Методы освоения скважин на морских месторождениях

Содержание

Методы освоения скважин на морских месторождениях3

Метод аэризации 4

Газлифтный способ8

Особенности освоения сверхглубоких скважин со спущенным пакером9

Список литературы14









































































Методы освоения скважин на морских месторождениях



Освоение скважин – это комплекс работ по вызову притока из них нефти, газа и конденсата. В случае ухудшения проницаемости пород в призабойной зоне из-за инфильтрации раствора в пласт для освоения скважины необходимы очистка его приствольной зоны от загрязнения и восстановление естественной проницаемости пород.

Существующие способы освоения скважин основаны на снижении противодавления столба жидкости на пласт, что создает перепад между пластовым и забойным давлениями, обеспечивающий приток жидкости или газа из пласта в скважину.

Вызов притока продукции из пласта осуществляется следующими способами: путем снижения уровня жидкости в скважине; плавной заменой бурового раствора на жидкость меньшей плотности; закачкой в скважину одновременно жидкости и газа для аэризации; газлифтом, свабированием и др. Для глубоких высоконапорных газоконденсатных морских скважин основным способом освоения является снижение давления на забой в результате замены промывочной жидкости, которая была заполнена колонна до перфорации, на воду или нефть. 

Освоение морских скважин, по сравнению с их аналогами на суше, имеет следующие специфические особенности:

Устья добывающих скважин располагаются на платформе, имеющей ограниченную палубную площадь. В этих условиях при освоении высоконапорных скважин могут возникать открытые фонтаны, грифонообразование, пожары, загрязнение моря и другие тяжкие последствия. Появление осложнений требует незамедлительной эвакуации персонала с платформы. Поэтому в морских условиях проблемы обеспечения безопасности, надежности, долговечности и безаварийного освоения скважин являются весьма актуальными;

Освоение и последующая эксплуатации морских газоконденсатных скважин часто осложняются из-за образования гидратов при транспортировании их продукции подводными трубопроводами вследствие интенсивного теплообмена и резкого снижения температуры потока в морской среде;

При обустройстве верхнего строения платформы коммуникациями для газоконденсатных скважин следует предусматривать применение депрессаторов, растворителей, ингибиторов и других средств для создания нормальной и бесперебойной работы морских трубопроводов.

С учетом перечисленных выше особенностей для освоения и эксплуатации скважин применяется двухрядный подъемник, первый ряд которого комплектуется из НКТ диаметром 73 и 114 мм, а второй – из труб диаметром 73 мм.



Метод аэризации

В случае если скважина после перфорации и замены бурового раствора на воду не дает притока, то для ее возбуждения используют метод аэризации. Сущность его заключается в постепенном уменьшении плотности скважинной жидкости в подъемных трубах за счет одновременного нагнетания в скважину воды (нефти) и сжатого газа (воздуха).

Для аэризации к фонтанной арматуре скважины, оборудованной двухрядным подъемником труб, присоединяют воздушный манифольд (рис. 1). Газовая линия 5 соединяет кольцевое, а жидкостная линия 6 – затрубное пространство скважины соответственно с газовоздушной распределительной батареей (ГВРБ) и насосным агрегатом. Жидкостная линия присоединяется к затрубному пространству скважины лишь в том случае, если необходима аэризация и продавка скважины через башмак первого ряда НКТ.



Рис. 1.1. Схема воздушного манифольда для запуска и освоения глубоких скважин: 1, 4, 7 – манометры, 2, 3, 8, 9, 10 – вентили; 5, 6 – линии соответственно из ГВРБ и от насоса агрегата

В зависимости от конкретных условий (уровня жидкости в скважине) аэризацию проводят в двух вариантах.

Первый выриант применяют для спуска скважины. Заполненной жидкостью до устья, при отсутствии поглощения пластом. При закрытых вентилях 3 и 10 и полностью открытых вентилях 2, 8 и 9 восстанавливающих циркуляцию жидкости путем закачки ее насосным агрегатом в кольцевое пространство между первым и вторым рядом труб. В качестве насосного агрегата на платформе для экономии площади целесообразно использовать установку УНБ1Р-40, а передвижного компрессора – СД-91101М1 без шасси автомобиля.

Давление прокачки регистрируют манометрами 1 и 7. На газоподводящей линии из ГВРБ или от передвижного компрессора при закрытом вентили 3 поддерживают давление, которое должно превышать на 0,2-0,3 Мпа давление циркулирующей жидкости. Его фиксируют манометром 4. Перепад давлений в 0,2-0,3 Мпа между показаниями манометров 4 и 1 должен поддерживаться в течение первой половины процесса аэризации. Избыток давления предотвращает обратный поток жидкости из насосного агрегата в воздушную линию или в ГВРБ.

После восстановления циркуляции, немного открывая вентиль 3, рабочий агент (газ) подают в поток циркулирующей жидкости, благодаря чему уменьшается плотность смеси в подъемных трубах второго ряда. 

С момента подключения газа давление, отмечаемое манометром 1, постепенно возрастает и, дойдя до какого-то предела, некоторое время держится на одном уровне. Повышение давления объясняется следующим. При движении циркулирующей смеси плотность скважинной жидкости в подъемных трубах в начальный период (до подключения газа) превышает плотность смеси в кольцевом пространстве. Благодаря этой разности плотностей возникает дополнительное продавочное давление. Когда же нагнетаемая аэрированная смесь достигает башмака и проходит внутрь подъёмных труб, разница в плотностях постепенно исчезает и давление на манометре снова падает.

С момента начала падения давления подачу сжатого агента увеличивают постепенным открытием воздушного регулировочного вентиля 3. При этом необходимым условием успешной аэризации является сохранение перепада давлений в 0,2 – 0,3 Мпа между показаниями манометров 4 и 1.

С момента увеличения подачи воздуха постепенно уменьшают подачу жидкости, для чего переводят работу насосного агрегата на меньшие обороты. В дальнейшем, постепенно повышая подачу сжатого агента до полного открытия вентиля 3, останавливают насосные агрегат и в максимальном объеме подают в скважину продавочный агент. После чего вентили 8 и 9 закрывают. При работе скважины вентили 8-10 закрыты, а вентили 2 и 3 открыты.

Второй вариант применяют для пуска скважин, в которых имеется поглощение (при незаполненной до устья скважине). В этом случае в кольцевое пространство между первым и втором рядами труб при закрытых вентилях 8, 9 и 10 и открытых 2 и 3 подают рабочий агент, сжатый до максимально создаваемого компрессором давления, фиксируемого манометрам 4. После этого вентили 2 и 3 закрывают, поддерживая все время на линии 5 максимальное давление и пуская избыток сжатого агента в другие скважины. 

Затем пускают насосный агрегат и при закрытом вентиле 10 и открытых вентилях 8 и 9 с помощью жидкости создаёт давление (регистрируя по манометру 7) в жидкостной линии 6, превышающее давление, указываемое манометром 4, на 0,5-0,6 Мпа. В это время открываю вентиль 2, и имеющуюся в кольцевом пространстве воздушную подушку продавливают вниз. После того, как давление в манометре 7 упадет и станет ниже давления на манометре 4, т.е. образуется необходимый для нормальной аэризации перепад давлений, незначительным открытием вентиля 3 (на 1/8 оборота) сжатый агент направляют в струю подаваемой насосным агрегатом жидкости. Дальнейший процесс аэризации и освоения скважин ничем не отличается от первого варианта.

Продолжительность аэризации зависит от глубины спуска подъемных труб, интенсивности нагнетания смеси, величины продавочного давления и правильного соотношения газовой и жидкостной фаз. А также от квалификации персонала. Условиями эффективности и быстроты аэризации являются равномерная подача рабочего агента (газа) и правильное регулирование производительности насоса, подающего жидкость. Соотношение объемов нагнетаемого газа (воздуха) и жидкости следует регулировать таким образом, чтобы скорость нисходящего потока газожидкостной смеси (ГЖС) была выше скорости всплывания пузырьков газа.



Газлифтный способ



Газлифтный способ применяют для запуска скважины. Для этого в ней снижают уровень жидкости с помощью вытеснения последней через НКТ в результате нагнетания сжатого газа в затрубное пространство между обсадной колонной и подъемными трубами (или в кольцевое пространство между первым и вторым рядами труб). Однако на практике для освоения этим способом глубоких и сверхглубоких скважин требуются очень высокие продавочные давления. Кроме того, резкое снижение давления на пласт вовремя выброса жидкости из скважины может привести к разрушению призабойной зоны, выносу песка, вибрации скважинного и устьевого оборудования. Поэтому в современной практике нефтегазодобычи, применяя этот способ, уровень жидкости в скважине снижают постепенно в несколько этапов (рис. 1.2, а-б) через газлифтные клапаны, установленные через определенные интервалы по высоте подъемной колонны труб.



Рис. 1.2. неуравновешенный сильфонный газлифтный клапан, управляемый давлением нагнетаемого в скважину газа:

а- клапан открыт; б – клапан закрыт; 1 – узел зарядки клапана азотом; 2 – корпус; 3 – сильфон; 4 – шток; 5 и 6 – седла; 7 – обратный клапан; Sкл – площадь отверстия седла клапана; 5; Pr – абсолютное давление нагнетания газа на глубине, соответственно при открытом и закрытом клапане

Газлифтные клапаны 1-3 позволяют уменьшать пусковые давления осваиваемой скважины и увеличивать глубину ввода нагнетаемого газа, обеспечивают ее плавный пуск и стабильную работу при заданных депрессиях на пласт. Применение газлифтных клапанов способствует снижению противодавления на пласт и повышению отбора жидкости из скважины.

Установка газлифтных клапанов на колонне подземных труб позволяет осваивать глубокие скважины при давлениях в системе газлифтного цикла до 8 МПа.

В процессе пуска скважины, газлифтные клапаны должны последовательно (сверху вниз) закрываться. Для этого их настраивают таким образом, чтобы в момент вступления в работу каждого последующего клапана предыдущий закрывался. После завершения процесса пуска скважины ее функционирование на заданном технологическом режиме осуществляется через рабочий (последний) клапан при закрытых клапанах, установленных выше.



Особенности освоения сверхглубоких скважин со спущенным пакером



В скважине с высоким пластовым давлением пакеруют затрубное пространство на подъемных трубах первого ряда. Для этого используют импортные пакерующие устройства, рассчитанные на большой перепад давления, и высокопорочные обсадные трубы на 50 Мпа и более. 

Впервые на Каспии пакерующие устройства в глубоких газоконденсатных скважинах с высоким пластовым давлением были применены на месторождении Бахар. Использовали НКТ диаметром 73 и 114 мм (с толщиной стенок соответственно 5,5 и 7 мм) и пакеры гидравлического действия HRP-1 и HRP-1SP фирмы «Камко», RH фирмы «Отис» и FP-1 фирмы «Бакер».

Оснащение морских глубоки скважин пакерами позволило в процессе их освоения, эксплуатации и глушения предотвратить ряд осложнений, значительно повысить эффективность и безопасноть работ на месторождениях Бахар, Булла-море, Саингачалы-море, Дуванный-море и др.

В качестве наиболее характерного примера приведем описание техники и технологии спуска пакера и порядок освоения газоконденсатной скв. 11 месторождения Бахар. Она имеет следующую конструкцию: диаметр 308 мм, направление длиной 56,7 м (подъем цемента до устья), техническую колонну диаметром 279,4 мм и длиной 2454 м (высота подъёма цемента – 455 м) и эксплуатационную колонну диаметром 168х146 мм и длиной 4337 м (переводник на глубине 2014 м, высота подъема цемента 1167 м). толщина стенки эксплуатационной колонны в месте установки пакера – 11 мм.

Опрессовка эксплуатационной колонны на 10 Мпа показала ее герметичность. Обследовали колонну диаметром 146 мм шаблоном диаметром 116 мм и длиной 2 м до глубины 3980 м. 

После проведения гамма-нейронного каротажа с одновременной отбивкой забоя (4072 м) колонну перфорировали в интервале 4024-4062 м с помощью перфоратора ПК-85 без спуска подъемных труб на буровом растворе плотностью 1450-150 кг/м3. Затем спустили трубы на глубину 3994 м: 1-й ряд – трубы диаметром 114 мм из стали марки N-80-170 м, труби диаметром 73 из стали марки Р-105 – 2306 м, всего труб первого ряда – 4006 м; 2-й ряд – трубы диаметром 73 мм – 1605 м из стали марки Е на глубину 3994 м. На трубах 1-го ряда спущен пакер HRP-1SP нагружным диаметром 114 мм и внутренним 50 мм фирмы «Камко», под которым была установлена срезная пробка. Над последней установили ниппель для обратного клапана. На глубину 2986 м был спущен циркуляционный клапан скользящей гильзы с внутренним диаметром 49 мм.

Перед спуском в скважину трубы опрессовывали на стенде при давлении 35 Мпа, а резьбовые соединения покрывали косистентной мазкой на графитной основе и фтороспластовой пленкой ФУМ и опрессовывали.

Посадку пакера HRP-1SP гидравлического действия проводили под давлением жидкости, подаваемой в НКТ, после сброса шарика с однофазной задвижки на срезную пробку.

При спуске пакера срезное усилие основных штифтов на резной пробке составило 180 кН. Это означает, что при необходимости его извлечения надо будет приложить к трубам подъемника усилие, равное весу труб, плюс 180 кН. Пакер освобождали двумя способами: натяжкой НКТ и поворотом их на 16 оборотов вправо. Посадку и раскрытие пакера осуществляли в скважине, заполненной морской водой. Поэтому перед замещением бурового раствора этой водой считали объему трубного и затрубного пространств.

Успешное освоение и эксплуатацию скважины обеспечивается правильным выбором параметров рабочей жидкости и плотности бурового раствора. Для скв. 11 согласно имеющимся геолого-эксплуатационным данным был выбран буровой раствор плотностью 1450 кг/м3.

Устье скважины было оборудовано крестовой фонтанной арматурой 4АФК-50-700. С учетом специфики этого месторождения эту арматуру дополнили еще специальным крестовиком, который обеспечивал ее монтаж на колонную головку. Задвижки арматуры – прямоточные, уплотняемые смазкой, с рабочим давлением задвижек Рраб на 70 Мпа, проходное отверстие – 52 мм.

Рабочий манифольд с системой для ступенчатого снижения давления и контрольно-измерительные приборы (КИП) скомпонованы из элементов стандартной фонтанной арматуры. Для безопасности на каждой рабочей линии манифольда устанавливаются предохранительные клапаны на 3 Мпа, все элементы манифольда заводского изготовления собирали на резьбовых соединениях без применения сварки.

Фонтанная арматура и рабочий манифольд были спрессованы на давление 30 Мпа. Коммуникации четырех дозаторных насосов НД-35 для подачи метанола в выкидную линию скважин во избежание гидратообразования спрессовывали на давление 25 Мпа.

Скважину осваивали таким образом. Трубное и затрубное пространство были обвязаны двумя насосными агрегатами ЦА-400. В условиях моря. Освоение скважин осуществляется с помощью замены бурового раствора морской водой. Раствор вытесняли порциями. В процессе замены бурового раствора водой при наличии на забое пакера строго соблюдали следующие условия: 1) через пакер во избежание эрозии прокачивали минимальное количество раствора; 2) выдерживали соответствующее противодавление на пласт для предотвращения преждевременного проявления скважины до раскрытия пакера; 3) максимально ускоряли процесс замены бурового раствора водой в стволе скважины.

Для обеспчения первого из перечисленных условий было решено заменить раствор водой в центральных трубах с выходом его вначале через кольцевое, а затем – затрубное пространство.

В процессе замещения бурового раствора водой (по мере подхода последней к башмаку подъемных труб) забойное давление начинало постепенно снижаться. Поэтому для выполнения второго условия в затрубном пространстве был установлен штуцер и увеличена скорость прокачки воды насосным агрегатом. Таким образом, при неизменной высоте столба жидкости в скважине и уменьшающейся ее плотности увеличением избыточного давления на забой удалось сохранить последнее неизменным и предотвратить преждевременный вызов притока пластового флюида до полной замены бурового раствора на воду. Этот процесс протекал при строгом контроле за объёмом закачиваемой воды, давлением на агрегатах, качеством вытесняемого раствора, а затем воды.

После замещения бурового раствора морской водой скважина не дала притока. Открытием буферной задвижки, на которой предварительно был установлен шар диаметром 32 мм, он был сброшен внутрь НКТ. При падении шара в течение 15 мин закачивали воду на первой скорости агрегата. Шар сел на срезную пробку через 27 мин.

Повышением давления в трубах до 18 Мпа раскрыли пакер, а при давлении 24,6 Мпа срезали срезную пробку. Для контроля за раскрытием пакера на линии, идущей от насосного агрегата к манифольду и подъемным трубам скважины, был установлен регистрирующий манометр с часовым механизмом.

Через 30 мин после снижения давления в трубах до атмосферного скважина перестала переливать, а через 1,5 ч фонтанировать при давлениях (в Мпа) буферном Рб = 21, кольцевом Рк = 17 и затрубном Рзат = 0, дебит газа составил 700 тыс. м3/сут, а конденсата – 120 м3/сут. Следует заменить, что отсутствие давления в затрубном пространстве свидетельствовало о надежной его герметизации с помощью установленного пакера фирмы «Камко».

По схеме, аналогичной описанной выше, были оборудованы и осваивались все высоконапорные газовые и газоконденсатные скважины месторождения Бахар, Булла-море и других, при этом были получены положительные результаты.

В последующем, ряд скважин укомплектовали более усовершенствованным оборудованием, включающим пакерирующее устройство, герметизирующее затрубное пространство скважины в совокупности с клапаном-отсекателем, установленным в НКТ на глубине 200 и. благодаря этому были предотвращены аварии при нарушении герметичности устьевой арматуры и выкидных линий фонтанных скважин, что особенно важно при освоении месторождений арктического шельфа.



Список литературы:

Мирзоев Д.А. - «Основы морского нефтегазопромыслового дела. Том 1. Обустройство и эксплуатация морских нефтегазовых месторождений» - РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина – 2014;

Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А. – «Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин» - ИД Недра – 2003;

Капустин К.Я. – «Плавучие буровые установки и буровые суда» - ИД Недра – 1974;

Саттаров Ч.Г., Мирзоев Д.А., Маляр С.Н. и др. – «Метод проведения буровых и эксплуатационных работ в условиях Азовского моря – ВНИИЭГазпром – 1978.

3.......................