Освоение газовых скважин

Освоение скважин - методы освоения, описание процесса

Освоение скважины — это комплекс геолого-технологических мероприятий, направленных на вызов притока из продуктивного пласта и обеспечивающих сохранение максимальной продуктивности  коллектора.

Цель освоения — восстановление естественной проницаемости пласта-коллектора, очищение перфорационных отверстий и получения того количества продукции скважины, которое соответствует потенциальным возможностям конкретной скважины.

Способы вызова притока жидкости (освоения) выбираются исходя от текущего значения пластового давления. В скважинах, где пластовое давление значительно превышает гидростатическое давление (фонтанные скважины), вызвать приток технологически проще, чем в скважинах с низким пластовым давлением, в которых нередко приходится применять специальные меры. При этом в скважинах с низкой проницаемостью пласта, необходимо дополнительно проводить работы по увеличению проницаемости.

Различают следующие способы освоения скважин: замена скважинной жидкости на жидкость с меньшей плотностью, свабирование, компрессирование, освоение струйным насосом, тартание, освоение глубинными насосами, освоение при помощи ГНКТ.

Замена жидкости на более легкую

Проводят смену скважинного раствора прямой или обратной промывкой при спущенных НКТ и герметизированном устье. Глинистый раствор заменяют на пластовую воду, пластовую воду на пресную или нефть, а нефть замещают различными пенными системами.

При смене пластовой воды плотностью 1200 кг/м³ на нефть с плотностью 900кг/м³ максимальное снижение давления составит всего (1200-900)/1200 * 100% = 25% от давления создаваемого столбом пластовой воды. Если данным методом вызвать приток нефти из пласта не удается, применяют другие способы освоения. Обычно это свабирование или компрессирование.

Свабирование

Одним из самых распространенных способов снижения забойного давления в скважине является свабирование. Сваб представляет собой поршень, оборудованный клапаном, который спускают на кабеле в лифт НКТ. Клапан при спуске поршня вниз открывается, а при ходе вверх закрывается. Уплотнение сваба достигается за счет резиновых манжет, укрепленных на металлическом стержне.

Глубина погружения сваба зависит от технических возможностей геофизической станции, на которой установлен барабан с кабелем, на котором спускается сваб и геофизические приборы. За один подъем сваб выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью кабеля и обычно не превышает 250м. Соответственно объём выкачиваемой жидкости за один рейс составляет не более 0,75м³ для НКТ 73мм, и не более 1м³ для НКТ 89мм. По факту максимальные объёмы выносятся свабом в самом начале проведения работ, когда уровень жидкости в скважине практически возле устья, глубина погружения сваба мала и сам сваб находится в неизношенном состоянии.

Устье при свабировании открыто для выноса жидкости, но возможность герметизации скважины всегда имееется. Обычно роль герметизирующего устройства играет задвижка на фонтанной арматуре. Иные схемы компоновки устьевого оборудования, не предусматривающие налчичие фонтанной арматуры запрещены.

Свабирование выполняется в колоннах НКТ с наружним диаметром 73 и 89мм. Спущенные в скважину НКТ должны быть новыми или подготовленными и прошаблонированными, иметь постоянный внутренний диаметр, быть плотно подогнанными в муфтах.

Свабирование достаточно долгий способ освоения. Поэтому когда есть возможность то применяют компрессирование инертным газом.

Компрессирование

При компрессировании приток в скважину получают вследствие снижения уровня жидкости в трубах за счет ее вытеснения газом. Перед компрессированием в скважину спускают лифт НКТ, в которой установлены на предварительно рассчитанных глубинах пусковые муфты с отверстиями или специальные пусковые клапаны.

Подбивают компрессорный агрегат, в затрубное пространство нагнетают инертный газ и снижают уровень жидкости. Когда уровень жидкости в затрубном пространстве достигает уровня размещения пусковой муфты лифта НКТ, происходит резкое падение в затрубном пространстве, а через трубное пространство на поверхности поступает смесь закачиваемого газа со скважинной жидкостью. Давление в затрубе стабилизируется после полного выброса жидкости из трубок, и закачиваемый газ одновременно выходя через пройденную пусковую муфту начинает снова отдавливать жидкость в затрубе до следующей муфты или воронки НКТ.

Освоение струйными насосами

Использование струйных насосов позволяет:

• Осваивать скважины с низким пластовым давлением;
• Производить снижение забойного давления, создавать плавную, управляемую депрессию на пласт с подачей рабочей жидкости как в трубное, так и в межтрубное пространство;
• Производить спуск в скважину автономных глубинных манометров с целью оценки величины создаваемой во время работы депрессии и характера притока из пласта;
• Производить закачку ПАВ, кислот в пласт под давлением.

Тартание

Тартание — это метод освоения скважины жидкости желонкой, которая спускается на тонком канате с помощью лебедки. Желонка представляет собой трубу длиной 8м, в нижней части которой находится клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки находится скоба для установки каната. Обычно диаметр желонки не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За одно СПО желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06м³.

Тартание — крайне малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения. Герметизация устья при фонтанных проявлениях не возможна до полного извлечения желонки на поверхность.

Возможность извлечения различного рода осадка с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине дают этому способу преимущества. Данный метод широко распространен при нормализации забоя скважин после проведения ГРП, когда интервал перфорации частично или полностью пересыпан проппантом.

Освоение глубинными насосами

На истощенных месторождениях с просаженным пластовым давлением, где фонтанные выбросы маловероятны, скважины осваиваются откачкой из них жидкости насосами, спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Р_заб<Р_пл, при котором из продуктивного пласта начинает поступать флюид. Принято что данный метод эффективен в тех случаях, когда уже известно, что скважине не требуется глубокая, длительная депрессии для очистки призабойной зоны от раствора глушения. Перед спуском насоса скважина обязательно промывается до забоя водой или нефтью.

Освоение пенными системами

Метод похож по своей технологии на компрессирование. Данный способ заключается в том, что вместо инертного газа в затруб закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, и это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.

Для освоения к скважине подбивают передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре.

При закачке газожидкостной смеси на пузырьки газа действует архимедова сила, под действием которой они всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3- 0,5м/с.

При освоении скважины газированной жидкостью к устью присоединяется через смеситель линия от насосного агрегата, ко второму отводу смесителя — выкидная линия компрессора. Сначала запускается насос и устанавливается циркуляция. Скважинная жидкость сбрасывается в земляной амбар или другую емкость. При появлении на устье нагнетаемой чистой жидкости (вода, нефть) запускается компрессор, и сжатый газ подается в смеситель для образования тонкодисперсной газожидкостной смеси. По мере замещения жидкости газожидкостной смесью давление нагнетания увеличивается и достигает максимума, когда смесь подойдет к башмаку НКТ. При попадании газожидкостной смеси в НКТ давление нагнетания снижается.

Газожидкостный эжектор

Технология вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов состоит в приготовлении с помощью последних, насосного и компрессорного оборудования двухфазных пен, закачивании их в скважину для вытеснения воды и создании необходимой величины депрессии на забое за счет меньшей плотности пены и ее самоизлива.

Применение эжектора для приготовления пен позволяет использовать в качестве источников сжатого воздуха компрессоры пневматической системы буровой установки или передвижные компрессоры высокого давления.

Рис. 1. Схема использования газожидкостного эжектора

Освоение с ГНКТ

Комплекс работ при освоении потенциального объекта с помощью установки гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) включает в себя операции, предшествующие освоению и осуществляемые при вызове притока. К технологическим операциям, прешествующим освоению, относятся:

1. Подготовительные работы к перфорации.
2. Перфорация.
3. Подготовительные работы к вызову притока.

К технологическим операциям по вызову притока относят мероприятия, при реализации которых достигается снижение забойного давления и создание условий для фильтрации пластового флюида из продуктивного пласта в скважину с последующим подъемом флюида на поверхность.

Преимущества использования ГНКТ:

• Сокращение времени и повышение безопасности СПО за счет исключения свинчивания-развинчивания резьбовых соединений;
• Улучшение условий прохождения интервалов набора кривизны и протяженных горизонтальных участков скважин;
• Повышение технико-экономических показателей бурения и освоения скважин;
• Исключение необходимости глушения скважин и, как следствие, сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта;
• Обеспечение герметичности устья скважины, что создает возможность управления ситуациями, связанными с вероятными выбросами и фонтанированием;
• Возможность бурения части ствола и обслуживания скважин с созданием режима депрессии на забое;
• Компактность бурового оборудования с возможностью применения на ограниченных размерах рабочих площадок.

Недостатки ГНКТ:

• Отсутствие возможности проворота колонны гибких труб в скважине;
• Сложность ремонта колонны гибких труб в промысловых условиях;
• Ограничение длины колонны гибких труб диаметром барабана для намотки трубы;
• Сложность изготовления колонны гибких труб;
• Вероятность чрезмерного скручивания колонны гибких труб в скважине и повреждение.

www.geolib.net

Газовые и газоконденсатные скважины - НефтеМагнат

ГЛАВА

3

ГАЗОВЫЕ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ СКВАЖИНЫ

Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в осадочном чехле и фундаменте земной коры на различных глубинах: от 250 до 10 000 м и более. Для извлечения пластового флюида на поверхность бурятся газовые и газоконденсатные скважины. По назначению скважины подразделяются на: разведочные, эксплуатационные, наблюдательные и нагнетательные. Газовые скважины используются для: 1) движения газа из пласта в поверхностные установки промысла; 2) защиты вскрытых горных пород разреза от обвалов; 3) разобщения газоносных, нефтеносных и водоносных пластов;

4) предотвращения подземных потерь газа; 5) получения информации о пласте и забое.

Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях. Действительно, давление газа в скважинах доходит до 100 МПа, температура газа достигает 523 К. В процессе освоения, исследований, капитального ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движующегося в скважине.

В общих капитальных вложениях в добычу газа удельный вес строительства скважин может составлять 60 — 80 % в зависимости от глубины залегания месторождения, геологических условий бурения скважин, географических условий расположения месторождений.

Долговечность работы и стоимость строительства скважин во многом определяются их конструкциями.

Оборудование газовой скважины, необходимое для ее эксплуатации, испытания и исследований, состоит из наземного и подземного.

К наземному оборудованию газовых скважин относится арматура и аппаратура, устанавливаемые на устье скважины.

Подземное оборудование включает оборудование забоя и ствола скважины. Оборудование забоя, через который осуществляется сообщение пласта со скважиной, предусматривает обеспечение рабочего дебита при длительной эксплуатации скважин без осложнений и аварий в течение всего срока разработки месторождения. Оборудование ствола скважины состоит из ряда обсадных колонн, включая кондуктор, промежуточную и эксплуатационную колонны, обеспечивающих надежность эксплуатации скважины в течение всего периода ее работы, и насосно-компрессорных труб (НКТ), спускаемых для подачи газа от забоя до устья, пакеров, забойных и приустьевых клапанов и клапанов для подачи ингибиторов для борьбы с коррозией и гидратами.

3.1. ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА И ОСВОЕНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

3.1.1. ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Вскрытие газового пласта является завершающим процессом бурения скважины. Технология вскрытия продуктивного пласта значительно влияет на условия освоения и определяет продуктивную характеристику скважины. Методы вскрытия пласта зависят от текущего пластового давления, прочности и фильтрационных характеристик, ожидаемого дебита продуктивного пласта и других факторов.

При вскрытии продуктивного пласта нарушается упругое равновесие пород вокруг ствола скважины. При этом изменяются структура порового пространства и прочностные характеристики пласта, что может привести к значительному снижению проницаемости призабойной зоны пласта и дебита газа.

Для восстановления дебитов обычно рекомендуется интенсификация притока путем создания вертикальных трещин с помощью гидропескоструйной перфорации.

При вскрытии и освоении скважин происходит перестройка напряжений в призабойной зоне за счет снижения пластового давления при постоянстве горного давления. Это может привести к тому, что перед началом деформации вышележащего массива горных пород произойдет расширение пор пласта, нарушающее целостность пород призабойной зоны. В последующем при деформации всего массива вышеле-138 жащих горных пород соотношение горного и пластового давлений изменяется, что ведет к уменьшению пористости, а следовательно, возможны соответствующие нарушения целостности пород призабойной зоны. Указанные явления могут приводить к деформациям призабойной зоны. Эти явления усиливаются акустическими колебаниями пород, возникающими при эксплуатации скважины при дебитах, когда фильтрация газа сопровождается нарушением линейного закона фильтрации.

При вскрытии продуктивного пласта должна быть исключена возможность открытого фонтанирования скважины и в то же время сохранены природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны. Если проницаемость пород мала, принимаются меры к улучшению фильтрационных свойств призабойной зоны скважины путем применения различных методов интенсификации притока газа. Кроме того, необходимо, чтобы работали все вскрытые при бурении интервалы пласта. Это гарантирует длительную безводную эксплуатацию скважин (максимальный коэффициент газоотдачи), наилучшие условия притока газа из каждого пропластка, минимальные коэффициенты фильтрационного сопротивления и высокие энергосберегающие дебиты газа.

Предупреждение открытого аварийного фонтанирования достигается противодавлением столба бурового раствора на забой. Для этого необходимо, чтобы давление столба бурового раствора в стволе скважины на забой на 10—15 % превышало ожидаемое пластовое давление, что создается путем применения бурового раствора, в котором регулируется его плотность. Например, используются меловой раствор с добавками для его утяжеления барита или гематита, раствор с добавками КМЦ (карбонил-метил-целлюлоза) и др. При низком качестве бурового раствора вода может фильтроваться в пласт на глубину от нескольких сантиметров до метра и более. На стенках ствола скважин образуется плотная глинистая корка, которую довольно трудно удалить. Отметим, что проницаемость глинистой корки обычно на два порядка ниже проницаемости пласта. Наличие глинистой корки и от-фильтровавшейся в пласт воды резко снижает коэффициенты фильтрационного сопротивления призабойной зоны скважины. Поэтому при вскрытии продуктивного горизонта необходимо обращать особое внимание на качество бурового раствора. Водоотдача бурового раствора должна быть минимальной — до 2 — 3 см³ за 30 мин, условная вязкость в преде-

Рис. 3.1. Схема гидродинамически соверш

www.neftemagnat.ru

Освоение газовых и нефтяных скважин

Перед вводом нефтегазовых скважин в эксплуатацию последним этапом процесса подготовки является их освоение и испытание. Первое необходимо для «запуска» притока в скважину энергоносителя, второе представляет собой начальный, «тестовый» режим работы, с параллельным снятием показателей эффективности и принятием решения о дальнейшей судьбе забоя.

Освоение скважин

Традиционное освоение скважин месторождения начинается после завершения всех основных этапов работ – бурения, раскрытия пластов и перфорирования обсадных колонн. Очевидно, что поверхности пластов и призабойных зон при этом сложно назвать чистыми – бурильные работы оставляют после себя глинистые корки и взвеси, а сильнейшая вибрация при перфорации заставляет прилежащие слои грунта практически слипаться. В результате проницаемость их падает практически до нуля, и для вызова притока в скважину подобную ситуацию приходиться исправлять.

Решение состоит в организации в скважине депрессии (иначе говоря – создания области пониженного давления, значительно уступающего по величине собственному давлению внутри пластов нефти или газа). При этом не следует упускать из виду тот факт, что в пластах с наиболее высокими показателями внутреннего давления резкая депрессия может вызвать неконтролируемый прорыв и фонтанирование энергоносителя – в отдельных случаях могущее вызвать еще и пожары.

Способы освоения скважин методами вызова притока

На сегодняшний день освоение нефтяных и газовых скважин осуществляется шестью различными методами:

• тартанием
• свабированием
• заменой жидкости в скважине на менее плотную
• компрессией
• прокачиванием газожидкостных смесей
• откачиванием скважинных жидкостей насосом

При этом фланцы обсадных колонн в обязательном порядке оснащаются задвижками, способными выдержать сверхвысокое давление и остановить (если возникнет такая необходимость) внезапное фонтанирование.

• Освоение скважин тартанием

  Основным механизмом удаления жидкости при этом методе служит своеобразный «ковшик» в виде желонки с клапаном и штоком, опускающийся в скважину на канате. Производительность такого способа крайне мала – и его использование в 21 веке оправдывается только качественным извлечением глинистых растворов и осадков.

• Освоение свабированием

  В данном случае механизмом откачки служит уже не желонка, а снабженная клапанами с эластичными манжетками труба. Производительность этого процесса в 10-20 раз превосходит предыдущий, и на вертикальных скважинах метод применяется достаточно часто.

• Освоение заменой жидкости

  Способы освоения скважин этим методом заключаются в вытеснении под давлением из ствола шахты плотной глинистой взвеси путем промывки. Промывочной жидкостью при этом служит дегазированная нефть либо обычная вода, причем направление промывки может быть и прямым, и обратным.

• Освоение компрессией

  Данный способ базируется на закачке в скважинную жидкость воздуха (либо любого иного газа) с помощью компрессора. Насыщение смеси газом значительно понижает ее общую плотность и, как следствие, уровень давления. К сожалению, на глубоких (до 5 км) и неустойчивых коллекторах метод неприменим.

• Освоение прокачкой газожидкостных смесей

  Такое освоение нефтяных скважин во многом схоже с предыдущим по конечному результату. Отличие же состоит в самом процессе – где вместо насыщения газом внутренней жидкости она заменяется на уже газированную с заранее заданной величиной давления.

• Освоение скважин откачиванием скважинных жидкостей насосом

  Так производится, прежде всего, освоение горизонтальных скважин, а также освоение газовых скважин с пониженным давлением в пластах. Метод известен своей эффективностью – но лишь при условии отсутствия нужды в значительной депрессии.

Испытание скважин

Какими бы ни были способы освоения скважин – без дальнейшего испытания подготовленной шахты запускать ее в эксплуатацию запрещается. Тестирование обычно производится в различных режимах, и по итогам испытаний выводят зависимость «депрессия-дебит» в виде графика. Предельные пики индикации на нем и будут теми режимами, на которых приток должен быть максимальным.

Длительность испытательного процесса обычно составляет 3-4 суток (со снятиями показаний дебита и забойного давления каждые 24-36 часов, а давления в устье – каждые 2-4 часа). Далее запускается процесс пробной эксплуатации в режимах, являющихся оптимальными (причем при многопластовости забоя испытательные процессы ведутся от нижних пластов к верхним).

Итоги испытаний фиксируются в результирующем акте – и, в зависимости от них, скважина либо передается в полноценную эксплуатацию, либо консервируется, либо (если результаты негативны) – готовится к ликвидации.

www.png-drilling.ru

Освоение - газовая скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Освоение - газовая скважина

Cтраница 1

Освоение газовых скважин производится обычно путем замены промывочной жидкости на воду с последующей аэриза-цией. Свабирование в газовых скважинах, как правило, не разрешается. В случаях же его применения необходимо тщательно контролировать качество извлекаемой жидкости, ее уровень и состояние скважины, чтобы своевременно извлечь сваб при первых признаках фонтанирования.  [1]

При освоении газовых скважин перед возбуждением притока газа с целью очистки забоя скважины ( если нет опасности газового выброса из-за понижения противодавления на пласт) заменяют в ней глинистый раствор водой. После этого в газовую скважину спускают колонну фонтанных труб, по которой в дальнейшем происходит движение газа от забоя к устью.  [2]

При освоении газовых скважин можно предположить, что при значительном понижении проницаемости поступление газа в скважину будет снижено, во всяком случае, в первое время.  [3]

При освоении газовых скважин перед вызовом притока газа с целью очистки забоя скважин глинистый раствор заменяют водой. Затем в газовую скважину спускают колонну фонтанных труб, по которым в дальнейшем происходит движение газа от забоя к устью, вызываемое продавливанием скважины сжатым воздухом или газом.  [4]

При освоении газовых скважин опасные моменты, а следовательно, i требования техники безопасности аналогичны требованиям при эсвоении нефтяных скважин.  [5]

В процессе освоения газовых скважин на ЗНГКМ перед перфорацией продуктивного горизонта производились глубинные замеры по проверке соответствия удельного веса жидкости в стволе скважины, которая не превышает необходимого противодавления на забой скважины и вскрываемый объект. Благодаря такому инструментальному контролю плотность жидкости в стволе скважины приведена в соответствие с требованиями проектов и правил разработки. В результате жидкость в меньшей степени проникает в ПЗП, и средняя продуктивность скважин на первом промысле Заполярного НГКМ превысила 500 тыс. м3 газа в сутки на 1 кг / см2 депрессии на пласт, что значительно превышает этот показатель соседних площадей Ямбургского, Песцового и Находкинского месторождений сеноманского газа.  [7]

В некоторых случаях освоение рядом расположенных газовых скважин производят сжатым газом, который подводят по газопроводу от работающей скважины.  [8]

Вопрос о трудностях освоения газовых скважин остается пока открытым, так как серьезных препятствий блокирующие зоны не оказывают. Они являются существенной преградой для движения воды и особенно нефти. Эти флюиды иногда не могут пройти через блокирующую зону даже при значительных депрессиях.  [9]

В ряде случаев для освоения газовой скважины используется газ, юдводимый по газопроводу от соседней скважины или промысловой азосборной сети.  [10]

По вопросу применения ПАВ для освоения газовых скважин нами совместно с ВНИГНИ и ВНИГРИ разработаны подробные планы работ. В ближайшее время испытания будут проведены на скважинах.  [11]

По окончании бурения, очистки и освоения газовой скважины производится ее испытание, имеющее целью выяснить характер скважины. Глубина, диаметр, конструкция скважины, способ оборудования забоя, качество пород, литология пласта и его мощность известны по данным бурения.  [12]

На Харвутинской и Анерьяхинской площадях Ямбургского и Песцовом НГКМ при освоении газовых скважин на сеноманские отложения депрессия на пласт достигает 10 кг / см2 при дебите 500 - 700 тыс. м3 газа в сутки, т.е. показатели более чем в 10 раз хуже в сравнении с результатами, полученными при освоении сеноманских скважин Заполярного НГКМ.  [13]

Книга посвящена актуальной проблеме - повышению качества вскрытия продуктивных пластов и освоению газовых скважин. Изложены вопросы повышения качества геологической информации, получаемой в процессе испытания скважин. Приведены анализ процессов вскрытия пластов с АВПД и основные результаты экспериментальных исследований по изучению влияния различных факторов на естественную проницаемость продуктивных отложений. Также рассмотрены особенности процесса испытания скважин в условиях АВПД и вопросы искусственного воздействия на пласт. Материал проиллюстрирован на примере газовых месторождений Средней Азии.  [14]

Для вовлечения в разработку всего перфорированного интервала и повышения продуктивности скважин, в процессе освоения газовых скважин на Заполярном НГКМ, был предложен, разработан и реализован новый способ вторичного вскрытия продуктивных пластов.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Освоение скважин - виды и методы

Освоение скважин – это ряд действий, направленных на их развитие и обеспечение постоянной продуктивной работы, которую можно ожидать в соответствии с условиями месторождения. Поскольку после вскрытия пластов и установки обсадных труб поверхности могут быть затянуты слоем глины, скважину необходимо осваивать для удаления корки. Также освоение может потребоваться, если ударные волны, которые влияют на пласты при перфорации ствола, вызвали создание области с чрезмерно низким показателем проницаемости.

Главной задачей освоения скважин является восстановление равномерной и максимально высокой проницаемости всего ствола, чтобы продуктивность была наиболее высокой.

Виды процесса освоения скважин

Данная процедура может проводиться разными способами. Выбор конкретного метода зависит от показателей давления, риска появления осложнений наподобие фонтанирования, типа эксплуатации и других особенностей.

Освоение скважин производится одним из шести ключевых методов:

• Поршневание.
• Тартание.
• Обновление жидкости для скважины.
• Компрессорная обработка.
• Прокачка смеси газа и жидкости.
• Откачка жидкости при помощи насосов глубинного типа.

Подготовительный этап перед любым методом является обязательной частью. На устье монтируется арматура, которая потребуется в ходе освоения скважины, а фланец обсадной трубы имеет задвижку, которая сможет перекрыть ее при необходимости.

Поршневание

Данный способ, который также известен как свабирование, характеризуется опусканием вниз поршня, сделанного из трубы с небольшим обхватом и клапаном, который открывается при спуске на дно. Снаружи трубы в местах примыкания сочленений находятся манжеты из резины с усилением из проволоки. В процессе опускания трубы-поршня жидкость, которая находится в стволе, перетекает на уровень выше, и когда поршень поднимается, его клапан перемещается в закрытое состояние. Таким образом, поршень выталкивает объем жидкости, равный степени его погружения (по закону Архимеда).

Чаще всего глубина, на которую опускается поршень, варьируется в пределах 70-150 метров. Поршневание отличается существенной производительностью, однако имеет и минусы: так, из-за каната устье скважины нельзя закрыть полностью. Из-за этого при работе возникает риск внезапного выброса, который нельзя будет предотвратить.

Тартание

Тартание – это способ, при котором из скважины достается жидкость при помощи специальной желонки, опускаемой вниз на канате с лебедкой. Внизу желонки расположен клапан, который открывается при упоре ее в дно, а сверху есть крепления для каната или шнура. Диаметр изделия обязательно должен быть меньше параметров трубы, иначе желонка застрянет в обсадной колонне, что создаст трудности при дальнейшей эксплуатации скважины.

Вывод жидкости при помощи тартания представляет собой весьма затратную по времени и силам работу, при которой задвижка не может перекрыть колонну целиком, если это понадобится. Тем не менее, такой способ позволяет вытащить осадки глины и следы раствора с самого уровня забоя, а возможность регулировать жидкостный уровень в скважине делает способ популярным в отдельных случаях.

Обновление скважинной жидкости

Освоение скважин, которое производится таким способом, возможно при спущенных трубах в стволе, при этом устье плотно закрывается, поэтому, риск фонтанирования исключен. Метод особенно хорош при освоении источников с сильным давлением внутри пластов или при наличии специальных коллекторов, которые легко освоить. Главным недостатком метода считается серьезная потеря давления: его снижение составит не больше четверти от показателя давления глиняного вещества. Процесс замены осуществляется насосами, в том числе буровыми. В ряде случаев используется вместе с поршневанием.

Компрессорный метод освоения

Данный способ чаще всего используется для разработки фонтанных скважин, а также источников механизированного типа. В ствол опускается труба НКТ, устье оснащается арматурной конструкцией, а к пространству между трубами подключается трубопровод нагнетательного типа с мобильным компрессором. В процессе нагнетания газа происходит вытеснение жидкости к башмаку трубы. Попавший внутрь газ действует на жидкость в НКТ, и давление падает.

При освоении необходимо строго контролировать процедуру, поскольку устье может непредвиденно фонтанировать, и поэтому метод компрессорного типа более безопасный и дает возможность эффективнее всего очистить призабойный участок. Ограничение на использование метода распространяется в скважинах, которые бурились в неустойчивых пластах.

Закачка газа и жидких веществ

Освоение скважин данным способом производится следующим образом: в пространство между трубами заливается смесь газа и воды либо нефтяной жидкости. Смесь имеет определенную плотность, которая ниже, чем у просто жидкости, и благодаря возможности регулировки освоение может пройти по-разному. Данный способ может применяться при большой глубине разработки. Для работы у скважины должен быть установлен компрессор, насос с возможностью организации такого же по силе давления, емкости под жидкость и устройство для добавления газа. Процесс нагнетания характеризуется движением смеси по вертикальной оси с постоянными перепадами температурного режима и давления. Главным недостатком метода считается сложность осуществления работ по насыщению жидкости газами, а следовательно, его высокая стоимость.

Освоение насосами скважинного типа

Данный способ используется, если скважина уже практически полностью истощена, и фонтанный эффект практически исключен. При этом методе внутрь опускаются насосы скважинного типа, которые достигают определенной глубины и выкачивают жидкость. При этом давление в забое снижается, и постепенно достигаются условия, при которых из пласта идет приток жидкости. Непосредственно перед спуском устройства скважину промывают (процесс может происходить и зимой, но это требует подогрева промывочной жидкости).

Читайте также:

snkoil.com

Освоение нефтяных и газовых скважин.

Освоением скважины называется вызов притоков нефти или газа из скважины путем уменьшения давления столба жидкости (бурового раствора) на забой скважины.

Освоение проводят после бурения скважины, перед сдачей ее в эксплуатацию.

Способы освоения скважин.

1. уменьшение плотности бурового раствора путем разбавления его водой или другими более легкими жидкостями.

2. аэрирование (продувание через него газа, воздуха) – разбавляя воздухом, уменьшается плотность, и раствор становится легче.

3. понижение уровня жидкости в скважине, путем тартания (черпания) желонкой, представляющая собой трубу, внизу который расположен клапан открывающийся внутрь – опускается на лебедке и вычерпывается.

или свабирование свабом (поршень опускается на канате до забоя и быстро поднимается).

Применение сваба и тартания желонкой для фонтанирующих скважин – запрещается, так как в этих случаях устье должно быть открытым, а это приводит к выбросу, аварии.

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ

Направление

Кондуктор

Техническая

Эксплутационная

НКТ

Пакер

Конструкция скважины – это сведения о диаметре и глубинах спуска обсадных колон, диаметрах долот и высоты подъема цементного раствора за обсадными колонами.

Должна отвечать следующим требованиям:

1) Устойчивость стенок ствола и надежное разобщение нефтеносных, газоносных и водяных пластов друг от друга.

2) Надежное сообщение ствола скважины с продуктивным пластом.

3) Герметизация устья и направление извлеченной жидкости в систему сбора и подготовки, а также нагнетание жидкостей и газа в пласт.

4) Возможность спуска в скважину подъемных средств, для извлечения из пласта нефти или газа.

5) Возможность проведения различных скважинных исследований, и ремонтно-профилактических работ, со спуском приборов или специального оборудования для обеспечения высоких характеристик скважин.

Обсадные колоны в порядке их спуска называют:

1. Направление – предохраняет от размыва промывочным раствором рыхлых пород в близи устья скважины, глубина 150м. диаметр 420мм.

2. Кондуктор – 2-ой ряд обсадных колон, перекрывает и изолирует трещиноватые и кавернозные пласты, которые встречаются в верхней части разреза и осложняют бурение, если их не перекрывать. В условиях Севера перекрывают многолетние мерзлые породы (ледяные линзы). Глубина до 600м. диаметр 324мм.

3. Техническая – служит для перекрытия пластов, которые могут поглощать промывочную жидкость, обваливаться или из них поступает много жидкости или газа. Глубина 1200 – 1400м. диаметр 245 – 219мм. В сеномане техническая колонна будет эксплуатационной.

4. Эксплуатационная – служит для эксплуатации скважины. Глубина 900м и более диаметр 168мм.

Все колонны цементируются от забоя до устья, цемент подается в ствол скв. Межколонное давление после цементирования, должно равно 0, если выше, то не герметичность цемента. Если происходит выход газа на поверхность возле устья – это называется ГРИФОНОМ или нефтегазопроявлением.

НКТ – насосно-компрессорные трубы. Служит для направления потока жидкости по стволу скважины, а так же для проведения различных скважинных исследовании и ремонтно профилактических работ. Она спущена до верхних отверстий перфорации. Сеноман – 168мм. Валанжин – 89мм. Нефть – 73мм.

Пакер– резиновое уплотнение между НКТ и эксплуатационной колонной (представляет собой резиновый сальник). Служит для герметизации межтрубного пространства на определенной глубине.

Конструкция должна быть долговечной, герметичной, надежной в эксплуатации и не дорогой. Фонтанная скважина оборудуется наземным и подземным оборудованием.

 

---

Дата добавления: 2016-07-29; просмотров: 4012;

---

Похожие статьи:

poznayka.org

методы, описание процесса, безопасность. Ремонт скважин

Процесс освоения и последующего поддержания рабочего состояния скважины представляет собой комплекс технологических операций, направленных на извлечение целевого материала. Формирование бурового тоннеля осуществляется разными способами, отличающимися как техническим обеспечением, так и конфигурацией применения агрегатов и приспособлений. Выбор метода, по которому планируется освоение газовых скважин, в немалой степени зависит от условий проведения работ. Инженеры предварительно рассчитывают нагрузки на призабойную зону и на основе полученных данных разрабатывают план рабочих мероприятий.

Подготовка к освоению

Перед началом освоения к устью скважины подается монтажная арматура, с помощью которой будет возможна техническая организация процесса разработки. Независимо от выбранного метода освоения, на фланец смонтированной обсадной колонны ставится задвижка с повышенным давлением. Она потребуется в случае принятия решения о перекрытии ствола. В рамках подготовки выполняется прободение выработки и монтаж забоя, после чего можно приступать к погружению в образованный колодец насосно-компрессионного оборудования. В обязательном порядке освоение скважины предусматривает возможность выведения наплывов из пластов. Эта операция также включается в список предохранительных мероприятий на случай предотвращения аварий или воздействия нежелательной нагрузки на оборудование.

Анализ скважины

Для уточнения или коррекции метода освоения производятся исследовательские работы. Посредством разбиения кольматационных продуктов скважины через водяные потоки специалисты выявляют характеристики пластов. На этом же этапе может проводиться отделка поверхностей сухим льдом. Далее, минуя рабочую полость, рабочие очищают фильтры. Промывка затрубной зоны осуществляется через башмак фильтра. Затем подготавливается окончательный проект, в соответствии с которым производится освоение скважин. Способы освоения, представленные ниже, выбираются на основе зафиксированных параметров скважины и внешних условий для эксплуатации оборудования.

Тартание

В соответствии с этой методикой производится извлечение жидкости, которая спускается посредством лебедки и желонки на тонком канате толщиной порядка 16 мм. Желонка представляет собой трубный 8-метровый контур, нижняя часть которого обеспечена клапаном со штоком. В момент оказания упорного действия на шток клапан будет открываться. С обратной стороны желонки находится крепление для каната – как правило, скобяное приспособление. Труба обычно имеет в диаметре не более 70 % от толщины обсадной колонны. За один спусковой подход она должна выносить жидкость в объеме до 0,06 м3. Как показывает практика, освоение скважины тартанием является трудоемким процессом с низкой производительностью. Главный же недостаток этого метода заключается в ограниченных возможностях его использования. Связано это с тем, что задвижку нельзя закрывать в ходе извлечения желонки в случае фонтанных проявлений. С другой стороны, рабочие получают возможность эффективного извлечения осадка при полном контроле жидкостного уровня в скважине.

Метод поршневания

Также эта техника называется свабированием, так как в качестве рабочего агрегата может использоваться и поршень, и сваб. Оба устройства спускаются в насосно-компрессорную трубу с помощью каната. Поршень может иметь диаметр от 25 до 35 мм в среднем, а по конструкции он представляет собой малую трубу с клапаном, который открывает верхнюю часть устройства. Для этого приспособления особенно важна укрепляющая обвязка по внешним поверхностям. В качестве элементов укрепления могут применяться резиновые манжеты или проволочная сетка. По мере того как выполняется бурение, освоение скважин поршневанием реализуется в виде забора воды. Клапан открывается под давлением жидкости и переходит на верхний уровень. И напротив, в ходе подъема агрегата клапан закрывается, вода опускается, а обвязка сильнее уплотняет стенки трубы. Один спуск дает возможность извлечения ровно того объема жидкости, который был вобран в полость выше уровня клапана при погружении. В показателе производительности метод поршневания примерно в 10 раз превышает аналогичное значение при использовании тартания.

Метод замены скважинной жидкости

Технология также предполагает работы с насосно-компрессорными установками, но при условии полной герметизации устья. Создание заслонки на поверхности позволяет предотвратить фонтанные проявления и выбросы из скважины, что повышает надежность метода. При выходе из процесса бурения скважина заполняется глиняной массой, а после осуществления промывочных действий дегазированной нефтью или водой можно значительно снизить и коэффициент забойного давления. Данный способ эффективно себя показывает в разработке скважин, характеризующихся высоким давлением пластовых наплывов. Собственно, этим и выгодно освоение скважины путем замены жидкости и очистки месторождения. Обновление можно производить и с помощью насосно-компрессорных агрегатов, и посредством буровых установок. Иногда, если есть уверенность в безопасности скважины с точки зрения оказания высоких нагрузок на оборудование, дополнительно задействуется и поршневой механизм извлечения жидкости.

Метод освоения закачкой газа

В данном случае реализуется технология освоения, похожая на замещение жидкими смесями. В качестве рабочего наполнения используется комбинация газа и нефтяной жидкости. Полученная смесь заполняет пространство между погруженными трубами. В итоге создается напряжение между поданной смесью и жидкостью скважины, в условиях которого появляется возможность регуляции процесса освоения. Этот метод оптимально подходит для работ на больших глубинах, но его осуществление предусматривает использование труб и компрессорных установок высокого давления. Поскольку освоение скважин происходит под постоянными колебаниями температуры, поверхности оборудования также должны иметь усиленную внешнюю защиту. Кроме того, работа с газообразными смесями предъявляет высокие требования к мерам безопасности в ходе работы, а это повышает и стоимость мероприятия.

Методы освоения для нагнетательных скважин

Работа с нагнетательными скважинами немногим отличается от аналогичных мероприятий с добывающими месторождениями. Также используются методы получения целевого притока из пластов посредством дренирования с очисткой призабойного участка. Но есть и определенные отличия. Главное из них заключается в использовании метода плавного запуска. Это значит, что в процессе забора происходит медленное увеличение оборотов, при которых на пиковой мощности обслуживается больший объем жидкости. Также методы освоения скважин нагнетательного типа ориентируются на высокую степень открытости каналов с растущими показателями приемистости. То есть растет поглотительная способность скважинного обеспечения, что сказывается и на увеличении производительности.

Использование компрессорных установок

Большинство методов освоения месторождений предполагают подключение компрессорных станций. Обычно задействуются передвижные установки разных конструкций с объемом подачи порядка 8 м³/мин. Наиболее производительные агрегаты с гусеничной ходовой частью способны обслуживать скважины и с потенциалом перекачки в 16 м³/мин, но они относятся к узкоспециализированным средствам, способным работать в условиях повышенного давления. К наиболее современным с технологической точки зрения компрессорам можно отнести дизельные свободнопоршневые станции. Такие агрегаты для освоения скважин запускаются от баллонов со сжатым воздухом без необходимости выполнения предварительного подогрева. Выбор компрессорной техники для конкретного месторождения зависит от характеристик скважины. Причем мощность с подачей далеко не всегда играют ключевую роль в выборе. Так, в глубоких и узких скважинах целесообразнее использовать компактные, точные и в то же время функциональные установки.

Освоение с гибкими трубами компрессорной установки

Некоторые проекты, исследующие потенциал еще не освоенного месторождения, предусматривают выполнение своего рода разведки с помощью гибкого насосно-компрессорного оборудования. Данное мероприятие предшествует реализации действий, относящихся к вызову притока. На этом этапе работы по освоению скважины обычно производятся следующие операции:

• Подготовка к перфорации.
• Непосредственно выполнение перфорации.
• Подготовка к вызову притоков.

Под перфорацией понимается пробуравливание скважины с целью повышения объема притоков. То есть на этой стадии не обязательно должна производиться организация притока в определенных объемах, но как минимум прикладываются усилия для будущего повышения продуктивности этой части процесса.

Ремонтные работы на скважинах

Под ремонтными мероприятиями понимается комплекс мер, направленных на поддержание или улучшение работоспособности цементного кольца, обсадных колонн и других элементов скважинной конструкции. К аварийным восстановительным действиям можно отнести ликвидацию обрушений – особенно на спусках и подъемах. Чаще выполняется текущий ремонт скважин, в ходе которого специалисты могут восстанавливать оборудование, изменять конфигурации и схемы его установки, проводить очистные операции и т. д.

Капитальный ремонт скважины, в свою очередь, ставит целью полное или частичное восстановление призабойной зоны. В результате выполнения таких мероприятий должна улучшаться отдача пластов на фоне укрепления их структуры. В каждом случае ремонт скважин производится по заготовленному заранее проекту и курируется бригадиром. После его завершения составляется акт приемки.

Техника безопасности при освоении скважин

К работам допускаются только лица, прошедшие специальную подготовку. Кроме того, перед началом рабочих мероприятий проводится инструктаж с целью ознакомления с нюансами выполнения операций на конкретном объекте. На площадке должны присутствовать только необходимые технические средства, инвентарь и приспособления. Оборудование должно получить специальный допуск, свидетельствующий об исправности всех функциональных частей. Противопожарная безопасность при освоении скважин особенно важна в работе с нефтегазовыми месторождениями. На объекте должны присутствовать средства огнетушения на случай возгорания загазованной зоны. Местные коммуникации для временного хранения нефти и ее транспортировки (амбары, трубопроводы) должны иметь надежную противопожарную изоляцию.

Заключение

Техническая организация освоения месторождений требует серьезной подготовки в широком спектре разных аспектов. В одних случаях упор делается на силовую мощь оборудования, когда нужно получить большие объемы за короткий срок. В других – учитываются жесткие нормы безопасности. К слову, то же освоение нефтяных скважин отличается повышенными требованиями не только в плане безопасности, но и с точки зрения технологического обеспечения. Нефтепродукты в силу своих физико-химических качеств ограничивают использование отдельных методов, что часто заставляет инженеров модифицировать их специально под конкретные условия. Разумеется, в таких случаях повышается и стоимость освоения – но, при условии качественно выполненной работы вложенные ресурсы и усилия себя оправдывают.

fb.ru

1. Освоение скважин, виды освоения.

Освоение скважины – это комплекс технологических операций по вызову притока пластового флюида, очистки ПЗП и достижения продуктивности, соответствующей естественной проницаемости пласта. Все эти операции сводятся к созданию на ее забое депрессии, т.е. давления ниже пластового. В устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых - небольшой и плавной. Возможны 2 пути вызова притока: уменьшения плотности столба жидкости (замена жидкости, компрессорный метод) и уменьшение высоты столба жидкости (тартание, поршневание, глубинные насосы). Для предотвращения открытого фонтанирования: Рз=rс gh>Рпл; rс - средняя плотность жидкости в скважине. Для вызова притока необходимо условие - Рз< Рпл , ΔР= Рпл – Рз.

- тартание - это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком канате с помощью лебедки. Это малопроизводительный, трудоемкий способ. Во время работы запорная арматура не может быть закрыта, в результате нет возможности оперативно остановить внезапное фонтанирование.

- поршневание – вытеснение столба жидкости из НКТ на поверхность при помощи сваба - трубы малого диаметра с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. Поршневание в 10-15 раз производительнее тартания. За один спуск-подъем уровень может быть снижен на 100-150 метров. Существует опасность неожиданного выброса.

- замена скважинной жидкости на более легкую – создает плавное увеличение депрессии на пласт. Снижение забойного давления пропорционально разности плотностей скважинной и вытесняющей жидкости. Используется в коллекторах хорошо поддающихся освоению. Невозможно создание глубокой депрессии.

- компрессорный метод – закачка газа в затрубное пространство, что приводит к оттеснению жидкости до башмака НКТ или пускового отверстия, газированию жидкости в НКТ и плавному снижению забойного давления. Глубина депрессии ограничивается возможностями компрессора. Один из основных способов освоения газлифтных скважин.

- прокачка газожидкостной смеси – осуществляется замена скважиной жидкости газированной смесью плотность, которой постепенно уменьшается до 300-400 кг/м3. Применяется при нормальных пластовых давлениях. Для предупреждения всплывания пузырьков газа и снижения эффективности метода скорость жидкости в скважине должна быть более 0,8 м/с, поэтому часто ГЖС закачивают ч/з НКТ.

- откачка глубинными насосами. Применяется при нормальных и низких пластовых давлениях. Эффективен в случаях когда скважина не нуждается в глубоких и длительных депрессиях для очистки ПЗП. (на насосных скв.)

Законтурные нагнетательные скв. осваивают сразу на нагнетание, а внутриконтурные- обычно сначало на приток, затем (после снижения пластового давления в районе скв.) под закачку. Если имеется ряд нагн. скв. их осваивают под закачку через 1 , затем после обводнения осваивают пропущенную скважины.

2. Основные элементы системы сбора (схема).

Элементы сбора и подготовки:

I- Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.

II Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). После ГЗУ подача СКВ продукции может производиться 2 способами: однотрубное (когда нефть газ и вода движется в одной трубе до ДНС) и 2-х трубная система (в одной нефти и воды во II-й газ)

ДНС служит для: 1. транспортировки скважин продукции до установок УППВ и КУПГ. 2. На ДНС идет отделение газа и в последнее время идет отделение воды (частичное).

III. ДНС - УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)».

На УПН происходит: 1. дальнейшее разгазирование нефти; 2. получения нефти товарного процесса; 3.обезвоживание и обессоливание на спец-х установках

IV На КУПГ газ поступает из ДНС и УПН и происходит обезвоживание и транспортировки (подготовка) на ГПЗ.

V УППВ. Служит для подготовки воды, д/закачки в скважину д/ППД. Происходит отделение осадков нефти, очистка от обессоливания.

VI КНС. Для закачки воды в пласт, д/ППД

VII ТП. Для сбора товарной нефти с нескольких установок подготовки нефти.

VIII УУТП-узел учета товарной продукции и сдача его ТО

studfile.net

Вскрытие и освоение нефтяных и газовых скважин — МегаЛекции

Заключительный этап строительства скважин является одним из важных. Он включает в себя вскрытие продуктивного пласта бурением, спуск и цементирование обсадной эксплуатационной колонны, оборудование забоя, вызов притока и освоение скважины.

От качественного проведения заключительного этапа во многом зависит долговечность работы скважины, ее добывные возможности, экономические показатели.

Методы вскрытия продуктивного пласта могут быть различными в зависимости от геологических и технических условий. Однако все они должны решать следующие основные задачи:

1. При вскрытии продуктивных пластов с высоким пластовым давлением необходимо принять меры по предупреждению возможного открытого фонтанирования. Для этого применяют глинистый раствор такой плотности, чтобы обеспечивалось превышение забойного давления над пластовым примерно на 10%.

2. Вскрытие продуктивного пласта должно проводится с сохранением естественных фильтрационных свойств породы.

При вскрытии продуктивного пласта давление столба глинистого раствора всегда бывает выше пластового давления.

За счет перепада между пластовым и забойным давлениями в продуктивный пласт может проникать глинистый раствор или фильтрат и снижать проницаемость в призабойной зоне пласта. При взаимодействии фильтрата глинистого раствора с пластовыми водами или нефтью возможно выпадение нерастворимых осадков в порах и трещинах пласта, а также образование стойких водонефтяных эмульсий. С учетом этого глинистые растворы, на которых вскрывают продуктивные пласты, должны иметь низкую водоотдачу, не вызывать набухания глинистого материала пород продуктивного пласта и не создавать осадков вследствие взаимодействия их с пластовыми жидкостями. При вскрытии высокопроницаемых пластов, имеющих низкие пластовые давления, происходит поглощение глинистого раствора. Такие пласты вскрывают растворами на углеводородной основе или растворами, облегченными за счет их аэрации, с добавками поверхностно-активных веществ, пен и др.

Глинистый раствор может попадать в призабойную зону пласта по трещинам, которые могут образоваться вновь или расширить имеющиеся за счет повышенных давлений, возникающих при спуске бурового инструмента на больших скоростях. В этой связи при вскрытии продуктивного пласта нельзя превышать скорости спуска бурового инструмента выше критически допустимых, при которых происходит разрыв пласта или раскрытие имеющихся трещин.

3. Должна быть обеспечена надлежащая полнота вскрытия пласта, при которой обеспечивается длительная безводная добыча нефти и максимальное облегчение притока жидкости к забою скважин. Если бурится нагнетательная водяная скважина в законтурной части залежи, то пласт необходимо вскрывать полностью с целью достижения высокой приемистости. В тех случаях, когда в подошве пласта нет воды и скважина находится на большом расстоянии от водонефтяного (ВПК) или газонефтяного (ГНК) контакта, следует вскрывать пласт в нефтяной части пласта на всю его толщину.

Если нефтедобывающая скважина вскрыла газовую шапку, то перфорацию пласта необходимо проводить с некоторым отходом от ГНК, а забой оборудовать так, чтобы нефть, поступающая к забою скважины, не увлекала газ из газовой шапки.

Конструкция и оборудование забоя скважин.Цилиндрическая горная выработка малого поперечного сечения, но имеющая значительную длину, называется скважиной. Начало скважины от поверхности земли называется устьем, а ее конец - забоем. Все полое пространство скважины, от устья до забоя, называется стволом скважины. Весь фонд нефтяных, газовых и водяных скважин, предназначенных для добычи нефти, газа или воды, называется эксплуатационным фондом. Кроме эксплуатационных скважин имеются вспомогательные скважины: нагнетательные, контрольные, оценочные и др. Совокупность данных, характеризующих диаметр пробуренной скважины на разных глубинах, количество, диаметр и длину обсадных колонн, спущенных в скважину, а также интервалы пространства за колоннами, заполненные цементным раствором, называется конструкцией скважины. Наиболее простой, дешевой и часто применяемой является одноколонная конструкция, когда в скважину спускается и цементируется одна колонна труб, не считая направления и кондуктора. При любой конструкции скважины последняя обсадная колонна, которая спускается до проектной глубины, называется эксплуатационной колонной. Через эту эксплуатационную колонну осуществляется эксплуатация скважины. Чаще всего в качестве эксплуатационных колонн применяются обсадные трубы с наружным диаметром 146 и 168 мм и толщиной стенок от 6 до 12 мм.

Конструкция скважины должна обеспечивать:

1. Устойчивость стенок ствола скважины и надежное разобщение нефтяных, газовых и водоносных пластов друг от друга.

2. Надежное сообщение ствола с продуктивным пластом.

3. Герметизацию устья скважины и направление добываемой продукции в систему сбора, транспорта и подготовки или нагнетания жидкости и газа в пласт.

4. Спуск в скважину оборудования и средств для извлечения из продуктивного пласта нефти и газа.

5. Проведение различных геолого-технических мероприятий (ГТМ).

6. Проведение всевозможных скважинных исследований.

7. Возможность избирательного воздействия на различные пропластки пласта.

Для обеспечения устойчивости стенок скважин и разобщения пластов друг от друга в скважину после завершения бурения спускают стальные трубы, называемые обсадными. Межтрубное пространство между внешними стенками обсадных труб и стенкой скважины заполняют специальным цементным раствором под давлением. После затвердения цементного раствора (48 часов) образуется цементный камень, который разобщает пласты между собой.

Оборудование забоя скважин.Конструкцию забоев нефтяных и газовых скважин определяют с учетом литологических и физических свойств продуктивных пластов и местоположения скважин на залежи.

На рис. 51 показано расположение скважин на антиклинальной складке.

На антиклинальной складке (рис. 1) скважина 2 не должна вскрыть пласт до подошвы, так как ее забой будет находиться в обводненной части залежи. При бурении и освоении нагнетательной скважины № 1 пласт необходимо вскрывать на всю его толщину, чтобы достичь наибольшей приемистости. Если в подошве пласта нет воды, то следует вскрывать пласт в нефтяной части залежи на всю толщину. При этом скважину бурят несколько ниже (20-30 м) продуктивного пласта (скважина № 3). Эту часть пласта называют зумпф, который служит для сбора обрушившейся породы, улетевших скребков, манометров и т.д.

В тех случаях, когда скважина вскрыла газовую шапку (скважина 4), забой ее оборудуют так, чтобы притекающая нефть не увлекала газ из газовой шапки. Скважина может быть оборудована с открытым или закрытым забоем (рис. 52).

Скв. 1 Скв. 2 Скв. 3 Скв. 4

Рис. 51. Расположение скважин

В том случае, когда продуктивный пласт сложен крепкими однородными породами (песчаники, известняки), скважину оборудуют открытым забоем.

Если продуктивный пласт сложен неоднородными породами с прослоями песка, глины, неустойчивыми слабоцементированными песчаниками, забой скважины оборудуется закрытым. При открытом забое скважину бурят до кровли продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и ее цементируют до устья. Затем после затвердевания цементного раствора продуктивную часть пласта вскрывают (бурят) долотом, диаметр которого несколько меньше внутреннего диаметра обсадной колонны.

При закрытом забое скважину бурят до проектной глубины, спускают эксплуатационную колонну, цементируют ее до устья и после затвердевания цементного раствора перфорируют нефте-или газонасыщенные участки продуктивного пласта.

Иногда если продуктивный пласт сложен слабоцементированными песчаниками и алевролитами, то продуктивный пласт

 

Рис. 52. Конструкции забоев скважин: а ~ с открытым забоем: б -с обсадными трубами; в - с щелевым фильтром; г - с заранее перфорированным фильтром с манжетной заливкой; 1 - обсадные трубы, 2 - цементный камень, 3 - газоносный пласт, 4 - продуктивный пласт, 5 - перфорационные отверстия, 6 - уплотнение, 7 - щелевой фильтр-хвостовик, 8 - заливочное отверстие, 9 - манжета, 10 - место установки обратного клапана, 11 - отверстия в фильтре

вскрывают при открытом забое с последующим спуском специального фильтра-хвостовика с воронкообразным раструбом в верхней части. Фильтр имеет щелевые отверстия (0,8-3 мм).

Применяют также конструкции скважин с заранее перфорированным фильтром с манжетной заливкой. При этом скважину бурят до проектной глубины, спускают эксплуатационную колонну с манжетой и заранее перфорированными трубами (фильтром). После этого через специальные отверстия в колонне выше манжеты затрубное пространство заполняют цементным раствором. Перфорированную часть труб (фильтр) перед цементированием заполняют песком или отделяют чугунным обратным клапаном для того, чтобы цементный раствор не попал в эту часть трубы. После затвердевания цементного раствора чугунный обратный клапан разбуривают, а песок вымывают. Главное - забой скважины должен обеспечивать высокий коэффициент гидродинамического совершенства скважины. Это достигается при открытом забое скважин или качественной избирательной перфорацией (20-25 отверстий на 1 м толщины продуктивного пласта) скважин. Конструкция забоя скважины должна также давать возможность направленного поинтервального воздействия на призабойные зоны пласта с целью восстановления или повышения их проницаемости (гидроразрыв, кислотная обработка, щелевая разгрузка и т.д.). С целью недопущения попадания цементного раствора в продуктивный пласт и ухудшения за счет этого проницаемости пласта применяют цементные растворы с низкой или нулевой водоотдачей.

Перфорированный забой, склонный к пескопроявлению, не обеспечивает надежную защиту скважины от поступления песка и образования песчаных пробок на забое. При вскрытии рыхлых коллекторов для защиты от песка против перфорированного интервала устанавливают дополнительный фильтр для задержки песка. Но в этом случае фильтрационное сопротивление потоку пластовой жидкости резко возрастает. Кроме того, перфорированный участок вызывает сгущение линий тока у перфорационных отверстий, что приводит к увеличению фильтрационного сопротивления по сравнению с открытым забоем.

Перфорация скважин.После того как обсадные трубы спущены в скважину и зацементированы, против продуктивной части пласта при помощи перфораторов делают отверстия в эксплуатационной колонне и цементном камне для соединения продуктивной части пласта с забоем скважины. Эта операция называется перфорацией. Применяются различные методы перфорации скважин: пулевая, торпедная, кумулятивная и гидропескоструйная.

Пулевой перфоратор (ПП) представляет собой трубу длиной 1 м и диаметром 100 мм, которая заряжается спрессованным порохом и 10 стальными пулями. На каротажном кабеле пулевой перфоратор спускают в скважину, заполненную глинистым раствором, устанавливают против заданного интервала продуктивного пласта и делают выстрелы. Глубина отверстий в породе не превышает 5-7 см. Многие пули застревают в эксплуатационной

колонне, в цементном камне, и только небольшое число их пробивает колонну и цементный камень. Практически в настоящее время не находит применения.

Торпедный перфоратор (777). Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле и стреляющими разрывными снарядами диаметром 22 мм. Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по два горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором накольного типа. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда и растрескивание окружающей горной породы. Глубина каналов, по данным испытаний, составляет 100-160 мм, диаметр канала 22 мм. На 1 м продуктивной части пласта делается не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации часто происходит разрушение обсадной колонны. Так же, как и пулевая, торпедная перфорация применяется очень ограниченно.

В настоящее время в основном применяют кумулятивную перфорацию (ПК). Кумулятивные перфораторы имеют заряды с конусной выемкой, которые позволяют фокусировать взрывные потоки газов и направлять их с большой скоростью перпендикулярно к стенкам скважины (рис. 53).

Рис. 53. Схема образования отверстия кумулятивным зарядом: 1 -:шряд, 2 - детонатор, 3 - кабель, 4 - зона распространения горения заряда, 5 - металлическая облицовка, 6 - коллектор, 7 - перфорационное отверстие в коллекторе, 8 - цементный камень, 9 -обсадная труба U<1

В кумулятивный перфоратор вставляют шашку из спрессованного порошкообразного взрывчатого вещества, которая имеет конусную выемку, облицованную металлической плашкой.

Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел колонны, цементного камня и породы достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена конической формой поверхности заряда взрывчатого вещества (ВВ), облицованной тонким металлическим покрытием (листовая медь толщиной 0,6 мм). Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов - продуктов облицовки - пробивает канал. Кумулятивная струя имеет скорость в головной части до 6-8 км/с и создает давление 3-5 тыс. мПа.

При выстреле кумулятивным зарядом в колонне и цементном камне образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8-14 мм. Все кумулятивные перфораторы имеют горизонтально расположенные заряды и разделяются на корпусные и бескорпусные. Корпусные перфораторы после их перезаряда используются многократно. Бескорпусные - одноразового действия. В кумулятивных перфораторах выстрелы производят замыканием электрической цепи в установке. За один спуск делают 10-12 выстрелов. Для бескорпусных перфораторов кумулятивные заряды делают в стеклянных или пластмассовых оболочках и устанавливают в круглые сквозные отверстия алюминиевой ленты.

Бескорпусные перфораторы спускают в скважину на каротажном кабеле. При выстреле стеклянные или пластмассовые оболочки полностью разрушаются. Бескорпусные перфораторы позволяют значительно увеличить массу кумулятивных зарядов и, следовательно, их пробивную способность.

В настоящее время применяются малогабаритные кумулятивные перфораторы, позволяющие перфорировать скважины через насосно-компрессорные трубы. Максимальная толщина вскрываемого интервала кумулятивным перфоратором достигает 30 м.

На нефтяных промыслах применяют также гидропескоструйный перфоратор (ГПП). Гидропескоструйный перфоратор (рис. 54) состоит из толстостенного корпуса, в который ввинчивается до десяти насадок из абразивно-стойкого материала (керамики, твердых сплавов) диаметрами отверстий 3-6 мм. Гидропескоструйный перфоратор спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах. Перед проведением перфорации скважины с поверхности в НКТ бросают шар, который перекрывает сквозное отверстие перфоратора. После этого с помощью насосных агрегатов АН-500 или АН-700 через НКТ в скважину закачивают жидкость с песком. Нагнетаемая жидкость с песком выходит только через насадки. Концентрация песка в жидкости обычно составляет 80-100 кг/м³, диаметр частиц кварцевого песка 0,3-0,8 мм. При

Рис. 54. Гидропескоструйный _Вы_ХОде из насадок развиваются перфоратор: 1 - хвостовик-перо, огромные скорости абразивной 2 - корпус, 3 - шариковый кла- _струив результате за короткое пан, 4 - держатель насадок, 5 - пробиваются отверстия в

насадка, 6 - заглушка - _

обсадных трубах, цементном камне и породе, ствол скважины соединяется с продуктивным пластом. В зависимости от диаметра насадок, их числа и скорости закачки жидкости глубина перфорационных отверстий достигает 40-60 см. При этом сохраняется герметичность цементного камня за колонной. При гидропескоструйной перфорации на устье скважины создается давление до 40 мПа. Темп прокачки жидкости с песком составляет 3-4 л/с на одну насадку. При этом объемная скорость струи в насадке достигает 200-300 м³/сут, а перепад давления 18-22 мПа. Продолжительность перфорации одного интервала - 15-20 минут. По окончании перфорации заданного интервала перфоратор поднимают и устанавливают на следующий интервал, и операция повторяется.

 

Гидропескоструйный перфоратор применяют и для выполнения других работ в скважинах: срезание обсадных насосно-компрессорных и бурильных труб и извлечение их из скважины по частям; разрушение цементного стакана и твердых песчано-глинистых пробок в скважине, проведение щелевой разгрузки пласта и т.д. На промыслах в основном применяют кумулятивную перфорацию из-за сравнительно низкой стоимости по сравнению с гидропескоструйной перфорацией и простоты проведения. Высокая стоимость гидропескоструйной перфорации объясняется необходимостью проведения дополнительных спуско-подъемных операций с предварительным глушением скважин глинистым раствором или высокоминерализованной пластовой водой, установкой противовыбросового оборудования и т.д.

Освоение и пуск в эксплуатацию скважин.Освоение скважины - это проведение комплекса мероприятий по вызову притока жидкости или газа из продуктивного пласта к забою скважины с суточным дебитом, близким к потенциальному. Приток жидкости или газа из продуктивного пласта к забою скважины возможен, когда пластовое давление больше забойного:

Следовательно, для удовлетворения этого неравенства нужно уменьшать Н, р или Р_лоп. На практике для освоения скважин чаще уменьшают Р_заб за счет снижения уровня жидкости в стволе скважины или за счет снижения плотности одним из имеющихся способов. Цель освоения - восстановление естественной проницаемости коллектора и получение дебита скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям.

В промысловой практике применяют следующие способы вызова притока жидкости из продуктивного пласта к забою скважины: тартание, поршневание, замена жидкости в скважине на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами. Перед освоением скважины на устье устанавливается арматура. В любом случае на фланце обсадной колонны должна устанавливаться задвижка высокого давления для перекрытия ствола скважины в аварийных ситуациях.

Поршневание.При поршневании (свабировании) поршень, или сваб, спускается в НКТ на стальном канате. Поршень (сваб) представляет собой трубу диаметром 25-37,5 мм с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) устанавливаются резиновые манжеты (3-4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске сваба под уровень жидкость в скважине перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме сваба клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине погружения его под уровень жидкости.

Глубина погружения ограничивается прочностью тарталь-ного каната и обычно составляет 100-150 м.

Тартание - это извлечение жидкости из скважины желонкой, спускаемой на стальном (16 мм) канате с помощью лебедки на тракторе (автомобиле). Изготавливается желонка из трубы длиной 7,5-8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки имеется скоба для крепления каната. Диаметр желонки не должен

(36)

где Р_пл - пластовое давление, Р_заб - забойное давление, Р_доп -дополнительное давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений, которые возникают в перфорационных отверстиях и в фильтрационных каналах из-за закупоривания по-рового пространства призабойной зоны пласта.

Если скважина заполнена жидкостью плотностью р, а высота столба жидкости Я, неравенство (36) можно записать в виде

(37)

превышать 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит из скважины жидкость объемом не более 0,06 м .

Тартание - трудоемкий и малопроизводительный способ. В то же время тартание дает возможность извлекать глинистый раствор с забоя и контролировать уровень жидкости в скважине. Многократные спуск и подъем поршня приводят к постепенному понижению уровня жидкости в скважине. Большим недостатком этого метода является то, что приходится работать при открытом устье, что связано с опасностью выброса жидкости и открытого фонтанирования. Поэтому поршневание применяется в основном при освоении нагнетательных скважин.

Замена жидкости в скважине.Скважина, законченная бурением, обычно заполнена глинистым раствором. Если заменить глинистый раствор в скважине водой или дегазированной нефтью, то уменьшим забойное давление на величину

где /?j - плотность глинистого раствора; р_г - плотность замещающей жидкости; L - глубина спущенных НКТ; /3 - средний угол кривизны скважины.

Этим способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением и хорошими коллекторскими свойствами.

Компрессорный способ освоения.Компрессорный способ имеет более широкое применение при освоении скважин (рис. 55). В скважину перед освоением спускаются насосно-компрессорные трубы, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству через нагнетательный трубопровод подсоединяют передвижной компрессор или газовую линию с высоким давлением от газокомпрессорной станции.

При нагнетании газа в скважину жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия (3-4 мм) в НКТ, сделанного заранее на глубине 700-800 м от устья, и прорывается в НКТ. Газ, попадая в НКТ, газирует жидкость в них. В результате давление на забое значительно снижается. Регулируя расход газа, изменяют плотность газожидкостной смеси в трубах, а соответственно, и давление на забое

РИС. 55. Схема оборудования скважины для освоения методом аэризации: 1 - выкидная линия аэрированной жидкости, 2 - компрессор, 3 - насосный агрегат, 4 - смеситель (аэратор), 5 - НКТ, 6 - межтрубное пространство, 7 - продуктивный пласт

скважины Р₃. При Р₃ < Р_пл начинается приток жидкости и газа в скважину. После получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы. Этот способ позволяет сравнительно быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины. В условиях крепких пород (песчаников, известняков) >то приводит к интенсивной очистке порового пространства от кальматирующего (закупоривающего) материала, а в условиях рыхлых пород - к разрушению призабойной зоны пласта. Чтобы обеспечить более плавный пуск скважины, проводят закачку

аэрированной нефти через межтрубное пространство с использованием компрессора, промывочного агрегата и смесителя. После выброса газожидкостной смеси через выкидную линию в приемную емкость подачу аэрированной нефти постепенно уменьшают до полного ее прекращения.

Освоение скважин сжатым воздухом в основном проводят с применением передвижных компрессоров УКП-80 или КС-100. Компрессор УКП-80 развивает давление 8 МПа с подачей воздуха 8 м³/мин, а КС-100 развивает давление 10 МПа с подачей воздуха 16 м³/мин. Следует отметить, что при освоении скважин сжатым воздухом возможны взрывы, так как при содержании углеводородного газа в смеси с воздухом от 6 до 15% образуется гремучая смесь.

Освоение скважин закачкой газированной жидкости.Освоение скважин газированной жидкостью заключается в том, что вместо газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости, что позволяет регулировать параметры процесса освоения. С учетом того, что плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, этот метод позволяет осваивать глубокие скважины компрессорами, которые создают меньшее давление.

Освоение нагнетательных скважин.Нагнетательные скважины должны иметь высокую приемистость по всей толщине продуктивного пласта. Этого можно достичь хорошей очисткой призабойной зоны продуктивного пласта от грязи и других каль-матирующих материалов. Призабойную зону пласта очищают перед пуском нагнетательной скважины под закачку теми же способами, что и при освоении нефтедобывающих скважин, но дренирование призабойных зон пласта проводят по времени значительно дольше. Длительность промывки достигает одних суток и более и зависит от количества механических примесей, содержащихся в выходящей из скважины воде. Содержание механических примесей в конце промывки не должно превышать 10-20 мг/л.

Максимальная очистка порового пространства призабойной зоны пласта происходит с использованием таких способов дренирования, которые позволяют создавать очень высокие депрессии на пласт, обеспечивающие высокие скорости фильтрации жидкости к забоям скважин в условиях неустановившихся режимов. Чаще всего дренирование пласта проводят методами само-излива, аэризации жидкости, откачки с применением высокопроизводительных погружных центробежных насосов и др. При освоении нагнетательных скважин широкое применение получил метод переменных давлений (МПД). При использовании этого метода в призабойную зону пласта через НКТ с использованием насосных агрегатов в течение короткого времени периодически создают высокое давление нагнетания, которое затем резко сбрасывают через межтрубное пространство (проводят «разрядку»). При закачке жидкости с высоким давлением в призабойной зоне пласта раскрываются имеющиеся и образуются новые трещины, а при сбрасывании давления происходит приток жидкости к забою с большой скоростью. Хорошие результаты получают при использовании способа периодического дренирования призабойных зон созданием многократных мгновенных высоких депрессий на забое (автор Ф.С. Абдулин).

Иногда плохая приемистость нагнетательных скважин происходит или из-за низкой природной проницаемости пород пласта, или большого количества глинистых пропластков, освоить которые проведением дренажа призабойных зон не удается. В таких случаях для увеличения приемистости нагнетательных скважин используют другие методы воздействия, которые позволяют увеличивать диаметры фильтрационных каналов или создавать систему трещин в породах пласта. К таким методам относятся различные кислотные обработки, тепловые методы, гидравлический разрыв пласта, щелевая разгрузка, обработка пласта оксидатом и т.д.

 

Глава X ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

---

Рекомендуемые страницы:

Воспользуйтесь поиском по сайту:

megalektsii.ru

Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин

Авторы: Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Проселков Ю.М.

Название: Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин

Формат: PDF

Размер: 6,7 Mb

Год издания: 2001

 

Приведены необходимые сведения об освоении и глушении скважин. Рассмотрены процессы и явления в призабойной зоне пласта (ПЗП). Описаны формирование призабойной зоны скважины, а также управление процессами, происходящими в ПЗП при вскрытии пласта бурением и креплении скважины. Рассмотрены воздействия на продуктивные отложения при перфорации, ремонте скважин, а также технология интенсификации вызова притока из пласта. Для студентов, обучающихся по специальности бурение нефтяных и газовых скважин. Будет полезна специалистам, занимающимся раз работкой и эксплуатацией нефтяных и газовых месторождений, ремонтом скважин.

Содержание

Глава 1. Основные понятия, характеризующие систему скважина -пласт

1.1. Условия залегания нефти, воды и газа

1.2. Физические свойства коллекторов, пластовых жидкостей и газов

1.3. Вскрытие продуктивных пластов

1.4. Конструкции скважин

Глава 2. Процессы и явления в призабойной зоне пласта

2.1. Основные сведения по теории фильтрации

2.2. Формирование ПЗП

Глава 3. Сооружение фильтровой части скважины

3.1. Типы конструкций забоев скважин

3.2. Выбор конструкции открытого забоя скважины

3.3. Выбор конструкции забоя смешанного вида

3.4. Выбор конструкции закрытого забоя скважины

3.5. Выбор конструкции забоя для предотвращения выноса песка

3.6. Мероприятия по повышению надежности крепи в рыхлых коллектора

3.7. Пакеры

3.8. Внутрискважинное оборудование

3.9. Эффективность использования горизонтальных стволов

3.10. Гидропескоструйный метод формирования ПЗП

Глава 4. Процессы, происходящие в призабойной зоне пласта на стадии заканчивания скважин

4.1. Оценка степени гидродинамического совершенства скважин

4.2. Изменение проницаемости призабойной зоны пласта в процессе его вскрытия

4.3. Зарубежный опыт применения буровых растворов для заканчивания скважин

4.4. Методы изоляции и ограничения водопритоков

Глава 5. Воздействие на продуктивные отложения при вторичном вскрытии (перфорация)

5.1. Перфорация. Повышение эффективности вторичного вскрытия.

5.2. Влияние условий в скважине на эффективность вскрытия пластов перфорацией. Гидродинамическое несовершенство ПЗС

5.3. Влияние типа буровых растворов и специальных жидкостей на качество вторичного вскрытия продуктивных пластов

5.4. Выбор типа перфорационной жидкости при перфорации

5.5. Очистка перфорационной среды от взвешенных частиц

5.6. Технология вскрытия пластов путем перфорации в среде очищенного солевого раствора

5.7. Перфорация в газовой среде

Глава 6. Ремонт скважин

6.1. Способы и средства восстановления герметичности обсадных колонн

6.2. Повышение герметичности резьбовых соединений обсадных колонн

6.3. Технология ремонта обсадных колонн стальными пластырями

6.4. Заколонные газопроявления

6.5. Требования к тампонажным смесям

Глава 7. Вызов притока нефти и таза из пласта, освоение скважин

7.1. Общие положения

7.2. Типовые технологические схемы освоения скважин

7.3. Вызов притока

7.4. Определение состояния призабойной зоны скважины по результатам гидродинамических исследований

Глава 8. Интенсификация притока флюида из пласта в скважину

8.1. Кислотная обработка пласта

8.2. Гидравлический разрыв пласта

Глава 9. Глушение скважин

9.1. Требования к жидкостям глушения скважин

9.2. Выбор составов жидкостей глушения

9.3. Технология глушения скважин пенами

Глава 10. Оценка качества вскрытия пластов, освоения скважин после их заканчивания и ремонта

10.1. Проверка гипотезы о нормальном законе распределения показателя качества по критерию Шапиро-Уилки

10.2. Критерий оценки качества вскрытия пласта и освоения скважин после заканчивания и ремонта

10.3. Критерии сравнения качества двух технологий вскрытия пласта и освоения скважин

10.4. Некоторые рекомендации по интерпретации гидродинамических исследований

10.5. Форма представления исходных данных и заключения о качестве вскрытия пласта или освоения скважин

Список литературы

petrolibrary.ru

---

Смотрите также

• 
  Как чистить скважину
• 
  Как подключить скважину
• 
  Вода в скважине пахнет резиной
• 
  Скважина дает 100 литров в час