Файл: Министерство науки и в ысшего образования Российской Федерации.pdf

10 подготовленную шахту или скважину и бетонируют на всю длину. Иногда направление забивают в породу, как сваю.
Кондуктор - колонна обсадных труб, предназначенных для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колонн.
Промежуточная обсадная колонна (их может быть несколько) служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до намеченных глубин.
Промежуточные обсадные колонны могут быть следующих видов:

сплошные - перекрывающие весь ствол скважины от забоя до ее устья независимо от крепления предыдущего интервала;

хвостовики - для крепления только необсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину;

летучки - специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами.
Эксплуатационная колонна - последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа или для нагнетания в пласты жидкости или газа. Иногда в качестве эксплуатационной колонны может быть использована
(частично или полностью) последняя промежуточная колонна.

11
Рисунок 3.1 - Конструкция 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.
Для извлечения из пластов нефти и газа применяют различные методы вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают
(перфорируют) ряд отверстий 4 в стенке обсадных труб и цементной оболочке.
4. Вызов притока и освоение скважин.
Освоение скважины – это особый технологический цикл, который завершает ее строительство. Качество освоения и результаты последующей эксплуатации скважин зависят от того, насколько удается восстановить фильтрационные характеристики продуктивных пластов-коллекторов на стадии первичного и вторичного вскрытия пласта, вызова притока, применения различных методов интенсификации притока из пласта. Качество освоения скважин, в конечном итоге, определяет темпы и характер разработки месторождений
Под освоением скважин понимается комплекс проводимых в них работ по окончании бурения, крепления и перфорации (или капитального ремонта) с целью получить при оптимальных технологических режимах работы эксплуатационного пласта максимальный дебит нефти (газа) или лучшую приемистость пласта при закачке в него флюидов.
Процесс освоения скважины заключается в возбуждении скважины, очистке призабойной зоны пласта (ПЗП) от жидкости и прочих загрязняющих примесей, находящихся в стволе, в проведении необходимых работ для улучшения фильтрационной характеристики призабойной зоны продуктивного пласта.
Сущность возбуждения скважины состоит в понижении давления на забой (в
ПЗП), создаваемого столбом бурового раствора (или иной жидкости), различными способами до давления меньше пластового, чтобы обеспечить приток нефти или газа в скважину.

12
Понижение давления у забоя скважины может быть достигнуто следующими способами:
- заменой бурового раствора раствором меньшей плотности (разница в плотности последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,5 г/см3);
- заменой бурового раствора водой;
- снижением уровня жидкости в скважине (свабирование, поршневание);
- использованием аэрированных жидкостей и пенных систем;
- поршневанием с подкачкой газообразного агента;
- промывкой скважины (фонтанной) находящейся в стволе жидкостью при практическом равенстве давлений пластового и в ПЗП.
Задача вторичного вскрытия – создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта (ПЗП), без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации.
В нефтегазодобывающих скважинах интервал перфорации определяется насыщенностью пород пластовыми флюидами и устанавливается геологической службой предприятий, ведущих буровые работы. Нефтенасыщенный пласт перфорируется по всей толщине продуктивного объекта.
Пласты с подошвенной водой и газовой «шапкой» перфорируются в нефтяной части.
Как известно, в стволе скважины всегда присутствует жидкость. На этапе бурения скважины – это буровой раствор. По окончании бурения его, как правило, замещают технической водой. А в результате мероприятий по освоению скважины ствол заполняется пластовой жидкостью (нефтью или нефтью с водой). Таким образом, в стволе скважины всегда присутствует столб жидкости.
Столб жидкости создает гидростатическое давление (Р) на забой скважины, которое описывается известным уравнением:

13
P = ρgh, где
P – гидростатическое давление; ρ - плотность жидкости; g - ускорение свободного падения; h - высота столба жидкости
Для того чтобы в скважину поступала жидкость из пласта (будь то нефть, газ или вода) должно соблюдаться простое условие: пластовое давление должно быть
выше гидростатического давления столба жидкости в стволе скважины.
Теперь, если энергия пласта изначально высока и пластовое давление выше давления столба жидкости в стволе скважины, то получаем естественный приток нефти. Такой способ называется фонтанный способ эксплуатации скважины.
Если энергии пласта недостаточно, чтобы обеспечить приток нефти в скважину, то у нас есть два варианта. Согласно приведенной выше формуле нам надо либо уменьшить плотность жидкости (ρ) в стволе скважины, либо уменьшить высоту столба жидкости (h). На величину g мы повлиять не можем, так как это величина постоянная.
На изменении плотности жидкости основан газлифтный способ эксплуатации скважины. При этом способе с помощью колонны насосно-компрессорных труб
(НКТ) в скважину закачивают сжатый газ. Пузырьки газа, поднимаясь к устью скважины, снижают плотность столба жидкости, что обеспечивает снижение гидростатического давления и соответственно приток нефти из пласта.
Если же снижения плотности жидкости недостаточно для притока нефти, то остается только снижать высоту столба жидкости. Этого достигают насосными способами эксплуатации скважины. В скважину, попросту говоря, спускают насос и откачивают присутствующую в ней жидкость. Высота столба жидкости снижается до тех пор, пока из пласта не начнет поступать нефть. В результате при работающем насосе в скважине устанавливается какой-то равновесный уровень столба жидкости, который называется динамическим уровнем.
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.

14
После завершения проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают вторично. Для этого обсадную колонну и цементный камень перфорируют.
В настоящее время, в основном, используют перфораторы двух типов: стреляющие и гидроабразивного действия. Стреляющие перфораторы бывают торпедного и пулевого типов. Первые из них стреляют разрывными снарядами диаметром до 32 мм на глубину до 25 см. После взрыва такого снаряда вокруг трубы образуется каверна диаметром до 30 см.
5. Краткая характеристика разрабатываемых НГДУ месторождений,
состояние и перспективы их разработки.
Основная деятельность ОАО "АНК "Башнефть" сосредоточена на территории
Республики Башкортостан. Месторождения в этом регионе разрабатываются с 30-х годов прошлого века. Наиболее крупными являются Арланское, Туймазинское,
Шкаповское, Серафимовское, Манчаровское и Сергеевское месторождения. Степень освоения начальных суммарных ресурсов нефти оценивается в 80%. Обводнённость запасов высокая, дебит скважин небольшой. Запасы газа незначительны.
В связи с высокой степенью выработанности башкирских месторождений руководство "Башнефти" приняло решение о расширении сырьевой базы за счет приобретения перспективных участков в Западной Сибири. В начале 1997 года компания учредила "Западно-Сибирское представительство", которое расположилось в Нижневартовском районе. Представительство "Башнефти" осуществляло сбор информации о предприятиях нефтедобывающей отрасли, работающих в Сибири, и занималось установлением контактов с местной администрацией. В конце 1997 года на основе "Западно-Сибирского представительства" было создано ЗАО "Башсибнефть", учредителями которого стали АНК "Башнефть", дочернее предприятие ТНК "СпецУБР" и "Тюменский акционерный социальный банк".

15
В мае 1998 года "Башнефть" выиграла лицензии на право освоения 6 перспективных участков в Ханты-Мансийском автономном округе, крупнейшими из которых являются Кирско-Коттынский и Хазарский.
Для описания разрабатываемых НГДУ месторождений возьмем пример месторождения
НГДУ
"Уфанефть".
НГДУ
"Уфанефть"
– одно из старейших управлении в Башкортостане. В настоящее время в НГДУ работает 2400 человек. Структура управления НГДУ цеховая, среди которых 5 цехов, непосредственно занятых добычей. Общая производительность управления 52-55 тыс. тонн. НГДУ осуществляет добычу нефти с 1965 г. В настоящее время оно разрабатывает 25 месторождение на территории Республики Башкортостан. Базовые месторождения, дающие 88% нефти (Сергеевское, Кушкульское, Волковское,
Бузовьязовское, Узыбашевское), находятся на поздней стадии разработки.
Максимальная добыча нефти и жидкости была получена в начале 80-х годов и составила соответственно 3873 тыс.т/год и 9915 тыс.м3/год, закачка воды в систему
ППД в тот период составила 9870 тыс.м3/год. Естественное падение добычи нефти и жидкости привело к снижению объемов закачиваемой воды. В 2001 г. объем закачки был равен 2566 тыс.м3.
6. Способы эксплуатации нефтяных скважин, применяемые в НГДУ.
Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:
1) фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;
2) с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;
3) насосный — извлечение нефти с помощью насосов различных типов.
Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.
Фонтанный способ применяется если пластовое давление велико.
В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насоснокомпрессорным трубам за счет пластовой энергии.
Условием

16 фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину.
Устройство скважины для фонтанной добычи нефти показано на рис. 6.1.
Нефть поступает в нее из пласта через отверстия в колонне эксплуатационных труб
1. Внутри эксплуатационной колонны находятся насосно-компрессорные трубы 2.
Нефть поступает в них через башмак 3.
Рис. 6.1 Устройство скважины для фонтанной добычи нефти.
Верхний конец насосно-компрессорных труб через фланец 4 соединяется с фонтанной арматурой 5. Фонтанная арматура представляет собой систему труб с задвижками. К этой системе присоединен штуцер 6, представляющий собой стальную болванку с цилиндрическим каналом малого сечения. Назначение штуцера заключается в ограничении притока нефти в скважину путем дросселирования давления на выходе из нее.
Установка штуцера позволяет обеспечить длительную и бесперебойную работу скважины в фонтанном режиме. Кроме того, благодаря низким скоростям притока нефти, уменьшается загрязнение скважины частицами породы.
Из штуцера пластовая нефть попадает в сепаратор (или трап), где происходит ее разделение на нефть и нефтяной газ.

17
Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на начальном этапе разработки месторождений.
Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Газ поступает на поверхность за счет пластового давления.
Компрессорным называется способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб.
Устройство скважины для компрессорной добычи нефти показано на рис. 6.2.
В скважину опускают две насосные трубы. Внутреннюю 2, по которой смесь извлекается наверх, называют подъемной, а наружную 3, по затрубному пространству между которой и трубой 2 в скважину под давлением подается газ, — воздушной. Подъемная труба короче воздушной.
При закачке газа в скважину нефть сначала полностью вытесняется в подъемную трубу. После этого в подъемную трубу проникает закачиваемый газ.
Он смешивается с нефтью, в результате чего плотность смеси в подъемной трубе становится значительно меньше плотности нефти. Вследствие этого, чтобы уравновесить давление, создаваемое столбом нефти между трубами 1 и 3, столб смеси в подъемной трубе 2 (рис. 6.2) удлиняется, достигает поверхности земли и поступает в выкидную линию скважины.
Рис. 6.2 Устройство скважины для компрессорной добычи нефти.

18
Для уменьшения капиталовложений там, где возможно, в нефтяную скважину подают под давлением без дополнительной компрессии газ из газовых пластов.
Такой способ называют бескомпрессорным лифтом.
В зависимости от конкретных условий месторождений и геологотехнических характеристик скважин применяют непрерывный и периодический газлифтные способы эксплуатации. При периодическом газлифте подача газа в скважину периодически прерывается, чтобы в ней накопилось необходимое количество жидкости. Таким образом эксплуатируют скважины с низкими забойным давлением и коэффициентом продуктивности. При низком забойном давлении, но высоком коэффициенте продуктивности применяют тот из двух способов, который имеет лучшие показатели (например, меньший расход нагнетаемого газа).
При насосном способе эксплуатации подъем нефти из скважин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами.
7. Методы обработки призабойной зоны скважин и повышения
нефтеотдачи пластов.
7.1. Методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны
В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко применяются методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны. По мере разработки залежи приток нефти и газа в скважину постепенно уменьшается.
Причина этого заключается в «засорении» призабойной зоны — заполнении пор твердыми и разбухшими частицами породы, тяжелыми смолистыми остатками нефти, солями, выпадающими из пластовой воды, отложениями парафина, гидратами (в газовых пластах) и т. д. Для увеличния проницаемости пласта и призабойной зоны применяют механические, химические и физические методы.
К механическим методам относятся гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и торпедирование скважин.
Гидроразрыв пласта (рис. 7.1) производится путем закачки в него под давлением до 60 МПа нефти, пресной или минерализованной воды, нефтепродуктов
(мазут, керосин, дизельное топливо) и других жидкостей. В результате этого в породах образуются новые или расширяются уже существующие трещины. Чтобы

19 предотвратить их последующее закрытие, в жидкость добавляют песок, стеклянные и пластмассовые шарики, скорлупу грецкого ореха.
Рис. 7.1 Пласт после гидроразрыва
Применение гидроразрыва дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта и призабойной зоны и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в 2…3 раза.
К химическим методам воздействия на призабойную зону относятся обработки кислотами, ПАВ, химреагентами и органическими растворителями.
Кислотные обработки осуществляются соляной, плавиковой, уксусной, серной и угольной кислотами. Соляной кислотой НCl 8…15%-ной концентрации растворяют карбонатные породы (известняки, доломиты), слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загрязняющие частицы. При этом протекают следующие реакции:
СаСО3 + 2НСl = СаСl2 + Н2О + СО2
СаMg (СО3)2 + 4НСl = СаСl2 + MgСl2 + 2Н2О + 2СО2.
Полученные в результате реакции хлористый кальций СаСl2 и хлористый магний MgСl2 хорошо растворяются в воде и легко удаляются вместе с продукцией скважины, образуя новые пустоты и каналы.
Плавиковая кислота HF в смеси с соляной предназначается для воздействия на песчаники, а также для удаления глинистого раствора, попавшего в поры пласта во время бурения или глушения скважины.
Уксусная кислота СН3СООН добавляется в соляную кислоту для замедления скорости растворения карбонатной породы. Благодаря этому активный раствор