменты первого пуска (третий контроль) и перед последующей остановкой (четвертый контроль) и, при необходимости, уточнить программу.
После истечения срока работы насосной установки по программе проверить возможность работы ее в непрерывном режиме путем уточнения программы перед ее остановкой и наблюдения за перепадом давления на штуцере. Далее скважина может быть пущена в эксплуатацию в непрерывном режиме или продолжено ее освоение с уточнением программы. На основе исследований и соответствующего перерасчета возможна также замена насосной установки.

 

RIGHTBOX
   
 

Сайт производителя - Speck-Triplex GmbH

Яндекс цитирования