• Гідрологія і Гідрометрія
• Господарське право
• Економіка будівництва
• Економіка природокористування
• Економічна теорія
• Земельне право
• Історія України
• Кримінально виконавче право
• Медична радіологія
• Методи аналізу
• Міжнародне приватне право
• Міжнародний маркетинг
• Основи екології
• Предмет Політологія
• Соціальне страхування
• Технічні засоби організації дорожнього руху
• Товарознавство продовольчих товарів

Освоєння видобувних свердловин

Комплекс робіт з освоєння свердловин, включаючи роботи з відновлення і підвищення продуктивності пласта, котрі необхідні для їх реалізації, технічні засоби та матеріали повинні бути передбачені в проектах на будівництво свердловин.

Освоєння свердловини здійснюється згідно з планом, який складається з урахуванням технологічних регламентів на ці роботи відповідними службами нафтогазовидобувних та бурових підприємств, погоджується із замовником ізатверджується технічним керівництвом цих підприємств.

У планах із освоєння свердловин повинні бути визначені умови за допустимою депресією тиску , які забезпечують збереження цілісності (стійкості) скелета пласта в привибійній зоні і цементного каменю (кільця) за експлуатаційною колоною, а також заходи, які б запобігали:

– деформацію експлуатаційної колони;

– прорив пластових вод і газу із газової шапки;

– відкрите фонтанування свердловини;

– утворення вибухової суміші;

– зменшення проникності привибійної зони пласта;

– забруднення навколишнього природного середовища.

Роботи з освоєння свердловини можуть можуть бути розпочаті при забезпеченні таких умов:

а) висота підняття цементного розчину за експлуатаційною колоною і якість цементного каменю відповідають проекту та вимогам охорони надр;

б) експлуатаційна колона прошаблонована , опресована спільно з колонною головкою і превенторним устаткованням та герметична;

в) гирло з превенторним устаткованням, маніфольдний блок та викидні лінії обладнані і обв’язані відповідно до затвердженої схеми.

Перед освоєнням свердловини здійснюється обв’язування гирла відповідним технологічним обладнанням, яке узгоджується з нафтогазовидобувним підприємством і опресовується на заданий тиск.

Освоєння свердловин із аномально високим пластовим тиском, у продукції яких міститься значна кількість H₂S i CO₂, повинно здійснюватись за індивідуальними планами з дозволу воєнізованого підрозділу з попередження, виникнення і ліквідації відкритих газових і нафтових фонтанів після відповідної обв’язки гирла згідно з існуючими вимогами і правилами.

Освоєння закінчених бурінням свердловин виконується методами, які передбачено в технологічних регламентах, затверджених для гірничо-геологічних умов кожного родовища (покладу). Технологічний регламент – це основний технічний документ, що визначає технологію, режим, порядок проведення операцій заданого (певного) технологічного процесу, показники продукції та безпечні умови роботи.

З метою одержання інформації, необхідної для підрахунку запасів вуглеводнів і проектування розробки родовища, в період освоєння свердловини здійснюється комплекс досліджень продуктивного горизонту. Обсяг цих досліджень визначається геологічною службою та службою розробки родовищ нафтогазовидобувного підприємства у відповідності з технологічними проектними документами і робочим проектом на будівництво свердловини.

Вказані дослідження мають включати:

– комплекс геофізичних досліджень під тиском (термометрія, локаторне визначення місцезнаходжень перфораційних отворів, радіоактивний каротаж, імпульсний нейтрон-нейтронний каротаж);

– метод відновлення тиску у фонтанних чи переливаючих свердловинах;

– метод усталених відборів у фонтанних, переливаючих і газоконденсатних свердловинах;

– визначення дебіту свердловини;

– визначення обводненості продукції;

– визначення ізотерм конденсації і тиску максимальної конденсації;

– визначення газового і газоконденсатного факторів;

– визначення вибійного і пластового тисків;

– випробування свердловини на приймальність;

– визначення пластової температури;

– відбирання і хімічний аналіз проб нафти, газу, конденсату, супутньої води.

Свердловина вважається освоєною, якщо в результаті проведених робіт визначено продуктивність пласта і одержано приплив флюїду, який характерний для інтервалу, що випробовується. При негативних результатах освоєння виясняються їх причини, складається і затверджується план подальших робіт.

Продуктивність свердловини може відновлюватись або підвищуватись шляхом повторної перфорації або оброблення привибійної зони. Способи проведення цих операцій залежать від геолого-фізичних властивостей покладу і здійснюються у відповідності з діючими керівними документами.

Вибір способу експлуатації, підбір і встановлення внутрішньосвердловинного обладнання, а також подальші роботи з підвищення продуктивності і досягнення наміченої приймальності свердловин здійснюється нафтогазовидобувним підприємством у відповідності з технологічним проектним документом на розробку, особливостями геологічної будови покладу і поточного стану розробки родовища.

Будівництво свердловини вважається завершеним після виконання усіх робіт, передбачених робочим проектом на будівництво і планом освоєння свердловини.

Освоєння нафтових свердловин. Обмежимося тут розглядом освоєння у вузькому розумінні цього слова як пускового процесу викликання припливу. Перед освоєнням свердловина заповнена перфораційною рідиною чи рідиною глушіння, якими створюється репресія тиску на пласт для попередження проявлення (відкритого аварійного фонтанування) свердловини, тобто

р_в = h r_c g ³ p_пл, (1.41)

де h – висота стовпа рідини у свердловині; r_с – середня густина свердловинної рідини; p_пл , р_в – пластовий тиск і тиск на вибої свердловини (вибійний тиск); g – прискорення вільного падіння.

Для викликання припливу потрібно забезпечити умову: р_в<p_пл, тобто створити депресію тиску Dр = р_пл – р_в.

Розрізняють методи освоєння фонтанних (за високого пластового тиску р_пл) і механізованих свердловин.

Перед освоєнням свердловини обладнують згідно зі способом наступної експлуатації і методом викликання припливу.

Можна двома шляхами викликати припливи: зменшенням густини свердловинної рідини r_с чи висоти стовпа рідини h.

Приплив флюїду з пласта викликається шляхом створення регламентованих депресій тиску за рахунок заміни бурового розчину на розчин меншої густини, технічну воду, дегазовані вуглеводні, пінні системи, інертні гази (за нормами НПАОА 11.1-1.01-08).

Зниження рівня рідини в експлуатаційній колоні за допомогою свабування, використання свердловинних насосів, нагнітання інертного газу, пінних систем або природного газу від сусідньої свердловини здійснюється відповідно до інструкцій з безпечного ведення робіт, розроблених підприємством. У разі використання повітря для зниження рівня рідини необхідно дотримуватись заходів щодо запобігання утворення вибухонебезпечних сумішей (наприклад, використання рідинних або газових роздільних корків тощо). Ці заходи розробляються для конкретних ситуацій (залежно від типу, глибини свердловини, її стану тощо).

У нафтопромисловій практиці відповідно до цього знайшли використання такі три методи викликання припливу.

1. Послідовна заміна рідини з більшою густиною на рідину з меншою густиною (звичайно за схемою: буровий розчин з більшою густиною – буровий розчин з меншою густиною – вода – нафта – газоконденсат). Зазначимо, що використовувати нафту і газоконденсат через їх пожежо- і вибухонебезпечність в Україні заборонено.

Для освоєння у свердловину опускають НКТ, обв’язують наземне обладнання свердловини і насосний агрегат із ємностями. Відтак опресовують нагнітальну лінію та запомповують рідину в НКТ (пряме промивання) чи в затрубний простір (зворотне промивання) насосним агрегатом УН 1-630×700А (4АН-700), зі свердловини рідину виводять у збірну ємність.

2. Аерування (газування) рідини. Здійснюється воно аналогічно, але в потік рідини (води) поступово вводять газ, витрата якого збільшується, а витрата рідини при цьому зменшується (рис. 1.26). Густину газорідинної (механічно змішаної) суміші доводять до 300-400 кг/м³. Швидкість спадного потоку рідини має бути не меншою 0,8-1 м/с для попередження спливання бульбашок газу і утворення “газових подушок”, які зумовлюють різке зростання тиску, через що процес зривається.

Газ вводять за допомогою аератора типу “перфорована труба в трубі” чи рідинно-газового ежектора, а на газовій лінії встановлюють зворотній клапан, щоб попередити потрапляння рідини в компресор.

Для освоєння використовують газоподібний азот (інертний газ) від автомобільного газифікаційного устатковання АГУ 6000-500/200 (АГУ-8К) або природний (вуглеводневий) газ із газових свердловин (із газопроводів). За спеціальним дозволом можна використовувати повітря від пересувного компресора. Для освоєння свердловин розроблено пересувні компресорні устатковання (типу УКП-80, СД-12/250, НЕ-12/250, УКС-80, КПУ-16/100, КПУ-16/250, ДКС-7/200А, ДКС-3,5/200 ТП).

Рис. 1.26 – Технологічна схема освоєння свердловин за методом аерування рідини з використанням двофазної піни:
1 – аератор; 2 – манометр; 3 – витратомір повітря; 4 – компресор;
5 – зворотний клапан; 6 – на­сосний агрегат; 7 – вимірна ємність;
8 – накопичувальна ємність для піноутворюючої рідини; 9 – лінія викидання піни

У разі використання повітря можуть утворюватися вибухонебезпечні суміші, існує небезпека вибухів у свердловині. Для надання процесу плавності, стійкості і безпеки до води додають ПАР – піноутворювачі, тобто освоєння здійснюють дво- чи трифазною піною (див. рис. 1.26).

3. Протискування (витіснення) рідини стисненим газом. Здійснюється воно аналогічно пуску газліфтних свердловин (див. нижче в главі 5). Відмінність полягає лише в підключенні до гирла свердловини пересувного компресорного устатковання чи АГУ 6000-500/200.

У процесі пуску швидко створюється велика депресія тиску на пласт, тому метод не застосовують за наявності сипких і нестійких колекторів, підошовної води, верхнього газу (застерігається винесення піску із пласта, проривання води і газу у свердловину).

Іноді ще застосовують методи свабування (поршнювання) і тартання. Для цього у свердловину на канаті від лебідки спочатку опускають сваб (поршень із клапаном у нижній частині і гумовими манжетами) в НКТ чи желонку (на взірець вузького довгого відра з нижнім кульовим клапаном), а відтак, піднімаючи їх, звільняють свердловину від частини рідини при багаторазовому повторенні цих операцій.

Газліфтні свердловини освоюють звичайно методом протискування (див. главу 5).

Насосні свердловини перед освоєнням промивають водою чи краще нафтою і освоюють свердловинним насосом (ШСН, ЕВН чи ін.), який використовується надалі для експлуатації конкретної свердловини.

Особливості освоєння нагнітальних свердловин. Нагнітальні свердловини поділяють на законтурні (розташовані у водяній зоні) і внутрішньоконтурні (розміщені в нафтовій зоні покладу).

Законтурні свердловини освоюють зразу під нагнітання води, а внутрішньоконтурні – звичайно спочатку на приплив, потім після зниження пластового тиску р_пл в районі свердловини – під нагнітання.

Якщо є ряд нагнітальних свердловин, то освоюють їх під нагнітання через одну, а пропущені свердловини освоюють для відбирання нафти, потім після повного обводнення пропущених свердловин освоюють їх під нагнітання. У свердловинах, які працювали на відбирання нафти, доцільно перед нагнітанням води (чи газу) провести теплове оброблення (див. нижче) з метою очищення привибійної зони від можливих парафіноасфальтеносмолистих відкладів.

Для очищення стовбура нагнітальної свердловини перед нагнітанням проводять інтенсивні промивання (прямі, зворотні) протягом 1-3 діб з витратою води 1200-1500 м³/добу до мінімального і стабільного вмісту завислих частинок у воді, що виходить із свердловини.. Вода подається з водоводу зі скидуванням в ємності (інколи в земляні амбари, каналізацію) або по закільцьованій схемі з відстоюванням в ємностях.

Для очищення привибійної зони здійснюють інтенсивні дренажі самовиливанням, газліфтним і насосним способами експлуатації чи поршнюванням (свабуванням). Самовиливанням можна досягнути ефекту лише тоді, коли витрата притікаючої води є достатньо великою (декілька десятків м³/добу). Короткотривалі (по 6-15 хв.) періодичні виливання до тих пір, поки стабілізується кількість завислих частинок у рідині, що виходять із свердловини, скорочують обсяги відібраної води в 4-5 разів порівняно з безперервними виливаннями.

Під час виконання усіх робіт з освоєння свердловин заборонено скидувати мінералізовану чи забруднену нафтою воду у відкриті водоймища, щоб не занечищувати довкілля і не знищувати флору та фауну.

Читайте також:

1. Апаратура для термічних вимірювань у свердловині
2. Апаратура та методика проведення газометрії свердловин в процесі буріння
3. Баланс енергій у видобувній свердловині і класифікація видобувних свердловин за способом їх експлуатації
4. Буріння свердловин і розкриття продуктивних пластів з допомогою промивних рідин із органоколоїдними складовими
5. Вибір конструкцій вибоїв свердловин
6. Види буріння похилих свердловин
7. Види і режими буріння похило-скерованих свердловин
8. Гідравлічні розрахунки освоєння свердловини
9. Д. А. Леонтьєв виділив два аспекти освоєння соціальної ролі: технічний і смисловий.
10. Дайте визначення поняттям «елевація» і «балон». Які методи і прийоми використовуються для розвитку елевації і балона в процесі освоєння великих стрибків?
11. Дефектометрія свердловин. Індуктивний дефектомір обсадних труб. Гамма-гамма-товщиномір. Свердловинне акустичне телебачення. Акустичні сканери
12. Довгостроковий кредит починають погашати після закінчення встановленого терміну його освоєння.

Переглядів: 3260