Освоение фонтанных скважин
Выбор метода освоения скважины зависит от следующих факторов:
-глубины скважины и пластового давления
-содержимого залежи (нефть, газ)
-физической характеристики пород пласта, степени их устойчивости
-наличия технических средств для освоения.
Освоение скважин, вскрывающих пласты с высоким давлением, обычно не представляет труда, так как в данном случае можно создать большой перепад давления между пластом и скважиной. В то же время следует иметь в виду, что темп освоения скважины зависит в основном от степени устойчивости пород пласта. При освоении свкажин, вскрывших неустойчивые пласты, перепад давления между пластом и скважиной должен быть небольшим. В этом случае пуск скважины следует осуществлять плавно, чтобы не вызвать выноса частиц породы из пласта. Чрезмерные депрессии при освоении скважин, вскрывших неустойчивые пласты, могут привести к разрушению цементного кольца в интервале перфорации обсадной колонны и даже к ее разрушению.
Наиболее распространенные методы вызова притока жидкости и газа из пласта в скважину следующие:
1. Промывка скважин- замена жидкости, заполняющей ствол скважины после бурения, более легкой, например, глинистого раствора – водой или воды – нефтью.
2. Продавка сжатым газом (воздухом) – вытеснение жидкости из колонны подъемных труб сжатым газом, нагнетаемым в затрубное пространство скважины
3. Аэрация – насыщение жидкости газом или воздухом, т.е. замена жидкости в стволе скважины на газожидкостную смесь с малой плотностью.
4. Поршневание (свабирование) –снижние уровня жидкости в скважине.
При промывке скважины для возбуждения фонтана плавное снижение противодавления на забой достигается замещением жидкости, заполняющей скважину, более легкой.
Возбуждение фонтана при промывке скважины возможно в тех скважинах, где пластовое давление превышает давление, создаваемое на забой столбом дегазированной нефти; в противном случае промывка дает положительные результаты только при совмещении с другими методами и, в частности, при дальнейшем освоении скважины с использованием сжатого газа или воздуха.
Перед освоением фонтанной скважины промывкой на устье собирают арматуру и спускают (обычно до фильтра) фонтанные трубы, которые остаются в скважине при ее эксплуатации. Воду нагнетают насосом в межтрубное пространство, а глинистый раствор, заполняющий скважину, вытесняется на поверхность по фонтанным трубам. При большом пластовом давлении скважина часто начинает фонтанировать даже при неполной замене глинистого раствора водой.
Если после промывки водой пласт не проявляет себя, воду в скважине заменяют нефтью. Этот способ вызова притока дает возможность плавно понижатьдавление на забой скважины и постепенно разрабатывать поровое пространство пласта в призабойной зоне, что весьма важно для освоения скважин, вскрывающих рыхлые пласты.
Для закачки нефти в скважину применяют передвижные насосные агрегаты, смонтированные на тракторе или автомобиле. Насосный агрегат устанавливают с наветренной стороны на расстоянии 20-25 м от устья. Нагнетательная линия, соединяющая устье скважины с выкидом насоса, собирается из 60 мм и НКТ на быстросвинчивающихся резьбовых соединениях и прокладывается так, чтобы толчки и вибрации, возникающие при работе насосного агрегата, не передавались на устьевую арматуру скважины.
Давление во время промывки контролируется двумя манометрами: один из них устанавливается на выкиде насоса и предназначен для контроля работы насоса и состояния выкидной линии, другой подключается к затрубному пространству, где он работает в более спокойных условиях, с меньшей вибрацией стрелки, что позволяет хорошо проследить за изменением давления в скважине.
Дата добавления: 2016-08-07 ; просмотров: 2143 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Источник
ОСВОЕНИЕ И ПУСК В РАБОТУ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
Выше указывалось, что вызов притока нефти из пласта в скважину может быть достигнут снижением столба жидкости в скважине или же уменьшением плотности жидкости, заполняющей скважину. В конечном итоге в обеих случаях давление на забой снижается, •становится меньше давления в пласте, что вызывает приток жидкости и газа из пласта в скважину.
Освоение фонтанных скважин обычно производят одним из следующих способов: 1) понижением уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба); 2) последовательной заменой глинистого раствора в скважине жидкостью и газожидкостной смесью меньшей плотности.
Рассмотрим эти способы освоения скважин.
Поршневание.Сущность этого метода заключается в постепенном снижении уровня жидкости, заполняющей скважину, при помощи поршня.
Поршень (рис. 62) состоит из следующих основных узлов .(сверху вниз): грузовой металлической штанги 2, соединяющейся специальным замком 1 с канатом и служащей для утяжеления поршня; клапанной клетки с шариковым клапаном 3; пустотелого патрубка 4 и манжет 5, изготовленных из прорезиненного ремня.
Диаметр манжет на 1—2 мм меньше диаметра насосно-компрес-сорных труб.
При спуске поршня шариковый клапан открыт, что позволяет поршню свободно погружаться в жидкость. При подъеме поршня клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.
При непрерывном поршневании уровень жидкости в скважине понижается и соответственно снижается давление на забое скважины, что вызывает приток в нее жидкости из пласта.
Количество жидкости, извлекаемой из скважины за один цикя поршневания, зависит от глубины погружения поршня в жидкость: Поршень погружают под уровень жидкости в скважине на глубину, подъем с которой обеспечивается прочностью каната. Обычно погружение поршня нод уровень жидкости составляет 50—200 м. Спуск поршня и его подъем производят тракторным подъемником или буровой лебедкой.
Продолжительность поршневания зависит от величины пластового давления, степени загрязненности скважины и интенсивности проведения работ. Иногда фонтанирование скважины начинается после нескольких циклов поршневания, но во многих случаях на поршневание затрачивается несколько дней.
Большим недостатком поршневания является необходимость проводить работы при открытом устье, что связано с опасностью выброса. Кроме того, сильно загрязняется нефтью территория вокруг скважины, что опасно в пожарном отношении. Поэтому поршневание применяется преимущественно при освоении нагнетательных водяных скважин, или же при опробовании отдаленных разведочных скважин, ‘где применение других способов освоения связано с трудностями (отсутствие передвижных компрессоров, трудность их транспортировки и т. п.).
Промывка.При промывке скважины для возбуждения фонтана плавное снижение противодавления на забой достигается замещением жидкости, заполняющей скважину, более легкой: — глинистого раствора — водой, воды — нефтью.
Возбуждение фонтана промывкой возможно в тех скважинах, где пластовое давление превышает давление, создаваемое на забой столбом дегазированной нефти; в противном случае промывка дает положительные результаты только при совмещении с другими методами и, в частности, при дальнейшем освоении скважины с использованием сжатого газа или воздуха.
Перед освоением фонтанной скважины промывкой на устье собирают арматуру и спускают (обычно до фильтра) фонтанные трубы, которые остаются в скважине при ее эксплуатации.
Воду нагнетают насосом в межтрубное пространство, а глинистый раствор, заполняющий скважину, вытесняется на поверхность по фонтанным трубам.
При большом пластовом давлении скважина часто начинает фонтанировать даже при неполной замене глинистого раствора водой.
Если после промывки водой пласт не проявляет себя, воду в скважине заменяют на нефть. Этот способ вызова притока дает возможность плавно понижать давление на забой скважины и постепенно разрабатывать поровое пространство пласта в призабойной зонег
что весьма важно для освоения скважин, вскрывших рыхлые пласты.
Для закачки нефти в скважину применяют передвижные насосные агрегаты на тракторном или автомобильном шасси.
Насосный агрегат во время промывки нефтяной скважины устанавливают с наветренной стороны на расстоянии 20—25 м от устья.
Нагнетательная линия, соединяющая устье скважины с выки-дом насоса, собирается из 60-мм насосно-компрессорных труб на быстросвинчивающихся резьбовых соединениях и прокладывается так, чтобы толчки и вибрации, возникающие при работе насосного агрегата, не передавались на устьевую арматуру скважины.
Давление во время промывки контролируется двумя манометрами: один из них устанавливается на выкиде насоса и предназначен для контроля работы насоса и состояния выкидной линии, другой подключается к затрубному пространству, где он работает в более спокойных условиях, с меньшей вибрацией стрелки, что позволяет хорошо проследить за изменением давления в скважине.
Использование сжатого воздуха или газа.Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной колонной скважины. Сжатый газ или воздух вытесняет жидкость, заполняющую >сква-жину, через подъемные трубы наружу и, одновременно поступая в небольшом количестве через специальные (пусковые) клапаны, газирует жидкость, которая движется в них, и тем самым уменьшает ее плотность.
Для нагнетания воздуха в скважину в большинстве НГДУ применяют передвижные компрессоры УКП-80. Передвижной компрессор можно устанавливать на металлических санях, тракторной тележке и на большегрузных автомобилях.
Агрегат УКП-80 имеет производительность 8 м 3 /мин (в нормальных условиях) при максимальном давлении 8 МПа.
Кроме агрегатов УКП-80, в НГДУ все больше начинают использоваться компрессорные агрегаты с более высоким рабочим давлением — на 10 и 20 МПа.
Компрессор подключают к задвижке затрубного пространства скважины при помощи 48-мм насосно-компрессорных труб, снабженных быстросвинчивающимися замками. Эти трубы, присоединительные фланцы и другое оборудование перевозятся обычно вместе с компрессором.
Освоение фонтанной скважины при помощи сжатого газа или воздуха возможно только при условии оборудования подъемных труб специальными пусковыми приспособлениями, пропускающими часть воздуха из затрубного пространства в подъемные трубы. Описание этих приспособлений и самого способа освоения скважин при помощи сжатого воздуха дано в гл. X «Компрессорная эксплуатация нефтяных скважин».
Способ аэрации.Значительное понижение плотности жидкости в скважине может быть достигнуто одновременным нагнетанием
в нее воды (или нефти) и газа (или воздуха). Схема оборудования скважины при этом методе вызова притока показана на рис. 63. К скважине, кроме водяной (нефтяной) линии от насоса, подводят также газовую (воздушную) линию от компрессора. Жидкость и гаа (воздух) смешиваются в специальном смесителе (эжекторе) и газожидкостная смесь нагнетается в затрубное пространство скважины.
 |
Рис. 63. Схема оборудования скважины для промывки ее аэрированной жидкостью.
1 — выкидная линия;
2 — компрессор; з —
насос; 4 — смеситель;
5 — обсадная колонна;
6 — насосно-компреесор-
ные трубы; 7 — нефтяной
При замене этой смесью жидкости, находящейся в скважине, давление на забой снижается, и нефть начинает поступать из пласта в скважину.
Нагнетание газожидкостной смеси прекращают, как только скважина начинает устойчиво фонтанировать.
Источник
Освоение фонтанных скважин
Выбор метода освоения скважины зависит от следующих факторов:
-глубины скважины и пластового давления
-содержимого залежи (нефть, газ)
-физической характеристики пород пласта, степени их устойчивости
-наличия технических средств для освоения.
Освоение скважин, вскрывающих пласты с высоким давлением, обычно не представляет труда, так как в данном случае можно создать большой перепад давления между пластом и скважиной. В то же время следует иметь в виду, что темп освоения скважины зависит в основном от степени устойчивости пород пласта. При освоении свкажин, вскрывших неустойчивые пласты, перепад давления между пластом и скважиной должен быть небольшим. В этом случае пуск скважины следует осуществлять плавно, чтобы не вызвать выноса частиц породы из пласта. Чрезмерные депрессии при освоении скважин, вскрывших неустойчивые пласты, могут привести к разрушению цементного кольца в интервале перфорации обсадной колонны и даже к ее разрушению.
Наиболее распространенные методы вызова притока жидкости и газа из пласта в скважину следующие:
1. Промывка скважин- замена жидкости, заполняющей ствол скважины после бурения, более легкой, например, глинистого раствора – водой или воды – нефтью.
2. Продавка сжатым газом (воздухом) – вытеснение жидкости из колонны подъемных труб сжатым газом, нагнетаемым в затрубное пространство скважины
3. Аэрация – насыщение жидкости газом или воздухом, т.е. замена жидкости в стволе скважины на газожидкостную смесь с малой плотностью.
4. Поршневание (свабирование) –снижние уровня жидкости в скважине.
При промывке скважины для возбуждения фонтана плавное снижение противодавления на забой достигается замещением жидкости, заполняющей скважину, более легкой.
Возбуждение фонтана при промывке скважины возможно в тех скважинах, где пластовое давление превышает давление, создаваемое на забой столбом дегазированной нефти; в противном случае промывка дает положительные результаты только при совмещении с другими методами и, в частности, при дальнейшем освоении скважины с использованием сжатого газа или воздуха.
Перед освоением фонтанной скважины промывкой на устье собирают арматуру и спускают (обычно до фильтра) фонтанные трубы, которые остаются в скважине при ее эксплуатации. Воду нагнетают насосом в межтрубное пространство, а глинистый раствор, заполняющий скважину, вытесняется на поверхность по фонтанным трубам. При большом пластовом давлении скважина часто начинает фонтанировать даже при неполной замене глинистого раствора водой.
Если после промывки водой пласт не проявляет себя, воду в скважине заменяют нефтью. Этот способ вызова притока дает возможность плавно понижатьдавление на забой скважины и постепенно разрабатывать поровое пространство пласта в призабойной зоне, что весьма важно для освоения скважин, вскрывающих рыхлые пласты.
Для закачки нефти в скважину применяют передвижные насосные агрегаты, смонтированные на тракторе или автомобиле. Насосный агрегат устанавливают с наветренной стороны на расстоянии 20-25 м от устья. Нагнетательная линия, соединяющая устье скважины с выкидом насоса, собирается из 60 мм и НКТ на быстросвинчивающихся резьбовых соединениях и прокладывается так, чтобы толчки и вибрации, возникающие при работе насосного агрегата, не передавались на устьевую арматуру скважины.
Давление во время промывки контролируется двумя манометрами: один из них устанавливается на выкиде насоса и предназначен для контроля работы насоса и состояния выкидной линии, другой подключается к затрубному пространству, где он работает в более спокойных условиях, с меньшей вибрацией стрелки, что позволяет хорошо проследить за изменением давления в скважине.
Продавка сжатым газом.
Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной колонны скважины. Этот агент вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через подъемные трубы наружу и, одновременно поступая в них через специальные пусковые клапаны, газирует жидкость и тем самым уменьшает ее плотность. Эти клапаны устанавливают на колонне НКТ на заранее рассчитанной глубине.
Для нагнетания газа (воздуха) в скважину применяют передвижные компрессоры, которые подключают к задвижке затрубного пространства скважины при помощи НКТ, снабженных быстро свинчивающимися замками. Наиболее распространены передвижные компрессорные установки автономного действия УКП – 80. Эта установка состоит из поршневого компрессора КП-80, привода дизеля В2-300, агрегатов и систем, обеспечивающих работоспособность установки. Подача компрессора 8 м 3 /мин, рабочее давление 80 кгс/см 2 (8 МПа).
Аэрация.
Значительное понижение плотности жидкости в скважине может быть достигнуто при одновременном нагнетании в нее воды (или нефти) и газа (воздуха). Жидкость и газ смешиваются в специальном смесителе (эжекторе), после чего смесь нагнетается в затрубное пространство.
При проведении этого процесса освоения скважин вначале в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и подъемными трубами нагнетают жидкость. После установления циркуляции жидкости к смесителю начинают подавать сжатый газ (воздух) от компрессора. Давление газовой линии при этом должно быть на 3-5 кгс/см 2 (0,3-0,5 МПа) выше, чем в нагнетательной линии от насоса.
В смесителе газ и жидкость хорошо смешиваются. Количество газа постепенно увеличивают, соответственно уменьшая объем жидкости.
Процесс освоения происходит постепенно, при сравнительно невысоких давлениях, обеспечивая плавность пуска скважины в эксплуатацию.
Поршневание (свабирование). Этот способ используют при спущенных в скважину НКТ и установленной на устье арматуре. В НКТ спускают на стальном канате с помощью лебедки от тракторного подъемника или бурового станка поршень(сваб), имеющий клапан, открывающийся вверх.
При спуске поршня шариковый клапан открыт, что позволяет поршню спокойно погружаться в жидкость. При подъеме он закрыт. происходит вытеснение жидкости находящейся над поршнем.
Большой недостаток поршневания – необходимость проводить работы на открытом устье, что связано с опасностью выброса.
Источник
