Технология бурения скважины

По данным БашНИПИнефть нефтеотдача заметно увеличивается после применения СО концентрацией 4…5% (по массе).

Свойства СО2,: бесцветный газ, относительная плотность 1,529 кг/куб.м., критическая температура 31,1 СО2; критическое давление 7,29 Мпа; плотность 468 кг/куб/м; при Т=20оС Р = 5,85 Мпа превращается в бесцветную жидкость с плотностью 770 кг/куб.м. Хорошо растворяется в воде и нефти, снижая ее вязкость на 10…500%.

В настоящее время реализовано несколько технологических схем закачки углекислоты в пласт. Вот несколько из них: закачка карбонизированной воды, закачка углекислого газа, создание оторочки из СО с последующим вытеснением водой, углеводородами или их смесью.

По данным исследований нефтеотдача при применении углекислоты значительно возрастает при увеличении оторочки до 10% порового объема пласта.

Источниками СО2 являются обработанные газы тепловых установок (11…13%) побочная продукция химических производств (до 99%), месторождения нефтяных газов (до 20%).

Закачка СО2 впервые была осуществлена на Александровской площади 
Туймазинского месторождения в 1967 г. На 1.01.1975 г. в пласт было закачено 
252,5 тыс.куб.м. карбонизированной воды с концентрацией СО2 – 1,7%. 
Израсходовано 4,1 тыс.т. углекислоты. Установлено увеличение охвата пласта заводнением по мощности на 30%, приемистость нагнетательных увеличивается на 10…40%.

Возврат углекислоты в виде добытой жидкости составил 238,8 т (5,7% от закачанной в пласт).

Крупномасштабные работы по закачке СО2 ведутся на ряде месторождений 
США. Так, на месторождении Форд-Джерелдин с 1981 г. ведется закачка СО2 в объеме 570 тыс.куб.м./сут через 98 нефтяных скважин по пятиточечной сетке.

Нефть добывают из 154 скважин. Характеристика месторождения: глубина пласта 815 м, пористость 23%, толщина 7 м, проницаемость 64-10 кв.мкм, вязкость нефти 1,4 Мпа-с, плотность 815 кг/куб.м., пластовая температура 
28оС. Давление закачки 13,6 Мпа, стоимость СО2 46..53 долл. За 1000 куб.м. 
Эффективность применения СО2 оценивается дополнительно добытой нефтью, величина которой различна для разных районов и составляет до 12% от начальных геологических запасов.

5.17. Оборудование  для осуществления технологий

Закачка газа в пласт осуществляется компрессорами высокого давления. В частности, промышленность выпускает для этих целей автономные компрессорные станции КС-550, а также газомоторкомпрессоры 10-ГКМ155-125 с подачей 24000 куб.м./час и давлением на выкиде 12,5 Мпа. Могут быть выбраны и другие типоразмеры, исходя из условий.

Одной из принципиальных особенностей закачки в пласт теплоносителей является необходимость доставки на забой скважины и продвижения в пласте теплоносителя с высокой температурой, способной воздействовать не только на нефть, но и на породу с целью отделения от нее компонентов, отличающихся высокими адгезионными свойствами. Поэтому оборудование, применяемое для этой цели, должно удовлетворять ряду требований, главные из них: а) возможность генерировать расчетные объемы теплоносителей (пара) в течение длительного времени; б) доставка теплоносителя на забой с возможно меньшими потерями.

Система пароподготовки включает в себя следующие узлы: узел водоподготовки; узел парообразования; узел подготовки пара перед закачкой в скважину.

Воздействие на пласт движущимся очагом горения (ДОГ) предполагает создание на забое нагнетательной скважины очага горения и последующее его перемещение к эксплуатационной скважине.

Отечественная промышленность выпускает для этих целей оборудование типа ОВГ-1м, ОВГ-2, ОВГ-3, ОВГ-4, разработанное в ТатНИИнефтемаш.

Технологическая схема процесса следующая.Компрессоры низкого давления подают воздух к компрессорам высокого давления, которые закачивают его в пласт.

Инициирование (зажигание) горения производится электрическими нагревателями, спускаемыми в скважину на кабель тросе. В комплект установки входит блок измерения и регулирования, рассчитанный на подключение 8 скважин.

Закачка окиси углерода требует специальной технологии и оборудования. 
Учитывая специфику СО2 (ее агрегатное состояние зависит от давления и температуры), перекачку можно проводить в газообразном (критическая температура более 31оС и давление 7,29 МПа) или жидком состоянии 
(температура минус 15…40оС, давление 2,5 МПа). Особенность закачки окиси углерода состоит также в том, что растворяясь в воде, она образует углекислоту, отличающуюся высокой коррозионной активностью к оборудованию. 
Эти факторы следует принимать во внимание, проектируя разработку месторождения. Выбор средств перекачки зависит от физического состояния 
СО2; для газообразного – компрессоры, для жидкого – насосы.

5.18.Применение  мицеллярных растворов

Мицеллярные растворы – смесь диспергированных одна в другой жидкостей, например, углеводорода в воде, нефти в воде и т.д. Повышение нефтеотдачи при применении мицеллярных растворов (МЦР) достигается за счет уменьшения поверхностного натяжения на границе фаз, регулирование вязкости вытесняемой и вытесняющей сред, восстановление проницаемости коллектора и его охват воздействием.

Мицеллярыне растворы – термодинамически устойчивые системы с размером частиц 10-6…10-4 мм. Стабилизация растворов поверхностно-активными веществами придает им устойчивость, они образуют агрегаты (мицеллы), способные удерживать воду.

МЦР могут быть и гидрофильными и гидрофобными, они не коагулируют и не коалесцируют.

Опыты показали, что МЦР успешно применимы в песчаниках, малоэффективны в карбонатах. Проницаемость ниже 50 кв.мкм для применения МЦР не рекомендуется, остаточная нефтенасыщенность более 20…25%, вязкость нефти от 
2…3 до 10…20 Мпа-с, предельное содержание солей в пластовой воде 4…5%, температура пласта не более 65…75оС.

При закачке воздают оторочку из МЦР, затем идет волна буферной жидкости.

5.19.Вытеснение  нефти растворами полимеров

Применение воды, отличающейся пониженной по сравнению с нефтью вязкостью и следовательно, более высокой подвижностью, вызывает неравномерное ее продвижение по пласту, образование языков и направленных потоков.

В целях повышения эффективности процесса применяют методы искусственного увеличения вязкости закачиваемой воды путем добавки в воду полимеров.

Получил применение полиакриламид (ПАА), отличающийся хорошей растворимостью в воде и высоким молекулярным весом. Регулируя количество 
ПАА, можно добиться требуемой вязкости вытесняющего раствора и повышения нефтеотдачи на 7…10%. Концентрация раствора – 0,025…0,5%, объем оторочки – не менее 30% порового пространства.

Критерием эффективности применения полимерного заводнения является количество дополнительно добытой нефти на 1т полимера.

Установлено, что применение загустителей приводит к снижению расхода для заводнения, выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин, снижению темпа обводнения.

Промышленное воздействие применялось с 1975 года на Ново-Хазинской площади Арланского месторождения. Закачку раствора полиметра с концентрацией 0,05% вели в пласт с характеристикой нефти – 18 Мпа-с, р = 
0,886 г/куб.см, обладающей неньютоновскими вязкопластичными свойствами.

5.20. Применение углеводородных растворителей

Физической смысл применения углеводородных растворителей в качестве вытесняющих агентов очевиден: вязкая нефть, парафин, смолы могут быть эффективно растворены, а также отмыты от породы различными растворителями. 
Проблема состоит в том, чтобы подобрать наиболее дешевый и эффективный растворитель, добиться оптимального процесса вытеснения, при котором критериальный показатель – количество дополнительно извлеченной нефти на 1 т растворителя, был бы максимальным.

Были изучены вытесняющие свойства растворителей – бензола, толуола, этилового спирта, дивинила, ароматических углеводородов и других.

Рациональным решением применения растворителя является создание оторочки из него и последующее вытеснение растворителя буферной жидкостью, например, загущенными полимерами жидкостями.

Известны данные о промышленном применении жидкости РСУО – реологической системы на углеводородной основе, состоящей из двухфазной пены и углеводородного растворителя. Она обладает псевдопластическими свойствами, регулирующими подвижность фаз находящейся в пласте жидкости.

Испытание метода на Сураханском месторождении производилось в течении 
1976-77 годов. В нагнетательную скважину была закачана оторочка РСУО из смеси 100 куб.м. воды, 2,5 т сульфанола и 17 куб.м. углеводородного растворителя. Оторочка позволила ликвидировать прорыв воздуха к добывающим скважинам, возникавший при осуществлении ППД с помощью сжатого воздуха. 
Было получено увеличение добычи нефти.

5.21.Применение  щелочного заводнения

Метод закачки в пласт щелочей основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефть щелочной раствор и преобразования характера смачиваемости породы вытесненным агентом из гидрофобного в гидрофильный.

Раствор щелочи NaOH при концентрации до 0,1% ведет к увеличению КНО на 
10...15%. При контакте с нафтеновыми кислотами, содержащимися в нефти, щелочи образуют натриевые мыла (они снижают поверхностное натяжение фазы) и нефтяные эмульсии. Последние устремляются в зоны повышенной проницаемости, создавая вследствие своей повышенной вязкости (по сравнению с водой) фильтрационные сопротивления и, направляя, таким образом, поток жидкости в зону пониженной проницаемости.

Щелочи могут закачиваться в виде оторочки. Вследствие доступности и низкой стоимости из закачка более экономична. Однако применение щелочей не рекомендуется для продуктивных пластов, содержащих соли Са и Mg при концентрации более 0,025 г/л, т.к. это может вызвать выпадение осадка. Н е следует применять щелочи и в пластах с глинистыми пропластками, которые вследствие смачиваемости будут набухать, уменьшая проницаемость пласта.

5.22.Применение  поверхностно-активных веществ

Существует много проектов закачки ПАВ, физические основы действия которых на залежь сводятся к снижению поверхностного натяжения на границе нефть-порода, уменьшению вязкости нефти и улучшению ее отмыва от породы.

Данные об эффективности ПАВ противоречивы и требуют дальнейших исследований.

6. Ремонт нефтяных  скважин.

Различают два вида ремонта скважин – наземный и подземный. Наземный ремонт связан с восстановлением работоспособности оборудования, находящегося на устье скважины трубопроводов, станков-качалок, запорной арматуры, электрической аппаратуры и т.д.

Подземный ремонт включает работы, направленные на устранение неисправностей в оборудовании, спущенном в скважину, также восстановление или увеличение дебита скважины. Подземный ремонт связан с подъемом оборудования из скважины.

По сложности выполняемых операций подземный ремонт подразделяется на текущий и капитальный.

6.1. Общие сведения  о текущем ремонте скважины.

Под текущим ремонтом скважины понимают комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на восстановление ее производительности, и ограниченный воздействием на призабойную зону пласта и находящееся в скважине оборудование.

Текущий ремонт включает следующие работы: замена отказавшего оборудования, очистка забоя и ствола скважины, восстановление продуктивности пласта за счет отдельных методов интенсификации(прогрев, промывка, закачка химреагентов).

Текущий ремонт может быть планово-предупредительным и проводиться с целью профилактического осмотра, выявления и устранения отдельных нарушений в работе скважины, пока не заявивших о себе.

Второй вид текущего ремонта – восстановительный, проводимый с целью устранения отказа – это, по сути дела, аварийный ремонт. На практике такие ремонты преобладают из-за разных причин, а в основном из-за несовершенства технологий и низкой надежности применяемого оборудования.

Показателями, характеризующими работу скважины во времени, являются коэффициент эксплуатации (КЭ) и межремонтный период (МРП). КЭ – это отношение отработанного скважиной времени, например, за год (ТОТР), к календарному периоду (ТКАЛ). МРП – это среднее время между двумя ремонтами за выбранный период, или отношение общего отработанного времени ТОТР за год к количеству ремонтов Р за этот же срок.

КЭ = ТОТР / ТКАЛ;

МРП= ТОТР / Р;

Путями повышения КЭ и МРП являются сокращение количества ремонтов, продолжительности одного ремонта и увеличение времени пребывания скважины в работе.

Капитальный ремонт обладает большой трудоемкостью и напряженностью, т.к. требует значительных затрат мощности специального оборудования и физических усилий для извлечения из скважины спущенных устройств. Следует учесть, что текущий ремонт выполняется на открытом воздухе, порой в сложных климатических условиях.

В настоящее время более 90% всех ремонтов выполняется на скважинах с 
ШСНУ и менее 5% - с ЭЦН.

При текущем ремонте проводятся следующие операции

1. Транспортные – доставка  оборудования на скважину;

2. Подготовительные – подготовка к ремонту;

3. Спускоподъемные – подъем  и спуск нефтяного оборудования;

4. Операции по очистке  скважины, замене оборудования, ликвидации  мелких аварий;

5. Заключительные – демонтаж  оборудования и подготовка его  к транспортировке.

Если оценить затраты времени на эти операции, то можно заметить, что основные потери времени идут на транспортные операции (они занимают до 50% времени), поэтому основные усилия конструкторов должны быть направлены в сторону сокращения времени на транспорт – за счет создания монтажеспособных машин и агрегатов, спускоподъемных операций – за счет создания надежных автоматов для свинчивания-развинчивания труб и штанг.

Поскольку текущий ремонт скважины требует обеспечения доступа в ее ствол, т.е. связан с разгерметизацией, следовательно, необходимо исключить случаи возможного фонтанирования в начале или в конце работы. Это достигается двумя путями: первый и широко применяемый – «глушение» скважины, т.е. закачка в пласт и скважину жидкости с плотностью, обеспечивающей создание на забое скважины давления PЗАБ , превышающего пластовое. Второй – применение различных устройств – отсекателей, перекрывающих забой скважины при подъеме НКТ.

Спуско-подъемные операции (СПО) занимают основную долю в общем балансе времени на ремонт скважины. Они неизбежны при любых работах по спуску и замене оборудования, воздействии на забой, промывках колонн и т.д. 
Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (или развинчивании) насосно-компрессорных труб, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях – инструментом для ловильных, очистных и других работ. Это многообразие функций сделало 
НКТ обязательным компонентом оборудования скважины любого без исключения способа эксплуатации.