10.1.2. Обладнання устя свердловин фонтанною арматурою

До початку випробування на усті свердловини крім колон­ної головки потрібно встановити сталеву фонтанну арматуру. Вона склада­ється із з'єднання на фланцях сталевих трійників хрестовин котушок та за­пірних пристроїв (засувок, кранів) і має дві частини (рис. 10.7): трубну го­ловку і фонтанну ялинку.

Трубна головка своїм нижнім фланцем з'єднана з верхнім фланцем колонної головки і призначена для підвішування насосно-компресорних труб, герметизації простору між ними і експлуатаційною колоною, а також для подачі через бокове відгалуження хрестовин води, нафти або газу в кіль­цевий простір між трубами під час виклику припливу і заглушення сверд­ловини.

Фонтанну ялинку (верхню частину арматури) встановлюють на трубну головку. Фонтанна ялинка призначена для контролю і регулювання роботи свердловини, спрямування руху пластового флюїду у викидну лінію, пода­ванню у свердловину рідини або газу під час виклику припливу і заглушен­ня свердловини.

До встановлення на усті свердловини фонтанну арматуру піддають гід­равлічному випробуванню на пробний тиск, який вдвічі перевищує пас­портний робочий тиск. При цьому всі засувки, крім верхньої, мають бути відкритими.

Після встановлення арматури її верхню частину (ялинку) випробову­ють на тиск, що дорівнює пробному тиску, визначеному для цієї арматури, при закритих нижній стовбуровій і бокових засувках (кранах). Ялинку опресовують через отвір для манометра на буфері з витримуванням під тиском протягом 15 хв.

Після встановлення фонтанної арматури на усті свердловини трубну головку пресують тиском, який допускається для пресування експлуата­ційної колони. Після монтажу фонтанної арматури на усті свердловини пе­ред початком роботи перевіряють: плавність роботи затворів усіх засувок;

наявність мастила (провести контрольне набивання мастилом вузлів ущіль­нення затвора і корпусу засувки); відповідність стрілки на корпусах засувок напрямку потоку пластового флюїду із свердловини; правильність розміщен­ня вказівки "відкривання—закриття" затвора засувки; затяжки всіх флан­цевих з'єднань, за потреби підтягують шпильки.

Для надійної роботи кожної засувки після повного її закриття слід по­вернути на 1/4 оберту маховик у напрямку відкривання.

Фонтанну арматуру розрізняють за такими конструктивними ознаками та ознаками міцності:

• робочим або пробним тиском (70—105 МПа);

• розміром прохідного перерізу стовбура ялинки (50—150 мм);

• конструкцією фонтанної ялинки (хрестового і трійникового типів);

• кількістю рядів труб, що спускають у свердловину (в одно- чи дво­ рядних свердловинах);

• видом запірних пристроїв (засувки або крани);

• стійкістю в середовищі діоксиду вуглецю (може бути корозійно стій­ ка і звичайна).

Після встановлення на усті свердловини фонтанну арматуру обв'язу­ють системою трубопроводів (маніфольдом), яка є не менш важливою час­тиною обладнання фонтанно-компресорних свердловин, ніж сама фонтан­на арматура. Обв'язка свердловини має визначатися доброю маневреністю і

давати змогу швидко і безпечно проводити всі перелічені нижче операції з випробування, дослідження, експлуатації та обслуговування свердловин;

• перемикання струменю рідини з робочої (верхньої) в запасну (ниж­ ню) струну під час перевірки і зміни штуцера, перевірки і ремонту самих струн, штуцерних камер і засувок, а також інших ремонтних робіт;

• у разі бурхливих газових проявів — швидке приєднання потрібної кількості потужних агрегатів і глушіння свердловини;

• ремонт і очистка вихідних ліній, сепараторів без зупинки сверд­ ловин;

• закриття свердловини під тиском у разі повного виходу з ладу ар­ матури;

• перемикання струменя рідини в тимчасові амбари;

• приймання продукції, що рухається як по насосно-компресорних трубах, так і по затрубному простору.

До схеми обв'язки свердловини входять:

• дві викидні лінії (робоча і запасна) діаметром 73 мм, які слугують для встановлення штуцерів, манометрів, термометрів тощо;

• продавлювальна лінія діаметром 73 мм, завдовжки не менш 25 м, яку приєднують до засувки на хрестовині трубної головки фонтанної арматури і яка призначена для затискування свердловини (за потреби) водою або глинистим розчином;

• викидна лінія діаметром 73 мм, яку приєднують до крана високого тиску на міжколонному просторі (між експлуатаційною та проміжною ко­ лонами).

Від маніфольда прокладають два викиди: через сепаратор на факел; прямо у факел.

Для ліпшого очищення газу іноді застосовують двоступеневу сепара­цію: газ пропускають через два ввімкнених послідовно або паралельно се­паратори.

Для випробування та освоєння нафтових свердловин від сепаратора (трапу) потрібно прокласти нафтопровід для збору або спалювання нафти. Викидні струни, всі трубопроводи, сепаратор з обв'язкою після монтажу мають бути випробувані гідравлічним тиском.

Для дослідження газових свердловин перед входом до сепаратора вста­новлюють регулювальний штуцер, а для створення потрібного протитиску в сепараторі на факельній лінії, яка йде від сепаратора, — швидкозмін­ний штуцер; місце його встановлення вибирають на доступній відстані від факела.

Для отримання надійних результатів виміру тиску і перепаду тиску застосовують манометри підвищеної точності (пружинні, поршневі, рідин­ні) із захистом їх від механічних пошкоджень, вібрацій, засмічування, ко­розії.

На трубопроводах і на обв'язці сепаратора (трапу) потрібно встанов­лювати сталеві засувку і вентилі відповідного тиску. Викидні лінії, хресто­вини, трійники мають бути заводського виготовлення. Вся обв'язка скла­дається з насосно-компресорних труб з надійним кріпленням, щоб запо­бігти їх розриву і пов'язаного з цим травматизму.

10.1.3. Вимоги до промивальної рідини при і продуктивних горизонтів

Типи промивальної рідини. Найліпшими промивальними рідинами для розкриття продуктивних пластів, що містять нафтогазові по­клади (особливо нафтові), є ті, що приготовлені на нафтовій основі. У дея­ких випадках, коли є небезпека забруднення продуктивного пласта при йо­го розкритті, часто промивають свердловини нафтою. Застосування таких промивальних рідин забезпечує якісне розкриття пласта, без ризику його забруднення і можливого "глушіння" продуктивного пласта, якщо в ньому спостерігається ПТМГ.

Проте, на жаль, здебільшого для розбурення продуктивних пластів використовують промивальні рідини на водній основі. Під час вибору найпридатнішої для цієї мети рідини потрібно враховувати низку вимог (табл. 10.1).

Для застосування промивальних рідин, приготовлених на водній ос­нові, слід ураховувати таке:

• фільтрат рідини має не сприяти набуханню глинистих частинок, під­ вищенню гідрофільності породи і збільшенню кількості фізично зв'язаної води в порах пласта;

• склад фільтрату має бути таким, щоб із проникненням його у пласт не було фізичної або хімічної взаємодії, яка зумовлює утворення нероз­ чинних осадів;

• гранулометричному складу твердої фази промивальної рідини має відповідати структурний поровий простір продуктивного пласта; для запо­ бігання глибокого проникнення твердих частин у пласт у промивальній рідині вміст часточок, діаметр яких більше 1/3 діаметра пор колектору, має становити не менше 5 % загального об'єму твердої частини породи;

• поверхневий натяг на межі фільтрат—вуглеводневі сполуки у пласті має бути мінімальним;

• водовіддача у привибійних умовах, температура і тиск мають бути мі­ німальними, а густина і геологічні властивості породи такими, щоб дифе- ренційний тиск під час розбурювання продуктивної товщі був близький до нуля;

• ступінь мінералізації і сольовий склад фільтрату мають бути близь­ кими до пластових, а осмотичний тиск — мінімальним.

Згідно з цими вимогами, безлужні мінералізовані промивальні речови­ни з малою водовіддачею значно ліпші для розкриття продуктивних плас­тів, ніж прісні або лужні розчини, якщо навіть останні характеризуються меншою водовіддачею, а багатокомпонентні піни ефективніші, ніж кра­пельні промивальні рідини на водній основі.

У процесі буріння перших розвідувальних свердловин на кожній площі потрібно відібрати керн із продуктивних пластів і в лабораторії визначити сольовий склад флюїдів кожного пласта та розподіл пор за розмірами. Залежно від результатів такого аналізу слід розробити рецеп­туру промивальної рідини для буріння наступних свердловин. У реаль­них породах продуктивні пласти мають широкий спектр пор. Тому до складу дисперсної фази промивальної рідини доводиться вводити заку­порювальні частини різних розмірів з таким розрахунком, щоб вони утворювали тонку глинисту кірку. При бурінні свердловин необхідно проводити аналіз структури порового простору і складу пластових флюїдів і за потреби вносити відповідні поправки в рецептури проми­вальних рідин.

Ідеальною промивальною рідиною для розкриття продуктивних пластів має бути фізично і хімічно нейтральна рідина щодо гірських порід і пла­стових рідин продуктивних пластів. Досі такої рідини ще не винайдено. Тому на практиці вирішують завдання зміни і пристосування властивостей рідин, які існують на цей час, з метою пониження їх шкідливої дії на ко­лекторні властивості продуктивних пластів.

Загалом за найменшою шкідливою дією на пласт при його розкритті промивальні рідини можна поділити на типи:

• газоподібні агенти (повітря, природний газ, азот, інертні гази тощо);

• нафта пласта, що розкривається;

• нафта будь-яка;

• розчини на нафтовій основі або вапняково-бітумні;

• емульсії із солями, насиченими водною фазою;

• глинисті розчини, оброблені ПАР, з низькою водовіддачею;

• глинисті висококальцієві розчини з низькою водовіддачею;

• глинисті розчини з підвищеною водовіддачею;

• вода;

• розчини з неконтрольованою водовіддачею.

При нафтогазорозвідувальному бурінні продуктивні пласти розбурю-ють з використанням переважно бурових розчинів на водній основі (гли­нисті розчини). Для попередження негативного впливу проявів гірського тиску і фізико-хімічних процесів на колекторні властивості порід у при-вибійній зоні пласта застосування цих розчинів має сприяти:

1. забезпеченню проводки свердловини без аварій і ускладнень з ви­ сокими швидкостями буріння, що зменшує час контакту розчину з поро­ дами;

2. мінімальній водовіддачі у привибійних умовах;

3. створенню мінімальних репресій на пласт;

4. регламентованому гранулометричному складу твердої фази, що від­ повідає структурі порового простору;

Наприклад, якщо радіус зони живлення 800 м, радіус свердловини 0,1 м, радіус забрудненої зони 0,5 м, а проникність останньої втричі менша за проникність пласта, то таке забруднення еквівалентне зменшенню про­никності всього пласта в 1,4 раза; якщо ж проникність забрудненої зони у 6 разів менша, це рівносильне зниженню проникності всього пласта в 1,9 раза.

У процесі буріння глибоких свердловин (5000 м і глибше) продуктивні горизонти здебільшого розкриваються з репресіями на пласти. Негативні наслідки неякісного розкриття нафтогазоносних горизонтів завжди є там, де тиск промивальної рідини у свердловині значно перевищує тиск у пласті.

Так, під час буріння свердловин на розвідувальних площах Передкар-патського прогину Рожнятівській, Космач-Покутській, Вільхівській та ін., де для розкриття нафтоносних пластів використовували обважнений буро­вий розчин густиною 1700—2100 кг/м³, репресія на пласти досягала 15— 20 МПа, внаслідок чого за доброї геофізичної характеристики пластів-колекторів одержані дуже малі припливи нафти. В результаті повної або часткової втрати гідродинамічного зв'язку пластів із свердловиною вияв­лення нафтогазоносних пластів під час їх випробування на приплив пов'язане з великими труднощами.

На основі знання закономірності розподілу пластових тисків у покла­дах у разі вмілого використання можливостей можна поліпшити якість розкриття пластів. Регулюванням глибини установки башмаків і проміж­них колон у продуктивному розрізі можна змінювати величину репресії на пласти.

Обмеження величини репресії густиною промивальної рідини на пла­сти дає змогу підвищити ефективність геофізичних робіт і газового карота­жу. Під час розкриття розрізу з великими репресіями на продуктивні пла­сти проходить витіснення газу від стінок свердловини. У промивальну рідину попадає лише незначна частина газу, і на кривій газопоказання фіксуються тільки значення, які не перевищують фонових значень. У цьо­му разі пласти з ліпшими колекторними властивостями будуть задавлені і заглинизовані, а малопористі з низькими фільтраційними властивостями не будуть задавлені, що зумовить підвищене розгазування розчину і появу піків на кривих газокаротажних діаграм. Унаслідок дифузії газу в проми­вальній рідині низькопроникні пласти відбиватимуться на діаграмах у ви­гляді зон з підвищеною газоносністю. Гідродинамічні процеси, які спричи­нюють викиди, поглинання промивальної рідини, прилипання інструменту до стінок свердловин, обвалення глин та інші ускладнення, відбуваються тим активніше, чим більша дисгармонія між тиском промивальної рідини і тисками в шарах і прошарках відкладів, які розкриваються свердловиною в процесі буріння.

Найраціональніше буріння "на балансовій рівновазі" між тиском флюїдів у порах і гідростатичним тиском промивальної рідини у свердловині. За дани­ми ЦНДЛ об'єднання "Укрнафта", під час буріння свердловин тиск про­мивальної рідини має перевищувати пластовий тиск не більш ніж на 8— 10 %. За досвідом буріння свердловин у США, рекомендується величину перепаду тисків у свердловині підтримувати в межах 0—3,5 МПа. Тоді у разі своєчасно виявленого моменту входження в зону з НГПТ за умови підтримання величини перепаду тиску з'являється можливість безаварій­ного буріння свердловини. Слід здійснювати контроль за пластовим тис­ком у процесі буріння свердловини і проводити її на промивальній рідині з мінімально потрібною густиною.