Ремонт и обслуживание скважин и оборудования для бурения (стр. 2 из 24)
1. Насосная добыча – наиболее распространенный способ добычи нефти с помощью штанговых скважинных насосов и погружных центробежных электронасосов.
2. Фонтанная добыча – способ, при котором подъем жидкости или газа на поверхность происходит под действием пластовой энергии.
3. Газлифтная добыча – способ, при котором подъем жидкости на поверхность происходит за счет пластовой энергии и энергии сжатого газа, подаваемого в скважину с поверхности.
Вскрытие пласта в процессе бурения
Для обеспечения быстрого и качественного освоения скважины необходимо при вскрытии пласта в процессе бурения не допускать проникновения в пласт бурового раствора, так как при этом из него выпадают утяжелители (барит, гематит, глинистые частицы и т.д.). Это затрудняет процесс цементирования и вносит неточность в расчетную высоту подъема цементного раствора за колонной. Плотность бурового раствора должна обеспечивать необходимое противодавление на пласт, предотвращение выбросов, открытого фонтанирования и других осложнений.
Спуск эксплуатационной колонны. После вскрытия продуктивного пласта и проведения каротажных работ в скважину спускают экс.колонну, строго центрированную. Для этой цели используют специальные резиновые кольца, пружинные фонари и другие приспособления. Строгое центрирование колонны обеспечивает равномерное распределение цементного раствора, исключает прорыв посторонних вод в продуктивный пласт, заколонную циркуляцию воды и газа и т.д.
Применяют различные конструкции скважин – одно-, двух- и трехколонные, со спуском заранее перфорированного хвостовика, с применением различных забойных фильтров и конструкции с открытыми забоями, не закрепленными в пределах продуктивного пласта обсадными колоннами. Пласты, выраженные плотными породами (известняк, песчаник) обычно не перекрывают колонной, а эксплуатируют скважинами с открытым забоем. В этом случае башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей продуктивного пласта. Затем пласт вскрывают долотом меньшего диаметра, и ствол скважины против продуктивного пласта оставляют открытым. Скважину бурят до подошвы пласта, и в нее спускают обсадную колонну. Затем выше кровли пласта клону цементируют по способу манжетной заливки. Пространство между нижней частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым. Достоинство открытого забоя – его гидродинамическая совершенность.
Если продуктивный пласт выражен рыхлыми слабоцементированными породами (песками), то забой скважины оборудуют фильтром. Башмак обсадной колонны спускают до кровли пласта и цементируют. Затем в скважину спускают фильтр – хвостовик с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями, верхний конец которого закрепляют в башмаке обсадной колонны сальниками.
Наиболее распространены скважины с перфорированным забоем. В этом случае ствол бурят до проектной глубины. Перед спуском обсадной колонны ствол исследуют геофизическими методами для установления нефте-, водо- и газонасыщенных интервалов. После этого спускают экс.колонну, которую цементируют от забоя до необходимой высоты, а затем перфорируют в намеченных интервалах.
После спуска обсадных колонн устье скважины оборудуют специальной колонной головкой, предназначенной для обвязки спущенных обсадных колонн и герметизации межтрубного пространства. На колонной головке устанавливают фонтанную арматуру или планшайбу с подвешенными насосными трубами. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки, рассчитанные на рабочее давление, равное 14, 21, 35, 50 и 70 мПа. В некоторых случаях (на газовых скважинах) применяют колонные головки, рассчитанные на давление до 150 мПа.
Практические действия бригады КРС при возникновении газонефтепроявлений и открытых фонтанов
1. Газонефтепроявление при СПО с установленным на устье скважины превентором.
- Прекращает СПО
- Наворачивает на последнюю трубу обратный клапан
- Приподнимает колонну НКТ, демонтирует спайдер и закрепляет тормоз лебедки.
- Закрывает превентор трубный.
- Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА.
- Сообщает о случившемся мастеру.
- Ведет контроль за давлением на устье скважине.
2. Газонефтепроявление при отсутствии в скважине НКТ с установленным на устье превентором.
- Наблюдая за состоянием скважины, попытаться спустить наибольшее количество НКТ.
- В случае невозможности спуска НКТ в скважину, закрывает глухие плашки превентора.
- Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА.
- Сообщает о случившемся мастеру.
- Ведет контроль за давлением на устье скважине.
3. Газонефтепроявление во время перфорации скважины.
- Прекращает работы по перфорации, извлекает перфоратор. Спускает максимальное возможное количество НКТ (если позволяет состояние скважины).
- Закрывает трубные плашки превентора.
- Если нет возможности поднять перфоратор, отрубает кабель с помощью обмедненного инструмента.
- Закрывает глухие плашки превентора.
- Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА.
- Сообщает о случившемся мастеру.
- Ведет контроль за давлением на устье скважине.
4. Газонефтепроявление при производстве геофизических работ.
- Немедленно прекращает геофизические работы. Попытаться на повышенной скорости поднять прибор из скважины.
- Если нет возможности поднять прибор, отрубает кабель с помощью обмедненного инструмента.
- Закрывает глухие плашки превентора.
- Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА.
- Сообщает о случившемся мастеру.
- Ведет контроль за давлением на устье скважине.
5. Газонефтепроявление при прихвате инструмента.
- Интенсивным расхаживанием попытаться освободить инструмент от прихвата.
- В отрицательном случае инструмент отвернуть как можно ближе к месту прихвата.
- Выбросить верхнюю трубу НКТ на мостки .
- Навернуть на НКТ обратный клапан, квадрат, поднимает инструмент на вес, закрепляет тормоз лебедки.
- Закрывает трубные плашки превентора.
- Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА.
- Сообщает о случившемся мастеру.
- Ведет контроль за давлением на устье скважине.
6. Газонефтепроявление при СПО с ЭЦН.
- Прекращает СПО.
- Производит рубку КРБК (кабель ЭЦН) с помощью обмедненного инструмента и закрепляет отрубленный конец кабеля на последней НКТ при помощи клямс.
- Приподнимает подвеску НКТ, и демонтирует спайдер.
- Наворачивает на последнюю трубу обратный клапан.
- Закрывает трубные плашки превентора.
- Закрывает концевые задвижки на крестовине ФА.
- Сообщает о случившемся мастеру.
- Ведет контроль за давлением на устье скважине.
7. Открытый фонтан.
- Выводит людей и спецтехнику из опасной зоны.
- Отключает электроэнергию, останавливает двигатели внутреннего сгорания, тушит все бытовые и технические топки.
- Расставляет посты на прилегающей к скважине территории.
- Оповещает все соседние производственные объекты, которые могут оказаться загазированной зоне.
- Прекращает движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах.
- Сообщает руководству предприятия, противофонтанной службе и пожарной охране о возникновении открытого фонтана.
- Принимает меры к недопущению растекания нефти.
Причины возникновения газонефтепроявлений
1. Главным условием возникновения газонефтепроявлений является превышение пластового давления над давлением, создаваемым столбом промывочной жидкости в интервале пласта, содержащего флюид.
2. Недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой КРС.
3. Недолив скважины при СПО.
4. Поглощение жидкости, находящейся в скважине.
5. Глушение скважины перед началом работ неполным объемом или отдельными порциями (пачками).
6. Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступлении газа из пласта.
7. Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважины.
8. Длительные простои скважины без промывки при перерывах в процессе работы СПО.
9. Снижение гидростатического давления на продуктивный горизонт в следствии:
- Подъема инструмента при наличии «сальников» - поршневание.
- Снижение уровня промывочной жидкости по мере извлечения из скважины подземного оборудования.
10. Способность газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.
11. Способность газовой пачки к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.
Основные признаки газонефтепроявлений
1. Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.
2. Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при промывке скважины.
3. Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.
4. Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при СПО.
5. Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.
6. Снижение плотности жидкости при промывке скважины.
7. Повышенное газосодержание в жидкости глушения.
Категории скважин по опасности возникновении газонефтепроявлений
Первая категория:
- Газовые скважины, независимо от величины пластового давления.
- Нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м3/м3.
- Нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков.
- Нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом.
- Нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического более чем на 10%.
- Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности.