3.1. НЕКОТОРЫЕ СВЕДЕНИЯ О БУРЕНИЕ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ МОРЯ
Наличие над придонным устьем скважины водного пространства вынуждает применять для бурения на акваториях специальные основания или морские буровые установки (МБУ). Главный элемент МБУ — основание, на котором размещается платформа с персоналом, буровым оборудованием и специальной аппаратурой для выполнения комплекса работ, связанных с бурением скважин на море.
В мире имеется множество организаций, занимающихся бурением скважин на море (рис.6). Практически каждая из этих организаций разрабатывает или заказывает свой тип МБУ, определяемый назначением и параметрами скважин, условиями и объемами бурения, возможностями конструирования и материального
Рис. 6. Классификация типов оснований и установок для разбуривания
подводных площадей
обеспечения строительства. Поэтому к настоящему времени известно большое количество типов МБУ, обладающих различными эксплуатационно-технологи-ческими возможностями.
Необходимость обоснованного выбора типа МБУ для бурения скважин конкретного назначения в конкретных условиях требует систематизации или классификации установок по определенным признакам. Прежде всего, целесообразно классифицировать МБУ по возможности их передвижения с одной точки бурения на другую. По этому признаку можно выделить две основные группы МБУ или их оснований: стационарные и передвижные, т.е. транспортируемые на плаву.
Передвижные установки в зависимости от места расположения бурового оборудования относительно придонного устья скважины подразделяют на подводные и надводные. Первые на период бурения устанавливают на дно моря. Вторые в зависимости от точности удержания их над скважиной во время бурения можно разделить также на две группы: опирающиеся на дно моря и находящиеся на плаву.
Морские буровые основания и установки отличаются друг от друга конструктивно, назначением и параметрами, способами стабилизации на точке бурения и управления процессом их работы при бурении. Но, так или иначе каждое основание или установку можно отнести к одному из названных основных типов.
Стационарные основания бывают в виде искусственных полуостровов и островов: образуемых после заграждения части прибрежной акватории дамбой и откачки из нее воды; насыпаемых или намываемых из местных материалов; образуемых путем искусственного намораживания льда; возводимых на установленных на морское дно металлоконструкциях
В практике бурения скважин на море широко применяются комплексы подводного устьевого оборудования, устанавливаемые на морском дне. Такое расположение позволяет наибольшие смещения плавсредства от центра скважины, а установленное на морском дне оборудование меньше подвержено механическим повреждениям.
Комплекс подводного устьевого оборудования (ПУО) предназначен для следующего:
-направления в скважину бурильного инструмента, обеспечения замкнутой циркуляции бурового раствора, управления скважиной при бурении и др.;
-наземного закрытия бурящейся скважины с целью предупреждения возможного выброса из скважины при аварийных ситуациях или при отсоединении буровой установки в случае больших волнений моря.
Существует несколько конструкций ПУО, обеспечивающих бурение скважин на различных глубинах моря, начиная с 50 до 1800 м и более.
Недостаток размещения ПУО на дне моря - сложность управления эксплуатации и ремонта. На рис. 7 в качестве примера дана схема расположения подводного комплекса устьевого оборудования на полупогружной плавучей буровой установке (ППБУ). На палубе ППБУ-8 постоянно смонтировано следующее:
- натяжные устройства 1 с направляющими роликами 2, поддерживающие водоотделяющий стояк в постоянно натянутом состоянии и компенсирующие перемещения ППБУ относительно стояка, соединенного нижним концом с противовыбросовым оборудованием (ПО);
Рис. 7. Схема расположения двухблочного подводного комплекса устьевого оборудования на ГШБУ
- лебедки 4 с приводом для намотки и хранения многоканальных шлангов дистанционного управления ПО;
- лебедки 5 для подъема и спуска многоканальных шлангов 9 и коллекторов 11 дистанционного гидравлического управления;
- главная электрическая панель бурильщика 3 для управления ПУО и мини-панель 6, гидравлическая силовая установка 7 с гидронасосами и пневмогидравлическими аккумуляторами;
- манифольд регулированием дросселирования и глушения скважины 17;
- блок противовыбросового оборудования 18;
- компенсатор вертикальных перемещений бурильной колонны, подвешенный на вышке;
- натяжные устройства 19, поддерживающие направляющие канаты постоянно натянутыми и компенсирующие перемещение платформы относительно подводного устьевого оборудования.
Подводный комплекс состоит из водоотделяющей колонны (морского стояка) 10, многоканальных шлангов 9, 15 коллекторов И, плашечных превенторов 12, опорно-направляющего основания 13, опорной плиты 14, направляющих канатов 16, верхней и нижней гидравлических муфт, шарового соединения (углового компенсатора), телевизионной камеры, телескопического компенсатора и других узлов.
3.2. КОНСТРУКЦИЯ МОРСКИХ СКВАЖИН
Под скважиной понимается цилиндрическая выработка, проведенная с поверхности с помощью комплекса специальных механизмов и имеющая очень небольшое, по сравнению с глубиной, поперечное сечение.
Скважины могут быть вертикальными, наклонно-направленными и горизонтальными. Начало скважины на дневной поверхности именуется устьем, а конец, находящийся во вскрытой толще - забоем. Стенки скважины образуют ее ствол, который укрепляют спуском обсадных труб и их цементированием.
Бурение скважин осуществляется путем последовательного разрушения, горных пород и выноса их обломков на дневную поверхность (часто процесс бурения именуют термином строительство скважины).
В нефтегазовой отрасли скважины по своему назначению подразделяются: на опорные, параметрические, структурные, поисковые, разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные, инжекционные и поглощающие. Несмотря на различия в назначении, нередко функции скважин меняются, в зависимости от конкретных обстоятельств: например эксплуатационные скважины переходят в разряд нагнетательных; разведочные могут стать эксплуатационными и т.д.
Подобные изменения обусловлены, прежде всего, экономическими и геолого-техническими соображениями, поскольку бурение скважин требует значительных затрат.
Под конструкцией скважины понимается комплект обсадных труб разного диаметра последовательно спущенных в скважину.
В целом конструкцию скважины образуют:
- направление;
- кондуктор;
- промежуточная (техническая) колонна;
- хвостовик;
- эксплуатационная колонна.
Направлением называется первая сверху колонна, которая предназначается для предотвращения размыва неустойчивых пород.
В морских скважинах направление спускают на глубину 100—350 м в зависимости от ее общей глубины, а в некоторых особо опасных случаях (в том числе в сейсмических районах) — до глубины 1000 м.
Кондуктор - следующая обсадная колонна, с помощью которой крепят ствол скважины и изолируют ее от верхних, водоносных горизонтов. Кондуктор спускают через направление. Диаметр кондуктора 273—426 мм, глубина спуска 1—3 км. В морских условиях кондуктор цементируется до устья скважины, чтобы повысить ее прочность.
Промежуточная(техническая) колонна спускается через кондуктор, с ее помощью предотвращается поглощение бурового раствора и решаются другие технические вопросы. В некоторых случаях спускается несколько промежуточных колонн.
Хвостовик - укороченная промежуточная обсадная колонна, которая используется в многоколонных скважинах с целью экономии металла. Обычно хвостовик спускают так, чтобы его верхняя часть примерно на 50 м заходила в предыдущую, обсадную колонну.
В морских условиях подобную колонну используют довольно редко.
Эксплуатационная колонна спускается последней, и также как и все предыдущие, обсадные колонны на море цементируется от проектной глубины до устья. Диаметры эксплуатационных колонн 114, 129, 141, 146, 168, 219 и 245 мм (последние — на газовых высокодебитных месторождениях).
В нефтегазопромысловой практике (и при проектировании строительства скважин) обсадные колонны, включая и эксплуатационные, рассчитываются на прочность при выборе сортамента труб, а для герметизации резьбовых соединений используются различные смазки, рассчитанные на высокие температуры в пластах.
На рис. 8 показана конструкция обычной скважины.
Рис. 8. Конструкция скважины и соответствующего ей ствола:
Таким образом, конструкция скважины определяется следующими основным параметрами: геологическим разрезом месторождения, ожидаемым дебитом скважины и физическими свойствами добываемых флюидов, диаметром эксплуатационной колонны (которая в свою очередь позволит выбрать диаметр насосно-компрессорных труб для заданного дебита), способами эксплуатации, дальнейшей возможностью возврата на вышележащий продуктивный горизонт или углубления скважины с то же целью. Наклонные скважины дополнительно характеризуются еще целым рядом параметров. По завершении работ по цементированию обсадные колонны обвязывают колонными головками различных конструкций, устанавливаемыми на устье скважины. Современные технологии бурения позволяют осваивать прибрежные месторождения, расположенные в 8— 12 км от берега, с помощьюгоризонтальных скважин, устья которых находятся на суше, а призабойная зона – в продуктивном пласте. На рис. 9 представлен примерный профиль такой скважины.
Эти скважины бурятся с большим отходом от вертикали (в настоящее время показатель отхода достигает 10 км).
Для их строительства необходима установка мощностью в 3 000 л.с., с номинальной глубиной бурения до 12 000 м.
Рис. 9. Профиль горизонтальной скважины на месторождении Одопту-море
3.3. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ МОРСКИХ СКВАЖИН
В зависимости от ожидаемых давлений и дебитов при заканчивании морской скважины подбирается соответствующее устьевое оборудование. Необходимо также обеспечить безопасность работ и пребывание обслуживающего персонала на платформе, предотвратить загрязнение окружающей среды. Устья морских скважин, расположенных на стационарных платформах, оснащают: колонной головкой и фонтанной арматурой.
Колонной головкой обвязывают обсадные колонны. Наиболее универсальны клиновые головки (рис. 10), состоящие из корпуса 4, навинчиваемого на
верхний конец предыдущей, обсадной колонны; пьедестала 1, который устанавливают на фланец корпуса и крепят к последнему болтами; клиньев 2, при помощи которых подвешивают внутреннюю колонну (т.е. первую промежуточную колонну - на головке кондуктора, вторую промежуточную колонну - на головке первой и т.д.); уплотнительных устройств 3 для обеспечения герметичности всех
соединений. В теле корпуса и пьедестала имеются боковые отверстия 5, закрытые пробками. После обвязки двух колонн в одно из таких отверстий ввинчивают кран высокого давления для контроля при помощи манометра за давлением в межколонном пространстве. При необходимости через этот кран отводят газ на факел. При обвязке колонн, перекрывающих газоносные либо нефтеносные пласты с повышенным коэффициентом аномальности, целесообразно в одно из отверстий вставить и приварить к корпусу (или пьедесталу) патрубок с краном высокого давления, через который при необходимости можно было бы закачать в заколонное пространство промывочную жидкость для устранения газопроявления.
Перед обвязкой обсадную колонну, которая с момента окончания цементирования остается подвешенной на крюке буровой установки, натягивают с расчетным усилием и при помощи клиньев подвешивают к головке, после чего на верхний конец колонны навинчивают пьедестал и соединяют последний с фланцем корпуса головки.
В настоящее время сконструировано специальное оборудование (ктушка), позволяющее проведение технологических операций по установки противовыбросового оборудования (при бурении скважины) и фонтанной арматуры (при эксплуатации скважины) рис. 11.
Рис. 11. Схема оборудования устья скважины
Фонтанная арматура на устье скважины позволяет:
- проводить работы по освоению и пуску в эксплуатацию фонтанной или комрессорной (газлифтной) скважины;
- закачивать в скважину сжатый газ, жидкость и их смеси;
- направлять продукцию скважины в сборный манифольд для распределения по технологическим линиям;
- регулировать отбор из скважины;
- замерять забойное, устьевое, кольцевое и затрубное давления;
- проводить различные исследовательские операции (в том числе с помощью канатной техники) и геолого-технические мероприятия (по очистке подъемных труб от парафина, солей и т.д.);
- глушить скважину прокачкой жидкости глушения по прямой или обратной схеме либо закрыть ее на определенное время.
Фонтанная арматура состоит из трубной головки, фонтанной елки, запорных устройств с ручным, дистанционным и автоматическим управлением и регулирующих устройств.
Трубная головка, устанавливаемая на колонную головку, предназначена для подвески одного или двух рядов подъемных труб, герметизации затрубного пространства контроля за давлением, а также для выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин.
Колонны подъемных труб подвешивают к фонтанной арматуре на резьбе трубной головки или на муфтовой подвеске.
Фонтанная елка, устанавливаемая на трубной головке, предназначена для транспортирования продукции скважины через манифольд на нефтегазопромысловое оборудование (и реже в трубопроводы), для перекрытия или перевода потока продукции скважины с одной струны на другую, регулирования режима эксплуатации проведения исследовательских ремонтных работ и технологических операций, измерения давления и температуры среды.
Елка может быть тройниковой (одно- или двухструнной) либо крестовой (двух струнной).
Арматуру с двухструнной елкой применяют для тех скважин, на которых нежелательно перекрывать поток продукции при замене узлов и деталей.
При тройниковой двухструнной елке необходимо направлять продукцию скважины по верхней струне, при крестовой — по любой из струн.
По запасным струнам продукция скважины направляется в тех случаях, когда заменяют быстроизнашивающиеся детали дросселя, задвижки или ремонтируют рабочие струны.
По требованию заказчика боковые струны могут быть оборудованы двумя запорными устройствами, одно из которых (первое от ствола арматуры) запасное, а второе — рабочее. Давление контролируют манометрами. Вентиль под манометр служит для его разобщения с рабочей полостью арматуры и снижения давления до атмосферного. На промежуточных фланцах боковых отводов предусматривают отверстия под карман для термометра.
Боковые струны арматуры оканчиваются ответными фланцами для приварки к линиям манифольда. На фланцах боковых отходов трубной головки и фонтанной елки предусмотрены отверстия для подачи в затрубное пространство и в ствол елки ингибиторов коррозии и гидратообразования. В качестве запорных устройств в арматуре применяются задвижки с двухпластинчатым шиберным затвором с уплотнением металл-по-металлу и с автоматической подачей смазки в затвор. В зависимости от типа арматура может быть укомплектована задвижками с ручным, дистанционным или автоматическим управлением. Задвижки с дистанционным и автоматическим управлением — пневмоприводные, с ручным дублером. Регулирующим устройством арматуры является регулируемый дроссель.
Малогабаритной универсальной устьевой арматурой оборудуются устья — скважин фонтанных и газлифтных, а также эксплуатируемых погружными электроцентробежными и штанговыми насосами. Она обеспечивает герметизацию устья, подвеску ряда подъемных колонн, контроль и регулирование режима эксплуатации скважин. Ее можно эксплуатировать в умеренном и холодном климатических районах. Арматура (рис. 12) состоит из фонтанной елки и трубной головки. Елка включает проходной трехходовой кран 1, который выполняет одновременно функции тройника, стволового и буферного запорных устройств, пробковый проходной кран 2, угловой регулируемый дроссель 3, переводник 4.
Рис. 12. Арматура устья универсальная малогабаритная для эксплуатации нефтяных скважин
Трубная головка включает корпус 5 и краны проходные. Внутри корпуса размещена трубная подвеска муфтового типа для подвешивания колонны лифтовых насосно-компрессорных труб, в которой предусмотрена прорезь для кабеля электроцентробежного насоса 6. Уплотнение узлов и деталей, установленных в корпусе трубной головки, обеспечивается плоскими прокладками 9 из нефтебензостойкой и хладостойкой резины. Прокладка состоит из двух половин и поджимается при помощи разъемного фланца 7. На буфере елки арматуры и на боковом отводе трубной головки установлены вентили 10 под манометры.
Отличительной особенностью этой трубной головки является то, что при переводе скважины на эксплуатацию погружным электроцентробежным насосом (ЭЦН) кабель не протаскивается через отверстие, а легко заводится в прорезь 8 трубной подвески. Это значительно упрощает и облегчает монтажные и демонтажные работы, связанные с переводом скважины на ЭЦН.
Для разрядки давления газа, который накапливается в межтрубном пространстве и оказывает противодавление на пласт, применено автоматическое регулирующее устройство давления в межтрубном пространстве.
Волгоградским ПО «Баррикады» создана для морских скважин на платформе фонтанная арматура АФК-65х21 (35), с условным проходом 65 мм на давления в 24 и 35 МПа (рис. 13), которая рекомендуется для работы в умеренном и холода климатических районах, при температурах воздуха от минус 60 до плюс 60 °С рассчитана на нефть, газ с содержанием пластовой воды, углекислого газа и сероводорода до 1% по объему.
Арматура обеспечивает:
- достаточную безопасность ручного привода, позволяющего работать без чрезмерных усилий и производить при необходимости замену уплотнения штока под рабочим давлением;
- доступность запорного элемента для ремонта и простоту обслуживания в промысловых условиях;
- исполнение присоединительных размеров фланцевых катушек по действующим стандартам (в том числе международному, (API.6A) American Petroleum Institute), взаимозаменяемость и стыковку арматуры с широким диапазоном отечественного и импортного оборудования.
Определенный выбор заказчиком вариантов компоновки и исполнения фонтанной елки и арматуры позволяет:
- использовать арматуру меньших габаритов и массы (при крестовой или моноблочной схеме елки);
- обеспечивать работу под штанговый или другой способ эксплуатации;
- выполнять необходимые технологические операции (подачу ингибиторов, контроль параметров проходящей среды и т.д.);
- заменять задвижки в боковых отводах трубной головки или фонтанную елку под давлением в скважине;
- возможность работы несколькими типоразмерами НКТ через переходники.
Контроль за колебаниями уровня жидкости в стволе скважины может быть установлен обычным эхолотом. Так, фирмой «Мобил» разработан автоматический прибор для замера уровня жидкости, который автоматически посылает звуковые сигналы в скважину, фиксирует ответные сигналы и производит расчет уровня жидкости.
С целью создания звукового импульса в затрубном пространстве применяются соленоидный клапан и камера расширения, которая находится под давлением.
В США ведутся работы по осуществлению контроля как расхода, так и давления жидкости. Подача насоса определяется обычными расходомерами. Контроль за давлением на выкидной линии ведется на каждой скважине во время всего насосного цикла. Когда жидкость попадет в выкидную линию, давление на устье будет выше нормы, если же плунжер насоса опускается вниз, давление в линии ниже нормы.
Период, когда давление выше среднего, фиксируется таймером и передается на интегратор. Таймер накапливает это время и фиксирует его на специальном циферблате, установленном на интеграторе, за интервал времени, равный 60 с.
Чтобы зафиксировать ненормальные условия работы насосной установки, интегратор сравнивает каждую минуту фактической работы установки с минутой ее нормальной работы, и если имеются отклонения, посылает команду на выключение.
Установка спроектирована таким образом, чтобы при необходимости быть примененной для любой другой регулируемой функции с передачей сигнала на расстояние в системе с центральными станциями, оборудованными вычислительными машинами.
3.4. ВНУТРИСКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Эксплуатация скважин на всех этапах разработки месторождения осуществляв с помощью НКТ, выбор диаметра которых определяется объемом добываемой продукции, обеспечивающих ее подъем от забоя до устья, включая и фонтанную колонну, а если еще устанавливается пакер в нижней части скважины (выше забоя) и высоким давлением.
Трубы по мере их износа извлекают из скважины и заменяют. Соединяются они между собой с помощью резьбовых соединений и соединительных муфт, т.к. имеют наружную резьбу.
В условиях коррозионной среды и содержания парафинистых соединений внутренняя поверхность труб защищается соответствующими покрытиями (жидкое стекло, лак, полимеры), которые устойчивы к истиранию и другим различным воздействиям, для снижения скорости коррозии и предупреждения адгезии парафино-смолистых отложений.
Другим важным видом внутрискважинного оборудования являются пакеры - специальные уплотнительные средства, используемые для защиты обсадной колонны от чрезмерно высокого давления, для разобщения продуктивных пластов при одновременной раздельной эксплуатации, для гидроразрыва пластов, для перекрытия обнаруженных дефектов в эксплуатационной колонне и т.д.
Пакеры подразделяются на механические и гидравлические, а по способу установки в скважине - с опорой и без опоры на забой («висячие» пакеры). Основным узлом всех типов пакеров (которых создано множество конструкций как у нас, так и за рубежом) является уплотнительный элемент из специальной нефтестойкой резины: при распирании различными способами она расширяется и перекрывает кольцевое сечение, образованное обсадной колонной и НКТ.
Выбор типа и конструкции пакера определяется геолого-техническими характеристиками месторождения. На морских месторождениях широкое распространение получили пакеры фирм «Камко», «Отис» и «Бейкер» благодаря простоте управления, надежности и долговечности, что особенно важно для глубоких скважин. Их использованию способствует еще и то, что не возникает необходимости в демонтаже устьевой фонтанной арматуры.
Следующий важный элемент внутрискважинного оборудования — скважинные камеры для размещения газлифтных клапанов (необходимых при газлифтной эксплуатации скважин): по завершении фонтанного периода эксплуатации очень часто переходят на газлифт, без замены основного скважинного оборудования. Газлифтные клапаны — устройства, автоматически разобщающие трубное и затрубное пространства, предназначены также для снижения пускового давления нагнетаемого газа в колонну подъемных труб.
Для герметичного перекрытия ствола фонтанных нефтяных и газовых скважин при аварийных ситуациях и разгерметизации устья морских скважин широко используются комплексы управляемых клапанов-отсекателей, которые позволяют
- вести на платформе одновременно бурение и эксплуатацию;
- предотвращать аварии при повышении давления;
- осуществлять ремонт скважин;
- управлять работой скважин, в том числе осваивать и глушить скважины, подавать химреагенты и т.д.
; Кроме того, на платформах устанавливается комплекс оборудования и инструментов, которые позволяют осуществлять необходимые мероприятия по ремонту без подьема НКТ, путем спуска в последние на тросе или канате соответствующих средств. Этот комплекс, чаще всего полустационарного типа, получил наименование канатной техники и включает в себя лебедку с гидроприводом, устьевое оборудование и комплект инструментов.
На платформах все скважины оснащаются специальными приспособлениями, взаимодействующими с канатной техникой, все операции которой выполняются преимущественно в НКТ. Через них спускаются с помощью канатной техники разного рода ниппели: посадочные, проходные, непроходные, циркуляционные и т.д. Все эти ниппели, клапаны, фиксаторы, патрубки и разного рода соединения в основном являются составной частью спускаемого через трубы оборудования, предназначаемого для широкого фронта многообразных работ, выполняемых на скважинах.
В случаях, когда предусматривается демонтаж бурового комплекса на платформе после завершения бурения расчетного числа скважин, необходимо предусматривать на освобождаемом месте установку соответствующего оборудования подземного и капитального ремонта скважин, включая и комплекс канатной техники (довольно часто буровой комплекс не демонтируется, а используется в дальнейшем для выполнения ремонтных работ).
Итак, в состав комплекса внутрискважинного оборудования входят (по порядку):
- башмачная воронка;
- патрубок;
- посадочный ниппель;
- перфорированный патрубок;
- срезной клапан;
- патрубок;
- посадочный ниппель для установки приемного клапана (глухой пробки);
- патрубок;
- пакер гидравлического или гидростатического типа;
- циркуляционный клапан механического действия с посадочным ниппелем;
- разъединитель колонны НКТ с посадочным ниппелем;
- циркуляционный клапан гидравлического действия;
- скважинные камеры;
- циркуляционный клапан механического действия;
- посадочный ниппель для клапана-отсекателя;
- трубка управления клапаном-отсекателем и пояс для её крепления к колонне НКТ.
В целом же подобные комплексы (рис. 14 и 15), предназначенные для
Рис. 14. Схема внутрискважинного оборудования ОКБ «Нефтемаш»
бурения с платформы фонтанных и газлифтных скважин, а также их безопасной эксплуатации, должны обеспечивать:
- герметичное закрытие ствола скважины в случае разгерметизации устья, при отклонении параметров работы скважины от заданных значений и при возникновении пожара;
- управление работой скважины;
- проведение исследования скважины глубинными приборами;
Рис. 15. Схема внутрискважиниого оборудования фирмы «Бейкер» (США)
- проведение подземных ремонтов без подъема насосно-компрессор- ных труб с помощью специальной канатной техники;
—подъем внутрискважинного оборудования (исключая пакер) без предварительного глушения скважины;
—перевод скважины после окончания периода фонтанирования на газлифтный способ эксплуатации без замены основного внутрискважинного оборудования;
—автоматический пуск газлифтных скважин;
- проведение комплекса внутрискважинных операций специальной канатной техникой.
Выбор оборудования и других составных частей комплекса определяют:
- пластовое и устьевое давления;
—давление нагнетания газа (при газлифте) и инжекции;
3.5. СОВМЕСТНО-РАЗДЕЛЬНЫЕ СПОСОБЫ ДОБЫЧИ ПЛАСТОВОЙ ПРОДУКЦИИ
На морских многопластовых месторождениях широко практикуется одновременно-раздельная эксплуатации двух и даже трех продуктивных горизонтов одной скважиной. Такую технологию, в частности, предложено использовать на Пильтун-Астохском месторождении (Сахалин), как это показано на рис 16. Эту технологию строительства многозабойных скважин (рис. 16-а), позволяющую производить заканчивание в двух раздельных горизонтах из одной позиции на поверхности, разработала компания «Маратон». Каждый ствол обсаживается своей колонной труб, — причем эта технология отличается принципиально от заканчивания скважины в двух горизонтах, что дает возможность вести раздельную добычу из двух пластов в одной общей обсадной колонне (можно эту технологию использовать и для более широкого охвата пласта).
Другой вариант многоколонной конструкции представлен на рис. 16-б, где только общая часть ствола обсажена единой колонной, а потом, после расхождения стволов к продуктивным горизонтам, каждый (уменьшенный) ствол обсаживается отдельно. При ремонте скважины с заканчиванием в двух горизонтах необходимо поднимать трубы, обслуживающие оба объекта, а при использовании оборудования многозабойной скважины можно выполнять ремонт в одном стволе, не прерывая добычи в другом.
Типовая конструкция оборудования многоколонной скважины показана на рис. 17 и 18 (причем на первом представлена многоканальная компоновка оборудования устья скважины, а на втором — две разновидности конструкции устьевой арматуры для многоколонной подвески; на рис. 18 - вид сверху). Обращает на себя внимание, как бы скошенное или диагональное расположение верхней пары задвижек, что позволяет в условиях ограниченного участка устьевого модуля более плотно устанавливать устья остальных скважин, обеспечивая при этом относительно свободный доступ к задвижке с целью ручного управления или же ее ремонта. К тому же многоколонная компоновка, являясь более компактной, сокращает общее время бурения скважины за счет меньшего числа спускоподъемных операций. Кроме того, ycтpaняются потери бурового раствора и уменьшаются объемы бурового шлама, неизбежные при забуривании ствола второй скважины. Подвеска обсадной колонны может иметь уплотнение металл по металлу из эластомеров или комбинированное. Для длительной надежной работы всего устьевого оборудования необходимо обеспечить надежное уплотнение подвески эксплуатационной обсадной колонны. Это особенно важно в случае газлифтных скважин, где уплотнение подвески должно выдерживать давление рабочего газа 8,3 МПа. Для предотвращения разгерметизации предусматриваются ка –
а б
Рис- 16. Схема заканчивания скважины Пильтун-Астохского месторождения в двух горизонтах одним стволом
налы для ввода герметика. Выбор уплотнения производится на основе детального изучения вариантов многоколонной компоновки, предлагаемых различными поставщиками.
Рис. 17. Многоколонная компоновка оборудования устья суважииы
а
Рис. 18. Типовая устьевая арматура для многоколонной подвески
3.6. ОСОБЕННОСТИ ОСВОЕНИЯ МОРСКИХ СКВАЖИН
По завершении бурения проводят комплекс работ, обеспечивающих промышленный приток нефти или газа в скважину, который принято называть опробованием разведочной скважины или освоение эксплуатационной.
В процессе бурения и проходки различных по своим свойствам пластов используются различные буровые растворы, обладающие многообразными физико-химическими характеристиками. Поскольку конечной целью строительства скважин является добыча углеводородов с максимальной степенью их извлечения из продуктивного пласта, то необходимо четко и своевременно использовать буровые жидкости с известными свойствами, способствующими решению этой сложной задачи без загрязнения призабойной зоны.
Процесс бурения, связанный с необходимой циркуляцией бурового раствора значительно ухудшает естественную проницаемость продуктивной толщи. Освоение скважин призвано восстановить и по возможности улучшить эту проницаемость, осуществляется, прежде всего, путем снижения противодавления столба жидкости и создания депрессии между пластовым и забойным давлением. Это и способствует притоку на забой пробуренной скважины добываемой продукции.
Процесс освоения скважин характеризуется непрерывным изменением плотности вертикального столба жидкости в скважине, что требует такого подбора плотности закачиваемого раствора, который, с одной стороны, не внедрялся бы в продуктивный пласт, т.е. не забивал бы поровое пространство призабойной зоны, с другой не допускал бы превышения газонасыщенности восходящего (статического) столб которое может повлечь за собой неуправляемое фонтанирование, т.е. выброс пластовойвой продукции из скважины.
В технологии освоения скважин существует несколько способов вызова притока в результате которого постепенно очищается призабойная зона и нарастает добыча:
- снижение противодавления столба жидкости в скважине путем замены тяжелого бурового раствора на жидкость меньшей плотности, вплоть до использования специального бурового раствора («жидкости заканчивания»), а иногда нефти;
- закачка газа на забой, в результате которой при том же уровне столба жидкости снижается его плотность;
- снижение самого уровня жидкости в скважине путем свабирования – «тартания», т.е. извлечения части жидкости с помощью желонок;
- в новых скважинах с ожидаемой фонтанной добычей снижением уровня жидкости путем поршневания (спуск плунжерного насоса под уровень жидкости), метод, широко используемый за рубежом в практике освоения морских скважин.
Нередко перечисленные способы используются совместно, что значительно ускоряет процесс.
Освоение морских скважин имеет свои характерные особенности, обусловленные ограниченностью площади платформы, наличием многочисленного персонала на платформе, быстро ухудшающимися погодными условиями, техническими ограничениями по наличию буровых растворов разных плотностей и т.д.
Кроме того, платформа должна быть обеспечена штатными противопожарными средствами, поскольку при освоении скважины нередки пожароопасные ситуации (например, неожиданный выброс), для ликвидации которых погодные условия не всегда могут позволить приблизиться специальным противопожарным судам.
Далеко не полный перечень подобных обстоятельств требует особо надежной технологии освоения морских скважин и высококвалифицированного персонала.
Прежде всего, в морских условиях очень часто используется для освоения и последующей эксплуатации двухрядный лифт (подъемник), который комплектуется из НКТ разного диаметра (например, первый ряд трубами диаметром 144 мм, второй — диаметром 73 мм). Лифт позволяет более плавно изменять противодавление на пласт, причем первый ряд лифта — телескопический, т.е. выше располагается труба большего диаметра.
Вместе с тем, на скважинах с высоким пластовым давлением производят пакеровку затрубного пространства между эксплуатационной колонной и первым рядом двухрядного лифта. Обычно пакеры рассчитываются на большой перепад давления, при котором используются высокопрочные обсадные трубы; после пакеровки их надежность проверяется опрессовкой.
Современная технология каротажа, оснащенная телеметрическими приборами и компьютерными средствами, позволяет получить изображение ствола скважины и прискважинной зоны в реальном времени в процессе информации и наблюдать пласт во время формирования зоны проникновения, что особенно важно в работах по интенсификации скважин, т.е. в операциях, преследующих повышение объемов добычи. А в целом информация по ряду скважин, в особенности, расположенных по контуру нефтегазоносности, позволяет сформировать представление о продуктивности пласта для более целенаправленного осуществления разработки месторождения.
3.7. ТИПИЧНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ, ОСВОЕНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
При бурении скважин возникает множество осложнений, чреватых аварийными ситуациями.
В широком перечне причин аварий при бурении одно из ведущих мест занимают выбросы газа из скважин. В особенности часто подобные осложнения имеют место при бурении разведочных скважин, когда предварительные сведения о подлежащем разбуриванию геологическом разрезе неточны и подлежат корректировке в процессе прохождения пластов.
В зависимости от того, насколько своевременно определяется факт интенсивного разгазирования бурового раствора, настолько надежно будет проведено бурение, скорость обнаружения попадания газа в буровой раствор, определяется возможность предотвращения выброса газа, последствия которого весьма опасны, вплоть до взрыва.
Обычно в процессе бурения непрерывно осуществляется наблюдение за уровнем и плотностью бурового раствора, и при их изменении срочно принимаются необходимые меры, заключающиеся в увеличении плотности раствора, что повышает противодавление на пласт столбом жидкости.
Однако далеко не всегда этот способ контроля обеспечивает безаварийность бурения.
Фирма «Анадрилл» создала упреждающую акустическую систему обнаружения попадания газа в буровой раствор — «Кик Алерт», которая позволяет бурильщику иметь больше времени для проведения необходимых мероприятий. Раннее предотвращение опасности снижает и вероятность прихвата инструмента [4.6]. Принцип функционирования системы заключается в использовании низкочастотных акустически сигналов, подаваемых грязевыми насосами. Эти сигналы улавливаются вблизи насосов датчиками давления на напорной трубе и в кольцевом пространстве скважины на переходном ниппеле.
Если газ отсутствует, или если фоновый объем газа постоянный в стволе скважины, сигналы идут с постоянной скоростью в низ бурильной колонны и в верх — в кольцевое пространство. Время прохождения сигнала в этом случае тоже постоянно и лишь медленно меняется в зависимости от высоты столба и характеристики раствора. Это медленное изменение отражается в фазовом различии между датчиками напорной трубы и кольцевого пространства. Когда газ поступает в ствол скважины, сигнал медленно затухает и, таким образом, время его прохождения увеличивается, а фазовое различие между датчиками возрастает.
Состояние бурового раствора, в зависимости от притоков газа, определяется noдсчетом частотности изменения скорости прохождения сигнала. Приток газа ускоряет прохождение звука, порядка нескольких сотен миллисекунд за период в несколько минут. Под влиянием других факторов это происходит значительно медленнее - порядка нескольких миллисекунд в минуту. Для притока газа установлен порог срабатывания тревоги — 12 мс/мин. При нормальном бурении изменение времени прохождения сигнала составляет 0 ± 2—4 мс/мин. Приток газа увеличивает эту скорость и срабатывает сигнал тревоги.
В практике длительной эксплуатации скважин часто складывается ситуация, когда в результате вибрации НКТ в резьбовых соединениях труб возникают неплотности, через которые происходит утечка части продукции в затрубное пространство. Реже подобные случаи происходят в результате разгерметизации пакеров.
В любом случае необходимо произвести глушение скважин, выяснить причины разгерметизации и устранить их.
ПБУ различных типов используются примерно с 1955 г. В начальный период, естественно, еще не было достаточного опыта их проектирования, как, впрочем, и эксплуатации. Кроме того, довольно много аварий имели место при перегонах установок с одной точки бурения на другую: «... до 1984 г., т.е. за 28 лет эксплуатации ПБУ, потерпели крупные аварии 104 установки — 1/9 часть всех построенных к тому времени; при этом 52 установки погибли».
3.8. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН
Современная технология разработки месторождений как морских, так и на суше не обеспечивает долговечности скважины и спущенного в нее оборудования в течение всего срока эксплуатации. С различной частотой отказывает оборудование, повреждается ствол скважины, нарушается изоляция, идет процесс «старения» скважины, что требует с нарастающей периодичностью останавливать эксплуатацию и производить восстановительные работы или же замену оборудования (или части его).
Весь комплекс работ по восстановлению работоспособности скважины принято называть капитальным или подземным ремонтом скважины, причем, если на суше эти работы выполняются специализированными бригадами, то в море – преимущественно буровым персоналом, поскольку после завершения разбуривания намеченного фонда скважин буровое оборудование зачастую остается на платформе до конца эксплуатации объекта в целом, т. к. процесс демонтажа в значительной мере тяжелого изношенного оборудования с целью его замены на более легкое для ремонта скважины представляет большие сложности с неоправданными финансовыми затратами.
Наряду с капитальным ремонтом, производимым в плановом порядке, возникает необходимость и текущего ремонта скважин, неизбежного при их длительной и непрерывной эксплуатации.
Кроме того, ремонт скважин возможен и в процессе бурения, вследствие различного рода аварий: падения в скважину посторонних предметов, поломки или обрыв бурильных и обсадных труб, долот, забойных двигателей, прихват инструмента (т.е. когда колонна труб, спущенных в скважину, теряет подвижность) и т.п.
На платформе все виды ремонта скважин максимально механизированы, хотя доля тяжелого ручного труда неизбежна в силу целого ряда непредвиденных обстоятельств, а также сложности многооперационных процессов, не всегда выполняемы в строгой последовательности. И тем не менее комплекс технических средств, используемых при ремонтных работах, весьма велик по номенклатуре и функциональному назначению, отличаясь большим многообразием типоразмеров и характеристиками. Необходимо отметить, что в силу конструктивного исполнения самой скважины технологии бурения и различных комплектов оборудования, спускаемых в нее, наиболее трудоемкой частью ремонта являются спуско-подъемные операции, специфичные только для нефтегазовой отрасли.
Выполняются они с помощью лебедок и талевой системы, установленных совместно с буровой вышкой, спайдеров, элеваторов со штропами, автоматов для свинчивания и развинчивания НКТ, а также цепных, шарнирных и штанговых ключей используемых при работах вручную.
Кроме того, на платформе предусматривается комплект ловильного инструмента для извлечения оборвавшихся труб, долот и т.п., в который входят труболовки метчики, колокола, фрезеры различных конфигураций.
В целом же все виды ремонта морских скважин — эксплуатационных и нагнетательных, и скважин, пробуренных на суше, — совершенно аналогичны. И принципиальным отличием последних является то, что на платформе предусматривается по возможности весь необходимый комплекс штатного оборудования и специалистов способных выполнять соответствующие виды ремонтных работ, прибегая к помощи иных специалистов лишь в отдельных, исключительных случаях, не предусмотренных штатными ситуациями.
Особо следует отметить, что ремонт скважин с подводным заканчиваем осуществляется со специализированных судов, и его технология отличается от технологи ремонта скважин с надводным устьем. Для подводных скважин разработан специальный комплекс технических средств.
Но поскольку в целом технологически капитальный ремонт морских скважин существенно не отличается от «сухопутных», ниже рассмотрены лишь некоторые операции.
3.8.1. ВОЗВРАТНЫЕ РАБОТЫ
Работы по переводу скважин с одного эксплуатируемого объекта (пласта) на другой, залегающий выше или ниже пласта, разработка которого нецелесообразна по определенным причинам — возвратные работы — проводятся на многопластовых нефтегазовых месторождениях для более полного охвата разработкой всех залежей более рационального использования фонда действующих скважин.
Возврат скважины на другие залежи по техническим причинам допускается в случаях:
—если нет возможности осуществить изоляцию притока посторонних вод;
—дальнейшая эксплуатация затруднена из-за дефектов в обсадной колонне и невозможности их устранения;
- в скважине произошли сложные аварии, ликвидация которых невозможна или экономически нецелесообразна.
Одна из главных причин возврата скважин на эксплуатацию другого пласта — истощение разрабатываемого пласта, когда суточный ее дебит достигает предела рентабельности.
3.8.1.1. Возврат на вышележащий пласт
Эксплуатируемый горизонт разобщают с вновь вводимым монолитным цементным мостом. При этом основное внимание уделяют изоляции оставляемого горизонта от проникновения воды (в особенности, если она высоконапорная, а возвратный пласт расположен на небольшом расстоянии от оставляемого объекта). В таких случаях при возвратных работах нагнетают цементный раствор под давлением через отверстия фильтра. Если же возвратный объект значительно удален от оставляемого пласта, цементный стакан можно создавать при нагнетании раствора без давления.
При возвратных работах, после установления цементного стакана на заданной глубине, скважину обязательно испытывают на герметичность опрессовкой или снижением уровня жидкости.
3.8.1.2. Возврат на нижележащий объект
Работы по возврату на нижележащий пласт проводят сравнительно редко, обычно в случаях, когда соседние скважины, с помощью которых должны извлечь нефть из намечаемого к возврату объекта, выбыли из эксплуатации по тем или иным геолого-техническим причинам. Действия сводятся, в основном, к следующему. Ствол скважины и забой обследуют конусной свинцовой печатью для установления исправности эксплуатационной колонны и чистоты забоя, после чего оставляемый пласт цементируют под давлением через отверстия фильтра. Затем цементный стакан разбуривают до необходимой глубины и испытывают колонну на герметичность. На практике чаще всего приходится эту операцию повторять неоднократно, с заливкой нескольких пластов и разбуриванием нескольких цементных стаканов.
В вертикальных скважинах возврат на нижележащий объект осуществляют зарезкой и бурением второго ствола.
3.8.2. ЛИКВИДАЦИЯ И КОНСЕРВАЦИЯ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН, ПРОБУРЕННЫХ С ПЛАВУЧИХ БУРОВЫХ УСТАНОВОК
Согласно существующему положению, все скважины, пробуренные для разведки и разработки месторождений нефти и газа и для других целей, при ликвидации и при списании затрат на их сооружение делят на пять категорий. К первой категории относят поисковые и разведочные скважины, заложенные с целью поисков, разведки и оконтуривания месторождений полезных ископаемых, скважины, давшие притоки нефти и газа, но эксплуатация которых для промышленной разработки месторождения нерентабельна и использование их не предусмотрено проектом разработки.
Ко второй категории — эксплуатационные скважины, пробуренные с целью добычи нефти и газа и оказавшиеся сухими или водяными, а также — выполнившие свое назначение. К этой же категории относят скважины нагнетательные, наблюдательные, эксплуатационные, пробуренные для добычи минеральных, геотермальных и других вод, а также для сброса промысловых вод и других промышленных отходов.
К третьей категории — все скважины, подлежащие ликвидации по техническим причинам (вследствие некачественной проводки или аварий в процессе строительства), а также скважины, пробуренные для глушения открытых фонтанов, возникших при строительстве или эксплуатации, которые после выполнения своего назначения не могут быть использованы для других целей.
К четвертой категории — скважины, числящиеся в основных фондах предприятий после полного обводнения пластовой водой продуктивного горизонта
И к пятой категории — скважины, законсервированные в ожидании организации промысла, в том числе зачисленные в состав основных фондов (средств) если консервация превышает 10 лет, а ввод этих площадей в разработку на ближайшие 5—7 лет планами газо- и нефтегазодобывающих организаций не предусматривается; использование которых в качестве эксплуатационных невозможно из-за несоответствия условиям эксплуатации — конструкции скважины, диаметра и коррозионностойкости эксплуатационной колонны, цементирования колонн.
При ликвидации и консервации скважин с подводным расположением устья план должен быть согласован также с соответствующей гидрографической службой флота, рыбнадзором и бассейновой инспекцией.
В плане ликвидации указывается: фактическая конструкция скважины (диаметр и глубина спущенных колонн, высота подъема цемента в затрубном пространстве ее состояние (характер осложнения, наличие инструмента и интервал нахождения его в стволе и др.); причины ликвидации или консервации скважины; работы, проведенные в ней (плотность бурового раствора, интервалы установок цементных мостов, количество закачиваемого цемента и др.); демонтажные и монтажные работы на устье; ответственные за проведение вышеуказанных работ. При ликвидации и консервации скважин, вскрывших сероводородсодержащие объекты, должны быть предусмотрены меры по предотвращению агрессивного воздействия сероводорода на колонны и цементные мосты.
В ликвидируемых скважинах в определенном порядке устанавливаются цементные мосты и определенным образом оборудуется устье скважины.
Скважины заполняются жидкостью (буровым раствором, водой) с плотностью, позволяющей создать на забое давление, превышающее на 15% пластовое (при отсутствии поглощения).
При ликвидации скважины без спущенной эксплуатационной колонны в интервалах залегания слабых нефтегазоводонасыщенных объектов устанавливают цементные мосты, высота каждого из которых равна толщине пласта плюс 20 м вьше кровли и ниже подошвы пласта. Над кровлей верхнего продуктивного пласта цементный мост устанавливают на высоту не менее 50 м.
3.8.2.1. Консервация скважин
Скважину консервируют таким образом, чтобы была обеспечена возможность повторного ввода ее в эксплуатацию или проведения в ней ремонтных и других работ. Нельзя консервировать скважины с межколонными пропусками газа; консервация такой скважины допускается только после ликвидации пропуска газа.
На платформе, где находятся законсервированные скважины, необходимо установить надзор в таком же порядке и объеме, как и за МСП, на которой расположены эксплуатационные или бурящиеся скважины. По скважинам, находящимся в консервации, не реже одного раза в месяц должно проверяться состояние наземного оборудования и давление на устье, с соответствующей записью в специальном журнале.
При пропусках на устье или грифонообразованиях необходимо немедленно сообщить об этом руководству для принятия мер по их ликвидации.
Для предотвращения замерзания устье и верхняя часть колонны всех консервируемых скважин на глубину 30 м заполняются незамерзающей жидкостью (соляровое масло, 30 % раствор хлористого кальция, нефть и др.).
Оборудование надводного устья консервируемой скважины (арматура, противовыбросовое оборудование) для предохранения от коррозии смазывается солидолом, укрывается толем и т.п.
Каждая консервируемая скважина (кроме эксплуатируемых насосным способом должна быть оборудована фонтанной арматурой. При надводном расположении устья штурвалы задвижек (за исключением контрольной) необходимо снять, коммуникации арматуры отсоединить, внешние фланцы задвижек арматуры оборудовать фланцевыми заглушками, манометры (кроме контрольного) снять и установить заглушки.
При консервации насосных скважин скважинное оборудование извлекают, а устье герметизируют задвижкой, установленной на колонный фланец.
При консервации скважин с пластовым давлением, не превышающим гидростатическое, необходимо на срок до одного года заглушить скважину и заполнить ее промывочной жидкостью (буровой раствор, вода) такой плотности, чтобы создать гидростатическое давление на 5—10% выше пластового. Промывочная жидкость должна быть обработана поверхностно-активными веществами (ПАВ) для сохранения проницаемости пород призабойной зоны. При поглощении необходимо произвести работы по намыву песчаной пробки в зону фильтра, поднять НКТ на 50—60 м выше интервала перфорации.
При консервации на любой срок скважины с пластовыми давлениями, превышающими гидростатическое, необходимо: заглушить скважину и заполнить ее буровым раствором, обработанным ПАВ, для создания гидростатического давления на 10 — 15 % выше пластового; установить цементный мост высотой 25 м на расстоянии 20— 30 м выше верхних отверстий фильтра, поднять НКТ на 50—60 м выше верхнего уровня цементного моста; промыть скважину и довести параметры бурового раствора до заданных.
3.8.2.2. Расконсервация скважин
По плану, согласованному и утвержденному организациями, ранее принявшими план консервации скважин, должна проводиться и их расконсервация.
В плане работ должны быть утверждены следующие основные положения.
При расконсервации насосных скважин необходимо измерить давление в скважине, и если оно есть, снизить его и освоить скважину.
При расконсервации скважин с пластовыми давлениями, не превышающими гидростатическое, в срок до одного года необходимо: расконсервировать арматуру, присоединить коммуникации и проверить состояние штуцеров; проверить давление в межколонном, межтрубном (кольцевом), трубном и затрубном пространствах скважины; промыть скважину жидкостью в количестве, превышающем объем скважины, и вновь проверить давление; освоить скважину.
При расконсервации скважин с пластовыми давлениями, не превышающими гидростатическое, в срок более одного года необходимо: расконсервировать арматуру, присоединить коммуникации и проверить состояние штуцеров; измерить давление в скважине, установить на устье герметизирующее устройство, спустить бурильные трубы и разбурить цементный мост; освоить скважину.
При расконсервации скважин, законсервированных на любой срок, с пластовыми давлениями, превышающими гидростатическое, необходимо: расконсервировать арматуру, присоединить коммуникации и проверить состояние штуцеров; провери давление в межколонном, межтрубном (кольцевом), трубном и затрубном пространствах скважины; промыть скважину жидкостью в количестве, превышающем объем скважины, и вновь проверить давление; установить на устье превенторы, спусти бурильные трубы, разбурить цементный мост, освоить скважину.
