8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Виды освоения скважин


Освоение скважин — Студопедия

БИЛЕТ № 25

Под освоением скважины понимают проведение различных мероприятий по вызову притока жидкости или газа из пласта к забою скважины с суточным дебитом, близким к ее потен­циальному дебиту.

Приток жидкости из пласта к забою скважины происходит, когда пластовое давление больше забойного дополнительное давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений, которые возникают в перфораци­онных отверстиях и в фильтрационных каналах в результате закупоривания порового пространства призабойнои зоны пласта.

1. Замена в скважине жидкости высокой плотности на бо­лее легкую жидкость. Этот метод обычно применяют на фон­танных скважинах. После вскрытия продуктивного пласта бу­рением или перфорацией в скважине остается глинистый рас­твор, который оказывает противодавление на продуктивный пласт. Для освоения и пуска скважины в эксплуатацию в нее спускают насосно-компрессорные трубы, на устье устанавли­вают фонтанную арматуру и проводят вытеснение глинистого раствора в специальную емкость путем закачки воды через межтрубное пространство. Если заменой глинистого раствора на воду не удается снизить забойное давление ниже пласто­вого, то воду в стволе скважины заменяют на нефть.

Если нефтяная залежь имеет высокое пластовое давление, скважина может начать фонтанирование даже при неполной замене глинистого раствора на воду.

Таким образом, этот метод позволяет плавно понижать за­бойное давление в скважине и постепенно разрабатывать поровое пространство призабойнои зоны пласта, что очень важно для освоения скважин, вскрывших пласты с неустойчивыми по­родами.


2. Вызов притока с использованием энергии сжатого газа или воздуха. Сущность метода аэризации (рис. 9.6) заклю­чается в том, что к межтрубиому пространству скважины подключают передвижной компрессор или высоконапорную газо­вую линию от компрессорной станции. Из межтрубного про­странства жидкость вытесняется газом или воздухом в насосно-компрессорные трубы. После достижения уровня жидкости в межтрубном пространстве башмака труб происходят прорыв газа в центральные трубы и газирование находящейся в ней жидкости. При этом плотность газожидкостной смеси пони­жается, уровень в подъемных трубах повышается до устья и происходит выброс. Для очистки порового пространства при­забойнои зоны от закупоривающего материала рекомендуется в течение некоторого времени продолжать работу компрессора.


При компрессорном способе возбуждения скважины в мо­мент начала перелива газированной жидкости резко понижается забойное давление, что приводит к резкому увеличению притока жидкости из пласта в скважину. В условиях крепких пород (песчаников, известняков) это приводит к интенсивной очистке порового пространства от закупоривающего материала, а в условиях рыхлых пород — к разрушению призабойнои зоны пласта.

Для достижения плавного пуска скважины проводят закачку через межтрубное пространство аэрированной нефти с приме­нением компрессора, прода-вочного агрегата и смесителя. После выброса газожидкост­ной смеси через выкидную ли­нию в приемную емкость по­дачу жидкости постепенно снижают до полного ее пре­кращения. После начала фон­танирования прекращают и подачу газа.

Освоение скважин сжатым воздухом или газом в основ­ном проводят с применением передвижных компрессоров УКП-80, ДК-10 производи­тельностью 8 и 3,5—7 м3/мин при рабочих давлениях 8 и 20 МПа соответственно.

Необходимо отметить, что при освоении скважины сжа­тым воздухом возможны взрывы, так как при содержа­нии углеводородного газа в смеси от 6 до 15 % получа­ется гремучая смесь.

Рис. 9.6. Схема оборудования сква­жины для освоения методом аэри­зации:

1 — выкидная линия аэрированной жидко­сти, 2 — компрессор, 3 — насосный агре­гат, 4 ~~ смеситель (аэратор), 5 — НКТ, 6 — межтрубное пространство, 7 — про­дуктивный пласт

studopedia.ru

Вопрос: ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН. — Студопедия

ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ – это комплекс технологических мероприятий по снижению забойного давления и вызову притока из пласта.

 

 

Рзаб > Рпл при вскрытии пласта;

Рзаб = rжgH

Вскрытие пласта при депрессии Рзаб < Рпл.

 

2 ГРУППЫ МЕТОДОВ СНИЖЕНИЯ Рзаб:

 

УМЕНЬШЕНИЕ ПЛОТНОСТИ СРЕДЫ, ЗАПОЛНЯЮЩЕЙ СКВАЖИНУ;

‚ ПОНИЖЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ.

ПЕРВАЯ ГРУППА:

1. Замена на воду.

Глинистый раствор rгл.р.» 1400 кг/м3.

Соленая вода rсол.в. » 1100 кг/м3.

Заменой на пресную воду rпр.в.=1000 кг/м3 – можно снизить забойное давление на 15 – 40 %.

Прямая промывка – в НКТ

 

Обратная промывка – в затрубное

пространство.

 

1) После вскрытия пласта перфоратор извлекают на поверхность и в скважин спускают колонну НКТ.

2) Затем проводят замену жидкости глушения на воду.

Этот метод эффективен в тех скважинах, которые после некоторого снижения забойного давления начинают фонтанировать.

Если же фонтанирование не происходит, то можно применить 2ой метод – замена на нефть.

 

2. Замена на нефть.

rндегаз = 820 – 860 кг/м3, сниз. На 18% Рзаб.

 

 

3. Компрессорный метод освоения скважин.

Подъем жидкости на поверхность за счет энергии газа.

К – компрессор.

rгжс << rж

Рзаб ¯.

Выхлоп.газ ДВС ® в компрессор.

 

В последние годы закачка воздуха в скважины во многих районах запрещена, и там применяют азотные установки.

 

 

4. Закачка аэрированной жидкости.

 

 

 

5. Освоение скважин с помощью пен.


 

В жидкость добавляют пену (ПАВ - пенообразователь).

 

ВТОРАЯ ГРУППА МЕТОДОВ:

 

1. Тартание желонками.

 

 

 

2. Свабирование

 

Под уровень жидкости сваб опускается на 100 – 150 метров.

2’НКТ – 60 ´50 мм (60 – dнар., 50 – dвнутр.)

2,5’’НКТ – 73´62 мм

 

 

3. Понижение уровня с помощью глубинных насосов.

 

Наиболее распространенный метод освоения скважин.

 

DR=rg (Ндин - Нст).

 

Насос – погружной центробежный.

 

 

NEW THEME: ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН.

Проводят с целью получения информации о продуктивности скважин и свойствах пласта.

 

 

Исследования:

8) Гидродинамические

9) Геофизические

 

 

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН НА УСТАНОВИВШИХСЯ

РЕЖИМАХ РАБОТЫ:

 

Q – дебит скважины, м3/сут

DR - депрессия на пласт, Мпа. Депрессия: DR=Рпл – Рзаб.

1 – при соблюдении лин.закона фильтрации Дарси.


 

.

 

Q = Кпродпл - Рзаб) = Кпрод ×DR.

Кпрод<1 м3/сут×Мпа – мало

Кпрод>10 м3/сут×Мпа – нормальная скважина.

 

I – 1 уст. Режим

II – измен.режим рад.скв.(напр. штуцер).

III – 2ой уст. Режим

 

 

Достижение установления режима – 1 и более суток

для реальных нефтяных скважин.

 

 

 

Кпрод = .

 

 

ВИДЫ ИНДИКАТОРНЫХ ДИАГРАММ СКВАЖИН.

 

 

 

Рнас= 9 МПа (Ромашкино, Д1)

Рнас= 16МПа (Федоровское м/е)

Рнас= 20 – 25 МПа (Варьёган)

 

 

 

 


1) не дожд. Устан.режима – ошибка при исследовании.

2) Подключение низкопроницаемых интервалов, неработающих при

малых депрессиях.

 

 

ЗАВИСИМОСТЬ Кпр ОТ ОБВОДНЕННОСТИ.

 

 

NEW THEME: ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН НА НЕУСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ РАБОТЫ.

К прод.

 

Замеряют дебит добывающей скважины на установившемся режиме, затем скважину останавливают, и записывают динамику изменения забойного давления во времени.

В дальнейшем строят кривую восстановления и по ней определяют коллекторские свойства пласта.

В нагнетательных скважинах действуют аналогично, отличие только в том, что после остановки скважины записывают не кривую восстановления, а кривую падения давления на забое

скважины. Рзаб(t=0) – забойное давление в скважине при работе на установившемся режиме перед установкой.

- пьезопроводность пласта, ,

где m – пористость пласта,

bж – коэффициент сжимаемости жидкости,

bп – коэффициент сжимаемости породы,

b* = mbж+bпороды,

b* - коэффициент упругости пласта.

 

 

 

 

NEW THEME: ДЕБИТОМЕТРИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН.

Дебитометрические исследования скважин проводят для изучения профиля притока добывающих и профилеприемистости в нагнетательных скважинах.

       
   
 

 

 

 

По значению уровня можно рассчитать давление в скважине.

 

Vзв = 440 м/с (м/е МОНГИ)

 

 

.

 

THE NEW BIG THEME

МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ


 

 

ПЗС – призабойная зона скважины.

 

1. Проникновение жидкости глушения (бурового раствора, соленой воды) в ПЗС.

Зона кольматации – где проницаемость скважины снижена (кольматация – образование эмульсий, закупорка порового пространства).

2. Выпадение твердой фазы при фильтрации (соли, парафин).

3. Чтобы улучшить коллекторские свойства призабойной зоны скважины, применяют различные

методы воздействия.

1 . Механические методы.

2. Химические методы.

3. Тепловые методы.

 

Химические: кислотные обработки скважин , соляно – кислотная обработка (СКО):

.

Используют ингибиторы коррозии, так же используют ПАВ.

 

1. КИСЛОТНЫЕ ВАННЫ.

Очищают поверхность перфорирующих каналов.

 

2. Простые СКО.

3. СКО под давлением (низкопроницаемые коллекторы)

 

4. Поинтервальная СКО.

 
 

 

 

· Термокислотные обработки (сочетание химического и теплового воздействия):

 

Mg + HCl = MgCl2 + H2 + тепло

 

· Кислотные обработки терригенных коллекторов.

 

Кремнезём. HCl и HF.

ГЛИНОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА – ПОЗВОЛЯЕТ РАСТВОРИТЬ ГЛИНУ В КИСЛОТЕ.

 

 

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА (ГРП) – метод воздействия на ПЗП:

 

Сущность ГРП состоит в создании новых и раскрытии имеющихся трещин в пласте. Трещины создаются путем закачки в ПЗС жидкости разрыва под большим давлением.

После создания трещины закачивают твердый наполнитель (песок, стеклянные шарики, пропант(широко распространен)). Пропант – propping agent – закрепляющий агент – керамические шарики высокой твердости – «9» по шкале Маоса, (выше только алмаз – «10»).

Наполнитель не позволяет трещинам сомкнуться после снятия давления. Проницаемость трещин с наполнителем существенно выше проницаемости песчаника, поэтому приведенный радиус скважины rп после ГРП может существенно превышать rскв (по долоту).

Область применения ГРП – плотные низкопроницаемые породы.

 

 

СХЕМА ПРОВЕДЕНИЯ ГРП В СКВАЖИНЕ:

 

 
 

 

 

Якорь – нужен для того, чтобы закрепить пакер и предотвратить его страгивание из-за большей силы давления снизу.

 

На больших глубинах образуются вертикальные трещины.

 

 
 

В качестве жидкости разрыва используют вязкую нефть или воду с добавкой загустителя.

1. Жидкость разрыва.

2. Жидкость песконоситель.

3. Продавочная жидкость.

 

ГРП имеет и негативные стороны. По трещинам может происходить быстрое обводнение с

скважин. Кроме того пропант, который выносится из трещин в процессе эксплуатации скважин приводит к катастрофическому износу и преждевременному отказу оборудования для добычи нефти.

 

 

ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЗС.

 

Их применяют в тех случаях, когда в призабойной зоне выпадают отложения парафина и асфальтена смолистых веществ.

Сущность теплового воздействия состоит в нагреве призабойной зоны и растворении отложений.

Наиболее часто применяют спуск электронагревателей на кабеле на забой скважины.

 

ПОДЪЕМ ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИНЫ.

В настоящее время в России применяются следующие способы добычи нефти:

1) Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов. Добывается ~60% всей нефти.

2) Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами. ~20% всей нефти.

 

~12% всей нефти.

В подавляющем большинстве случаев эксплуатации скважин происходит движение газожидкостной смеси. Для того, чтобы разобраться в существе дела, рассмотрим принцип действия газожидкостного подъемника.

 

 

 
 

 

 

.

ХАРАКТЕРИСТИЧЕСКАЯ КРИВАЯ ПОДЪЕМНИКА:

 

 

 
 

 

 

Характеристические кривые подъемника при различных погружениях под уровень жидкости.

 

0 < e < 1.

 

 

 
 

 

 

 

e = const.

 
 

 

 

СТРУКТУРЫ ТЕЧЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ В ТРУБАХ.

В отличие от движения однородной жидкости, структура течения газожидкостных смесей характеризуется существенно большим многообразием форм.

 

Во многих случаях существуют основные структуры и несколько переходных.

 

3 ОСНОВНЫЕ СТРУКТУРЫ:

 

 

1) Пузырьковая (эмульсионная) структура – при больших газосодержаниях.

2) Пробковая структура (снарядная и четочная) – при увеличении расхода газа.

3) Стержневая структура (кольцевая) – при высоких газосодержаниях.

 

Граница существования режимов течения зависит от скорости смеси, вязкости, поверхностного

Натяжения, абсолютного давления в потоке, пенообразующих свойств жидкости.

В фонтанных и насосных скважинах в основном наблюдается пузырьковое течение смеси в подъемных трубах.

Пробковый режим характерен для газлифтных скважин.

Стержневая структура наблюдается в основном в газоконденсатных скважинах.

 

21.03.02. УРАВНЕНИЕ ДВИЖЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В ПОДЪЕМНИКЕ.

dp = rсмg×dh + dpтрения.

Разделим правую и левую части на dh:

.

Так как теоретическому расчету движение гжс в подъемнике не поддается, то для нахождения существуют различные эмпирические и полуэмпирические формулы.

По А.П. Крылову, .

q,V – измеряются в м3/с, d – в метрах, а1, а2, а3 – эмпирические коэффициенты.

 

РАСЧЕТ КРИВЫХ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ.

Поскольку характеристики ГЖС по мере подъема из скважины непрерывно меняются, распределение давления в скважине не будет линейным.

 

       
   
 
 

 

 

Расчеты берут либо снизу вверх, либо сверху вниз.

1. сверху вниз(необходимо найти Рзаб по известному Ру).

 

Используется численный метод.

·Задаемся перепадом DР.

·Находим Рср =Pi + DP/2.

·Для Рср расчитываем свойства нефти – Гр, Гскв, r, m, вн.

·Расчитываем - объемное расходное

газосодержание. j - истинное газосодержание, j£b.

 

 

 

V (расход)=Vгаза×Fгаза.

j = 0,833b.

rсм = rг j + rж (1 – j)

DР = rсмgDh + DPтр.

Т.е. из DР находим Dh.

 
 

 

По Рзаб расчитать Ру. В этом случае расчеты ведутся снизу вверх. Задаются величиной DР, находят среднее давление Рср = Рзаб – (DР/2), считают свойства нефти: r, j и находят D h.

 
 

28.03.2002. ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН.

 

Под Фонтанным способом эксплуатации скважин понимается подъем нефти н поверхность за счет природной энергии. Различают Артезианское фонтанирование и фонтанирование за счет энергии выделяющегося из нефти газа.

 

1. АРТЕЗИАНСКОЕ ФОНТАНИРОВАНИЕ.

Рпл > rgH.

Pу >Pнас.

 

Œ Самарская область – Яблоневый овраг

 Калининградская область – Кравцовское месторождение

Рнас = 2,5Мпа.

Ру = 3 – 4 Мпа.

2. ФОНТАНИРОВАНИЕ ЗА СЧЕТ ВЫДЕЛИВШЕГОСЯ ИЗ НЕФТИ ГАЗА.

Рпл>rсрГЖС×g×H .

 

 
 

 

 

Продукция скважины поднимается по НКТ. Штуцер 16 необходим для регулирования работы фонтанной скважины. Устьевая арматура предназначена для управления эксплуатации скважины и проведения различных технологических операций (глушение освоения и т.д.).

 

Воронка на нижнем конце НКТ служит для того, чтобы предотвратить обрыв глубинных приборов, опускаемых на проволоке при их подъеме с забоя скважины.

 

Через кран 18 отбирают пробу продукции на обводненность.

 

СХЕМЫ ФОНТАННЫХ АРМАТУР ДЛЯ ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЙ (применяется при наличии песка в добываемой продукции и при добыче коррозионно-активной продукции):

 

ОБОРУДОВАНИЕ ЗАБОЯ ФОНТАННОЙ СКВАЖИНЫ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ.

 

 

Пакер применяется для того, чтобы изолировать эксплуатационную колонну от воздействия агрессивной среды.

Клапан – отсекатель перекрывает проходное сечение НКТ в аварийных ситуациях (например, при разрушении устьевой арматуры).

Циркуляционный клапан предназначен для проведения технологических операций по глушению и освоению скважины.

Через ингибиторный клапан подают реагенты – ингибиторы корррозий.

 

 

ДОСТОИНСТВА, НЕДОСТАТКИ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ФОНТАННОГО СПОСОБА ДОБЫЧИ НЕФТИ.

 

ДОСТОИНСТВА:

1) Простота и надежность

2) Высокий межремонтный период работы скважины

3) Возможность проведения комплекса гидродинамических исследований на забое скважины.

 

НЕДОСТАТКИ:

Невозможность фонтанирования с требуемыми дебитами при увеличении обводненности продукции.

 

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ:

Скважины с хорошими значениями проницаемости призабойной зоны, высокими пластовыми давлениями, средним и высоким газовым фактором.

 

ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН.

В тех случаях, когда фонтанные режимы не обеспечивают требуемы дебитов, можно дополнительно подавать газ в скважину и увеличить за счет работы газа дебит жидкости. Такой способ эксплуатации называют газлифтом.

 

 

КОНСТРУКЦИИ ГАЗЛИФТНЫХ ПОДЪЕМНИКОВ.

 

Двухрядный подъемник позволяет вести эксплуатацию газлифтной скважины с эксплуатационной колонной. Недостаток – высокая металлоемкость. Наименьшей материалоемкостью обладает однорядный подъемник.

 

НЕДОСТАТОК ОДНОРЯДНОГО ПОДЪЕМНИКА:

 

На эксплуатационную колонну действует высокое давление закачиваемого газа, кроме того, в этом газе могут накапливаться H2S и другие агрессивные компоненты.

 

1,5 – рядный подъемник является своеобразным компромиссом между одно- и двухкомпонентным подъемниками.

Хвостовик меньшего диаметра – для избавления от излишней металлоемкости.

 

НЕДОСТАТОК 1,5 – РЯДНОЙ СХЕМЫ – невозможность изменения относительного погружения подъемника при необходимости изменения режима работы.

 

С Л Е Д У Ю Щ А Я С Х Е М А О Б О Р У Д О В А Н И Я С К В А Ж И Н П Р И М Е Н Я Е Т С Я Н А П Р А К Т И К Е (ОДНОРЯДНАЯ СХЕМА):

 

Затрубное пространство перекрыто пакером,

газ подают через специальный клапан.

Схема позволяет избежать нежелательных

пульсаций при работе газлифтной скважины.

 

 

29.03.2002.

ПУСК ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ. МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ПУСКОВЫХ ДАВЛЕНИЙ.

Pгmax = rжgH + Pу.

H = 2000м, rж = 1000кг/м3.

Ру = 0,1 МПа.

Ргmax = 20,1 МПа,

Рграб = rгжсср ×gh + DРтру.

Ргmax = 20 МПа. Рграб = 8 – 9 МПа.

Требуется применение специальных пусковых компенсаторов

высокого давления.

 

МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ПУСКОВОГО ДАВЛЕНИЯ.

 

1. Последовательный допуск НКТ в скважину.

 

 

2. Переключение с кольцевой системы на центральную.

 
 

 

3. Задавка жидкости в пласте – эффективен только в высокопродуктивных пластах с низким пластовым давлением.

 
 

 

4. Применение пусковых отверстий: в муфтах НКТ сверлят отверстия для подачи газа.

 

 

5. Использование пусковых клапанов.

При использовании клапанов газ сначала вводится через первый клапан, затем

уровень отжимается до второго клапана. После того, как газ начинает поступать в НКТ через второй клапан, первый клапан закрывается. Затем уровень отжимается до третьего клапана, закрывается клапан №2 и так далее.

 

Закрывают клапан

Рк×f к+ Рс ×fс.

Открывает клапан сила Рт×fк.

 

Откр.клапана Рк×fк + Рс×fст×fк.

 

При разгазировании столба жидкости в НКТ

Рт падает и клапан закрывается.

 
 

 

УКПН – установка комплексной подготовки нефти.

УПГ – установка подготовки газа.

ГПЗ – газоперерабатывающий завод.

КС – компрессорная станция.

РГ – распределительная гребенка (на устье скважины).

 

 

БЕЗКОМПРЕССОРНЫЙ ГАЗЛИФТ.

 

 
 

 

ГАЗЛИФТ В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ.

 

studopedia.ru

Назначение и методы исследования скважин — Студопедия

Существует много методов исследования скважин н технических средств для их осуществления. Все они предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки. Такая информация необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рациональных способов разработки месторождения, для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при наиболее высоком коэффициенте полезного действия.

В процессе выработки запасов нефти условия в нефтяной залежи и в скважинах изменяются. Скважины обводняются, пластовое давление снижается, газовые факторы могут изменяться. Это заставляет постоянно получать непрерывно обновляющуюся информацию о скважинах и о пласте или нескольких пластах, являющихся объектом разработки. От наличия такой достоверной информации зависит правильность принимаемых решений по осуществлению на скважинах или на объекте разработки или на отдельных частях такого объекта тех или иных геолого-технических мероприятий.

Геофизические методы исследования. Из всех методов исследования скважин и пластов следует выделить особый комплекс геофизических методов. Они основаны на физических явлениях, происходящих в горных породах и насыщающих их жидкостях при взаимодействии их со скважинной жидкостью и при воздействии на них радиоактивного искусственного облучения или ультразвука.


Геофизические методы исследования скважин и геологического разреза на стадиях бурения этих скважин, их заканчивания, а также текущей эксплуатации дают обильную информацию о состоянии горных пород, их параметрах и об их изменениях в процессе эксплуатации месторождения и часто используются при осуществлении не только геологических, но и чисто технических мероприятий на скважинах. В силу своей специфичности, необходимости знания специальных предметов, связанных с физикой земли, горных пород, а также с ядерными процессами, эти методы исследования, их теория, техника осуществления и интерпретация результатов составляют особую отрасль знаний и выполняются геофизическими партиями и организациями, имеющими для этой цели специальный инженерно-технический персонал, оборудование и аппаратуру. Геофизические исследования скважин - это различного рода каротажи, т. е. прослеживание за изменением какой-либо величины вдоль ствола скважины с помощью спускаемого на электрокабеле специального прибора, оснащенного соответствующей аппаратурой. К ним относятся:


1. Электрокаротаж. Одним из важнейших методов является электрический каротаж скважин, который позволяет проследить за изменением самопроизвольно возникающего электрического поля в результате взаимодействия скважинной жидкости с породой, а также за изменением так называемого кажущегося удельного сопротивления этих пород. Электрокаротаж и его разновидности, такие как боковой каротаж - БК, микрокаротаж, индукционный каротаж - ИК, позволяют дифференцировать горные породы разреза, находить отметку кровли и подошвы проницаемых и пористых коллекторов, определять нефтенасыщенные пропластки и получать другую информацию о породах.

2. Радиоактивный каротаж - РК. Он основан на использовании радиоактивных процессов (естественных и искусственно вызванных), происходящих в ядрах атомов, горных пород и насыщающих их жидкостей. Существует много разновидностей РК, чувствительных к наличию в горных породах и жидкостях тех или иных химических элементов. Разновидностью РК является гамма-каротаж ГК, дающий каротажную диаграмму интенсивности естественной радиоактивности вдоль ствола скважины, что позволяет дифференцировать породы геологического разреза по этому признаку. Гамма-гамма-каротаж (ГГК) фиксирует вторичное рассеянное породами гамма-излучение в процессе их облучения источником гамма-квантов, находящихся в спускаемом в скважину аппарате. Существующие две разновидности ГГК позволяют косвенно определять пористость коллекторов, а также обнаруживать в столбе скважинной жидкости поступление воды как более тяжелой компоненты.

3. Нейтронный каротаж (НК) основан на взаимодействии потока нейтронов с ядрами элементов горных пород. Спускаемый в скважину прибор содержит источник быстрых нейтронов и индикатор, удаленный от источника на заданном (примерно 0,5 м) расстоянии и изолированный экранной перегородкой. Существует несколько разновидностей НК, как, например, нейтронный каротаж по тепловым и надтепловым нейтронам (НГ-Т и НГ-Н), которые дают дополнительную информацию о коллекторе и пластовых жидкостях.

4. Акустический каротаж (АК). Это определение упругих свойств горных пород. При АК в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в окружающей среде и воспринимаются одним или более приемниками, расположенными в том же спускаемом аппарате. Зная расстояние между источниками колебания и приемником, можно определить скорость распространения упругих колебаний и их амплитуду, т. е. затухание. В соответствии с этим выделяется три модификации АК: по скорости распространения упругих волн, по затуханию упругих волн и АК для контроля цементного кольца и технического состояния скважины.

5. Другие виды каротажа. К другим видам относится кавернометрия, т. е. измерение фактического диаметра необсаженной скважины и его изменение вдоль ствола. Кавернограмма в сочетании с другими видами каротажа указывает на наличие проницаемых и непроницаемых пород. Увеличение диаметра соответствует глинам и глинистым породам; сужение обычно происходит против песков и проницаемых песчаников. Против известняков и других крепких пород замеряемый диаметр соответствует номинальному, т. е. диаметру долота. Кавернограммы используются при корреляции пластов и в сочетании с другими методами хорошо дифференцируют разрез, так как хорошо отражают глинистости и проницаемости разреза. Термокаротаж - изучение распределения температуры в обсаженной или необсаженной скважине. Термокаротаж позволяет дифференцировать породы по температурному градиенту, а следовательно, по тепловому сопротивлению. Кратковременное охлаждение ствола скважины или нагрев при закачке холодной или горячей жидкости позволяет получить новую информацию о теплоемкости и теплопроводности пластов. Это позволяет определить: местоположение продуктивного пласта, газонефтяной контакт, места потери циркуляции в бурящейся скважине или дефекта в обсадной колонне зоны разрыва при ГРП и зоны поглощения воды и газа при закачке.

Увеличение чувствительности скважинных термометров и уменьшение их тепловой инерции еще больше расширит круг промысловых задач, решаемых с помощью термометрии.

Гидродинамические методы исследования. Они основаны на изучении параметров притока жидкости или газа к скважине при установившихся или при неустановившихся режимах ее работы. К числу таких параметров относятся дебит или его изменение и давление или его изменение. Поскольку при гидродинамических методах исследования процессом охватывается вся зона дренирования, то результаты, получаемые при обработке этих данных, становятся характерными для радиусов, в сотни раз превышающих радиусы охвата при геофизических методах.

Гидродинамические методы исследования выполняются техническими средствами и обслуживающим персоналом нефтедобывающих предприятий. Они разделяются на исследования при установившихся режимах работы скважины (так называемый метод пробных откачек) и на исследования при неустановившихся режимах работы скважины (метод прослеживания уровня или кривой восстановления давления). Исследование при установившихся режимах позволяет получить важнейшую характеристику работы скважины - зависимость притока жидкости от забойного давления или положения динамического уровня [Q(Pc)]. Без этой зависимости невозможно определить обоснованные дебиты скважины и технические средства для подъема жидкости. Этот же метод позволяет определить гидропроводность пласта e = kh/m с призабойной зоны.

Исследование при неустановившихся режимах позволяет определить пьезопроводность c, для более удаленных зон пласта и параметр c2/rпр (c - пьезопроводность; rпр - приведенный радиус скважины), а также некоторые особенности удаленных зон пласта, такие как ухудшение или улучшение гидропроводности на периферии или выклинивание проницаемого пласта.

Техника для гидродинамических исследований скважин зависит от способа эксплуатации (фонтан, газлифт, ПЦЭН, ШСН), который накладывает известные технические ограничения на возможности этого метода.

Скважинные дебитометрические исследования. Они позволяют определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добывающих скважинах (профили притока) и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах (профили поглощения) с помощью регистрирующих приборов - дебитомеров и расходомеров, спускаемых в скважину и перемещаемых вдоль перфорированного интервала.

Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию о действительно работающей толщине пласта, о долевом участии в общем дебите отдельных пропластков, о результатах воздействия на те или иные пропластки с целью интенсификации притока или увеличения поглотительной способности скважин. Эти исследования, как правило, дополняются одновременным измерением влагосодержания потока (% воды), давления, температуры и их распределением вдоль ствола скважины.

Скважинные дебитометрические исследования проводятся специальными комплексными приборами типа «Поток». Все гидродинамические и дебитометрические исследования сравнительно легко осуществляются в фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважинах, так как при этом доступ к забою через НКТ открыт и спуск приборов на забой не составляет больших технических трудностей. При других способах эксплуатации (ПЦЭН, ШСН) спуск измерительного прибора через НКТ невозможен, поэтому исследование таких скважин (а их подавляющее большинство) связано с техническими трудностями и имеет особенности.

studopedia.ru

Освоение скважин — Студопедия

Под освоением понимают комплекс работ, проводимых с целью очистки продуктивной зоны от загрязнения и получения промышленного притока пластовой жидкости.

Для освоения в скважину спускают НКТ, которые устанавливают на 50 - 150м. выше интервала перфорации. Устье скважины герметизируют при помощи фонтанной арматуры. На боковых отводах фонтанной арматуры размещают штуцерную камеру, к которой подсоединяют короткую трубу, оборудованную карманами для размещения термометров, трехходовыми кранами и задвижками высокого давления. На всех боковых отводах также устанавливают регистрирующие и показывающие манометры, пробоотборник, расходомер. После задвижек высокого давления к трубам присоединяют сборную линию низкого давления, которая связывает скважину с трапом и мерными емкостями. Трапную установку и мерные емкости размешают на расстоянии не менее 50м. от скважины. От трапной установки прокладывают два трубопровода: один - к коллектору для сбора жидкости, второй - к факельному стояку для сжигания газа выделяющегося в трапе. Факельный стояк размешают на расстоянии 100 м. от скважины, трапа и мерных емкостей, с учетом розы ветров.

К отводам фонтанной арматуры подсоединяют также сбросовые линии с краном высокого давления. Эту линию используют для отвода в сборную емкость жидкости, поступающей из скважины при освоении, а также для промывки линии обвязки.

В основе всех способов освоения лежит уменьшение давления столба жидкости в скважине ниже пластового и создание депрессии, достаточной для преодоления сопротивления фильтрации пластовой жидкости. Уменьшение давления на пласт можно достичь снижением плотности жидкости, снижением уровня жидкости в скважине. Величина депрессии выбирается в зависимости от типа коллектора, вида пластовой жидкости устойчивости коллектора и коллекторских свойств пласта.


Если коэффициент аномальности пластового давления существено больше единицы, коллекторские свойства пласта хорошие и приствольная зона загрязнена мало, часто бывает достаточным произвести просто замену на более легкую жидкость (воду, нефть). В тех же случаях, когда коэффициент аномальности не превышает единицы, коллекторские свойства плохие или приствольная зона сильно загрязнена, то приходится не только заменять промывочную жидкость, но также снижать ее уровень в колонне.


Наиболее эффективный способ освоения - постепенное увеличение степени аэрации воды после замены ею промывочной жидкости в обсадной колонне. Для этого в пространстве между колонной и НКТ одновременно закачивают воду и воздух. Постепенно увеличивая подачу воздуха можно в довольно широких пределах регулировать плотность водо-воздушной смеси. Чтобы достичь большей плавности снижения противодавления и уменьшить расход воздуха рекомендуется к воде перед аэрированием добавлять пенообразующие ПАВ. После получения притока из пласта насос и компрессор отключают, а скважине дают возможность поработать.

Распространенным является также компрессорный способ освоения. Сущность этого способа заключается в закачке в затрубное пространство воздуха. Последний оттесняет воду к башмаку колонны и прорывается во внутрь НКТ. При этом происходит газирование жидкости и частичное снижение уровня жидкости в скважине. После того как начнется приток, компрессор отключают. Недостатком этого способа является резкие колебания давления. При резком снижении давления на пласт в момент выброса на устье очередных порций воды интенсифицируется приток из пласта. Если коллектор недостаточно устойчив, возможно разрушение скелета породы, вынос в скважину большого количества песка и образование песчаной пробки.

Иногда уровень жидкости в колонне снижают поршневанием. Для этого на НКТ спускают специальный поршень. При опускании поршня жидкость через осевой клапан попадает во внутреннюю полость НКТ. При подъеме поршня клапан закрывается, а жидкость переливается на устье. Глубина погружения поршня под уровень достигает 300м. Этот способ применяется в тех случаях, когда нет опасности выброса и не требуется герметизировать устье. Время освоения этим способом намного больше, чем предыдущие.

Для освоения пластов, имеющих низкое давление пластовое, и если пласты сильно загрязнены, могут использоваться опробыватели, спускаемые на бурильных трубах. После получения притока из пласта, скважине дают некоторое время поработать, чтобы очистилась от загрязнения приствольная зона. Струю жидкости при этом направляют через верхний боковой отвод фонтанной елки и штуцер в сбросовый амбар. Диаметр штуцера выбирают с таким расчетом, чтобы не возникло чрезмерно большой депрессии, и не началось разрушения скелета пород. Обычно в течении первых 1,5-2 ч используют штуцер диаметром 6-8 мм, а затем штуцер меньшего диаметра - 5 мм. В случае газового пласта, скважине в течении 2-3 ч позволяют фонтанировать через верхний отвод в обход штуцера с целью удаления жидкости в эксплуатационной колонне и очистки забоя, а затем поток направляют через нижний боковой отвод и штуцер. Газ, выходящий из скважины сжигают в факеле.

После стабилизации давлений у устья и дебита при данном диаметре штуцера скважину считают освоенной и приступают к ее исследованию.

Исследование скважин проводится с целью установления всех промысловых характеристик при определенных режимах работы: дебита, газового фактора, забойных и пластовых давлений, температур, коэффициента продуктивности скважины, проницаемости и гидропроводности пласта, а также состава и свойств пластовой жидкости. Режим работы считают устойчивым, если при данном размере штуцера давление на устье и забое, а также дебит стабильны. Скважину исследуют при 4-6 режимах. Сначала при минимальном диаметре штуцера, затем диаметр увеличивают. Исследования на одном режиме считаются законченными, если два последовательных измерения давлений и дебитов совпадают. Устьевые давления обычно замеряют через каждые 3 ч. Забойные 1-2 раза в сутки.

Объем исследований в эксплуатационных скважинах может быть сокращен. Егo устанавливают по согласованию с добывающими организациями. После окончания исследований проводят кратковременную (10-15сут) пробную эксплуатацию на оптимальном режиме по плану согласованному с НГДУ.

В разведочных скважинах детально исследуются объекты, в которых были получены притоки нефти и газа так и объекты, которые не были опробованы в процессе бурения, но о перспективности, которых свидетельствуют материалы промысловой геофизики. Испытание может быть назначено также в том случае, если при опробывании были получены отрицательные результаты, но имеется обоснованное сомнение в правильности их.

Если в разведочной скважине предстоит испытать несколько пластов, начинают с нижнего. По окончании исследования нижнего пласта скважину задавливают промывочной жидкостью, устанавливают цементный мост в интервале между нижним и ближайшим к нему вышерасположенный объектом, проверяет герметичность моста способом понижения уровня. Если мост герметичен, перфорируют обсадную колонну и вызывают приток из второго пласта. Проводят аналогичные исследования.

Если при испытании получают большой дебит, к испытанию последующих объектов приступают только с разрешения организации подчиненной непосредственно соответствующему министерству.

В разведочных скважина, как правило, освоение производится с буровых станков, в эксплуатационных скважина - с более легких передвижных установок.

На испытание каждого объекта составляется план, утвержденный руководителем бурового предприятия, если скважины передаются НГДУ, то план согласовывается с руководителем НГДУ.

По окончании испытаний составляются акты о результатах исследований каждого объекта, установке мостов и проверке их герметичности, о передаче скважины в эксплуатацию либо консервации ее, если площадь еще не подготовлена для эксплуатации, либо о ликвидации скважины, если результаты испытания полностью отрицательны.

studopedia.ru

Лекция 6.Методы освоения скважин.

Движение жидкости или газа из пласта в скважину возникает лишь при условии, если

Где – дополнительное давление для преодоления сопротивлений, которые возникают в результате загрязнений призабойной зоны. Значениезависит от пластового давления, физической характеристики породы продуктивного пласта, продолжительности вскрытия и качества буровых растворов, с которыми осуществлялось вскрытие, спуск, цементирование и перфорация эксплуатационной колонны. При сильном загрязнениипризабойной зоны скважины величинуможно уменьшить различными методами воздействия на пласт (гидроразрыв пласта, кислотная обработка, закачка в пласт ПАВ и прочее). Если в скважине находится столб жидкости с плотностьюи высотой, то неравенство можно записать в виде:

Т.к. в процессе освоения скважины, то для удовлетворения неравенства могут быть изменены,и. Отсюда методы освоения скважины основываются на изменении плотности жидкости, заполняющей скважину, снижении уровня жидкости, применении методов воздействия на пласт. В скважинах с высоким давлением снижение забойного давления и очистка забоя и призабойной зоны в большинстве случаев выполняются одновременно: забой и призабойная зона самоочищаются от грязи при движении жидкости из пласта в скважину. При освоении скважин, вскрывших неустойчивые породы, перепад давления между пластом и скважиной должен быть небольшим. В этом случае пуск скважины необходимо осуществлять плавно, чтобы не вызывать выноса частиц породы из пласта. Чрезмерные депрессии при освоении скважин, вскрывших неустойчивые пласты, могут привести к разрушению цементного кольца в интервале перфорации. Наиболее распространенные методы освоения скважин следующие:

1) Промывка скважин – замена жидкости, заполняющей ствол скважины после бурения, более легкой (глинистого раствора – водой, воды – нефтью)

2) Продавка сжатым газом – вытеснение жидкости из колонны подъемных труб сжатым газом нагнетаемым в затрубное пространство скважины.

3) Аэрация – насыщение жидкости газом или воздухом, т.е. замена жидкости в стволе скважине на газожидкостную смесь с малой плотностью

4) Поршневание (свабирование) – снижение уровня жидкости в скважине

Возбуждение фонтана при промывке скважины возможно в тех скважинах, где пластовое давление превышает давление создаваемое столбом дегазированной нефти,; в противном случае промывка дает положительный результат только в сочетании с другими методами (использование сжатого газа и другие). Перед освоением фонтанной скважины промывкой на устье собирают арматуру и спускают (обычно до фильтра) фонтанные трубы, которые остаются в скважине при ее эксплуатации. Воду нагнетают насосом в межтрубное пространство, а глинистый раствор вытесняется на поверхность по фонтанным трубам. Если после промывки водой пласт не проявляет себя, воду в скважине заменяют нефтью. Этот способ вызовы притока дает возможность плавно понижать давление на забой скважины и постепенно разрабатывать поровое пространство пласта в призабойной зоне, что весьма важно при вскрытии рыхлых пластов.

Где - плотность нефти. Для закачки нефти в скважину применяют передвижные насосные агрегаты, смонтированные на тракторе или автомобиле. Насосные агрегат устанавливают с наветренной стороны, на расстоянии 20-25 метров от устья. Нагнетательная линия, соединяющая устье скважины с выкидом насоса, собирается из 60мм НКТ на быстросвинчивающихся соединениях и прокладывается так, чтобы толчки и вибрации, возникающие при работе агрегата, не передавались на устьевую арматуру скважины. Давление во время промывки контролируется двумя манометрами, один на выкиде насоса и предназначен для контроля работы насоса, а другой подключается к затрубному пространству, где он работает в более спокойных условиях с меньшей вибрацией стрелки, что позволяет хорошо проследить за изменением давления в скважине.

studfile.net


Смотрите также