высшего образования. по производственной практике

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Характеристика Самотлорского месторождений

2. Конституция скважин и их забоев, способы освоения скважин

2.1 Конституция скважин и их забоев

2.2 Освоение скважин

3. Эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин

3.1 Назначение и устройство фонтанной арматуры

3.2 Преимущества и недостатки газлифта

4. Эксплуатация скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками (ШСНУ)

5. Эксплуатация скважин, оборудованных электроцентробежными погружными насосными установками (ЭЦНУ)

6. Эксплуатация скважин малораспространенными насосными установками

6.1 Роторно-вихревые насосы

6.2 Дисковые насосы

7. Гидродинамические и промыслово-геофизические методы исследования скважин и пластов

7.1 Гидродинамические методы исследования

7. 2 Промыслово-геофизические методы исследования

8. Способы воздействия на призабойную зону скважин

9. Подземный текущий и капитальный ремонт скважин

9.1 Подземные сооружения и механизмы для ремонта скважин

9.2 Технология текущего ремонта скважин

9.3 Капитальный ремонт скважин

Список используемой литературы

ВВЕДЕНИЕ

С топливно-энергетическим комплексом напрямую связано благосостояние всех граждан России.

Большое значение в экономике страны играет входящий в ТЭК и являющийся его важнейшей частью нефтяной и газовый сектор.

До перестройки нефть и газ были опорой советского руководства. Дешевые энергоносители обеспечивали оттяжку структурной перестройки энергоемкой промышленности СССР. Эта нефть и этот газ привязывали страны восточного блока. Валютные доходы от экспорта газа и нефти позволяли обеспечивать потребительский рынок импортными товарами.

С тех пор изменилось многое. Радикально перестраивается внутренняя структура государства. Разворачивается процесс реорганизации российского административного пространства. В то же время нефть и газ по-прежнему остаются важнейшими источниками дохода в валюте для всей страны.

НГК возник и окреп, как и другие структурные подразделения в народном хозяйстве страны, еще в рамках СССР и единого народно-хозяйственного комплекса. После его развала нефтегазовый комплекс получил вполне самостоятельное значение. Что касается общего положения нефтегазового комплекса в российской экономике, то отрасль в гораздо меньшей степени затронул спад производства. Более того, за годы реформ сырьевые отрасли выдвинулись на ведущие позиции в народном хозяйстве страны.

Действительно, отрасли ТЭК дают не менее 50% валютных поступлений в Россию, позволяют поддерживать курс рубля. Высоки доходы в бюджет страны от акцизов на нефть и нефтепродукты.

Необходимо отметить также, что большинство отраслей перерабатывающей промышленности оказались убыточными вследствие избыточной энергоемкости, в несколько раз превышающей мировые стандарты, сформировавшиеся под влиянием топливно-энергетического кризиса 70х-80х годов. В этой ситуации упадка производства, неплатежей, социальной напряженности и безработицы относительно стабильный и экспортно-ориентированный нефтегазовый комплекс становится поистине жизненно важным элементом в структуре экономики нашей страны, той отраслью, которая способна стать опорой более высокотехнологичных и наукоемких современных производств. Однако до сих пор перерабатывающие отрасли страны находятся в глубоком кризисе.

Велика роль нефтегазового сектора и в политике. Регулирование поставок нефти в страны ближнего зарубежья является, по сути дела, важным аргументом в диалоге с новыми государствами.

Таким образом, нефтегазовая отрасль - это богатство России. Энергодобывающая промышленность РФ тесно связана со всеми отраслями народного хозяйства, имеет огромное значение для российской экономики. Спрос на нефть и газ достаточно стабилен, хотя и подвержен кризисам и снижениям цен, что в российских налоговых условиях даже может поставить экспортные операции на грань ликвидности. Поэтому в успешном развитии нашей нефтегазодобывающей промышленности заинтересованы практически все развитые государства мира и в первую очередь мы сами.

ООО КАТКонефть - совместное российско-австрийское предприятие, участвующее в оказании сервисных услуг на месторождениях нефти и газа, создано 12 сентября 1991 года. Предприятие приняло имена своих учредителей - австрийской фирмы "CAToil" и российской "Когалымнефтегаз". В августе 2002 года австрийская фирма "CAToil" выкупила долю российского учредителя.

Специализированое сервисное предприятие ООО "КАТКонефть производит на нефтяных и газовых месторождениях Российской Федерации и Казахстана следующие виды работ:

· Гидравлические разрывы пластов нефтяных и газовых скважин (ГРП);

· Ремонтно-изоляционные работы (РИР);

· Проектирование и внедрение усовершенствованных технологических решений и вторичных методов воздействия на пласт."

Стратегию предприятия отличает ориентированность на использование прогрессивных и высокоэффективных зарубежных технологий, высококачественного оборудования, материалов и собственных ноу-хау, основанных на применении эксклюзивных методов работы. Услуги нашей компании востребованы в нефтяных и газовых регионах Западной Сибири (Когалым, Урай, Нягань, Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Новый Уренгой и др.) и Казахстане (Новый Узень и др.)

1. Характеристика Самотлорского месторождения

Самое большое по запасам нефти в истории СССР и России — Самотлорское месторождение. Естественному истощению пластов недропользователи противопоставляют новые технологии разработки. За счет их применения Самотлор остается в числе основных источников черного золота в РФ. По текущим планам, добыча на Самотлоре продлится до конца нынешнего века.

При открытии Самотлорского нефтегазоконденсатного месторождения геологические запасы нефти в его недрах были оценены в 7,1 млрд тонн, а извлекаемые — в 2,7 млрд. Эти две цифры четко характеризуют потенциал Самотлора. Главное — найти и применить для этого технологии, наиболее адекватные современному состоянию месторождения, находящегося сегодня на 4-й стадии эксплуатации.

В 2013 году на Самотлоре впервые за последние три года был выполнен план по добыче нефти.

Начиная с 2014 года планируется реализовать новую пятилетнюю программу разработки месторождения

Открыла Самотлорское месторождение в 1965 году бригада геолога Георгия Норкина, входившая в состав Мегионской нефтеразведочной экспедиции.

По мере набора информации о строении Самотлора на месторождении происходили все новые открытия. Оказалось, что выявленный вначале продуктивный слой на глубине около 1700 м мощностью 200 м — только «вступление» в кладовые месторождения. Вскоре был обнаружен главный купол Самотлора, уходящий вглубь на 3000 м и занимающий площадь около 1500 км². В те первые годы самотлорской истории в центре внимания находились нефтяные пласты АВ4-5 и БВ8 1-3, которые характеризовались высокими коллекторскими свойствами и мощными эффективными нефтенасыщенными толщинами. То есть — самые доступные для разработки. Позднее были выявлены новые геолого-промысловые объекты, при этом границы месторождения расширились.

Многомиллиардные запасы требовали освоения, и перед нефтяниками встал вопрос о выборе способа разработки. В то время мировая нефтяная промышленность вообще не имела опыта эксплуатации месторождений на болоте, и советские нефтяники были первопроходцами не только в географическом, но и в индустриальном, технологическом плане. Вначале рассматривались варианты либо осушения озера и болот по контуру залежи, либо разработки месторождения с буровых платформ — как на мелководном шельфе. Первый вариант был отвергнут из-за опасений торфяных пожаров, а второй — из-за дороговизны и технической сложности реализации. В итоге было решено бурить с искусственных островов.

Кстати, именно такой подход был выбран для освоения гигантского Кашаганского месторождения на северном Каспии. Таким образом, технологическое решение советских нефтяников конца 1960-х сохраняет свою эффективность до сих пор.

Но куда более важным подтверждением эффективности схемы организации эксплуатации стал стремительный рост добычи на Самотлоре.

Через пять лет после начала добычи Самотлорское месторождение давало уже 100 млн твг, еще через шесть лет был достигнут пик производства — 155 млн тонн. Для того чтобы оценить роль Самотлора в тогдашней нефтяной индустрии СССР, достаточно сказать, что добыча на месторождении составляла примерно 25% всей тогдашней нефтедобычи в Союзе! В 1981 году на месторождении добыли миллиардную тонну нефти, во второй половине 1980-х — двухмиллиардную.

Однако, добиваясь высоких дебитов, советские разработчики, с одной стороны, активно бурили, с другой — вкачивали в пласты Самотлора гигантские объемы воды, благо озеро находилось над промыслами и заводнение не требовало больших затрат. В результате обводненность месторождения менее чем за 15 лет с начала добычи увеличилась с 13 до 55%. К середине «лихих 90-х» этот показатель благополучно вырос до 92%. Новые скважины сразу попадали в фронт обводнения, и через полтора-два года работы доля воды в их продукции достигала общего высокого уровня. Такое течение событий стремительно сокращало продуктивность месторождения, так что, когда в 1995–1996 годах суточный уровень добычи снизился до 36 тыс. тонн, казалось, что извлекаемые запасы отобраны, и самотлорский гигант пал безвозвратно. Бурение тогда почти прекратилось, а на новых низкопроницаемых и низкопродуктивных пластах А1-2, А1-3, Б10 дебиты были несравнимо ниже, чем на основных объектах. Обводнение месторождения достигло 94%.

Но прогноз об истощении Самотлора оказался преждевременным, поскольку со второй половины 1990-х годов на месторождении стартовало масштабное применение различных новых технологий разработки и самой организации эксплуатации. Также началась разработка новых участков, таких как Усть-Вахская площадь и Каспаровский купол, строительство горизонтальных скважин, зарезка боковых стволов. В результате добыча вновь начала расти, и в 2005-м поднялась почти до 32 млн тонн. Но затем последовал очередной, хотя и медленный спад.

Самым масштабным и капиталоемким направлением интенсификации добычи на Самотлоре в среднесрочной перспективе останется бурение новых скважин. Свыше 500 новых скважин, о планах бурения которых говорилось в начале статьи, будут построены на хорошо изученных территориях, и сконцентрированы на разработке главного продуктивного пласта Самотлора сегодня — АВ11 1-2, названного «рябчиком» из-за частого переслаивания песчаников с глинистыми породами. В «рябчике» сосредоточено более 50% остаточных (исходя из уровня технологий на текущий момент) извлекаемых запасов месторождения.

По данным «Нефтяной торговли», в минувшем году общий скважинный фонд у «Самотлорнефтегаза» и «РН-Нижневартовска» увеличился на 53 единицы. Больше плана недропользователи провели операций по зарезке боковых стволов, число которых в последние годы варьируется от 50 до 80 единиц.

Активно велся КРС — количество неработающих скважин сократилось на 149. Благодаря этим мероприятиям фонд продуктивных скважин в прошлом году вырос по сравнению с позапрошлым на 202 единицы — до 8593, причем рост шел быстрее, чем в 2012 году. По объемам работ со скважинным фондом лидерство закономерно принадлежит главному самотлорскому недропользователю «Самотлорнефтегазу», а по темпам прироста продуктивных скважин — «РН-Нижневартовск».

Между тем капитальный ремонт самотлорских скважин сильно осложнен их «замусоренностью» и нередко при проработках забоя на «скважинах-ветеранах» обнаруживают нигде не зарегистрированные остатки подземного оборудования.

Это обстоятельство, конечно, влияет на темпы и результаты КРС, который в последние годы отличается на Самотлоре разнонаправленной динамикой.

Между тем подходы к бурению и эксплуатации месторождения обновляются в соответствии с требованиями текущей геологической ситуации. В разрабатываемых сегодня недрах Самотлора залегает мощная газовая шапка, занимающая более 25% площади залежи, под которой находится обширная нефтяная подгазовая зона. Разработка этой зоны осложняется прорывами газа в добывающие скважины, отчего они рано и быстро «загазовываются». А это приводит к недостижению уровня их проектной нефтеотдачи, большим материальным затратам на извлечение продукции, и в результате к потере большой доли промышленных запасов самотлорского черного золота.

Поэтому «Самотлорнефтегаз» начинает применять перевод наименее продуктивных нефтяных скважин на добычу газа, при этом в их призабойную зону зарезается боковой ствол из близлежащих более «дебитных». Как показывает опыт, в таком случае дополнительная добыча нефти по сравнению с вариантом без отбора газа увеличивается на 57%, а продолжительность рентабельной работы бокового ствола возрастает вдвое — до 40 месяцев. В свою очередь понятно, что увеличение отбора газа из переведенных скважин требует наращивания объема полезного использования ПНГ.

Другое направление повышения нефтеотдачи низкопроницаемых коллекторов «рябчика» — гидроразрыв, в том числе многостадийный.

На тех скважинах Самотлора, где была использована эта технология, коэффициент отдачи поднимался до 15%, так что МГРП оказывается одним из самых эффективных способов интенсификации.

В целом же в предстоящие пять лет общие инвестиции в развитие Самотлора могут превышать $1 млрд в год; в начале нынешнего десятилетия они составляли около $590 млн в год.

На фоне увеличения капитальных вложений возрастает значение оптимизации затрат там, где это возможно. И резервы повышения рентабельности недропользователи изыскивают в самых различных сегментах. К примеру, «Самотлорнефтегаз» в прошлом году перевел продукцию с дожимной насосной станции ДНС-17 на комплексный сборный пункт КСП-9, где нефть готовится в газонасыщенном состоянии без применения насосов. Это позволило добиться «многомиллионного сокращения эксплуатационных затрат», — сообщил Хасан Татриев. В технической части организации бурения сэкономить можно за счет строительства скважин с уменьшенным диаметром колонны при горизонтальном и наклонном бурении на краевых участках «рябчика».

Таким способом на месторождении может быть обустроено примерно 200 скважин, и, по предварительным оценкам, экономия составит около 6% при условии оснащения эксплуатационного комплекса энергоэффективным оборудованием.

На других участках Самотлора есть планы расширения применения технологии так называемого интеллектуального месторождения, когда специальная аппаратура в автономном режиме согласует работу внутрискважинного оборудования с характеристиками призабойной зоны и, в частности, управляет работой насосной установки для поддержания необходимого забойного давления. Там, где эта технология испытывается, вырос коэффициент извлечения нефти и межремонтный период оборудования, сократились разного рода издержки (в частности, на 30% снизилось энергопотребление). До 2020 года в проект интеллектуального месторождения может быть инвестировано около 800 млн рублей с получением экономии в 8 млрд.

Особо стоит отметить важность повышения энергоэффективности разработки Самотлора.

По причине очень высокой обводненности здесь дважды перекачивается фактически один и тот же объем жидкости: сначала поднимая ее из скважин, а затем нагнетая обратно в пласт. В итоге доля затрат на покупку электроэнергии занимает до 30% в себестоимости добычи. Поэтому появился план перевода энергоснабжения промыслов на самообеспечение за счет поэтапного строительства в 2013–2017 годах газотурбинной станции мощностью 600 МВт. После этого доля собственной энергии в обеспеченности самотлорских объектов возрастет до 85%, что обеспечит дополнительную экономию.

Работать 13 установок этой ГТС будут на самотлорском попутном газе, которого становится все больше уже сейчас, и будет еще больше в том случае, если малодебитные нефтяные скважины начнут переводиться там, где целесообразно, на добычу «голубого топлива». При этом, напомним, в таком случае извлечение газа — это одно из слагаемых увеличения продуктивности соседних нефтяных скважин. А производство электроэнергии из ПНГ обеспечит высокую степень синергии эксплуатации Самотлора на современном этапе.

Возможно, именно такой комплексный подход к разработке месторождения поможет «Роснефти» решить задачу, с которой не смог справиться прежний недропользователь Самотлора — международная ТНК-ВР. Эта компания ставила своей целью к 2014 году уменьшить ежегодные темпы снижения добычи до 1%, однако вплоть до своей продажи только удерживала их на уровне около 6%. «Роснефти» же в 2013 году удалось добиться самых низких показателей спада за последние пять лет.

При этом у «Роснефти» есть отличный стимул ускорить разработку месторождения. По подсчетам специалистов «Самотлорнефтегаза», при поддержании нынешних темпов отбора нефти истощенность месторождения может достичь 80% в 2019 году, что даст «Роснефти» право на получение скидки по НДПИ. Это станет существенным вкладом в повышение рентабельности разработки.

2. Конституция скважин и их забоев, способы освоения скважин

2.1 Конструкция, типы скважин и их забоев

Скважина - это цилиндрическая горная выработка, у которой длина ствола гораздо больше, чем ее диаметр.

Какие еще признаки делают скважину скважиной? Мы знаем, что есть такие сооружения как колодцы, шахты. В эти сооружения человек может попасть. В скважину - нет. Таким образом, скважина – это горная выработка без доступа в нее человека. В некоторых книгах еще дают дополнительное условие: с диаметром ствола не более 0,75 м.

Верхняя часть скважины называется устье, нижняя – забой. Стенки скважины – это ствол скважины.

Мы привыкли говорить, что скважины бурят. На самом же деле скважины строят. Скважины - это сложные капитальные сооружения. Их, кстати говоря, относят к основным средствам предприятия, а затраты на бурение скважин и их обустройство - к капитальным вложениям.

Конструкция скважины

При проектировании конструкции нефтяной скважины исходят из следующих основных требований:

· конструкция скважины должна обеспечивать свободный доступ к забою глубинного оборудования и геофизических приборов;

· конструкция скважины должна предотвращать обрушение стенок скважины;

· конструкция скважины должна обеспечивать надежное разобщение всех пластов друг от друга, то есть она должна предотвращать перетекание флюидов из одного пласта в другой;

· кроме того, она должна обеспечивать возможность герметизации устья скважины при необходимости.

Давайте разберем, как строят скважины и какова их типовая конструкция на примере нефтяных скважин, которые бурят на месторождениях Удмуртии.

Сначала бурят ствол большого диаметра глубиной порядка 30 метров. Спускают металлическую трубу диаметром 324 мм, которая называется направление, и цементируют пространство между стенками трубы и стенками горной породы. Направление нам необходимо для того, чтобы верхний слой почвы не размывался при дальнейшем бурении. Далее продолжают бурение ствола меньшим диаметром до глубины примерно 500-800 м. Снова спускают колонну труб диаметром 168 мм и также цементируют пространство между колонной труб и стенками породы по всей длине. Это кондуктор. Далее бурение возобновляют и бурят скважину уже до целевой глубины. Снова спускают колонну труб диаметром 146 мм, которая называется эксплуатационной колонной. Пространство между стенками труб и горной породой опять же цементируется от забоя скважины и вплоть до устья.

Зачем нам нужен кондуктор? До глубины порядка 500 метров расположена зона пресных вод с активным водообменном. Ниже глубины 500 м (глубина может быть различна для разных регионов) идет зона затрудненного водообмена с солеными водами, а также другими флюидами (нефтью, газами). Кондуктор нам необходим в качестве дополнительной защиты, предотвращающей возможность засолонения пресных вод и попадания в них вредных веществ с нижележащих пластов.

Между кондуктором и эксплуатационной колонной в некоторых случаях (например, при большой глубине скважины) спускают промежуточную (техническую) колонну.

Типы скважин

В зависимости от геологических условий нефтяного месторождения бурят различные типы скважин. Нефтяная скважина может быть пробурена как:

· вертикальная;

· наклонно-направленная;

· горизонтальная;

· многоствольная или многозабойная

Вертикальная скважина – это скважина, у которой угол отклонения ствола от вертикали не превышает 5°.

Если угол отклонения от вертикали больше 5°, то это уже наклонно-направленная скважина.

Горизонтальной скважиной (или горизонтальным стволом скважины) называют скважину, у которой угол отклонения ствола от вертикали составляет 80-90°. Но здесь есть один нюанс. Так как «в природе нет прямых линий» и продуктивные нефтенасыщенные пласты залегают в недрах земли, как правило, с некоторым наклоном, а часто с довольно крутым наклоном, то на практике получается, что нет никакого смысла бурить горизонтальную скважину под углом приблизительно равным 90°. Логичнее пробурить ствол скважины вдоль пласта по наиболее оптимальной траектории. Поэтому в более широком смысле, под горизонтальной скважиной понимают скважину, имеющую протяженную фильтровую зону - ствол, пробуренный преимущественно вдоль напластования целевого пласта в определенном азимутальном направлении.

Скважины с двумя и более стволами называют многоствольными (многозабойными).

вертикальная	наклонно-направленная	горизонтальная	многоствольная

Многоствольные скважины, также как и многозабойные, имеют основной ствол и один или несколько дополнительных. Ключевым отличием является расположение точки разветвления стволов. Если точка находится выше продуктивного горизонта, на который пробурена скважина, то скважину называют многоствольной (МСС). Если же точка разветвления стволов находится в пределах продуктивного горизонта, то скважину называют многозабойной (МЗС).

Другими словами, если основной ствол скважины пробурен вплоть до продуктивного горизонта и уже в самом продуктивном горизонте из него пробурен один или несколько дополнительных стволов, то это многозабойная скважина (МЗС). В этом случае скважина пересекает верхнюю границу продуктивного горизонта только в одной точке.

Если же дополнительные стволы скважины забурены из основного ствола выше продуктивного горизонта и, таким образом, скважина имеет больше одной точки пересечения с продуктивным горизонтом или, как вариант, дополнительные стволы пробурены на разные горизонты, то это многоствольная скважина (МСС).

Многоствольная скважина (МСС)	Многозабойная скважина (МЗС)

2.2 Освоение скважин

Освоение скважин - комплекс работ по вызову притока жидкости (газа) из пласта в скважину, обеспечивающего ее продуктивность в соответствии с локальными (местными) добывными возможностями пласта или с достижением необходимой приемистости (для нагнетательных скважин).

После бурения, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны призабойная зона скважины, особенно поверхность вскрытой части пласта, бывает загрязнена тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Поэтому и в результате некоторых других физико-химических процессов образуется зона с пониженной проницаемостью, иногда сниженной до нуля. Цель освоения - восстановление естественной проницаемости пород призабойной зоны и достижение притока, соответствующего добывным возможностям скважины или нормальной приемистости нагнетательных скважин.

Сущность освоения скважины заключается в создании депрессии, т. е. перепада между пластовым и забойным давлениями, с превышением пластового давления над забойным. Достигается это двумя путями: либо уменьшением плотности жидкости в скважине, либо снижением уровня (столба) жидкости в скважине. В первом случае буровой раствор последовательно заменяют водой, затем - нефтью.

Во втором случае уровень в скважине снижают одним из следующих способов: оттартыванием желонкой или поршневанием; продавкой сжатым газом или воздухом (компрессорным способом); аэрацией (прокачкой газожидкостной смеси); откачкой жидкости штанговыми скважинными насосами или погружными центробежными электронасосами. Таким образом, можно выделить следующие шесть основных способов вызова притока: замена скважинной жидкости на более легкую, компрессионный метод, аэрация, откачка глубинными насосами, тартание, поршневание.

Перед освоением на устье скважины устанавливают арматуру в соответствии с применяемым методом и способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны устанавливают задвижку высокого давления на случай необходимости перекрытия ствола.

Замену скважинной жидкости производят следующим образом. После перфорации эксплуатационной колонны в скважину до фильтра опускают насосно-компрессорные трубы. Затем в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и спущенными трубами нагнетают воду. Буровой раствор, находящийся в скважине, вытесняется из нее по трубам. Если после замены бурового раствора водой возбудить скважину (т. е. вызвать приток) не удается, то переходят на промывку скважины нефтью. После промывки скважины (прямой или обратной) водой или дегазированной нефтью можно достигнуть уменьшения забойного давления:

Продавка с помощью сжатого газа или воздуха (газлифтный способ освоения). Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной колонной. Сжатый газ (воздух) вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через спущенные в нее насосно-компрессорные трубы на дневную поверхность.

Аэрация - процесс смешения жидкости с пузырьками сжатого газа (воздуха). При аэрации за счет постепенного смешения сжатого газа (воздуха) и жидкости, заполняющей скважину (бурового раствора, воды, нефти), уменьшается плотность жидкости и тем самым плавно снижается давление на забой.

Для аэрации к скважине кроме водяной (нефтяной) линии от насоса подводят также газовую (воздушную) линию от компрессора. Жидкость и газ (воздух) смешиваются в специальном смесителе (эжекторе) или газопроводящей линии скважины, и аэрированная жидкость (газожидкостная смесь) нагнетается в ее затрубное пространство. При замене жидкости, находящейся в скважине, этой смесью давление на забой снижается, и, когда оно становится меньше пластового, нефть начинает поступать из пласта в скважину.

Освоение с помощью скважинных насосов применяют в скважинах, которые предполагается эксплуатировать глубинно-насосным способом. В некоторых случаях перед спуском насосных труб забой очищают с помощью желонки. Если ствол и забой чисты, то в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, штанговый насос, устанавливают станок-качалку, и пускают скважину в эксплуатацию. Точно так же осваивают скважины, которые будут эксплуатироваться погружными электронасосами.

Освоение нагнетательных скважин не отличается от освоения добывающих. В них, как и в добывающих, после получения притока из пласта следует вести длительное дренирование (т. е. отбор жидкости) для очистки призабойной зоны и пор пласта от проникших в пласт при бурении глинистого раствора, взвешенных частиц (гематита, барита), продуктов коррозии и т. д. Отличие заключается в том, что, если добывающие скважины рекомендуется осваивать методом плавного запуска, т. е. постепенным увеличением отборов, то в нагнетательных в процессе освоения следует стремиться к отборам большого количества жидкостей и механических примесей (песка, ржавчины и др.). Это способствует открытию дренажных каналов и обеспечивает большую приемистость (поглотительную способность) скважин.

Дренируют пласт теми же способами, что и при вызове притока в нефтяных скважинах: поршневанием, применением сжатого воздуха, откачкой жидкости центробежными глубинными электронасосами, т. е. методами, допускающими откачку больших объемов жидкости.

Тартание - извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) стальном канате с помощью лебедки. Желонку изготовляют из трубы длиной 8 м и диаметром не более 0,7 диаметра обсадной колонны. В нижней части желонка имеет клапан со штоком, открывающимся при упоре, в верхней части - скобу для прикрепления каната. За один рейс (спуск-подъем) выносится не более 0,06 м3 жидкости.

Тартание-малопроизводительный, трудоемкий способ снижения уровня жидкости в скважине с очень ограниченными возможностями применения (в скважинах, где не ожидается никаких фонтанных проявлений), так как устьевая задвижка при этом не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. К недостаткам способа тартания относится загрязнение окружающей среды. Однако этот метод дает возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине.

Поршневание (свабирование) заключается в постепенном снижении уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба).

Поршень представляет собой трубу диаметром 25-37,5 мм с клапаном в нижней части, открывающимся вверх. На наружной поверхности поршня укреплены эластичные резиновые манжеты, армированные проволочной сеткой.

Для возбуждения скважины поршневанием в нее до фильтра спускают насосно-компрессорные трубы. Каждую трубу проверяют шаблоном. При спуске поршня под уровень (обычно на глубину 75-150 м) жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме его клапан закрывается, а манжеты, распираемые под действием давления столба жидкости, прижимаются к стенке труб и уплотняются. За один подъем выносится столб жидкости, находящейся над поршнем на глубине погружения под уровень жидкости. Поршневание в 10-15 раз производительнее тартания.

При непрерывном поршневании уровень жидкости в скважине понижается и соответственно снижается давление на забое скважины, что вызывает приток в нее жидкости из пласта.

3. Эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин

3.1 Назначение и устройство фонтанной арматуры

Фонтанная арматура - комплект арматуры, предназначенный для оборудования устья нефтяных и газовых скважин с целью их герметизации, контроля и регулирования режима эксплуатации.

Фонтанная арматура, состоит в свою очередь из трубной головки и фонтанной елки. (рис. 3.1).

Рис. 3.1 Фонтанная арматура: 1 – трубная обвязка; 2 – фонтанная елка

Трубная головка служит для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской.

Боковые отводы позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление (манометром), а также отбирать газ из него. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке.

Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанавливают по две задвижки: рабочую и резервную (ближайшую к стволу). На стволе установлены коренная (главная, центральная) и буферная задвижки. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров, а также для регулирования расхода. Ствол заканчивается буфером с манометром.

Фонтанные елки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. В состав ствола крестовой елки входит крестовина, к которой и крепятся отводы-выкиды. Каждый из них может быть рабочим. Тогда второй является резервным. В конструкцию ствола тройниковой елки входят тройники, к которым присоединяются выкидные линии - верхняя, которая является рабочей и нижняя, являющаяся резервной. Такое распределение «ролей» связано с тем, что тройниковая арматура, как правило, применяется в скважинах, в продукции которых содержится песок или ил.

Типовые схемы фонтанных елок приведены на рис. 3.2.

Рис. 3.2. Типовые схемы фонтанных елок: Схемы 1, 2, 3 и 4 – тройниковые; схемы 5 и 6 – крестовые (1 - переводник к трубной головке; 2 - тройник; 3 - запорное устройство; 4 - манометр с запорно-разрядным устройством; 5 - дроссель; 6 - ответный фланец; 7 - крестовина)

Для обеспечения длительной и бесперебойной работы скважин в фонтанном режиме эксплуатации большое значение имеет регулирование пластовой энергии за счет изменения объема нефти, поступающего из скважины и называемого дебитом скважин. Для ограничения дебита скважин в боковом отводе фонтанной елки устанавливается сменный штуцер-вставка из износостойкого материала с калиброванным отверстием строго определенного диаметра. Диаметр штуцера определяет количество поступающей из скважины нефти в зависимости от принятого режима работы скважины. Обычно диаметр штуцера равен 3, 15 мм и больше.

Могут применяться быстро сменяемые и быстро регулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и удерживаются пакерами. Спуск и подъем забойных штуцеров осуществляется на стальном канате при помощи лебедки.

Манифольд - система труб и отводов с задвижками или кранами - служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ). Он предусматривает наличие двух практически идентичных обвязок (рабочая и резервная), в каждой из которых есть регулируемый штуцер, вентили для отбора проб жидкости и газа, запорное устройство для сброса продукции на факел или в земляной амбар и предохранительный клапан.

3.2 Преимущества и недостатки газлифта

У газлифта имеется много преимуществ:

Для него необходим газ. Чем больше газа добывается из скважины, тем лучше работает газлифт. В этом отличие метода от большинства насосных систем, которые плохо работают в присутствии свободного газа, который может проникать в насос.