8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:
Главная » Разное » Освоение скважины после бурения

Освоение скважины после бурения


Освоение скважин после бурения: особенности, мероприятия

Комплекс работ технологического характера, связанный с поднятием притока из действующего слоя, возобновлением проницаемости вида, находящегося в призабойном поясе пласта, внедрением порядка эксплуатирования выборки, входит в понятие освоение скважин. Процесс исследования жилы представляется главной ступенью к ее активному использованию.

Виды скважин для воды.

Особенности видов и качественные показатели проводимых мероприятий оказывают существенное влияние на уровень гидродинамических отношений скважин с проходом, на сроки действия конкретных выработок, на показатели профиля наплыва в жилу, на степень надежности в работе устройства забойного прохода.

Для осуществления выбора технологического изучения рассматриваемого проема необходимо изучить геологические особенности слоев, показатели призабойной полосы. Они формируются в момент выявления первичного и вторичного действующих прослоек. В процессе осуществления ремонта в подземных слоях такие показатели могут изменяться, также они будут перерождаться в момент привычного эксплуатирования скважин.

Первичное раскрытие продуктивных пластов осуществляется посредством бурения основания. Вскрытие вторичного плана связывается с перфорацией. В основном варианте устройство большинства выработок связывается с присутствием здесь обсадной колонны из цемента. С помощью перфораторов в таком основании просверливаются отверстия, канальные проемы в кольце и в самой прослойке породы, чтобы осуществить взаимодействие гидродинамики с производительной прослойкой пластов.

Читайте также:

Скважина – это что такое и какими они бывают.

Подготовительные работы

Схема бурения выработок.

Чтобы осуществить подготовку буровой к постоянной эксплуатации, для этого после проведения бурильных мероприятий делают следующее:

  • прободение выработки и сооружение забоя скважины;
  • опускание в колодец насосно-компрессорных труб;
  • монтаж фонтанного, устьевого и другого характера, их обвязка;
  • выведение наплыва из пластов с использованием методик, влияющих на призабойную зону;
  • осуществление изучения гидродинамики скважины и определение отборных нормативов;
  • непродолжительное пользование жилой.

Способы изучения скважин

Момент исследования скважин может быть организован при помощи разбития кольматационных продуктов путем воздействия водяного потока. Результативность таких мероприятий связывается со следующими действиями:

  • отделка с помощью сухого льда;
  • очищение фильтров, минуя рабочую плоскость;
  • промывание сквозь башмак фильтра затрубной зоны;
  • действие водного потока посредством специальных насадок;
  • использование в работе насосов эрлифтов.

Особенности исследования нефтяных скважин

Схема нефтяной скважины.

Месторождения нефти разрабатываются по большей части при помощи пробуренных отверстий. Кроме того, способами изучения могут быть карьерные и шахтные версии. Любая скважина, расположенная на нефтяной жиле, используется для извлечения этого ценного природного сырья и попутной воды. Также происходит слияние на такой пласт и контролирование процесса осваивания залежей природного богатства. Такие колодцы оборудуются фонтанными, насосными и газлифтными механизмами.

Нефтяная шахта представляется комплексом построек наземного и подземного планов, горных выработок, осуществляющих извлечение нефтяных продуктов на поверхность. Все работы по изучению и добыче полезных ископаемых проводятся на нефтяном карьере привлечением горных выработок открытого типа.

Скважина выглядит как зауженный проход максимальной глубины, который достигает нефтяного слоя. Показатели глубины могут отличаться, максимальные цифры достигают нескольких тысяч. Днище колодца именуется забоем. Процедура углубления выработки получила название «бурение», если в работе применяются двигатели с максимальной энергией, то такой процесс считают вращательным или ударным.

Для того чтобы в процессе бурения колодца его основание не обвалилось, туда помещают обсадную колонну. Она представлена плотными трубами из стали. Геологические условия определяют особенности спуска на разные глубины трубных колонн, что представляется устройством скважины. Начальные трубы имеют большой размер и опускаются на незначительную глубину, они получили название «кондукторы». Другие имеют гораздо меньший калибр и усиленную длину, именуются эксплуатационной колонной. По возможности проводится спуск одной или двух таких частей.

Схема скважины с двумя обсадными трубами.

Обсадные трубы заливают цементным раствором, соблюдая определенные показатели высот, перекрывающие нефтяные, газовые и водяные горизонты. При полном перекрывании производительного слоя эксплуатационной колонной связь с выработкой осуществляется прострелом отверстий перфоратором. В момент бурения обсадные сооружения скручиваются колонной головкой, которая нужна для плотного заделывания щелей между трубами, закрепления подвесок любой из колонн. Верхний фланец оборудуется устьевым механизмом. Колонные головки ставятся на всех колодцах, что не зависит от особенностей их эксплуатирования.

В любом варианте пользования скважинами составляющее их вещество перемещается по трубам, которые монтируются в колодцы перед проведением эксплуатационных работ. Эти сооружения получили название НКТ, насосно-компрессорные. С обеих сторон такой трубы имеется резьба, на которую накручивается муфта, другой конец такой конструкции остается свободным. Относительно профиля можно выделить такие разновидности буровых: горизонтальные, вертикальные, пологие, наклонно-направленные, многозабойные.

Относительно предназначения выработки разделяются:

  • опорные, которые предназначены для исследования процесса размещения горных пород;
  • поисковые методы основаны на отыскании новых месторождений;
  • разведочные способы ставят цель выяснить обстоятельства расположения слоев природных богатств;
  • эксплуатационные, они могут быть нагнетательными, контрольными, осуществляющими наблюдение за изучением месторождения и оценочными, дающими рецензию оставшихся ресурсов.

Освоение скважин: мероприятия

Освоение самих скважин связывается с совокупностью мероприятий, направленных на выведение из залежей недр жидкости и газа. Они используются в эксплуатационных и нагнетательных установках. Чтобы мероприятия по исследованию буровых проходили организованно и целенаправленно, необходимо составить подробную систему.

Начало изучения жилы связывается с принятием оконченного бура выработок и опрессовки системы с соблюдением определенных показателей давления.

К сообществу мероприятий по исследованию скважин относят такие виды деятельности:

Схема оборудования скважины для проведения ГРП.

  1. Принятие выработки от буровой установки.
  2. Опрессовывание колонны эксплуатационной.
  3. Сборы жилы для перфорации, включающей в себя монтаж крестовика, тройника, задвижки, соединение с агрегатами, возведение площадей для перфораций, заделывание колодца глиной, приготовление резервов плотного раствора в размере 2 объемных частей скважины.
  4. Отбивание забоя и перфорация.
  5. Осуществление исследовательской деятельности, касающейся определения показателей температуры и давления.
  6. Опускание лифтовых труб при фонтанно-компрессорном устройстве и насосных, при глубиннонасосной.
  7. Сборка оснащения, используемого для использования на поверхности. Это арматура, станок с маятниковым механизмом, выкид, ЛЭП, манифольды, трапы и другое.
  8. Процесс подмены плотной смеси на состав с меньшей массой, после этого можно заменить нормальными показателями, следом – нефтью и водой.
  9. Вызывание приточных слоев при помощи компрессора, аэрации, прослойками воздушно-жидкостными.
  10. Испытательный пуск устройства с одновременным сниманием главных показателей производительности. Сюда входят параметры давления пластов и забоя, воды, газа, конденсата, нефтяные лимиты, наполнение и газовые составляющие, особенности воды и примеси механического плана. Статистика, касающаяся модификаций давления рабочего, буферного и затрубного зон.
  11. Осуществление мероприятий по осваиванию второго этапа.
  12. Выполнение основ технологического порядка, возможно, связанных с деятельностью нагнетательных установок.

Освоение скважин и выведения потока жидкости и газа из прослойки в жилу действуют на показателях уменьшения противодавления на ряд. Одни из них основаны на понижении непроницаемости жидкого вещества в главной ветке жилы. Действие других основывается на понижении величины жидкости в столбе скважины.

Дополнительные моменты

Самыми часто применяемыми методиками, когда идет исследование и освоение скважины, являются:

  1. Очистка, включающая в себя смену жидкого вещества, составляющего основу выработки по завершении бурения, облегченным вариантом.
  2. Продавливание сжатым воздухом, представляющим изгнание водянистого источника из колонны НКТ уплотненным газом, который усиливается в затрубной плоскости жилы.
  3. Аэрация – процесс обогащения жидкого вещества воздухом или газообразным веществом, располагающим небольшой плотностью.
  4. Поршневание – понижение жидкостной величины в скважине при помощи поднятия и опускания стального каната поршня в НКТ. Канат располагает клапаном, имеющим верхний способ открывания. Как только поршень во время спуска будет открываться, он может беспрепятственно опуститься в раствор. В процессе его поднятия клапан будет прикрыт, жидкость, имеющаяся над поршнем, выталкивается из колодца.

Время, в течение которого происходит изучение и освоение скважин, может быть разным. Максимальными сроками будут проведение работ на протяжении месяцев, хотя исследоваться она может всего несколько часов. Если нефтяной пласт располагает существенными резервами энергии, после перфорации может начинаться излитие содержимого колодца фонтаном. При недостаточности такой энергии применяются методы выведения потока на поверхность, понижающие противодействующее давление на прослойку.

moyaskvazhina.ru

Технология реагентного освоения водозаборных скважин после бурения и в процессе эксплуатации

Назначение

Удаление минеральных кольматирующих образований с фильтра скважины и её  прифильтровой  зоны. Для обработки скважин используют технологические растворы на основе реагентов в твердой фазе.

Область применения технологии:

  • водоносный  пласт приурочен к песчаным поровым коллекторам и трещиноватым кристаллическим породам;
  • водозаборные скважины  после бурения и в процессе эксплуатации;
  • удельный дебит скважины не соответствует гидродинамическим параметрам пласта.

Характеристика

Характеристика технологический раствора: концентрация компонентов раствора 17 %, т.е 170 кг на 1 м3 раствора. Состав раствора: базовые компоненты, стабилизатор, предотвращающий вторичное осаждение продуктов реакции, ингибитор коррозии черных металлов. Водный раствор обладает кислой реакцией среды (рН≈0,9). Плотность раствора 1,052 кг/л. Товарный продукт: поставляется в картонно-навивных барабанах с полиэтиленовым вкладышем или в пропиленовых мешках с полиэтиленовым вкладыше.

Особенности технологии

  • для обработки скважин используют экологически безопасные порошкообразные реагенты, разрешенные органами здравоохранения  для обработки скважин питьевого водоснабжения;
  • технологический раствор на основе порошкообразных реагентов эффективно взаимодействует с  глинистыми, железистыми и карбонатными   кольматирующими образования прифильтровой зоны скважины;
  • порошкообразные реагенты  удобны в хранении, при транспортировке и в приготовлении растворов непосредственно у скважин;
  • достаточную продолжительность реагентной обработки каждой конкретной скважины контролируется в ходе обработки специальной операцией, совмещенной с технологической операцией;
  • необходимое время  прокачки скважины после обработки для удаления продуктов реакции и технологического раствора контролируется специальным экспресс-методом.
  • основные технологические операции  реализуются при помощи  стандартного  оборудования.

Виды услуг

  1. Технологическое сопровождение реагентной обработки скважины с использованием технических средств Заказчика.
  2. Поставка товарного продукта.
  3. Оценка  следующих параметров скважины и водоносного пласта: обобщенный показатель сопротивления по степени и характеру вскрытия ξ, коэффициент фильтрации водоносного пласта к, коэффициент водопроводимости Т, коэффициент пезопропроводности χ и др. 
  4. В ходе эксплуатации скважины при необходимости специалистами нашей компании будут определены параметры кольматации фильтра скважины и её прифильтровой зоны осадками, образовавшимися в процессе отбора подземных вод, и даны рекомендации по рациональному межремонтному периоду скважины.

Эффективность обработок водозаборных скважин порошкообразными реагентами

№ Водозабор подземных вод Число Скважин Суммарный Дебит до Обработки, м3/час Суммарный Дебит после Обработки, м3/час Увеличение Дебита, раз
Городские водозаборы
01 г. Новый Уренгой 27 628.7 940.3 1.5
02 г. Сургут 2 50.0 86.5 1.7
03 г.Чишма ( Башкортостан ) 15 482.4 757.5 1.6
04 г. Курск 16 285.5 753.4 2.6
05 г. Комсомольск на Днепре( Украина ) 13 234.4 447.7 1.9
06  г. Рига ( Латвия ) 8 181.4 308,4 1.7
Объекты сельскохозяйственного водоснабжения
07 Тамбовская область 27 134.9 252.6 1.9
08 Республика Литва 65 246.4 524.8 2.1
Месторождения нефти и газа
09 Уренгойское ГКМ 22 187.53 309.92 1.65
10 Белый Тигр (Вьетнам) 2 3.95 7.08 1.8
  Итого: 197 2435.18 4388.2 1.8

 

Эффективность реагентного освоения скважин после бурения

№ Местоположение Района работ Число Скважин Суммарный Дебит до Обработки, м3/час Суммарный Дебит после Обработки, м3/час Увеличение Дебита, раз
Объекты сельскохозяйственного водоснабжения
01 Тамбовская область 41 475,27 647,2 1.4
02 Оренбургская область 10 88,1 198,5 2.2
03 Республика Татарстан 17 133,78 188,64 1,4
04 Ярославская область 6 40,8 72,3 1,8
05 Саратовсая область 214 1896,5 2650 1,4
Городские водозаборы
06 Нефтеюганск 9 163,5 388,5 2,4
07 Тернополь 4 16.0 64,0 4,0
Объект подземного выщелачивания урана
08 Кызыл Кумы 16 44,3 117,54 2,6
  Итого: 317 2858,25 4326,68 1,5

При необходимости потенциальному Заказчику будет предоставлена дополнительная информация по предлагаемым технологиям.

veselkov.me

Освоение нефтяных скважин

Освоением нефтяных скважин называется комплекс работ, проводимых после бурения, с целью вызова притока нефти из пласта в скважину.

Дело в том, что в процессе вскрытия, возможно попадание в пласт бурового раствора, воды, что засоряет поры пласта, оттесняет от скважины нефть.

Поэтому не всегда возможен самопроизвольный приток нефти в скважину. В таких случаях прибегают к искусственному вызову притока, заключающемуся в проведении специальных работ.

Замена в стволе скважины жидкости большой плотности жидкость меньшей плотности. Такой метод широко применяется и основан на известном факте: столб жидкости, имеющей большую плотность, оказывает на пласт большее противодавление. Стремление снизить противодавление за счет вытеснения из ствола скважины, например, глинистого раствора плотностью Qг = 2000 кг/куб.м пресной водой плотностью Qb = 1000 кг/куб.м ведет к уменьшению противодавления на пласт вдвое.

Снижение давления на пласт компрессором. Если замещение раствора водой не приносит результатов, прибегают к дальнейшему уменьшению плотности: в ствол подают сжатый компрессором воздух. При этом удается оттеснить столб жидкости до башмака насосно-компрессорных труб, уменьшив таким образом противодавление на пласт до значительных величин.

Свабирование. Метод заключается в спуске в НКТ специального поршня-сваба, снабженного обратным клапаном. Перемещаясь вниз, поршень пропускает через себя жидкость, при подъеме вверх – клапан закрывается, и весь столб жидкости, оказавшийся над ним, вынужден подниматься вместе с поршнем, а затем и выбрасываться из скважины. Поскольку столб поднимаемой жидкости может быть большим (до 1000 м), снижение давления на пласт может оказаться значительным. Так, если скважина до устья заполнена жидкостью, а сваб может быть спущен на глубину 1000 м, то уменьшение давления произойдет на величину уменьшения столба жидкости в затрубном пространстве, откуда часть жидкости перетечет из НКТ.

Имплозия. Если в скважину опустить сосуд, заполненный воздухом под давлением, затем мгновенно сообщить этот сосуд со стволом скважины, то освободившийся воздух будет перемещаться из зоны высокого давления в зону низкого, увлекая за собой жидкость и создавая таким образом пониженное давление на пласт.

Подобный эффект может быть вызван, если в скважину спустить предварительно опорожненные от жидкости насосно-компрессорные труды и мгновенно перепустить в них скважинную жидкость. При этом противодавление на пласт уменьшится и увеличится приток жидкости из пласта.

Вызов притока сопровождается выносом из пласта принесенных туда механических примесей, т.е. очисткой пласта.

Подъем нефти на дневную поверхность. Подъем нефти на дневную поверхность получил название «добыча нефти».

Разделяют два вида осуществления этого процесса – фонтанный и механизированный. При фонтанном способе нефть поднимается на поверхность за счет внутренней энергии пласта, при механическом способе – прибегают к принудительному способу подъема с помощью различных устройств, спускаемых в скважину.

Фонтанный способ добычи экономичен и существует в первоначальный период разработки месторождения, пока запасы пластовой энергии достаточно велики. Затем на смену ему приходят механизированные способы. В зависимости от применяемых методов механизированные способы подразделяют на компрессорный и насосный. Последний включает в себя добычу нефти с помощью штанговых и бесштанговых насосов.

Оборудование фонтанной скважины.

Наиболее простым способом подъема жидкости из фонтанной скважины является использование для этой цели эксплуатационной колонны. При этом возможно возникновение осложнений: а) эрозия колонны за счет воздействия движущейся жидкости и содержащихся в ней компонентов; б) нерациональное использование пластовой энергии вследствие значительного диаметра колонны; в) возникновение осложнений за счет выделяющихся из жидкости компонентов – солей, парафина, мехпримесей.

Восстанавливать поврежденную колонну и устранять осложнения трудоемко и не всегда эффективно. Надо также иметь ввиду, что эксплуатационная колонна является в скважинах, как правило, и обсадной колонной и призвана надежно защищать скважину от разрушения и проникновения в нее посторонних агентов в течение всей жизни месторождения.

Все оборудование фонтанной скважины можно разделить на две группы – подземное и наземное.

Подземное оборудование включает в себя насосно-компрессорные трубы (НКТ), якорь, пакер, клапаны, муфты – все устройства и приспособления, работающие в скважине и находящиеся ниже фланца обсадной колонны.

К наземному оборудованию относится устьевая арматура, рабочие манифольды, штуцеры, клапаны, задвижки – все оборудование, работающие на поверхности.

Насосно-компрессорные трубы в нефтяных скважинах выполняют следующие основные функции: а) являются каналом для подъема добываемой жидкости; б) служат для подвески глубинного оборудования; в) являются каналом для проведения различных технологических операций; г) являются инструментом для воздействия на забой и призабойную зону.

В зависимости от назначения и условия их применения НКТ называют: а) фонтанными (или лифтовыми) – при применении в фонтанных скважинах для подъема жидкости; б) насосными при эксплуатации в насосных скважинах; в) компрессорными при применении в компрессорных скважинах.

Насосно-компрессорные трубы по конструкции подразделяются на: а) гладкие; б) с высаженными наружу концами.

Гладкие НКТ имеют одинаковый внутренний диаметр по всей длине. Они не равнопрочны: прочность их в резьбовой части составляет 80-85% прочности тела трубы. НКТ с высаженными наружу концами – равнопрочны: прочность их в резьбовой части равна прочности в любом сечении трубы.

Пакеры, якоря

Пакеры – устройства, предназначенные для разобщения отдельных участков скважины, например, призабойной зоны от остальной части. При этом они выполняют следующие функции:

- защищают обсадную колонну от воздействия пластового давления;

- препятствуют контакту с ней агрессивных пластовых жидкостей и газов;

- способствуют давлению газа только в НКТ, увеличивая их коэффициент полезного действия;

- создают возможность раздельной разработки отдельных пластов и пропластков;

- позволяют осуществлять направленное устьевое воздействие на отдельные пропластки и пласты при технологических операциях.

Процесс разобщения производится механическим, гидравлическим и гидромеханическим воздействием на резиновый пакерующий элемент, увеличивающий при этом диаметральный габарит. В зависимости от вида воздействия на разобщающий элемент получили применение пакеры механического («М») или гидравлического («ГМ») действия.

Пакер работает так. После спуска на заданную глубину на насосно-компрессорных трубах в последние бросают шарик, который устанавливается в седле. Закачкой жидкости в НКТ в пакере создают давление, которые передается через канал «А» под поршнем и вызывает его перемещение. Поршень толкает плашкодержатель с усилием, обеспечивающим срезание удерживающего винта 10. Продолжая движение вверх, он надвигает плашки на корпус и приживает их к эксплуатационной колонне.

Расжатие манжет производится за счет массы труб, воздействующих на упор.

При дальнейшем увеличении давления (до 21 МПа) срезается винт, удерживающий седло с шариком, и они выпадают из корпуса, освобождая проходное сечение пакера.

Подъем пакера осуществляется после снятия осевой нагрузки и перемещения вверх ствола, конуса, упора. Это способствует возвращению в первоначальное положение плашек и манжет.

Якорь предназначен обеспечить дополнительную силу для надежного удержания пакера в заданном интервале. Для этого якорь соединяется в один блок с пакером и спускаются в скважину одновременно. Удерживающими элементами в якоре являются плашки, срабатывающими от давления, создаваемого в колонне НКТ и передаваемого через канал под поршень. Принцип его работы аналогичен работе пакера. При снятии давления и подъеме НКТ плашки возвращаются на свое место, освобождая якорь.

Фонтанная арматура относится к оборудованию скважин, которое призвано выполнять следующие функции: а) герметизация кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами; б) направление движения газожидкостной смеси; в) подвески глубинного оборудования; г) создание противодавления на устье; д) проведение исследований, освоения и других технологических операций.

Арматура состоит из ряда конструктивных элементов. Трубная головка служит для подвески фонтанных труб, герметизации устья, проведения различных технологических операций. Включает в себя колонный фланец, крестовик трубной головки, тройник трубной головки, переводную катушку. Фонтанная елка служит для направления и регулирования продукции скважины. Включает в себя центральную задвижку, крестовик елки (в тройниковой арматуре тройки), буферную задвижку, буферный патрубок, штуцер.

Назначение каждого из элементов арматуры: колонный фланец – для присоединения арматуры к обсадной колонне и герметизации затрубного пространства; крестовик трубной головки – для сообщения с затрубным пространством скважины; тройник трубной головки – для подвески первого ряда труб и сообщения с ним; переводная катушка – для подвески второго ряда труб и сообщения с ним; центральная задвижка – для закрытия скважины; крестовик елки служит для направления продукции скважины в трубопровод; буферная задвижка – для спуска глубинных приборов в скважину; буферный патрубок – для помещения приборов перед спуском в скважину и уменьшения колебаний давления в арматуре (там скапливается газ) ; штуцер – для регулирования дебита скважины; рабочий монифольд – часть арматуры между штуцерами и общей выкидной линией, предназначенная для соединения двух выкидов в один; вспомогательный монифольд – лилия, соединяющая затрубное пространство или насосно-компрессорные трубы и служит для подачи в скважину воздуха, газа и других агентов при технологических операциях.

Конструкция основных элементов арматуры. Основное требование, предъявляемое в арматуре, это ее абсолютная герметичность при высокой прочности деталей, их быстросборности и взаимозаменяемости.

Запорные устройства. Применяются три типа запорных устройств: прямоточные задвижки, краны, угловые вентили.

Штуцер или дроссель, предназначен для поддержания заданного режима работы скважин.

Колонные головки предназначены для герметизации пространства между спущенными в скважину обсадными трубами. В зависимости от конструкции скважины применяют различные типы колонных головок.

Добыча нефти установками штанговых насосов. Принудительный подъем нефти из скважин с помощью насосов является наиболее продолжительным в жизни месторождения.

Одним из разновидностей этого способа является добыча нефти установками штанговых глубинных насосов (УШГН).

УШГН представляет собой поршневой насос одинарного действия, шток которого связан колонной штанг с наземным приводом – станком-качалкой. Последний включает в себя кривошипно-шатунный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение и сообщает его колонне штанг и плунжеру насоса.

Подземное оборудование составляют: насосно-компрессорные трубы, насос, штанги, устройства для борьбы с осложнениями.

К наземному оборудованию относится привод (станок-качалка), устьевая арматура, рабочий монифольд.

Установка работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний (всасывающий) клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний (нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий монифольд (процесс нагнетания).

При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ.

Искусственное воздействие на пласт путем закачки воды. Естественные режимы залегания залежей нефти недолговечны. Процесс снижения пластового давления ускоряется по мере наращивания отборов жидкостей из пласта. И тогда, даже при хорошей связи залежей нефти с контуром питания, его активным воздействием на залежь, неминуемо начинается истощение пластовой энергии. Это сопровождается повсеместным снижением динамических уровней жидкости в скважинах и следовательно, уменьшением отборов.

Законтурное заводнение предполагает закачку воды в нагнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности. При этом решаются вопросы наиболее оптимального удаления скважин друг от друга и от эксплуатационных, величина давления нагнетания и объема закачки.

Внутриконтурное заводнение. Этот метод ППД предполагает закачку воды непосредственно в нефтяную зону, организацию одного или нескольких рядов нагнетательных скважин в центре месторождения и расчленения за счет этого залежи на отдельные участки-блоки, разрабатываемые самостоятельно. Разрезание может быть осуществлено на полосы, кольца и т.д.

Конструкция нагнетательных скважин. В большинстве своем нагнетательные скважина по конструкции не отличаются от добывающих. Более того, некоторое количество добывающих скважин, оказавшихся в зоне контура водоносности или за ним, переводятся в разряд нагнетательных. При внутриконтурном и площадном заводнении перевод добывающих скважин под закачку воды считается нормальным.

Существующие конструкции нагнетательных скважин предусматривают закачку воды через насосно-компрессорные трубы, спускаемые с пакером и якорем.

Надпакерное пространство следует заполнить нейтральной к металлу жидкостью (можно и нефтью).

Забой должен иметь достаточный по толщине фильтр, обеспечивающий закачку запланированного объема воды, зумпф, глубиной не менее 20 м для накопления механических взвесей.

Целесообразно применение вставных (сменных) фильтров, которые могут периодически подниматься из скважин и очищаться.

Устьевая арматура нагнетательной скважины предназначена для подачи и регулирования объема воды в скважину, проведения различных технологических операций промывок, освоения, обработок и т.д.

Наиболее распространена на месторождениях восточных районов арматура типа 1АНЛ-60-200.

Арматура состоит из колонного фланца, устанавливаемого на обсадную колонну, крестовины, применяемой для сообщения с затрубным пространством, катушки, на которой подвешиваются НКТ, тройника для подачи нагнетаемой жидкости в скважину.

Пакер применяется для разобщения отдельных участков ствола скважины. Получили широкое применение пакеры механического или гидромеханического действия, рассчитанные на перепад давления до70 Мпа. Пакер спускается в скважину одновременно с якорем.

Назначение и конструкция пакера и якоря принципиально не отличаются от применяемых при фонтанной эксплуатации скважин.

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.

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.

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. 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.

Создание движущегося очага внутрипластового горения. Закачка теплоносителей сопряжена с большими потерями тепла в наземных коммуникациях. Поэтому более эффективным представляется источник тепла, расположенный непосредственно в пласте. Таким источником является очаг внутрипластового горения.

Метод заключается в следующем. На забое нагнетательной скважины с помощью горелок различной конструкции создается высокая температура, вызывающая загорание нефти в пласте.

Для поддержания горения в пласт через эту же скважину подают окислитель-воздух или кислородосодержащую смесь в объемах, обеспечивающих горение. Горение нефти вызывает повышение температуры до 400оС и улучшает процесс вытеснения нефти.

Физический процесс горения представляется таким образом. После поджога в пласте происходит процесс термической перегонки нефти, продукты которой – коксоподобные остатки нефти – являются топливом, поддерживающим очаг горения. Зона горения перемещается от нагнетательной скважины вглубь в радиальном направлении. Образующийся тепловой фронт с температурой 450…500оС вызывает следующие процессы в пласте. 1. Переход в газовую фазу легких компонентов нефти. 2. Расщепление (крекинг) некоторых углеводородов. 3. Горение коксоподобного остатка. 4. Плавление парафина и асфальтенов в порах породы. 5. Переход в паровую фазу платсовой воды, находящейся перед фронтом. 6. Уменьшение вязкости нефти перед фронтом и смешивание выделяющихся легких фракций нефти и газов с основной массой. 7. Конденсация продуктов перегонки нефти и образование подвижной зоны повышенной нефтенасыщенности перед фронтом горения. 8. Образование сухой выгоревшей массы пористой породы за фронтом горения.

В пласте образуются несколько зон: I – выгоревшая зона со следами несгоревшей нефти или кокса; II – зона горения, в которой максимальная температура достигает 300…500оС; III – зона испарения, в которой происходит разгонка нефти на фракции и крекинг нефти, пластовая и связанные воды превращаются в пар; IV – зона конденсации, в которой происходит конденсация углеводородов и паров, нефть и вода проталкиваются к добывающим скважинам газами, образовавшимися в результате горения СО2, СО, N; V – зона увеличенной насыщенности; VI – зона увеличенной нефтенасыщенности, в которую перемещается нефть из предыдущих зон, температура в этой зоне близка к первоначальной; VII – невозмущенная зона, в которой пластовая температура остается первоначальной.

Закачка углекислоты. Углекислый газ СО2, закачиваемый в пласт в жидком виде, смешиваясь в нефтью, уменьшает ее вязкость, увеличивает подвижность, снижает поверхностное натяжение на границе «нефть-порода» Жидкая углекислота экстрагирует из нефти легкие фракции, создавая активно-действующий на породу вал из смеси СО2, и углеводородов и способствующий лучшему отмыванию нефти из пласта. Установлено и химическое взаимодействие СО с породой, ведущее к увеличению ее проницаемости.

Источниками СО2 являются обработанные газы тепловых установок (11…13%) побочная продукция химических производств (до 99%), месторождения нефтяных газов (до 20%).


Дата добавления: 2016-06-18; просмотров: 5885;

Похожие статьи:

poznayka.org

Схема освоения скважины после бурения

 

Освоение скважин — комплекс работ по вызову притока пластового флюида из продуктивных горизонтов на поверхность с целью достижения проектной производительности скважины.

Освоение скважин проводится после вскрытия пласта и проведения работ, связанных с монтажом наземного и скважинного оборудования. Освоение скважин осуществляется посредством снижения давления столба промывочной жидкости в скважине ниже пластового; при этом создается депрессия на пласт, благодаря которой и происходит вызов притока пластового флюида.

Тартание - извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) стальном канате с помощью лебедки. Желонку изготовляют из трубы длиной 8 м и диаметром не более 0,7 диаметра обсадной колонны. В нижней части желонка имеет клапан со штоком, открывающимся при упоре, в верхней части - скобу для прикрепления каната. За один рейс (спуск-подъем) выносится не более 0,06 м3 жидкости.

Тартание - малопроизводительный, трудоемкий способ снижения уровня жидкости в скважине с очень ограниченными возможностями применения (в скважинах, где не ожидается никаких фонтанных проявлений), так как устьевая задвижка при этом не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. К недостаткам способа тартания относится загрязнение окружающей среды. Однако этот метод дает возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине.

Поршневание (свабирование) заключается в постепенном снижении уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба).

Поршень представляет собой трубу диаметром 25-37,5 мм с клапаном в нижней части, открывающимся вверх. На наружной поверхности поршня укреплены эластичные резиновые манжеты, армированные проволочной сеткой.



При спуске поршня под уровень (обычно на глубину 75-150 м) жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме его клапан закрывается, а манжеты, распираемые под действием давления столба жидкости, прижимаются к стенке труб и уплотняются. За один подъем выносится столб жидкости, находящейся над поршнем на глубине погружения под уровень жидкости. Поршневание в 10-15 раз производительнее тартания.

Замену скважинной жидкости производят следующим образом. После перфорации эксплуатационной колонны в скважину до фильтра опускают насосно-компрессорные трубы. Затем в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и спущенными трубами нагнетают воду. Буровой раствор, находящийся в скважине, вытесняется из нее по трубам. Если после замены бурового раствора водой возбудить скважину (т. е. вызвать приток) не удается, то переходят на промывку скважины нефтью. После промывки скважины (прямой или обратной) водой или дегазированной нефтью можно достигнуть уменьшения забойного давления.

Продавка с помощью сжатого газа или воздуха (газлифтный способ освоения). Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной колонной. Сжатый газ (воздух) вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через спущенные в нее насосно-компрессорные трубы на дневную поверхность.

Аэрация - процесс смешения жидкости с пузырьками сжатого газа (воздуха). При аэрации за счет постепенного смешения сжатого газа (воздуха) и жидкости, заполняющей скважину (бурового раствора, воды, нефти), уменьшается плотность жидкости и тем самым плавно снижается давление на забой.

Для аэрации к скважине кроме водяной (нефтяной) линии от насоса подводят также газовую (воздушную) линию от компрессора. Жидкость и газ (воздух) смешиваются в специальном смесителе (эжекторе) или газопроводящей линии скважины, и аэрированная жидкость (газожидкостная смесь) нагнетается в ее затрубное пространство. При замене жидкости, находящейся в скважине, этой смесью давление на забой снижается, и, когда оно становится меньше пластового, нефть начинает поступать из пласта в скважину.

Освоение с помощью струйных насосов.Вызов притока при помощи струйных аппаратов обеспечивается путем снижения давления в подпакерной зоне до значений, меньших гидростатического и поддерживается на протяжении запланированного времени. В струйных аппаратах происходит смешение и обмен энергии двух потоков с разными давлениями, в результате чего образуется смешанный поток с переменным давлением. С помощью струйных насосов в скважинах проводятся следующие технологические операции при регулируемом забойном давлении: снижение забойного давления и вызов притока из пласта; воздействие на пласт знакопеременными (циклическими) перепадами давлений и гидроударами; кислотные обработки в динамическом (пульсирующем) режиме; воздействие на пласты ультразвуком или другими физическими полями; геофизические исследования в режиме заданных значений депрессий; гидродинамические исследования в установившемся и неустановившемся режимах; перфорацию при депрессии на пласты малогабаритными перфораторами. Перечисленные операции могут проводиться в любой комбинации и последовательности.

Рис. 23. Режимы работы струйного насоса в скважине

 

Освоение с помощью скважинных насосов применяют в скважинах, которые предполагается эксплуатировать глубинно-насосным способом. В некоторых случаях перед спуском насосных труб забой очищают с помощью желонки. Если ствол и забой чисты, то в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, штанговый насос, устанавливают станок-качалку, и пускают скважину в эксплуатацию. Точно так же осваивают скважины, которые будут эксплуатироваться погружными электронасосами.

pdnr.ru

Опыт реагентной разглинизации водозаборных скважин после бурения

Опыт реагентной разглинизации водозаборных скважин после бурения

В процессе бурения скважин происходит поглощение промывочной жидкости, что и является причиной кольматации порового пространства прискважинной зоны коллоидно-дисперсными частицами, приводящей к снижению продуктивности скважин. Обогащение промывочной жидкости кольматирующими частицами происходит не только при наличии в кровле продуктивных водоносных пластов толщи глин, но и при наличии в разрезе пласта глинистых пропластков различной мощности. Состав глинистых кольматирующих образований определяется, в основном, как составом собственно промывочной жидкости, так и составом образующегося при бурении естественного глинистого раствора. В общем случае минералогический состав такого рода образований может быть представлен монтмориллонитовыми, гидрослюдистыми, каолинитовыми группами и их различными сочетаниями.

Для разглинизации водозаборных скважин использовали порошкообразные реагенты с различной реакцией среды. Их взаимодействие с глинистыми образованиями происходит на основе комплексных химических и физико-химических процессов, обеспечивающих как частичное их растворение, так и перевод в пелитовую тонкодисперсную фазу. При этом, в агрегатах глинистых образований разрушаются коагуляционные контакты, происходит их коренная структурная перестройка с потерей способности к последующей агрегации, что позволяет удалить их из пласта при создании депрессии.

Реагентная разглинизация скважин производилось на различных объектах сельскохозяйственного водоснабжения в Российской Федерации, а также на водозаборах подземных вод городов Нефтеюганска (Тюменская область) и Тернополя (республика Украина). Технология успешно применялась на месторождениях урана и системе мониторинга.

В Тамбовской области скважины сельскохозяйственного водоснабжения каптируют четвертичный, неогеновый и меловой водоносные комплексы, приуроченные к пескам различного гранулометрического состава мощностью от 5 – 20 до 40 – 70 м. Коэффициент фильтрации рыхлых отложений изменяется в пределах от 0,1 – 10 до 30 – 50 м/сутки. Значения суммарной водопроводимости водоносных комплексов изменяются в широких пределах: от 50 до 1750 м2/сутки.

При сооружении скважин роторным способом прямая промывка забоя производилась образующимся в процессе бурения естественным глинистым раствором. Плотность этого раствора в зависимости от мощности глинистых отложений в зоне аэрации изменялась от 1,05 до 1,15 г/см3.

После постановки фильтра и сооружения гравийной обсыпки производилась прокачка скважины в течение 26–38 часов и далее производили реагентное освоение скважины путем закачки раствора в прифильтровую зону с последующей его выдержкой в пласте в течение 12–20 часов (метод реагентной ванны), а также путем периодического задавливания раствора за контур фильтра при помощи сжатого воздуха в течение 4–8 часов (циклическая обработка).

Эффективность реагентного освоения скважин сопоставляли с результатами их прокачек после бурения. Удельный дебит 41 скважины после прокачики составлил в среднем 1,2 м3/(ч м), а после их реагентной обработки возрос до 1,7 м3/(ч м), то есть на 41%. При этом реагентная обработка 41 скважины при их освоении позволила увеличить их суммарную производительность с 475,27 до 647,2 м3/час, т. е. на 36 %. Для достижения разницы в суммарном дебите 172 м3/час потребовалось бы дополнительно построить не менее 15 скважин.

Центральная часть Оренбургской области расположена в засушливой зоне южного Урала и подземные воды зачастую являются единственным источником сельскохозяйственного водоснабжения. Здесь подземные воды приурочены к осадочным породам от пермского до четвертичного возраста. Они залегают на глубинах от 3–5 до 200 м. Наиболее водообильными являются песчаные породы мощность которых изменяется от 3 – 6 до 20 – 50 м.

Бурение скважин производилось станками УРБ – 3АМ и 1БА – 15В с прямой промывкой как технической водой, так и глинистым раствором плотностью от 1180 до 1300 кг/м3. Скважины оборудовались гравийно-проволочными фильтрами диаметром 168 – 325 мм, устанавливаемыми на общей колонне. Обсыпку производят при прямой промывке ствола скважины. Толщина обсыпки составляет 100 – 150 мм на сторону. После установки фильтра и сооружения обсыпки производят гидравлическое освоение скважины через башмак фильтра, а затем эрлифтную прокачку скважину в течение 3–5 суток.

Удельные дебиты скважин сельскохозяйственного водоснабжения изменяются от 0,4 до 2,5 м3/(ч м) и во многих случаях не соответствуют фильтрационным параметрам пласта.

Экспериментальными исследованиями при бурении скважин в Оренбургской области была произведена оценка дальности проникновения промывочной жидкости в пласт в зависимости от глубины вскрытия пласта. Установлено, что при плотности промывочной жидкости от 1130 до 1390 кг/м3 дальность проникновения промывочной жидкости в верхнюю часть водоносного горизонта составляет 1,5 – 2 м, а в нижней части промывочная жидкость практически не попадает в водоносный горизонт, что соответствует существующим представлениям о характере фильтрации промывочной жидкости в водоносный горизонт. Например, аналитическими расчетами установлено, что при коэффициенте фильтрации от 10 до 50 м/сутки дальность проникновения промывочной жидкости в верхнюю часть водоносного горизонта составляет 35 – 45% его мощности.

После строительной прокачки скважины производили ее реагентное освоение методом реагентной ванны в течение 10 – 12 часов. Затем монтировался эрлифт и производилась откачка в течение одних суток.

Результаты реагентной разглинизации 10 скважин приведены в таблице 1.

Таблица 1. Эффективность реагентной разглинизации скважин после бурения в Центральной части Оренбургской области

Местоположение скважины Возраст водоносного горизонта Удельный дебит, м3/(ч м) Увеличение удельного дебита, ед
До обработки После обработки
Усть-Илецкий район АlQ4 2,5 6,7 2,8
АlQ4 11,2 25,2 2,2
АlQ4 0,3 0,5 1,7
P2t 1 1,4 1,4
T1 0,004 0,06 1,5
Уральский водозабор AlQ4 4 5,8 1,4
Алексеевский район P2t 0,04 0,07 1,7
Новосергиевский район T1 0,12 0,9 7,5
T1 0,06 0,28 4,6
Илецкий район N2 0,3 1,4 4,6

В результате реагентного освоения суммарный дебит 10-ти скважин был увеличен с 88,1 до 198,5 м3/ч, т. е. на 125 %. Среднее увеличение удельного дебита скважин составило 2,9 раза.

Республика Татарстан. В сельскохозяйственном водоснабжении Татарстана доля подземных вод в общем балансе водопотребления составляет не менее 65 %. Основные водоносные горизонты, используемые для водоснабжения, приурочены к осадочным породам от пермского до четвертичного возраста. Сооружение скважин в этих породах производится роторным способом. Обогащение промывочной жидкости кольматирующими частицами происходит не только при наличии в кровле водоносного горизонта толщи глинистых пород, но и пропластков глинистых отложений мощностью 0,5 – 3 м.

Полевыми экспериментам установлено, что при вскрытии песчаных водоносных горизонтов плотность промывочных жидкостей составляла 1200 – 1300 кг/м3, что свидетельствует о наличии в их составе глинистых коллоидно-дисперсных частиц с концентрацией 200 – 250 г/л.

Мощность водонасыщенных песчаных пород различного гранулометрического состава составляет в среднем 10 – 30 м при глубине залегания от 30 до 350 м. Диаметр скважин 168 – 273 мм, длина сетчатого фильтра 10 – 15 м. Удельные дебиты эксплуатационных скважин изменяются от 0,4 до 6,5 м3/(ч м). Во многих случаях они не соответствуют фильтрационным параметрам каптируемых водоносных горизонтов.

Реагентное освоение скважин после бурения производили методом реагентной ванны продолжительностью 10 – 16 часов. Продолжительность прокачки скважин после обработки не превышала двух суток. Результаты реагентной разглинизации 17 скважин приведены в таблице 2.

Таблица 2. Эффективность реагентной разглинизации скважин после бурения в Республике Татарстан

№ Скважины Глубина скважины, м Удельный дебит, м3/(ч м) Увеличение удельного дебита, ед
До обработки После обработки
53 50 1,9 3,6 1,9
61 77 0,1 0,2 2
2 147 0,32 0,6 2
101 10 0,2 0,36 1,8
37 72 0,32 0,6 2
24 80 0,54 1,2 2,2
27 76 0,38 1 2,6
26 70 0,1 0,6 6
10 94 0,26 0,8 4
129 101 0,27 1,35 5
148 140 0,04 0,22 5,5
128 92 0,23 0,6 2,6
34 327 0,33 1,28 3,9
174 70 0,12 0,6 5
51 45 0,05 0,3 6
63 70 0,1 1,12 11
130 107 25 0,9 3,6

В результате реагентного освоения суммарный дебит 17-ти скважин был увеличен с 133,78 до 188,64 м3/ч, т. е. на 41%. Среднее увеличение удельного дебита скважин составило 3,9 раза.

В Ярославской области было произведено реагентное освоение 6-ти скважин, каптирующих неогеновые и четвертичные водоносные комплексы, приуроченные к средне-, мелкозернистым пескам. Скважины диаметром 168 мм оборудованы сетчатыми фильтрами длиной 10 – 15 м. Реагентное освоение скважин производили методом реагентной ванны в течение 16 – 24 часов.

В результате реагентного освоения суммарный дебит 6-ти скважин был увеличен с 40,8 до 72,3 м3/ч, т. е. на 77%. Среднее увеличение удельного дебита скважин составило 2,5 раза.

В Саратовской области для сельскохозяйственного водоснабжения используют водоносные горизонты, приуроченные к пескам различного гранулометрического состава от нижнемелового до четвертичного возраста. Скважины бурятся с прямой промывкой забоя естественным и глинистым раствором. Вскрытие водоносных горизонтов производят при замене промывочной жидкости на чистую воду, что не исключает кольматацию прифильтровой зоны глинистыми отложениями. При вскрытии водоносных горизонтов плотность промывочных жидкостей составляет 1100 – 1150 кг/м3.

Мощность водонасыщенных песчаных пород различного гранулометрического состава изменяется в основном от 10 до 25 м при глубине залегания от 40 до 320 м. Диаметр скважин 168 – 273 мм, длина сетчатых и проволочных фильтров 10 – 15 м. Удельные дебиты эксплуатационных скважин изменяются от 0,2 до 1,5 м3/(ч м) и во многих случаях не соответствуют фильтрационным параметрам каптируемым водоносным горизонтам. Для освоения скважин применяли реагентную ванну (6 – 12 часов).

В результате реагентной разглинизации 214-ти скважин суммарная производительность скважин была увеличена с 1896,5 до 2650 м3/ч, то есть на 39,7 %. При этом средний удельный дебит скважин был увеличен с 0,23 до 0,62 м3/(ч м), то есть в 2,7 раза.

Водозабор подземных вод г. Нефтеюганска Тюменской области имеет площадное расположение (300×300 м) в городской черте и представлен 24 скважинами, каптирующими подмерзлотный атлымский напорный водоносный горизонт, подошва которого расположена на глубине 300 м.

Средняя мощность водонасыщенных песков в районе водозабора 70 м, глубина залегания от поверхности земли 180 – 200 м. Подстилается водоносный горизонт глинами и алевролитами, кровля водоносного горизонта проводится по контакту с толщей многолетних мерзлых пород. Средняя водопроводимость пласта 1125 м2/сутки, коэффициент пьезопроводности составляет 4,9×10 – 5 м2/сутки. Вода по составу гидрокарбонатно – хлоридно – натриево – кальциевая с минерализацией 0,2 – 0,5 г/л. Температура пластовой воды 4 °С.

Скважины диаметром 377 и 426 мм оборудованы сетчатыми фильтрами диаметром 146 и 168 мм, установленными впотай. Длина фильтров 20 – 33 м, отстойников 10 м. Удельные дебиты скважин составляют 0,6 – 1,5 м3/(ч м), что не соответствует фильтрационным параметрам пласта. По данным Тюменской гидрогеологической экспедиции, удельные дебиты разведочно-эксплуатационных скважин, каптирующих атлымский водоносный горизонт на других площадях, составляют 7 – 9 м3/(ч м). Это свидетельствует о значительном сопротивлении прифильтровых зон скважин, вызванных нарушением технологии их сооружения, в частности глинизацией прифильтровых зон скважин.

После девяти лет эксплуатации на водозаборе осуществлена соляно – кислотная обработка скважин для удаления с фильтров железистых кольматирующих образований. Так как после обработки скважин эффект не достигнут, принято решение провести реагентную разглинизацию скважин раствором на основе порошкообразного реагента.

Непосредственно перед реагентной разглинизацией для повышения пластовой температуры в прискважинной зоне в скважину закачивали 10 м3 нагретой воды с температурой 86 – 93 °С. Далее в пласт закачивали 10 м3 технологического раствора с температурой 86 – 93 °С. Нагрев воды и технологического раствора производили паропередвижными установками ППУ.

После закачки раствора производили циклическое его задавливание за контур фильтра сжатым воздухом в течение 2 – 4 часов. Далее раствор оставляли в скважине на 6 – 8 часов и производили эрлифтную прокачку скважины с выбросом жидкости на поверхность по сбросному трубопроводу. Продолжительность эрлифтной прокачки составляла 2 – 3 часа. После демонтажа эрлифта монтировали водоподъемное оборудование и производили прокачку скважин в течение 6 – 8 часов.

Эффективность реагентной разглинизации скважин представлена в таблице 3.

Таблица 3 Эффективность реагентной разглинизации скважин водозабора г. Нефтеюганска

Номер cкважины Удельный дебит, м3/(ч м) Увеличение удельного дебита, ед
До обработки После обработки
163 0,6 1,53 2,5
164 0,6 1 1,7
165 0,6 5,7 9,5
181 0,7 1,4 2
182 0,8 10 12,5
529 1,2 9,9 8,2
532 0,6 7,2 12
7495 1,1 2,4 2,2
7499 1,0 1,5 1,5

Как видно из представленных, удельный дебит 9-ти скважин увеличился в среднем в 5,6 раза. При этом подача воды потребителю увеличилась с 163,5 до 388,5 м3/ч, т. е. на 137,6%.

Водозабор г. Тернополя представлен линейным рядом скважин, каптирующих верхнетуронский водоносный горизонт, приуроченный к мелко-, среднезернистым пескам. Скважины пробурены на глубину 65 м и оборудованы гравийно-проволочными фильтрами диаметром 168 мм длиной 10 м.

Через 6 лет эксплуатации на всех скважинах водозабора была произведена соляно – кислотная обработка скважин. На 4-х скважинах не были получены положительные результаты и на них была произведена реагентная разглинизация скважин циклическим способом в течение 3 – 4 часов.

В результате обработок 4-х скважин их средний удельный дебит был увеличен с 0,16 до 0,66 м/(ч м), то есть в 4,1 раза. При этом суммарная производительность скважин была увеличена с 16 до 64 м3/ч или на 300 %.

На объекте подземного выщелачивания урана, расположенного в восточной части пустыни Кызыл Кум (республика Узбекистан), производилась реагентная разглинизация закачных и
откачных технологических скважин. Здесь продуктивные горизонты представлены тонко-, мелкозернистыми песками мелового возраста. Скважины бурились роторным способом с прямой промывкой глинистым раствором, приготовленным из местной глины. Плотность раствора 1100 – 1200 кг/м3, водоотдача 6–12 см3 за 30 минут, условная вязкость 17 – 25 с и СНС = 2 – 3 Па. Средняя глубина скважин 150 м. После бурения скважины и постановки фильтра производили эрлифтную строительную прокачку в течение 2 суток.

Реагентное освоение скважин после строительной прокачки производили циклическим способом в течение 3 – 6 часов. В результате реагентного освоения 16-ти технологических скважин удельный дебит увеличился в среднем в 2,5 раза, а суммарная производительность – с 44,3 до 117,54 м3/ч, то есть на 165%.

В системе мониторинга в Львовской области на территории, расположенной между р.Верещицей и г.Новояром, производилась реагентная разглинизация наблюдательных скважин. Здесь скважины каптируют неогеновый водоносный горизонт, приуроченный к тонкозернистым пескам. Скважины были пробурены роторным способом с прямой промывкой глинистым раствором. Для освоения скважин применяли эрлифтную прокачку с одновременной промывкой чистой водой. Положительные результаты не были достигнуты: скважины оказались безводными и в эксплуатацию не вводились.

Реагентную разглинизацию 5-ти скважин производили методом реагентной ванны в течение 8 – 12 часов. В результате реагентного освоения был получен водоприток при прокачке эрлифтом, подтвержденный фиксированными значениями дебитов (0,9 – 5,3 м3/ч), а также подъем уровня воды в скважине после прокачки до статического уровня. Освоенные таким образом скважины включены в эксплуатацию в составе режимной сети.

Эффективность реагентной разглинизации скважин после бурения представлена в таблице 4.

Таблица 4. Эффективность реагентной разглинизации скважин после бурения

№ Местоположение района работ Число скважин Суммарный дебит до обработки, м3/час Суммарный дебит после обработки, м3/час Увеличение дебита, раз
Объекты сельскохозяйственного водоснабжения
1 Тамбовская обл. 41 475,27 647,2 1,4
2 Оренбургская обл. 10 88,1 198,5 2,2
3 Респ. Татарстан 17 133,78 188,64 1,4
4 Ярославская обл. 6 40,8 72,3 1,8
5 Саратовсая обл. 214 1896,5 2650 1,4
Городские водозаборы
6 Нефтеюганск 9 163,5 388,5 2,4
7 Тернополь 4 16,0 64,0 4,0
Объект подземного выщелачивания урана
8 Кызыл Кумы 16 44,3 117,54 2,6
  Итого: 317 2858,25 4326,68 1,5

Как видно из представленных данных, реагентная разглинизация 288 водозаборных скважин после бурения на объектах сельскохозяйственного водоснабжения позволило увеличить подачу воды потребителю с 2634,43 до 3756,64 м3/ч, то есть на 42,6%. При этом среднее увеличение удельного дебита скважин составило 2,7 раза. Реагентное доосвоение 13 скважин городских водозаборов позволило увеличить подачу воды потребителю на 152%. Реагентное же разглинизация16-ти технологических скважин обеспечило увеличение дебита откачных скважин на 165%.

veselkov.me

Смотрите также