Освоение нагнетательных скважин
Освоение нагнетательных скважин — Студопедия.Нет
Освоение нагнетательных скважин – комплекс мер, связанных с пуском их в работу.
В большинстве своем – это меры, проводимые для эксплуатационных скважин: очистка призабойной зоны пласта от привнесенного в процессе бурения глинистого раствора, образование сети трещин. Но для скважин, вводимых под нагнетание из нефтяных, причем проработавших длительное время, возникает ряд специфических трудностей. Рассмотрим некоторые виды освоения.
Свабирование представляет собой наиболее простой и вполне эффективный способ освоения скважин.
Состоит в спуске в скважину поршня с клапаном, открывающимся при движении поршня вниз и закрывающимся при подъеме. При этом поршень поднимает столб жидкости, находящийся над ним, который может достигать сотен метров (по данным БашНИПИнефть – 300 м). В результате происходит резкое снижение давления на пласт и выброс из него с большой скоростью жидкости с механическими взвесями. Эффект может быть усилен за счет применения пакера: перепад в этом случае может достигнуть 500 м.
Однако, при свабировании не исключены случаи возникновения фонтанирования скважины, а также затруднена герметизация устья скважины.
Гидросвабирование – метод чередующихся циклов закачки воды в пласт и ее прекращения с выбросом на поверхность определенной порции жидкости из пласта, содержащей посторонние примеси. Эффективность метода состоит в создании депрессии на пласт путем резкого открытия задвижки на устье скважины.
Кислотная обработка широко применяется для очистки призабойной зоны пробуренной скважины от глинистого раствора. Для этой цели используется соляная кислота (НСI), серная (H2SO4), плавиковая (HF) и другие кислоты.
Если нефтесодержащие породы сложены известняками, доломитами, то для таких пластов рекомендуется соляная кислота.
Хлористый кальций и хлористый магний – вещества, хорошо растворимые в воде, углекислый газ растворяется в воде при давлении свыше 7,6 Мпа, или уносится из скважины в газообразном виде.
Терригенные коллекторы (песчаники, алевролиты) подвергаются эффективному воздействию плавиковой кислоты (HF):
Наличие в терригенных коллекторах карбонатов и глин замедляют процесс воздействия плавиковой кислоты, поэтому в этих случаях используют соляной и плавиковой кислоты – глинокислоты (HF – 4%, НСI – 8%). Применяют и другие кислоты.
Освоение скважины после бурения независимо от того, будет эта скважина добывающей или нагнетательной, преследует одну общую цель – очистить призабойную зону пласта от привнесенного в нее в процессе бурения глинистого раствора.
Следует выделить работу по освоению под закачку скважин, ранее работавших как добывающие. Специфика освоения таких скважин состоит в том, что воздействие на них кислотой не приводит к эффекту вследствие надежного покрытия пор продуктивного пласта нефтяной пленкой. Для освоения таких пластов нами предложена технология, базирующая на предварительной закачке в пласт растворителя, его выдержке в течение 2…5 часов и последующей промывке скважины.
Закачка газа в пласт
Метод может быть эффективен при наличии в продуктивном разрезе глинистых пропластков, пластов, линз, зон, которые при воздействии на них водой набухают, уменьшается проницаемость.
При этом следует иметь в виду следующее:
а) энергоемкость закачки газа будет значительно выше из-за его меньшей по сравнению с водой плотностью (в 7…15 раз) и необходимостью создания на устье скважин давления, равного по величине забойному.
б) газ – сжимаемое вещество, вследствие сего каждый раз при остановках и ремонтах потребуется сжимать газ, заполняющий скважину до величины Рзаб.
Потребность в суточной закачке газа V может быть определена так:
V = Vн + Vв + Vг
Здесь Vн, Vв, Vг – объемы извлекаемой нефти, воды, газа, приведенные к пластовым условиям. Соответственно за сутки, поскольку существуют различные потери газа (утечки, поглощение), объем закачиваемого газа Vнаг должен быть выше расчетного в n раз: Vнаг=n*V
n = 1,5…1,20.
При закачке газа необходим тщательный контроль как за состоянием герметичности наземных газопроводов, так и за равномерным движением газа в пласте. Прорывы газа в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам наиболее частое осложнение в этой системе.
Закачка теплоносителей
Известно, что повышение температуры ведет к снижению вязкости, а, следовательно, и подвижности нефти. В этом смысле извлечение нефти с вязкостью в сотни и тысячи Мпа-с путем повышения температуры пласта может оказаться наиболее приемлемым методом.
Следует также иметь ввиду, что и на вполне благополучных месторождениях закачка огромных объемов холодной воды для целей ППД ведет к постепенному охлаждению пласта, выпадению парафина в нем, загустению нефти и снижению ее подвижности. Это ухудшает процесс нефтеизвлечения, а в конечном итоге – снижает нефтеотдачу. Так по находящимся в эксплуатации 30…40 лет месторождения Зыбза-Глубокий, Яр, Холмское, Северо-Украинское, текущий коэффициент нефтеотдачи (КНО) не превышает 0,1.
Для разработки таких месторождений в стране создано научно-производственное объединение «Союзтермнефть».
Опыты, проведенные институтом «КраснодарНИПИнефтьь», показали, что при закачке горячей воды коэффициент нефтеотдачи может быть повышен: при температуре закачиваемой воды 30оС – до 0,432, при 100оС – до 0,745, при 200оС – до 0,783.
С повышением температуры уменьшается поверхностное натяжение нефти на границе с пластовой водой: при Т – 20оС поверхностное натяжение 6,05 эрг/кв.см., при 60оС – 2,34 эрг/кв.см.
Установлено, что лучшие показатели достигаются при закачке пара КНО – 86,3%, горячей воды – 78,31%, горячего воздуха – 46,24%.
Закачка горячей воды
Способ сравнительно легко осуществим. При закачке в пласте формируются две зоны: зона с подающей температурой и зона с первоначальной пластовой температурой. Именно в первой зоне и происходит эффективный процесс вытеснения: снижается вязкость, увеличивается объем нефти и ее подвижность, ослабляются молекулярно-поверхностные силы. Это приводить к увеличению КНО.
Технологические расчеты, связанные с закачкой горячей воды, ведут в следующей последовательности.
Радиус теплового влияния через известное время t определяют по уравнению:
где а – средний коэффициент температуропроводности горных пород, окружающих нагнетательную скважину, кв.м/ч; t – время, ч (а=3,077 10-3 кв.м/м).
Закачка пара
При закачке пара в пласт формируются три зоны: первая зона, насыщенная паром, температура которой зависит от давления в этой зоне; вторая – зона горячего конденсата (воды), в которой та снижается от температуры насыщенного пара до начальной пластовой; третья – зона, не охваченная тепловым воздействием, в которой температуры равна пластовой.
Закачка пара ведет к увеличению КНО по сравнению с горячей водой вследствие более низких капиллярных сил, из-за более высокой температуры пара, более высокой его смачиваемости и подвижности.
Механизм вытеснения нефти аналогичен вытеснению при закачке горячей воды.
В качестве примера рассмотрим паротепловое воздействие (ПТВ) на пласт на месторождении Оха (Сахалин), которое характеризуется следующими данными: текущий КНО до ПТВ – 20%, пласты – сцементированный песок, нефтенасыщенная толщина 22…36 м, глубина залегания 100…950 м, пористость 27%, проницаемость – 1500 мД, плотность 0,92…0,95 г/куб.см, вязкость – 2000 Мпа-с.
В 1968 г. начали ПТВ с расходом пара 2 тыс.т, в течение 8 лет КНО возрос до 52%, добыча нефти увеличилась со 147,4 тыс. т до 250 тыс.т, а объем закачки пара со 156 тыс. т до 750 тыс.т в год.
ПТВ в настоящее время ведется на месторождениях Катангли (Сахалин), Ярегском (Коми), Хорасаны (Азербайджан) и других.
Эффективность метода доказана. В настоящее время разрабатываются новые разновидности метода – циклическая закачка пара, закачка высокотемпературной воды (Т = 320…340оС при давлении 16…22 Мпа) и другие.
На территории СНГ к настоящему времени несколько сот залежей высоковязких нефтей, 50% из них законсервировано. КНО на таких месторождениях не превышает 15%.
studopedia.net
Освоение нагнетательных скважин — Студопедия
Если целью освоения эксплуатационной скважины является получение возможно большего коэффициента продуктивности при данных параметрах пласта, то цель освоения нагнетательной скважины - получение возможно большего коэффициента поглощения или приемистости, который можно определить как отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответствующему изменению давления нагнетания
,
или в дифференциальном виде
.
При больших Кп возможна закачка в пласт расчетных количеств воды при относительно низких давлениях нагнетания. Это приводит к сокращению энергетических затрат на поддержание пластового давления и к некоторому сокращению необходимого числа нагнетательных скважин.
Нагнетательные скважины бурятся в водонасыщенной (например, законтурные) и в нефтенасыщенной (скважины разрезающих рядов или внутриконтурные) частях пласта. Методы их освоения различны. Если первые осваиваются сразу под нагнетание воды, то вторые обычно предварительно эксплуатируются на нефть для получения самой нефти, а также для понижения пластового давления в зоне скважины. Если осваивается под нагнетание внутрпконтурный ряд нагнетательных скважин, то они осваиваются через одну, т. е. одна скважина ряда используется под нагнетание воды, а соседняя эксплуатируется как нефтяная с максимально возможным отбором жидкости. Следующая скважина также осваивается под нагнетание, а соседняя - как эксплуатационная и т. д.
Максимально возможный отбор нефти из скважин нагнетательного ряда производится до тех пор, пока в их продукции появится пресная вода, нагнетаемая в соседние водяные скважины. Такой порядок освоения позволяет сформировать в нефтенасыщенной части пласта линейный фронт нагнетаемой воды, вытесняющий нефть к эксплуатационным рядам скважин.
По степени трудности освоения нагнетательные скважины можно условно разделить на три группы.
I группа. Скважины, пробуренные в монолитные сравнительно однородные песчаники с хорошей проницаемостью [(0,5 - 0,7)10-12 м2 с толщиной пласта более 10 м. Они осваиваются простейшими способами, например, после тщательной промывки (допустимое КВЧ порядка 3 - 5 мг/л) последующим интенсивным поршневанием для создания чистых дренажных каналов в призабойной части пласта. Такие скважины обычно имеют высокие удельные коэффициенты приемистости (более 0,25 м3/(сут МПа) на 1 м толщины пласта) и работают с высокими устойчивыми расходами, превышающими 700 - 1000 м3сут.
II группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, песчаники которых имеют пониженную проницаемость. Общая толщина песчаных прослоев обычно составляет от 6 до 12м. Средний удельный коэффициент приемистости таких скважин примерно в 2 раза меньше, чем у скважин I группы. Скважины II группы трудно осваиваемые и требуют специальных методов освоения или целого комплекса таких методов. Характеризуются затуханием поглотительной способности и периодическими остановками для мероприятий по восстановлению приемистости.
III группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, чередующимися с проницаемыми песчаниками с малой суммарной толщиной и низкой проницаемостью. Удельные коэффициенты приемистости составляют менее 0,1 м3/(сут МПа). Освоение таких скважин под нагнетание затягивается на несколько месяцев и требует применения самых эффективных методов воздействия на их призабойную зону, как, например, поинтервального гидроразрыва пласта, кислотных обработок и очень больших давлений нагнетания, соизмеримых с горным. Приемистость скважин III группы быстро затухает и через 2 - 3 мес в них снова проводятся работы по ее восстановлению. Для таких скважин особенно жесткими становятся требования к закачиваемой воде, которая не должна содержать взвесь и гидроокись железа.
При освоении нагнетательных скважин используют следующие технические приемы.
1. Интенсивные промывки прямые и обратные с расходом 1200 - 1500 м3/сут до минимально возможного и стабильного содержания КВЧ в обратном потоке. Их продолжительность обычно 1 - 3 сут. Воду для промывки берут из нагнетательного водовода или закачивают насосным агрегатом по закольцованной схеме с обязательным предварительным отстоем воды в специальных емкостях. При этом тщательно контролируются выходящая и нагнетаемая воды на содержание КВЧ. Вообще скважины промывают после всех операций, проводимых для увеличения их поглотительной способности.
2. Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны. Дренаж осуществляется различными методами.
а) Поршневанием при максимально возможной глубине спуска поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирующий кольцевое пространство. В последнем случае удается получить большие депрессии на пласт (до 12 МПа).
б) Компрессорным способом. Жидкость из скважины отбирается с помощью передвижного компрессора при условии, что последний позволяет продавить жидкость до башмака НКТ. Трубы в этом случае должны быть спущены до верхних дыр фильтра. Сверление в НКТ пускового отверстия для снижения необходимого давления компрессора в данном случае нежелательно, так как при последующем нагнетании воды через это отверстие давление будет передаваться в затрубное пространство. Использование пускового отверстия возможно только лишь в период интенсивного дренирования. Дренирование производится до стабилизации КВЧ при постоянном контроле за его содержанием.
в) Насосным способом (ПЦЭН) до стабилизации КВЧ.
г) Самоизливом при интенсивном водопритоке, т. е. сбросом воды из скважины в канализацию. Такая операция более эффективна при многократных кратковременных изливах, когда скважина периодически в течение 6 - 15 мин работает на излив с максимальной производительностью. Такую операцию повторяют до стабилизации КВЧ. К такому способу целесообразно прибегать в тех случаях, когда дебит скважины превышает несколько десятков кубометров в сутки. Кратковременными изливами удается в 4 - 6 раз сократить расход воды по сравнению с непрерывным самоизливом для достижения стабильного содержания КВЧ.
3. Солянокислотные обработки призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный цементирующий материал, а также для растворения окалины. Для этого в пласт закачивают 0,8 - 1,5 м3 на 1 м толщины пласта 10 - 15%-ного раствора ингибированной соляной кислоты и оставляют скважину на сутки. Затем после дренирования и промывки скважину переводят под нагнетание.
4. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины III группы обычно удается освоить только после ГРП и ряда последующих операций (дренаж, промывка). Однако в горизонтах, представленных чередованием глин и песчаников, ГРП не эффективен, так как трещины образуются в одном наиболее проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются при поинтервальном ГРП, т. е. гидроразрыве каждого прослоя. При этом необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ II устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала.
5. Промывка скважины НКТ и водоводов водопесчаной смесью. Часто малоэффективность освоения нагнетательных скважин или малые приемистости являются результатом быстрого загрязнения поверхности пласта окалиной и твердыми частицами, приносимыми водой из водоводов.
Для их очистки водоводы и скважины промывают водопесчаной смесью (50 кг песка на 1 м3 воды) с помощью цементировочных агрегатов. При таких промывках из скважины или водовода выходит густая, черпая водопесчаная смесь с ржавчиной, по через 20 - 30 мин, в зависимости от интенсивности прокачки, вода светлеет и содержание в ней КВЧ и железа уменьшается до следов. После таких промывок уменьшаются почти наполовину потери на трение в водоводах.
6. Нагнетание в скважину воды в течение нескольких часов под высоким давлением, превышающим нормальное давление нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую естественную трещиноватость. Для этого к скважине подключают три-четыре насосных агрегата и создают дополнительное давление, при котором естественные трещины в пласте расширяются и поглотительная способность скважины резко возрастает. Такая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП» после которого в пласте происходит необратимый процесс раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и глинистые осадки.
7. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин, предназначенных под нагнетание, для удаления парафиновых и смолистых накоплений в призабойных зонах. Подогрев осуществляют от паровых передвижных установок, смонтированных на автомобильном ходу (ППУ).
Расход нагнетаемой воды обычно увеличивается быстрее, чем растет давление нагнетания. Другими словами, коэффициент поглотительной способности увеличивается с ростом давления нагнетания. Глубинные исследования расходомерами показали, что при этом возрастает и интервал поглощения, а следовательно, и охват пласта процессом вытеснения по толщине в результате увеличения раскрытости естественных трещин и присоединения дополнительных прослоев пласта к процессу поглощения жидкости.
Для расширения интервала поглощения иногда закачивают в скважину 2 - 5 м3 известковой суспензии концентрации 15 кг СаО на 1 м3 воды с последующим добавлением сульфит-спиртовой барды (ССБ) вязкостью примерно 500·10-3 Па-с для уплотнения поглощающего прослоя. При последующем увеличении давления нагнетания таким приемом удается расширить интервал поглощения и выравнять или расширить профиль приемистости. При получении отрицательных результатов закачанная известковая суспензия растворяется слабым раствором НСL и последующей промывкой скважины.
studopedia.ru
Освоение нагнетательных скважин — Студопедия
Техническая характеристика УКП-80
Передвижные компрессорные установки
Для освоения скважин и вызова притока используются различные передвижные компрессорные установки. Широкий диапазон климатических и технологических условий потребовал создания передвижных компрессорных установок различных конструкций. Наиболее распространена передвижная компрессорная установка УКП-80. Она смонтирована на гусеничной тележке ТГТ-20 «Восток» и имеет на общей раме дизель В2-300, редуктор и компрессор КП-80 с подачей 8 м3/мин при стандартных условиях.
| Рабочее давление, Мпа | |
| Подача, м3/мин | |
| Расход топлива, кг/ч | |
| Общая масса установки, кг | 16 100 |
| Длина, мм | |
| Высота, мм | |
| Ширина, мм | |
| Мощность дизеля, кВт |
УКП-80 транспортируется к скважинам трактором-тягачом. Для облегчения транспортировки УКП-80 к скважинам ее монтируют на шасси тяжелых грузовиков КрАЗ-257.
Новая станция КС-16/100 смонтирована на трехосном автоприцепе, закрытом цельнометаллическим кожухом. Общая масса станции 23 т. Станция имеет дизель 1Д12Б, редуктор, трансмиссию и четырехступенчатый компрессор с подачей 16 м3/мин при давлении 10 МПа, теплозвукоизолированную кабину для машиниста, в которую вынесены приборы для контроля и управления. Эта станция расширяет возможности освоения скважин, так как имеет в 2 раза большую подачу и рассчитана на повышенное давление. Однако для условий севера ее использование затруднено из-за заболоченности территорий и отсутствия дорог.
Существенным достижением в этой области явилось использование относительно легких и компактных свободнопоршневых дизелей-компрессоров ДК-10. Эти машины не имеют шатунно-кривошипного механизма, поэтому лучше уравновешены. Свободнопоршневой дизель-компрессор (СПДК) имеет двухтактный дизель и четырехступенчатый поршневой компрессор со свободными поршнями, движущимися в противоположных направлениях с одинаковой длиной хода. Он выполнен в одном корпусе, имеет общую для дизеля и компрессора пусковую систему, системы смазки и охлаждения. Поршневые группы движутся возвратно-поступательно в противоположных направлениях. В машине отсутствуют передаточные механизмы (редуктор, трансмиссия), нет маховиков, муфт сцепления и т. п. Это и обусловливает малую массу, компактность и высокий к. п. д.
На базе дизелей-компрессоров ДК-10 создан передвижной агрегат АК-7/200, состоящий из двух компрессоров ДК-10, смонтированных под кожухом на металлических санях. Передвижной агрегат АК-7/200 может транспортироваться на внешней подвеске вертолета. Масса агрегата 6,8 т при подаче 7 м3/мин и давлении 20 МПа. Температура воздуха на выходе из последней ступени 35ºС. Расход топлива 34 кг/ч. Запуск производится от баллонов сжатым воздухом без предварительного подогрева. Имеется изолированная кабина для машиниста. Это позволило использовать агрегат в северных условиях и на заболоченных территориях Кроме того, имеется аналогичный агрегат (дизель-компрессорная станция ДКС 7/100 А), смонтированный на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ-2555.
Для условий северных нефтяных месторождений создан также агрегат ДКС-3,5/200 Тп, состоящий из одного компрессора ДК-10, смонтированного на плавающем гусеничном транспортере ГТ-Т. Подача его 3,5 м3/мин, давление 20 МПа, расход топлива 17 кг/ч. Для освоения очень глубоких скважин используют агрегат ДКС-1,7/400, состоящий из одного дизеля-компрессора ДК-10 с подачей 1,7 м3/мин и развивающий давление 40 МПа. Он смонтирован на металлических санях. Его масса 3,5 т. Однако малые подачи сильно увеличивают продолжительность освоения скважин.
Если целью освоения эксплуатационной скважины является получение возможно большего коэффициента продуктивности при данных параметрах пласта, то цель освоения нагнетательной скважины - получение возможно большего коэффициента поглощения или приемистости, который можно определить как отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответствующему изменению давления нагнетания
,
или в дифференциальном виде
.
При больших Кп возможна закачка в пласт расчетных количеств воды при относительно низких давлениях нагнетания. Это приводит к сокращению энергетических затрат на поддержание пластового давления и к некоторому сокращению необходимого числа нагнетательных скважин.
Нагнетательные скважины бурятся в водонасыщенной (например, законтурные) и в нефтенасыщенной (скважины разрезающих рядов или внутриконтурные) частях пласта. Методы их освоения различны. Если первые осваиваются сразу под нагнетание воды, то вторые обычно предварительно эксплуатируются на нефть для получения самой нефти, а также для понижения пластового давления в зоне скважины. Если осваивается под нагнетание внутрпконтурный ряд нагнетательных скважин, то они осваиваются через одну, т. е. одна скважина ряда используется под нагнетание воды, а соседняя эксплуатируется как нефтяная с максимально возможным отбором жидкости. Следующая скважина также осваивается под нагнетание, а соседняя - как эксплуатационная и т. д.
Максимально возможный отбор нефти из скважин нагнетательного ряда производится до тех пор, пока в их продукции появится пресная вода, нагнетаемая в соседние водяные скважины. Такой порядок освоения позволяет сформировать в нефтенасыщенной части пласта линейный фронт нагнетаемой воды, вытесняющий нефть к эксплуатационным рядам скважин.
По степени трудности освоения нагнетательные скважины можно условно разделить на три группы.
I группа. Скважины, пробуренные в монолитные сравнительно однородные песчаники с хорошей проницаемостью [(0,5 - 0,7)10-12 м2 с толщиной пласта более 10 м. Они осваиваются простейшими способами, например, после тщательной промывки (допустимое КВЧ порядка 3 - 5 мг/л) последующим интенсивным поршневанием для создания чистых дренажных каналов в призабойной части пласта. Такие скважины обычно имеют высокие удельные коэффициенты приемистости (более 0,25 м3/(сут МПа) на 1 м толщины пласта) и работают с высокими устойчивыми расходами, превышающими 700 - 1000 м3сут.
II группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, песчаники которых имеют пониженную проницаемость. Общая толщина песчаных прослоев обычно составляет от 6 до 12м. Средний удельный коэффициент приемистости таких скважин примерно в 2 раза меньше, чем у скважин I группы. Скважины II группы трудно осваиваемые и требуют специальных методов освоения или целого комплекса таких методов. Характеризуются затуханием поглотительной способности и периодическими остановками для мероприятий по восстановлению приемистости.
III группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, чередующимися с проницаемыми песчаниками с малой суммарной толщиной и низкой проницаемостью. Удельные коэффициенты приемистости составляют менее 0,1 м3/(сут МПа). Освоение таких скважин под нагнетание затягивается на несколько месяцев и требует применения самых эффективных методов воздействия на их призабойную зону, как, например, поинтервального гидроразрыва пласта, кислотных обработок и очень больших давлений нагнетания, соизмеримых с горным. Приемистость скважин III группы быстро затухает и через 2 - 3 мес в них снова проводятся работы по ее восстановлению. Для таких скважин особенно жесткими становятся требования к закачиваемой воде, которая не должна содержать взвесь и гидроокись железа.
При освоении нагнетательных скважин используют следующие технические приемы.
1. Интенсивные промывки прямые и обратные с расходом 1200 - 1500 м3/сут до минимально возможного и стабильного содержания КВЧ в обратном потоке. Их продолжительность обычно 1 - 3 сут. Воду для промывки берут из нагнетательного водовода или закачивают насосным агрегатом по закольцованной схеме с обязательным предварительным отстоем воды в специальных емкостях. При этом тщательно контролируются выходящая и нагнетаемая воды на содержание КВЧ. Вообще скважины промывают после всех операций, проводимых для увеличения их поглотительной способности.
2. Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны. Дренаж осуществляется различными методами.
а) Поршневанием при максимально возможной глубине спуска поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирующий кольцевое пространство. В последнем случае удается получить большие депрессии на пласт (до 12 МПа).
б) Компрессорным способом. Жидкость из скважины отбирается с помощью передвижного компрессора при условии, что последний позволяет продавить жидкость до башмака НКТ. Трубы в этом случае должны быть спущены до верхних дыр фильтра. Сверление в НКТ пускового отверстия для снижения необходимого давления компрессора в данном случае нежелательно, так как при последующем нагнетании воды через это отверстие давление будет передаваться в затрубное пространство. Использование пускового отверстия возможно только лишь в период интенсивного дренирования. Дренирование производится до стабилизации КВЧ при постоянном контроле за его содержанием.
в) Насосным способом (ПЦЭН) до стабилизации КВЧ.
г) Самоизливом при интенсивном водопритоке, т. е. сбросом воды из скважины в канализацию. Такая операция более эффективна при многократных кратковременных изливах, когда скважина периодически в течение 6 - 15 мин работает на излив с максимальной производительностью. Такую операцию повторяют до стабилизации КВЧ. К такому способу целесообразно прибегать в тех случаях, когда дебит скважины превышает несколько десятков кубометров в сутки. Кратковременными изливами удается в 4 - 6 раз сократить расход воды по сравнению с непрерывным самоизливом для достижения стабильного содержания КВЧ.
3. Солянокислотные обработки призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный цементирующий материал, а также для растворения окалины. Для этого в пласт закачивают 0,8 - 1,5 м3 на 1 м толщины пласта 10 - 15%-ного раствора ингибированной соляной кислоты и оставляют скважину на сутки. Затем после дренирования и промывки скважину переводят под нагнетание.
4. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины III группы обычно удается освоить только после ГРП и ряда последующих операций (дренаж, промывка). Однако в горизонтах, представленных чередованием глин и песчаников, ГРП не эффективен, так как трещины образуются в одном наиболее проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются при поинтервальном ГРП, т. е. гидроразрыве каждого прослоя. При этом необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ II устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала.
5. Промывка скважины НКТ и водоводов водопесчаной смесью. Часто малоэффективность освоения нагнетательных скважин или малые приемистости являются результатом быстрого загрязнения поверхности пласта окалиной и твердыми частицами, приносимыми водой из водоводов.
Для их очистки водоводы и скважины промывают водопесчаной смесью (50 кг песка на 1 м3 воды) с помощью цементировочных агрегатов. При таких промывках из скважины или водовода выходит густая, черпая водопесчаная смесь с ржавчиной, по через 20 - 30 мин, в зависимости от интенсивности прокачки, вода светлеет и содержание в ней КВЧ и железа уменьшается до следов. После таких промывок уменьшаются почти наполовину потери на трение в водоводах.
6. Нагнетание в скважину воды в течение нескольких часов под высоким давлением, превышающим нормальное давление нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую естественную трещиноватость. Для этого к скважине подключают три-четыре насосных агрегата и создают дополнительное давление, при котором естественные трещины в пласте расширяются и поглотительная способность скважины резко возрастает. Такая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП» после которого в пласте происходит необратимый процесс раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и глинистые осадки.
7. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин, предназначенных под нагнетание, для удаления парафиновых и смолистых накоплений в призабойных зонах. Подогрев осуществляют от паровых передвижных установок, смонтированных на автомобильном ходу (ППУ).
Расход нагнетаемой воды обычно увеличивается быстрее, чем растет давление нагнетания. Другими словами, коэффициент поглотительной способности увеличивается с ростом давления нагнетания. Глубинные исследования расходомерами показали, что при этом возрастает и интервал поглощения, а следовательно, и охват пласта процессом вытеснения по толщине в результате увеличения раскрытости естественных трещин и присоединения дополнительных прослоев пласта к процессу поглощения жидкости.
Для расширения интервала поглощения иногда закачивают в скважину 2 - 5 м3 известковой суспензии концентрации 15 кг СаО на 1 м3 воды с последующим добавлением сульфит-спиртовой барды (ССБ) вязкостью примерно 500·10-3 Па-с для уплотнения поглощающего прослоя. При последующем увеличении давления нагнетания таким приемом удается расширить интервал поглощения и выравнять или расширить профиль приемистости. При получении отрицательных результатов закачанная известковая суспензия растворяется слабым раствором НСL и последующей промывкой скважины.
studopedia.ru
Освоение нагнетательных скважин.
Целью освоения нагнетательной скважины является получение возможно большего коэффициента поглощения или приемистости, который определяется как отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответствующему изменению давления нагнетания
,
или в дифференциальном виде
.
При больших значениях коэффициента приемистости возможна закачка в пласт расчетных количеств воды при относительно низких давлениях нагнетания. Это позволяет сократить энергетические затраты на поддержание пластового давления и некоторое количество нагнетательных скважин.
При освоении нагнетательных скважин очень важно очистить поровые каналы призабойной зоны от грязи и всех взвешенных частиц, которые могут закупоривать поры пласта при нагнетании воды.
Нагнетательные скважины бурятся в водонасыщенной (например, законтурные) и в нефтенасыщенных (скважины разрежающих рядов или внутриконтурные) частях пласта. Методы их освоения различны. Законтурные скважины осваиваются непосредственно под нагнетание воды, а скважины пробуренные в нефтенасыщенных частях предварительно эксплуатируются на нефть для получения самой нефти, а также для понижения пластового давления в зоне скважины. При осваивании под нагнетание внутриконтурного ряда нагнетательных скважин осваивание осуществляется через одну, т.е. одна скважина ряда используется под нагнетание воды, а соседняя эксплуатируется как нефтяная с максимально возможным отбором жидкости.
Максимально возможный отбор нефти из скважин нагнетательного ряда производится до тех пор, пока в их продукции появится пресная вода, нагнетаемая в соседние водяные скважины. Это освоение позволяет сформировать в нефтенасыщенной части пласта линейный фронт нагнетаемой воды, вытесняющий нефть к эксплуатационным рядам скважин.
По степени трудности освоения нагнетательные скважины можно условно разделить на три группы.
1 группа. Скважины, пробуренные в монолитных однородных песчаниках с хорошей проницаемостью в пределах (0,5-0,7)10-12 м2 и толщиной пласта более 10 м. Они осваиваются простейшими способами таким как промывка с последующим интенсивным поршневанием для создания чистых дренажных каналов в призабойной части пласта.
2 группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, песчаники которых имеют пониженную проницаемость. Общая толщина песчаных прослоев обычно составляет от 6 до 12 м. Средний удельный коэффициент приемистости таких скважин примерно в 2 раза меньше, чем у скважин 1 группы. Скважины 2 группы трудно осваиваемые и требуют специальных методов освоения или целого комплекса таких методов. Характеризуются затуханием поглотительной способности и периодическими остановками для мероприятий по восстановлению приемистости.
3 группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, чередующимися с проницаемыми песчаниками с малой суммарной толщиной и низкой проницаемостью. Удельные коэффициенты приемистости составляют менее 0,1 м3/(сут · Мпа).
Освоение таких скважин под нагнетание затягивается на несколько месяцев и требует применения самых эффективных методов воздействия на их призабойную зону, как, например, поинтервального гидроразрыва пласта, кислотных обработок и очень больших давлений нагнетания, соизмеримых с горным. Приемистость скважин 3 группы быстро уменьшается и через некоторое время проводятся работы по ее восстановлению. Для таких скважин особенно жесткими становятся требования к закачиваемой воде, которая не должна содержать крупных взвешенных частиц (КВЧ) и гидроокись железа.
При освоении нагнетательных скважин используются следующие технические приемы.
1. Интенсивные промывки и обратные с расходом до минимально возможного и стабильного содержания КВЧ в обратном потоке. Воду для промывки берут из нагнетательного водовода или закачивают насосным агрегатом по закольцованной схеме с обязательным предварительным отстоем воды в специальных емкостях. При этом тщательно контролируются выходящая и нагнетаемая воды на содержание КВЧ. Вообще скважины промывают после всех операций, проводимых для увеличения их поглотительной способности.
2. Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны.
Дренаж осуществляется различными методами.
2.1 Поршневанием при максимально возможной глубине спуска поршня при этом необходимо установить пакер, изолирующий кольцевое пространство. В последнем случае удается получить большие депрессии на пласт.
2.2 Компрессорным способом. Жидкость из скважины отбирается с помощью передвижного компрессора при условии, что последний позволяет продавить жидкость до башмака НКТ. Трубы в этом случае должны быть спущены до верхних дыр фильтра. Сверление в НКТ пускового отверстия для снижения необходимого давления компрессора в данном случае нежелательно, так как при последующем нагнетании воды через это отверстие давление будет передаваться в затрубное пространство. Использование пускового отверстия возможно только лишь в период интенсивного дренирования. Дренирование производится до стабилизации КВЧ при постоянном контроле за его содержанием.
2.3 Насосным способом (ПЦЭН) до стабилизации КВЧ.
2.4 Самоизливом при интенсивном водопритоке, т.е. сбросом воды из скважины в канализацию.
3. Солянокислотные обработки призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный цементирующий материал, а также для растворения окалины.
4. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины 3 группы обычно удается освоить только после ГРП и ряда последующих операций (дренаж, промывка). Однако в горизонтах, представленных чередованием глин и песчаников, ГРП не эффективен, так как трещины образуются в одном наиболее проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются при поинтервальном ГРП, т.е. гидроразрыве каждого прослоя. При этом необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ и устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала.
5. Промывка скважины НКТ и водоводов водопесчаной смесью. Часто малоэффективность освоения нагнетательных скважин или малые приемистости являются результатом быстрого загрязнения поверхности пласта окалиной и твердыми частицами, приносимыми водой из водоводов.
Для их очистки водоводы и скважины промывают водопесчаной смесью с помощью цементировочных агрегатов. При таких промывках из скважины или водовода выходит густая, черная водопесчаная смесь с ржавчиной в зависимости от интенсивности прокачки, вода светлеет и содержание в ней КВЧ и железа уменьшается до следов.
6. Нагнетание в скважину воды в течении нескольких часов под высоким давлением, превышающим нормальное давление нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую естественную трещиноватость. Для этого к скважине подключают несколько насосных агрегата и создают дополнительное давление, при котором естественные трещины в пласте расширяются и поглотительная способность скважины резко возрастает. Такая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП, после которого в пласте происходит необратимый процесс раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и глинистые осадки.
7. Предварительная обработка горячей или нефть нефтяных скважин, предназначенных под нагнетание, для удаления парафиновых и смолистых накоплений в призабойных зонах. Подогрев осуществляют от паровых передвижных установок, смонтированных на автомобильном ходу (ППУ).
Расход нагнетаемой воды обычно увеличивается быстрее, чем растет давление нагнетания, т.е. коэффициент поглотительной способности увеличивается с ростом давления нагнетания. Глубинные исследования расходомерами показали, что при этом возрастает и интервал поглощения, а следовательно, и охват пласта процессом вытеснения по толщине в результате увеличения раскрытости естественных трещин и присоединения дополнительных прослоев пласта к процессу поглощения жидкости.
students-library.com
Тема 7: Освоение нагнетательных скважин
Если целью освоения эксплуатационной скважины является получение возможно большего коэффициента продуктивности при данных параметрах пласта, то цель освоения нагнетательной скважины - получение возможно большего коэффициента поглощения или приемистости, который можно определить как отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответствующему изменению давления нагнетания
, или в дифференциальном виде .
При больших Кп возможна закачка в пласт расчетных количеств воды при относительно низких давлениях нагнетания. Это приводит к сокращению энергетических затрат на поддержание пластового давления и к некоторому сокращению необходимого числа нагнетательных скважин.
Нагнетательные скважины бурятся в водонасыщенной (например, законтурные) и в нефтенасыщенной (скважины разрезающих рядов или внутриконтурные) частях пласта. Методы их освоения различны. Если первые осваиваются сразу под нагнетание воды, то вторые обычно предварительно эксплуатируются на нефть для получения самой нефти, а также для понижения пластового давления в зоне скважины. Если осваивается под нагнетание внутрпконтурный ряд нагнетательных скважин, то они осваиваются через одну, т. е. одна скважина ряда используется под нагнетание воды, а соседняя эксплуатируется как нефтяная с максимально возможным отбором жидкости. Следующая скважина также осваивается под нагнетание, а соседняя - как эксплуатационная и т. д.
Максимально возможный отбор нефти из скважин нагнетательного ряда производится до тех пор, пока в их продукции появится пресная вода, нагнетаемая в соседние водяные скважины. Такой порядок освоения позволяет сформировать в нефтенасыщенной части пласта линейный фронт нагнетаемой воды, вытесняющий нефть к эксплуатационным рядам скважин.
По степени трудности освоения нагнетательные скважины можно условно разделить на три группы.
I группа. Скважины, пробуренные в монолитные сравнительно однородные песчаники с хорошей проницаемостью [(0,5 - 0,7)10-12 м2 с толщиной пласта более 10 м. Они осваиваются простейшими способами, например, после тщательной промывки (допустимое КВЧ порядка 3 - 5 мг/л) последующим интенсивным поршневанием для создания чистых дренажных каналов в призабойной части пласта. Такие скважины обычно имеют высокие удельные коэффициенты приемистости (более 0,25 м3/(сут МПа) на 1 м толщины пласта) и работают с высокими устойчивыми расходами, превышающими 700 - 1000 м3сут.
II группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, песчаники которых имеют пониженную проницаемость. Общая толщина песчаных прослоев обычно составляет от 6 до 12м. Средний удельный коэффициент приемистости таких скважин примерно в 2 раза меньше, чем у скважин I группы. Скважины II группы трудно осваиваемые и требуют специальных методов освоения или целого комплекса таких методов. Характеризуются затуханием поглотительной способности и периодическими остановками для мероприятий по восстановлению приемистости.
III группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, чередующимися с проницаемыми песчаниками с малой суммарной толщиной и низкой проницаемостью. Удельные коэффициенты приемистости составляют менее 0,1 м3/(сут МПа). Освоение таких скважин под нагнетание затягивается на несколько месяцев и требует применения самых эффективных методов воздействия на их призабойную зону, как, например, поинтервального гидроразрыва пласта, кислотных обработок и очень больших давлений нагнетания, соизмеримых с горным. Приемистость скважин III группы быстро затухает и через 2 - 3 мес в них снова проводятся работы по ее восстановлению. Для таких скважин особенно жесткими становятся требования к закачиваемой воде, которая не должна содержать взвесь и гидроокись железа.
При освоении нагнетательных скважин используют следующие технические приемы.
1. Интенсивные промывки прямые и обратные с расходом 1200 - 1500 м3/сут до минимально возможного и стабильного содержания КВЧ в обратном потоке. Их продолжительность обычно 1 - 3 сут. Воду для промывки берут из нагнетательного водовода или закачивают насосным агрегатом по закольцованной схеме с обязательным предварительным отстоем воды в специальных емкостях. При этом тщательно контролируются выходящая и нагнетаемая воды на содержание КВЧ. Вообще скважины промывают после всех операций, проводимых для увеличения их поглотительной способности.
2. Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны. Дренаж осуществляется различными методами.
а) Поршневанием при максимально возможной глубине спуска поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирующий кольцевое пространство. В последнем случае удается получить большие депрессии на пласт (до 12 МПа).
б) Компрессорным способом. Жидкость из скважины отбирается с помощью передвижного компрессора при условии, что последний позволяет продавить жидкость до башмака НКТ. Трубы в этом случае должны быть спущены до верхних дыр фильтра. Сверление в НКТ пускового отверстия для снижения необходимого давления компрессора в данном случае нежелательно, так как при последующем нагнетании воды через это отверстие давление будет передаваться в затрубное пространство. Использование пускового отверстия возможно только лишь в период интенсивного дренирования. Дренирование производится до стабилизации КВЧ при постоянном контроле за его содержанием.
в) Насосным способом (ПЦЭН) до стабилизации КВЧ.
г) Самоизливом при интенсивном водопритоке, т. е. сбросом воды из скважины в канализацию. Такая операция более эффективна при многократных кратковременных изливах, когда скважина периодически в течение 6 - 15 мин работает на излив с максимальной производительностью. Такую операцию повторяют до стабилизации КВЧ. К такому способу целесообразно прибегать в тех случаях, когда дебит скважины превышает несколько десятков кубометров в сутки. Кратковременными изливами удается в 4 - 6 раз сократить расход воды по сравнению с непрерывным самоизливом для достижения стабильного содержания КВЧ.
3. Солянокислотные обработки призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный цементирующий материал, а также для растворения окалины. Для этого в пласт закачивают 0,8 - 1,5 м3 на 1 м толщины пласта 10 - 15%-ного раствора ингибированной соляной кислоты и оставляют скважину на сутки. Затем после дренирования и промывки скважину переводят под нагнетание.
4. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины III группы обычно удается освоить только после ГРП и ряда последующих операций (дренаж, промывка). Однако в горизонтах, представленных чередованием глин и песчаников, ГРП не эффективен, так как трещины образуются в одном наиболее проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются при поинтервальном ГРП, т. е. гидроразрыве каждого прослоя. При этом необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ II устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала.
5. Промывка скважины НКТ и водоводов водопесчаной смесью. Часто малоэффективность освоения нагнетательных скважин или малые приемистости являются результатом быстрого загрязнения поверхности пласта окалиной и твердыми частицами, приносимыми водой из водоводов.
Для их очистки водоводы и скважины промывают водопесчаной смесью (50 кг песка на 1 м3 воды) с помощью цементировочных агрегатов. При таких промывках из скважины или водовода выходит густая, черпая водопесчаная смесь с ржавчиной, по через 20 - 30 мин, в зависимости от интенсивности прокачки, вода светлеет и содержание в ней КВЧ и железа уменьшается до следов. После таких промывок уменьшаются почти наполовину потери на трение в водоводах.
6. Нагнетание в скважину воды в течение нескольких часов под высоким давлением, превышающим нормальное давление нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую естественную трещиноватость. Для этого к скважине подключают три-четыре насосных агрегата и создают дополнительное давление, при котором естественные трещины в пласте расширяются и поглотительная способность скважины резко возрастает. Такая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП» после которого в пласте происходит необратимый процесс раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и глинистые осадки.
7. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин, предназначенных под нагнетание, для удаления парафиновых и смолистых накоплений в призабойных зонах. Подогрев осуществляют от паровых передвижных установок, смонтированных на автомобильном ходу (ППУ).
Расход нагнетаемой воды обычно увеличивается быстрее, чем растет давление нагнетания. Другими словами, коэффициент поглотительной способности увеличивается с ростом давления нагнетания. Глубинные исследования расходомерами показали, что при этом возрастает и интервал поглощения, а следовательно, и охват пласта процессом вытеснения по толщине в результате увеличения раскрытости естественных трещин и присоединения дополнительных прослоев пласта к процессу поглощения жидкости.
Для расширения интервала поглощения иногда закачивают в скважину 2 - 5 м3 известковой суспензии концентрации 15 кг СаО на 1 м3 воды с последующим добавлением сульфит-спиртовой барды (ССБ) вязкостью примерно 500·10-3 Па-с для уплотнения поглощающего прослоя. При последующем увеличении давления нагнетания таким приемом удается расширить интервал поглощения и выравнять или расширить профиль приемистости. При получении отрицательных результатов закачанная известковая суспензия растворяется слабым раствором НСL и последующей промывкой скважины.
Дата добавления: 2017-04-05; просмотров: 2421;
Похожие статьи:
poznayka.org
Освоение нагнетательных скважин.
Под освоением нагнетательной скважины подразумевается комплекс мероприятий нацеленных на очистку забоя скважины и ПЗП и получение коэффициента приемистости, соответствующего естественной проницаемости пласта.
Процесс освоения под нагнетание для скважин, пробуренных в НЗ и ВЗ различен. Скважины, пробуренные в НЗ, сначала интенсивно отрабатываются на нефть 1-2 года и только после этого переводятся под нагнетание. При этом проводится интенсивная промывка скважины горячей водой или нефтью для удаления АСПО. Перевод скважин в нагнетательном ряду осуществляется через одну. Пропущенные скважины осваиваются под нагнетание после их обводнения.
Освоение скважин в ВЗ начинается только после тщательной промывки до достижения КВЧ в выходящем потоке 3-5 мг/л. По трудности освоения можно выделить 3 группы скважин. В зависимости от этого различаются и методы освоения.
3. Пробуренные в монолитных высокопроницаемых песчаниках. В таких скважинах нагнетание осуществляется непосредственно после промывки без дополнительных мероприятий. Скважины характеризуются устойчиво высокими коэффициентами приемистости.
4. … в слоистом пласте пониженной проницаемости. Осуществляется интенсивный дренаж скважины различными методами (поршневание, ЭЦН, компрессорным способом и т.д.) до стабилизации КВЧ. Возможно проведение СКО//ГРП, при нагнетании – использование повышенных давлений закачки для поддержания трещин в раскрытом состоянии. Такие скважины характеризуются невысокими и нестабильными коэффициентами приемистости.
… тонкое чередование прослоев коллектора и неколлектора. Освоение требует применения самых эффективных методов воздействия на ПЗП, как, например, поинтервального гидроразрыва пласта, кислотных обработок и очень больших давлений нагнетания, соизмеримых с горным. Приемистость скважин III группы может быстро затухать в течение 2 - 3 месяцев. Необходим жесткий контроль качества нагнетаемой воды.
Охрана труда, техника безопасности и противопожарные мероприятия при освоении скважин и вызове притока. Охрана окружающей среды.
При вызове притока флюидов из коллектора необходимо учитывать вещественный состав пласта, качество его сцементированности, условия залегания, характер проявления вод и др. Недоучет конкретных условий может привести к разрушениям слабосцементированной породы в приствольной зоне, нарушениям цементного кольца, деформации эксплуатационной колонны, прорыву посторонних вод и т.д.
Считают, что приток будет интенсивным при создании высоких депрессий на пласт, достигаемых за короткий промежуток времени, причем после начала притока рекомендуется некоторое время поддерживать форсированный режим работы скважины для хорошей очистки призабойной зоны пласта. В некоторых случаях (прочный пласт-коллектор, отсутствие подошвенной воды) подобный подход приемлем, но указанная точка зрения противоречит современным требованиям к освоению скважин. Результативность ее зависит от эффективности разрушения блокады в ПЗП. Вид блокады характеризует степень ущерба для реактивного пласта и определяет эффективное воздействие, обеспечивающее прорыв этой блокады и восстановление продуктивности скважины (пласта). Приведенные в табл. 1 категории блокады ПЗП классифицированы по степени загрязнения с учетом процессов, происходящих с той или иной интенсивностью в ПЗП при вскрытии пласта бурением.
– перепады давления на пласт и интенсивность их приложения;
– разность забойной и пластовой температур;
– результирующее давление физико-химических процессов, которые определяются наличием контракционного градиента, градиента напряжения смачиваемости, электродвижущими силами и т.д.
studfile.net
Освоение нефтяных скважин. Способы вызова притока жидкости к забою скважин — Студопедия
Освоение скважин – 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.+ дополнительного давления.(давление необх для преодоления гидравлич сопротивлений, которые возникают в перфорационных отверстиях в фильтрационных каналах из-за закупоривания порового пространства призабойной зоны пласта). Цель освоения – восстановление естественной проницаемости коллектора и получение дебита скважины, соотв 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, на устье ставиться арматура. В любом случае должна устанавливаться задвижка высокого давления для перекрытия ствола скважины в аварийных ситуациях. ПОРШНЕВАНИЕ. При поршневании поршень(труба с клапаном внизу открывающимся вверх). спускается в НКТ на стальном канате. При спуске поршня под уровень жидкость в скважине перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подьеме клапан закрывается. Глубина погружения ограничивается прочностью каната. ТОРТАНИЕ. Извлечение жидкости из скважины с помощью желонки, спускаемой на стальном канате, с помощью лебедки. Тартание это трудоемкий и непроизводительный способ. Но тартание дает возможность извлекать глинистый р-р с забоя и контролировать уровень жидкости в скважине. Недостаток в том, что приходиться работать при открытом устье. ЗАМЕНА ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ. Скважина законченная бурением обычно заполнена глинистым раствором если заменить глинистый раствор водой или дегазированной нефтью то уменьшиться пластовое давление. Этим способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением и хорошими коллекторскими свойствами. КОМПРЕССОРНЫЙ СПОСОБ ОСВОЕНИЯ. Этот способ имеет широкое применение, в скважину перед освоением спускаются насосно компрессорные трубы а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству через нагнетательный трубопровод подсоединяют передвижной компрессор. Газ нагнетается в скважину, в результате давление на забое значительно снижается. Регулируя расход газа, изменяют плотность газожидкостной смеси в трубах, а соответственно давление на забое скважины. Когда забойное давление станет меньше пластового, начнется приток жидкости и газа в скважину. ОСВОЕНИЕ СКВАЖ ЗАКАЧКОЙ ГАЗИРОВАННОЙ ЖИДКОСТИ заключ в том, что в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (нефть, вода). 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. Они должны иметь высокую приемистость по всей толщине продуктивного пласта. Этого можно достичь хорошей очисткой ПЗП. ПЗП очищают перед пуском нагнетательной скважины, теми же способами, что и при освоении нефтедобывающих скважин.
studopedia.ru
Исследование добывающих и нагнетательных скважин методом восстановления (падения) забойного давления — Студопедия
При исследовании фонтанных и компрессорных скважин до изменения режима их эксплуатации необходимо измерить дебит и обводненность продукции, а также буферное и затрубное давление.
Для измерения забойного давления и регистрации к. в. д. в скважину спускают глубинный манометр или дифманометр на глубину середины интервала перфорации или как можно ближе к ней и продолжают эксплуатировать скважину на установившемся режиме в течение 15—20 мин, а затем закрывают задвижку на выкидной линии фонтанной скважины. На компрессорной скважине остановку осуществляют путем одновременного закрытия задвижки и прекращения подачи рабочего агента. Время восстановления давления на забое после остановки скважины на промыслах устанавливают опытным путем (обычно несколько часов). Если это время исчисляется днями, полная к. в. д. не снимается, а проводят отдельные измерения глубинным манометром, спускаемым на 15—20 мин через выбранные интервалы времени после остановки скважины.
Глубинные дифманометры с газовым заполнением обычно используют в тех случаях, когда депрессия на забое не превышает 20 % от забойного давления, а температура на заданной глубине (в интервале перфорации) практически не изменяется после остановки скважины. При установке глубинных приборов выше интервала перфорации форма к. в. д. может быть искажена за счет изменения температуры жидкости в ствол после остановки скважины, а также за счет изменения средней плотности жидкости в процессе восстановления давления, если скважина дает обводненную нефть. Влияние этих факторов особенно сильно сказывается, если чувствительным элементом прибора является сжатый газ. При достаточно большом расстоянии между средней глубиной интервала перфорации и глубиной спуска прибора и большой обводненности продукции скважины, влияние осаждения воды на забой после ее остановки может оказаться столь существенным, что прибор будет регистрировать падение забойного давления, в то время как оно в интервале перфорации растет.
При остановке нагнетательных скважин температура воды в стволе резко повышается за счет тепла окружающих пород. Поэтому обычно при исследовании таких скважин для построения кривых падения давления используют данные изменения устьевого давления после остановки. Эти данные используют в тех случаях, когда в скважине имеются насосно-компрессорные трубы (НКТ), башмак которых максимально приближен к интервалу перфорации, отсутствуют пакерующие устройства или устьевое оборудование и трубы негерметичны. При закачке воды через НКТ изменение давления контролируется с помощью манометра, установленного на устье затрубного пространства, а при закачке воды через затрубное пространство—с помощью манометра, установленного на буфере скважины. Если закачка осуществляется одновременно через НКТ и затрубное пространство, то перед исследованием воду закачивают только через затрубное пространство в течение 3—5 дней, необходимых для стабилизации режима закачки.
В тех случаях, когда к. в. д. регистрируется только устьевым манометром (буферным или затрубным), то с помощью этой кривой, пользуясь гидростатической формулой, можно построить достаточно точную кривую восстановления забойного давления, если известно изменение плотности жидкости в скважине во времени после ее остановки. Это изменение связано с изменением средней температуры жидкости в стволе. На ряде объектов проводят специальные исследования по выявлению температурных поправок на плотность и составляют таблицы или графики, по которым эти поправки определяют на разные моменты времени после остановки скважины в зависимости от ее приемистости.
Иногда после остановки нагнетательной скважины устьевое давление быстро снижается до атмосферного и зарегистрировать к. в. д. не удается. В таких случаях режим изменяют не путем остановки, а уменьшением расхода закачиваемой воды до такой величины, при которой давление на устье в течение всего периода регистрации кривой будет оставаться выше атмосферного.
studopedia.ru
