Особенность организации нефтегазодобычи на морских акваториях с использованием эстакад состоит в том, что скважины на приэстакадных площадках располагают группами (кустами), а большинство скважин являются наклонно-направленными с отклонением забоев нередко на 500 м и более. Эксплуатация таких скважин имеет свои сложности, обусловленные большой их кривизной. Эти сложности особо проявляют себя в период механизированной добычи.
Большая кривизна скважин нередко делает невозможным использование ЭЦН для извлечения нефти, так как спуск и подъем в скважину кабеля без его повреждения практически исключен.
При эксплуатации скважин ШСН также имеются сложности, обусловленные существенным возрастанием нагрузок на станок-качалку в связи с трением штанг о трубы, что ведет к быстрому износу труб и штанг. Предпочтительным способом эксплуатации скважин в этих условиях может быть газлифтный, однако его применение оправдано только при больших Отборах жидкости из скважин. При малых же отборах (до 10 т/су т) технико-экономические показатели газлифта ниже, чем при эксплуатации скважин ШСН.
Еще одной особенностью разработки морских месторождений и их эксплуатации является то, что продолжительность разработки месторождения должна быть увязана со сроком службы морских сооружений. Для обеспечения сокращения общего срока разработки многопластового месторождения прибегают к объединению в один объект нескольких пластов, вскрывая их в скважинах общим фильтром, и применению одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной. Одновременно проводятся большие работы но защите металлических конструкций эстакад и отдельных морских оснований от коррозии, чтобы продлить надежность их службы в условиях коррозионной среды (морская вода). Для защиты от коррозии используют катодную защиту и специальные антикоррозионные покрытия.
Наиболее активно коррозия проявляется в зоне смачивания несущих конструкций основания морской водой. Поэтому периодически обновляется антикоррозионное покрытие этой части морских сооружений.
Малые размеры площадок и кустовое расположение скважин, расстояние между устьями которых нередко достигает всего 1,5 м, обусловливают дополнительные сложности в использовании и обслуживании оборудования для добычи нефти и особенно в условиях механизированных способов эксплуатации.
Для рационального использования площади кустового основания при эксплуатации скважин ШСН находят применение безбалансирньте станки-качалки
35. Геофизические методы исследования скважин
К геофизическим методам исследования скважин относят:
а) различные методы каротажа, проводимые для исследования
с целью определения характера пройденных скважиной пластов;
б) методы контроля технического состояния скважины.
В настоящее время насчитывают более 30 различных геофизических методов исследования нефтяных и газовых скважин, из них более 25 методов каротажа, при осуществлении которых применяют около 50 зондов (т. е. установок, служащих для измерения кажущегося сопротивления и содержащих несколько, электродов), различающихся как размерами, так и назначением.
К наиболее распространенным методам относятся: электрический каротаж, гамма-каротаж (ГК), нейтронный гамма-каротаж (НГК), гамма-гамма-каротаж (ГГК).
Электрический каротаж -- способ измерения кажущегося удельного сопротивления (КС) пород и потенциала самопроизвольного возникающего электрического поля (ПС) вдоль ствола скважины и получения кривых, показывающих изменение этих двух величин.
Геофизические методы исследования широко применяют для контроля технического состояния скважин и решения ряда других задач, возникающих при бурении, эксплуатации и капитальном ремонте скважин. Рассмотрим некоторые из этих задач.
Контроль цементирования обсадной колонны
После окончания бурения нефтяной или газовой скважины ствол ее закрепляют обсадными трубами, наружный диаметр которых несколько меньше диаметра ствола скважины. Поэтому между трубами и стенкой скважины остается некоторое пространство, называемое заколонным (затрубным). С целью охраны недр осуществляется цементирование заколонного пространства по всей глубине скважины от забоя до башмака предыдущей колонны. После затвердения цементного раствора образуется цементное кольцо, назначение которого состоит в том, чтобы исключить возможность сообщения по заколонному пространству между различными пластами и заводнение нефтегазоносных пластов. Однако в ряде случаев цементирование по разным причинам (неудовлетворительное качество цемента, влияние глинистой (корки и т. д.) оказывается неудачным: цементный раствор не доходит до намеченного уровня и не перекрывает интервалы с продуктивными пластами; на некоторых интервалах не образуется цементного кольца или оно не захватывает все сечение затрубного пространства и т. д. Для последующей нормальной эксплуатации скважины важно выявить дефекты обсадных колонн с тем, чтобы устранить их и предотвратить обводнение нефтеносных и газоносных пластов.
Применение цементомеров. Как уже указывалось, измеряемое при ГТК рассеянное гамма-излучение определяется плотностью среды: чем больше плотность пород, тем меньше регистрируемое гамма-излучение. На этом принципе-основано устройство прибора для контроля качества цементирования обсадных колонн, называемого цементомером.
Прибор состоит из источника гамма-излучения и трех индикаторов излучения, расположенных под углом 120° один к другому и на одинаковом расстоянии от источника. Индикаторы заэкранированы так, что каждый из них способен регистрировать излучение только со стороны непосредственно примыкающего к счетчику участка. При помощи этих счетчиков записывают сразу три кривые рассеянного гамма-излучения, что повышает качество определения состояния цементного кольца в за-трубном пространстве. Расхождение кривых на участке цементирования указывает на неравномерность цементного кольца за обсадной колонной, что позволяет выделить незацементированные интервалы.
Измерение термометром проводят для отбивки верхнего уровня цементного кольца, т. е. для определения высоты подъема цементного раствора. Известно, что твердение (схватывание) раствора сопровождается выделением тепла. Поэтому участок, заполненный раствором, в затрубном пространстве отмечается на термограмме повышенными показаниями. Уровень раствора отбивается по резкому повышению температуры, связанному с переходом к зоне более высоких их значений. При этом повышение температуры против уровня цементного раствора тем больше, чем меньше времени прошло от начала его заливки. Поэтому измерения следует проводить сразу же после заливки раствора и освобождения устья скважины от оборудования для заливки.
Измерение температуры в скважине. Измерения производят для определения температурного режима в бурящихся и эксплуатационных скважинах. Температурные измерения (термометрические исследования) позволяют решать ряд практических задач при бурении, эксплуатации и капитальном ремонте скважин.
При измерениях в основном применяют термометры сопротивлений, спускаемые на каротажном кабеле. По сопротивлению определяют температуру среды. Время, в течение которого термометр воспринимает температуру окружающей среды, невелико;, это позволяет без больших погрешностей замерять температуру при непрерывном спуске термометра в скважину. В результате по данным измерений получают кривую изменения температуры с глубиной -- температурную кривую (термограмму).
Акустическая цементометрия -- надежный способ определения качества цементирования. Акустические цементомеры позволяют судить о характере сцепления цементного камня с обсадными трубами и стенками скважины, а следовательно, и о надежности разобщения продуктивных пластов от водоносных.
Определение места притока воды в скважину
При поступлении в скважину воды из других пластов возникает необходимость изоляции обводняющего водоносного пласта. Для этого предварительно следует установить место поступления (притока) воды в скважину и источник обводнения:-- водоносный (водоотдающий) пласт. Последний по глубине залегания может совпадать с местом притока (перфорационные каналы или нарушение колонны); однако в общем случае глубина места притока отличается от глубины залегания водоносного пласта: вода, прежде чем попасть в скважину, проходит по заколонному пространству (имеется, как говорят, заколонная циркуляция воды).
При благоприятных условиях движение воды в затрубном пространстве может быть установлено по результатам измерений термометром, проводимых в сочетании с операциями, имеющими целью вызвать отдачу или поглощение воды пластом. При этом изменение температуры в затрубном пространстве, благодаря теплообмену через колонну, будет отмечаться изменением температуры жидкости, заполняющей скважину.
Место притока посторонней воды в ствол скважины через дефекты эксплуатационной колонны определяют с помощью резистивиметра, электротермометра, дебитомера -- путем снижения уровня жидкости в скважине, фильтр которой перекрыт (изолирован) от эксплуатируемого пласта.
Место дефекта в эксплуатационной колонне определяют с помощью резистивиметра следующим образом. После изоляции фильтра снижают уровень жидкости в скважине до тех пор, пока не появится приток посторонней воды через дефект. В результате исследования получают кривую зависимости дебита посторонней воды от величины динамического уровня и определяют положение статического уровня в скважине. Отбирая пробу воды, устанавливают ее соленость, выраженную в градусах Боме.
После исследования промывают ствол скважины до тех пор, пока из него не будет удалена посторонняя вода, затем ствол заполняют водой, соленость которой должна отличаться от солености посторонней воды на 2--5°. Если соленость посторонней воды равна 4--5° и более, то скважину можно заполнить пресной или морской водой, имеющей соленость 1,4--2°. Если же соленость посторонней воды 1,5--3°, то скважину следует заполнить водой с соленостью 5--7°. Такую воду приготавливают следующим образом. Из скважины откачивают воду в емкость. Затем в эту воду добавляют необходимое количество технической поваренной соли, ускоряя процесс ее растворения перемешиванием. Воду требуемой солености закачивают через промывочные трубы до тех пор, пока вся находящаяся в ней вода не будет заменена. Затем в скважину спускают резистивиметр, при помощи которого замеряют удельное сопротивление воды, зависящее от ее солености. Первый (контрольный) замер должен показать, что скважина заполнена водой одинаковой солености. После контрольного замера желонкой снижают уровень в скважине, чтобы вызвать приток посторонней воды через нарушение в эксплуатационной колонне. Снижение уровня определяют по данным исследования с таким расчетом, чтобы после установления статического уровня посторонняя вода в эксплуатационной колонне поднялась на высоту 50--100 м. Снизив 'уровень, снова проводят замер резистивиметром. При этом устанавливают наличие посторонней воды в определенном интервале с соленостью, отличающейся от солености воды, заполнившей скважину до снижения уровня. Если показание по резистивиметру окажется неясным, снижение уровня и замер повторяют несколько раз. Сравнивая полученные диаграммы замеров, опре- еляют глубину местонахождения дефекта в эксплуатационной колонне.
Место притока посторонней воды с помощью электротермометра определяют в тех случаях, когда для использования резистивиметра требуется длительная подготовка скважины.
Работы выполняют в следующей последовательности. После изоляции фильтра скважины снижают уровень жидкости для вызова притока посторонней воды. Скважину исследуют на приток и заполняют водой до устья, оставляя в таком состоянии на 24--48 ч для установления определенной температуры жидкости по всему стволу. Затем спускают электротермометр для контрольного замера температуры.
Как известно, действие электротермометра основано на принципе увеличения электрического сопротивления воды с повышением температуры. При контрольном замере наблюдается равномерное повышение температуры по мере увеличения глубины замера. Выполнив контрольный замер, снижают уровень жидкости в скважине (тартанием) для вызова притока посторонней воды через дефект в эксплуатационной колонне. После снижения уровня на 20--50 м ниже статического замеряют температуру жидкости по стволу скважины. Место притока устанавливают по резкому изменению температурных кривых на диаграмме электротермометра.
При капитальном ремонте скважин иногда применяют ускоренный метод определения места притока воды, сущность которого заключается в том, что после заполнения скважины водой: до устья сразу же проводят контрольный замер. Если имеется приток посторонней воды, то температурная аномалия будет отмечена в месте притока. Однако ускоренный метод не всегда обеспечивает получение четких диаграмм.
Место притока (дефекта в колонне) с помощью дебитомера определяют следующим образом. После изоляции фильтра скважины снижают уровень жидкости в колонне до тех пор, пока скорость притока жидкости через дефект в колонне не превысит порога чувствительности дебитомера. После вызова притока прибор медленно опускают в ствол. При этом если он находится выше дефекта в колонне, то регистрируется приток жидкости, направленный вверх. Если же прибор расположен ниже места дефекта в колонне, то движение жидкости не регистрируется. Место дефекта в колонне соответствует глубине, где дебитомер регистрирует прекращение притока жидкости.
36. Конструкция газовых скважин
Особенности конструкции и оборудования газовых скважин по сравнению с нефтяными, в частности с фонтанными скважинами, обусловлены отличиями свойств газа и нефти.
Физические свойства газа - плотность и вязкость, их изменение в зависимости от явления и температуры существенно отличаются от плотности и вязкости нефти и воды. Во многих случаях плотность газа значительно меньше плотности нефти и воды, а коэффициент динамической вязкости газа в 50-100 раз меньше, чем у воды и нефти.