Репрессия и депрессия на пласт

Содержание:

Повышение продуктивности эксплуатационного фонда скважин воздействием депрессии на пласт с помощью комплекса испытательного оборудования киод-11ом

Технические науки

  • Камалов Фредик Хамзович , доктор наук, профессор, ведущий научный сотрудник
  • АО НПФ «Геофизика»
  • Похожие материалы

    В процессе длительной работы эксплуатационных и нагнетательных скважин снижается их продуктивность и приемистость вследствие засорения прискважинной зоны пласта парафином, смолами, продуктами коррозии и механическими частицами, закачиваемыми вместе с технической водой. Для восстановления продуктивности пластов периодически проводят геолого- технические мероприятия (ГТМ) и капитальный ремонт скважин (КРС).

    Технология глубоких депрессий на пласт с помощью ИПТ сопровождается процессом, который приводит к частичному раскрытию и очищению естественных и созданию искусственных трещин в пласте[1,2].

    Применение ИПТ для очистки забоя и приствольной части пласта основано как на возможности дренирования объекта с начальной максимальной депрессией, так и на возможности создания многократных контролируемых перепадов давления, различных по интенсивности, продолжительности м зависимости от степени загрязнения пласта и забоя скважины.

    Операция по очистке пласта проводится в добывающих и нагнетательных скважинах, снизивших свою продуктивность в результате длительной эксплуатации, а также в скважинах, законченных бурением, пласты которых по данным ИПТ имеют высокий коэффициент призабойной закупорки.

    Очистку пласта наиболее целесообразно проводить ИПТ, имеющим широкопроходные каналы всех узлов, свободно пропускающих в трубы материалы, закупоривающие поровые каналы продуктивного пласта. Такие каналы ИПТ при необходимости обеспечивают создание максимальной депрессии на пласт и более интенсивный приток пластового материала[3].

    Наиболее подходящим этим требованиям из многообразия конструкций ИПТ является комплекс испытательного оборудования КИОД-11ОМ. Он предназначен для испытания, освоения и очистки пластов нефтяных и нагнетательных скважин, снизивших продуктивность в процессе эксплуатации[4,5,6].

    Комплекс работает по многоцикловой технологии (приток- восстановление пластового давления) и обеспечивает:

  • поинтервальное испытание пластов;
  • отбор герметизированных проб пластового флюида;
  • очистку прискважной зоны пласта;
  • определение физических параметров пласта с помощью глубинных геликсных и электронных манометров;
  • освоение скважины с отбором больших обьемов жидкости при помощи азотного компрессора, при использовании перепускного клапана;
  • закачку в пласт химреактивов, при использовании устьевой головки[7].
  • Условия эксплуатации

    — нефть, техническая вода

    Температура окружающей среды

    Диаметр обсадных колонн

    Комплекс спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах НКТ- 73, работает с упором в забой или в стенки скважины и управляется вертикальным перемещением труб.

    Основные технические характеристики

    Допустимый перепад давления

    Допустимая осевая нагрузка:

    Диаметр проходного канала

    В состав комплекса обычно включаются следующие элементы:

  • испытатель пластов многоцикловый ИПМ-110М;
  • пакер секционный ПС-115;
  • пакер секционный с уравнительным клапаном ПСУ-115;
  • якорь ЯК-110/136;
  • фильтр Ф-110;
  • пробоотборник с камерой герметизированной пробы ПО-110;
  • клапан циркуляционный уравновешенный КЦУ-110;
  • клапан перепускной КП-110
  • головка устьевая ГУ-302. Многоцикловый испытатель пластов ИПМ-110М и составе компоновки КИОД-110М (рис.1) позволяет выполнить неограниченное число открытых и закрытых периодов испытания путем осевого перемещения труб. Под действием нагрузки от веса труб на испытатель пластов открывается его впускной клапан, создается глубокая депрессия на объект и пластовая жидкость поступает в пустые (или частично заполненные) насосно- компрессорные трубы, вымывая из прискважной зоны пласта закупоривающий материал[8].

Скважинные электронные манометры, установленные над испытателем пластов и под пакером, фиксируют многоцикловые кривые притока жидкости и восстановления пластового давления, обработка и интерпретация которых позволяет количественно оценить параметры исследуемого объекта и характер очистки его прискважинной зоны[9].

Очистка пласта с применением КИОД-1 ЮМ может быть реализована несколькими методами.

Рисунок 1. Схема компоновки КИОД-ПОМ.

  1. Испытатель пластов ИПМ-110М;
  2. Пакер ПС-115
  3. Пакер ПСУ-115.
  4. Якорь ЯК-110/136.
  5. Фильтр Ф-110.
  6. Пробоотборник ПО-110.
  7. Клапан циркулярный уравновешенный КЦУ-ПО.
  8. Головка устьевая ГУ-302.
  9. 1-ый метод основан на создании серии гидроударов (депрессий) на пластс односторонним движением жидкости — из пласта в трубы (по принципу приток-восстановление). Очистка пласта но этому методу осуществляется без открытия уравнительного клапана испытателя пластов. Для этого производят кратковременный вызов притока (5-10 мин) и восстановление давления (10-20 мин). Операция проводится в 4-5 циклов. Последний цикл восстановления давления должен быть достаточно длительным (не менее двукратной суммы времени всех циклов притока) с тем, чтобы по КВД уверенно рассчитать гидродинамические параметры обрабатываемого пласта[10,11].

    2-ой метод очистки (депрессия-репрессия) основан на двухстороннем движении жидкости: из пласта в трубы и из скважины в пласт. Метод реализуется периодическим вызовом и прерыванием притока. Прерывание притока обеспечивается открытием уравнительного клапана испытателя пластов. При этом на пласт воздействует давление гидростатического столба скважинной жидкости.

    3-ий метод. Предполагая, что успех в повышении продуктивности может принести плавное и непрерывное, многократно повторяемое снижение давления на забой скважины при вызове притока, был опробован комбинированный способ вызова притока из пласта: КИОД-11ОМ в сочетании со свабированием. Этот способ сразу же принес положительный результат по сокращению сроков освоения скважин и но увеличению дебита скважин в процессе их эксплуатации[12,13,14].

    Сущность комбинированного способа вызова притока рассматривается на приведенном ниже примере.

    Комплекс испытательного оборудования для доразведки КИОД-11ОМ спускается в обычном варианте для испытания кыновского пласта Дк после его перфорации на НКТ-2 1/2″, специально подготовленных для производства свабирования[15,16].

    Уровень долитой воды в НКТ после спуска находится на глубине 1800 м, т.е. на пласт Дк после открытия впускного клапана КИОД-110М будет передана депрессия в пределах 13,0 Mпa.

    После допуска КИОД-110М, подгонки, распакеровки, открытия впускного клапана и окончания притока, специальная бригада с установленной около устья скважины автомашины начинает свабирование при закрытом впускном клапане КИОД-11 ОМ. Обычно, после окончания притока, уровень в НКТ поднимается до глубины 1200, 1300м.

    Свабирование продолжается до снижения уровня в НКТ до глубины 1800м, затем опять повторяем цикл работы с КИОД-110М. Такая технология вызова притока, как бы обеспечивает дополнительные испытания КИОД-110М без его подъема, способствует, благодаря непрерывности технологического процесса, быстрой очистке пласта и восстановлению его параметров. Циклы свабирования рекомендуется проводить с открытым впускным клапаном и с закрытым, чередуя их в зависимости от интенсивности притока. Появление устойчивого притока во время свабирования при открытом впускном клапане КИОД-1 ЮМ можно считать за окончание технологической операции но испытанию скважины[17,18].

    Анализ результатов по повышению дебитов жидкости в эксплуатационных скважинах, приведенных в табл. 1, показал, что создание резкой и глубокой депрессии благоприятно влияет на призабойную зону пластов, способствует удалению продуктов окисления при физико-химическом воздействии воды, извлекаемой с нефтью из скважины.

    При капитальном ремонте малодебитных скважин (дебит 0,1-4,3 т/сут) после нескольких циклов создания депрессии фильтрационная способность продуктивного пласта восстанавливается и дебиты скважин возрастают до 0,4- 33,7 т/сут.

    Параметры пластов, полученные с помощью глубинных манометров, подтверждают, что в процессе испытания происходит очистка пластов с низкой гидропроводностью и особенно — их прискважинной зоны. Об этом свидетельствует также снижение коэффициента иризабойной закупорки Пз при последовательных спусках испытателей пластов[19,20].

    В результате восстановления фильтрационных свойств пластов в 10 низкопродуктивных скважинах, их суммарный дебит увеличился с 9,9 до 131,9 т/сут. Дебит каждой из исследованных скважин в среднем в течение 469 сут превышал дебит, замеренный перед спуском испытателя пластов. Только по анализируемым скважинам за этот период было дополнительно добыто 34,32 тыс.т нефти.

    Данные по увеличению приемистости нагнетательных скважин на месторождениях НГДУ «Арланнефть» представлены в табл. 2. В 10 скважинах из 16 при давлении закачки воды 8-17 МПа приемистость была равна нулю до проведения работ с испытателем пластов по рекомендуемой технологии. В этих скважинах пласты толщиной 4-16,2 м были закупорены твердыми взвешенными частицами, содержащимися в закачиваемой технической воде, продуктами коррозии эксплуатационной колонны и водовода. Снижение проводимости пластов подтверждается также значениями Пз, рассчитанными после первого спуска испытателя пластов.

    Таблица 1. Результаты обработки пласта низкодебитных нефтяных скважин НГДУ «Арланнефть» испытателем пластов КИОД-110М

    novainfo.ru

    ГИБКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ 3.1. ОБОСНОВАНИЕ ЗНАЧЕНИЙ ДЕПРЕССИИ И РЕПРЕССИИ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ

    Транскрипт

    1 3 ГЛАВА ГИБКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ 3.1. ОБОСНОВАНИЕ ЗНАЧЕНИЙ ДЕПРЕССИИ И РЕПРЕССИИ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ Многолетний отечественный и зарубежный опыт бурения нефтяных и газовых скважин в различных горно-геологических условиях свидетельствует о том, что одним из определяющих условий безаварийной их проводки является поддержание (регулирование) заданного дифференциального давления в системе скважина пласт. Область изменения дифференциального давления выбирается из условий предупреждения возможных поглощений промывочной жидкости, флюидопроявлений, осыпей, обвалов и других осложнений ствола скважины, а также из требований охраны недр и экологии. В настоящее время этим требованиям в полной мере отвечают технологии бурения скважин на депрессии и равновесии давлений в системе скважина пласт, которые эффективны как при проводке вертикальных скважин (ВС), так и наклонно направленных и горизонтальных скважин (НН и ГС). В последней редакции Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [6], утвержденных постановлением Госгортехнадзора России 24 от г., разрешается проведение буровых работ с регулированием дифференциального давления в системе скважина пласт. Допустимая депрессия на стенки скважины при бурении не должна превышать % эффективных скелетных напряжений (разность между горным и поровым давлением пород). При освоении скважин допустимая депрессии определяется из условия обеспечения устойчивости призабойной зоны пласта и сохранности цементного кольца за обсадной колонной. Однако в одних случаях допустимая депрессия в % эффективных скелетных напряжений будет пренебрежимо 90

    2 мала, в других очень велика, а в третьих бурение на депрессии вообще недопустимо. Для определения области применения технологии бурения на депрессии приведен расчет ее допустимого значения p деп на пласты, залегающие на глубине от 500 до 4500 м, при коэффициентах k a аномальности пластового порового давления от 0,25 до 2,0 (табл. 3.1). При значениях коэффициента аномальности пластового давления 0,25 0,50, характерных для некоторых крупнейших истощенных газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ России (Уренгойское ГКМ, Ставропольское, Пунгинское ПХГ и др.), бурение на депрессии целесообразно вести с глубин более 1000 м. Причем с ростом глубины более 2000 м нет необходимости поддерживать депрессию, равную предельно допустимой, т.е. p = 0,1(p гор p пл ), так как ее значение превышает 3,1 2,6 МПа. При таких депрессиях может произойти разрушение околоствольной зоны вскрываемого пласта, а также могут возникнуть условия, осложняющие нормальный процесс бурения. Следовательно, в условиях АНПД применение технологии бурения на депрессии реально только с глубины 1000 м и более. При глубине бурения более 1500 м необходимо уменьшать депрессию ниже 10 % эффективных скелетных напряжений горных пород. В условиях АВПД реализовать бурение на депрессии возможно с глубин более 2500 м при k а = 1,5, а также с глубин более 4000 м при k а = 2,0. Таблица 3.1 Изменение допустимой депрессии p деп = 0,1 (p гор p пл ), МПа, на пласты горных пород в зависимости от глубины и пластового давления Глубина, м Средняя плотность массива горных пород ρ гор, МПа Горное давление p гор, МПа p деп = 0,1 (p гор p пл ), МПа, при различных k a = p пл /p гст 0,25 0,5 1,0 1,5 2, ,2 0,70 0,57 0,33 0, ,7 1,4 1,2 0,7 0, ,8 2,2 1,8 1,1 0, ,7 3,1 2,6 1,6 0, ,6 4,0 3,4 2,2 1, ,9 5,2 4,4 2,9 1,5 0, ,8 6,5 5,7 4,0 2,2 0, ,3 8,0 7,1 5,1 3,1 1, ,9 9,5 8,4 6,2 4,0 1,8 91

    3 Таблица 3.2 Характеристика продуктивных пластов некоторых месторождений Красно Месторождение Интервал залегания продуктивных пластов, м Пористость m, доли ед. Проницаемость k, мкм 2 Пластовая температура, С Каневское, ,10 0,28 0,40 80 скв. 1, 3, 42 Березанское, ,03 0,24 0,78 97,2 скв. 53, 21 Майкопское, скв ,16 0,07 1,36 127,8 Выделенная (см. табл. 3.1) рациональная область применения технологии бурения на депрессии по глубинам и значениям k а, удовлетворяет требование п Правил [6] по выбору допустимого значения депрессии на стенки ствола скважины при бурении в устойчивых горных породах. При других горно-геологических условиях следует существенно корректировать это значение по критериям устойчивости коллектора, протяженности необсаженной части ствола скважины и углу его наклона, типу насыщающего пласт флюида, коэффициенту продуктивности и др. Для примера приведем табл. 3.2 и 3.3, составленные по результатам исследования скважин некоторых истощенных газовых месторождений Краснодарского края [8]. На начало разработки пластовое давление в залежах этих месторождений незначительно (на %) превышало нормальное гидростатическое давление. Вскрытие продуктивных пластов проводилось с промывкой буровыми растворами плотностью кг/ м 3, которые, проникая в пласт под действием репрессии, в той или иной степени, снижали естественную проницаемость ПЗП. Об этом свидетельствуют результаты газодинамических исследований скважин, выполненных в начальный период разработки месторождений и через 20 лет их эксплуатации. Первоначальные дебиты скважин в среднем оказались меньше текущих при k а = 0,6 0,72 (см. табл. 3.3). В результате последующего глушения скважин глинистым раствором плотностью 1150 кг/ м 3 при статической репрессии на пласт 7,6 15,2 МПа дебиты после ремонта значительно снизились, а коэффициенты продуктивности уменьшились в 2,25 61,76 раз (см. табл. 3.2). 92

    4 дарского края Пластовое давление p пл, МПа (k а ) текущее Дебит газа Q г, тыс. м 3 / сут начальное начальный текущий Текущая депрессия p деп, МПа Коэффициент продуктивности К прод = 2 = Qã / päåï, 10 3 м 3 / (сут МПа 2 ) 18,8 11, ,6 38,5 (1,18) (0,72) ,6 1,2 402,8 222,2 28,2 14, , (1,13) (0,60) 328 0, ,2 18, , (1,17) (0,71) Таблица 3.3 Снижение продуктивности скважин после воздействия на продуктивный пласт с АНПД глинистым раствором плотностью 115 кг/ м 3 Месторождение k а Репрессия на пласт p реп, МПа Q г, тыс. м 3 / сут p деп, МПа K прод, 10 3 м 3 / (сут МПа 2 ) Уменьшение коэффициента продуктивности Каневское: скв. 1 0,72 7, ,9 17,1 2,25 скв ,3 7,4 54,43 скв ,0 16,0 13,15 Березанское: скв. 53 0,6 15, ,4 168,4 61,76 скв ,3 153,8 8,53 Майкопское, скв. 15 0,71 13, ,7 193,8 8,89 В современных сложных экономических условиях снижение продуктивности скважин в результате низкого качества вскрытия продуктивных пластов недопустимо. Сейчас задача заключается не только в том, чтобы сохранить естественную проницаемость ПЗП, но и улучшить продуктивную характеристику скважины уже на стадии ее заканчивания. Рассмотрим условия, обеспечивающие потенциальную продуктивность скважины на стадии вскрытия продуктивного пласта, в режиме депрессии и равновесия давлений в системе скважина пласт. 93

    5 3.2. УСЛОВИЯ ПОДДЕРЖАНИЯ СТАТИЧЕСКОЙ И ДИНАМИЧЕСКОЙ ДЕПРЕССИИ ВО ВСКРЫТОМ ИНТЕРВАЛЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА Основным фактором, обеспечивающим необходимые условия для бурения в режиме депрессии или равновесия давлений в системе скважина пласт, является плотность промывочной жидкости (бурового раствора, жидкости глушения и т.д.). В динамических условиях (при циркуляции) на значение гидродинамических потерь давления в кольцевом пространстве существенное влияние оказывает расход жидкости, ее реологические параметры (пластическая вязкость, статическое и динамическое напряжения сдвига) и значение кольцевого зазора между бурильной колонной и стенкой скважины. В соответствии с требованиями п Правил [6] плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов (ГНВП) должна определяться для горизонта с максиmax мальным градиентом пластового давления ( grad p ïë ) в интервале совместимых условий. max Обычно в кровлю горизонта с максимальным grad p ïë устанавливается башмак промежуточной или эксплуатационной колонны, и расчет депрессии или равновесия проводится на глубине залегания кровли этого пласта. При разработке технологии бурения на депрессии необходимо оценивать значения депрессии на кровлю пласта в статических (без циркуляции) и динамических условиях (при восстановлении циркуляции, промывке, СПО). В обоих случаях создаются различные условия для поддержания равновесия давлений в системе скважина пласт. На рис. 3.1 изображены возможные варианты статического и динамического равновесия давлений в системе скважина пласт, которые возникают при бурении на депрессии. В основу разработанных авторами вариантов положен принцип выбора статической депрессии на кровлю вскрываемого пласта. В этом случае динамическое равновесие давлений достигается либо на забое скважины (подошва пласта или вскрываемого массива горных пород), либо на некоторой текущей глубине Н и кровле пласта (см. рис. 3.1, а, в). Статическое равновесие давлений может возникнуть только на некоторой глубине Н кр Necessary cookie Accept

    docplayer.ru

    научная статья по теме О роли скин-фактора при зарезке боковых стволов в условиях репрессии и депрессии на пласт на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» Геофизика

    Цена:

    Авторы работы:

    Научный журнал:

    Год выхода:

    Текст научной статьи на тему «О роли скин-фактора при зарезке боковых стволов в условиях репрессии и депрессии на пласт на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»»

    УДК 622.276.344:622.276.6 © Коллектив авторов, 2009

    О роли скин-фактора при зарезке боковых стволов в условиях репрессии и депрессии на пласт на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»

    Р.Н. Шамгунов (ОАО «Сургутнефтегаз»),

    АЮ. Мосунов, к.г.-м.н., М.В. Мишарин (ТО «СургутНИПИнефть»),

    Е.В. Кульчицкий (КубГТУ)

    On the role of the skin factor at sideholes kickoff in conditions of repression and depression

    on a layer at Surgutneftegaz OAO fields

    R.N. Shamgunov (Surgutneftegaz OAO), A.Yu. Mosunov, M.V. Misharin (SurgutNIPIneft Tyumen branch),

    E.V. Kulchitskiy (Kuban State Technological University)

    The results of operation of sideholes, drilled with the depression on the layer during their kickoff, in comparable geological conditions are given. It is concluded, that the skin factor significantly affects the initial fluid flow rates in horizontal wells and sideholes virtually at all development targets of Surgutneftegaz OAO. The tendency of increasing this effect with the deterioration of reservoirs filtration properties is established. It is noted, that as a result of this the use of completion technology (without subsequent operations of killing of wells) on depression for the individual objects may be the main condition of their profitable development.

    Ключевые слова: боковые стволы, депрессия на пласт, репрессия на пласт, скин-фактор, дебит жидкости. Адреса для связи: Shamgunov_RN@surgutneftegas.ru; Mosunov_AY@surgutneftegas.ru; Misharin_MV@surgutneftegas.ru

    Капитальный ремонт скважин зарезкой боковых стволов (БС) как метод восстановления аварийного, бездействующего или действующего высокообводненного и низкоде-битного фондов скважин и повышения нефтеотдачи пластов приобретает все большее значение при разработке нефтяных месторождений, особенно на поздних стадиях. При отсутствии дополнительных затрат на капитальное строительство одни и те же скважины обеспечивают своевременную адаптацию системы отбора к меняющейся структуре остаточных запасов нефти. Это особенно актуально для низкопродуктивных и низкопроницаемых объектов разработки с трудноизвлекаемыми запасами нефти. К числу таких объектов на месторождениях ХМАО в первую очередь можно отнести верхнеюрский комплекс, содержащий около 13 % всех текущих извлекаемых запасов (категории А, В, С1, С2) [1]. При этом ресурсы нефти только пласта ЮС2, распространенного почти повсеместно на территории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» в Западной Сибири, по оценкам исследователей, еще 10 лет назад были сопоставимы с остаточными запасами нефти категорий А и В [2].

    В современной практике нефтедобычи для довыработки таких запасов, кроме боковых стволов, широко применяются горизонтальные скважины (ГС), в том числе многоствольные, и разнообразные технологии гидроразрыва пласта (ГРП) как индивидуально, так и комбинированно. Как показывает практика, целесообразность и эффективность каждого метода зависят от конкретных условий применения. Например, для пластов ачимовской пачки сортымской свиты эффективность горизонтальных скважин, боковых стволов и ГРП по начальным дебитам жидкости примерно одинакова (табл. 1, здесь и далее относительные начальные дебиты нефти обычных боковых стволов по группам пластов были взяты за единицу).

    Начальные дебиты нефти скважин с ГРП в данном случае ниже, чем у горизонтальных скважин и боковых стволов за счет более высокой начальной обводненности. Сравнение показателей в среднем за период показывает явное преимущество горизонтальных скважин, однако это во многом объясняется тем, что они начали применяться раньше, чем боковые стволы и соответственно в среднем в более лучших условиях с точки зрения на-

    Продуктивный объект Вид воздей- Выборка скважин Кратность изменения после воздействия дебита Обводненность, % Средняя кратность изменения дебита Средняя продолжительность

    ствия жидкости нефти жидкости нефти воздействия, сут

    ГС 108 1,06 1,04 22,8 1,41 1,47 1253

    Ачимовская свита БС 353 1,00 1,00 21,2 1,00 1,00 1356

    ГРП 387 1,02 0,67 48,7 1,03 0,70 1373

    ГС 58 0,68 0,73 17,9 0,69 0,77 1252

    Пласт ЮС2 БС 183 1,00 1,00 22,4 1,00 1,00 1216

    ГРП 612 1,04 0,86 35,7 0,92 0,79 899

    чального запаса пластовой энергии. В то же время для пласта ЮС2 эффективность боковых стволов по начальным дебитам жидкости сопоставима со скважинами с ГРП и существенно выше, чем горизонтальных скважин, а по дебитам нефти превышает скважины с ГРП из-за более высокой обводненности последних. С учетом того, что горизонтальные скважины в отличие от большинства боковых стволов полностью цементируются в интервале фильтра и в общем случае испытывают более продолжительное действие растворов глушения, отмеченные факты потребовали детального анализа роли скин-фактора.

    Для определения влияния степени загрязнения приствольной зоны горизонтальной скважины или горизонтального участка бокового ствола на дебит скважины рассчитаем дебит при скин-факторе, изменяющемся от 0 до 100. Для этого воспользуемся уравнением притока к горизонтальной скважине [3]

    naukarus.com

    МАТЕРИКОВАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

    ВЫЗОВ ПРИТОКА И ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН

    Вызов притока — технологический процесс снижения противодавления на забое простаивающей скважины, ликвидации репрессии на пласт и создания депрессии, под действием которой начинается течение флюида из пласта в скважину.

    Освоение скважины — комплекс технологических и организационных мероприятий, направленных на перевод простаивающей по той или иной причине скважины в разряд действующих.

    Основной целью вызова притока и освоения является снижение противодавления на забое скважины, заполненной специальной жидкостью глушения, и искусственное восстановление или улучшение фильтрационных характеристик призабойной зоны для получения соответствующего дебита или приемистости.

    Физические основы процессов

    Рассмотрим скважину заполненую до устья жидкостью глушения. Давление, создаваемое столбом этой жидкости на забой скважины, определится из соотношения:

    Если давление на забое больше пластового давления Рзаб > Рпл , то на пласт действует репрессия ΔРр = Рзаб — Рпл.

    Под действием этой репрессии часть жидкости глушения может поглощаться пластом. Процесс снижения противодавления на пласт может быть осуществлен разными техническими средствами; при этом возможны следующие последовательно реализуемые варианты изменения забойного давления:

  10. Рост забойного давления до максимальной величины Рзаб макс — первая фаза вызова притока, при которой поглощение пластом жидкости глушения возрастает.
  11. Снижение забойного давления до величины пластового давления (Рзаб = Рпл) — вторая фаза вызова притока, при которой поглощение пластом жидкости глушения снижается до нуля.
  12. Снижение забойного давления ниже величины пластового и создание определенной депрессии — третья фаза вызова притока: ΔР = Рзаб — Рпл.
  13. Таким образом, первая и вторая фазы — фазы поглощения, а третья — фаза притока; физические основы вызова притока и освоения скважины заключаются в исследовании степени и характера изменения противодавления на пласт, что связано с необходимостью проведения ряда гидродинамических расчетов технологических процессов вызова притока и освоения.

    Критерии выбора метода вызова притока

    Так как возможности и техническая реализация известных методов вызова притока и освоения существенно различаются, выбор наилучшего для конкретных условий зависит от следующих критериев:

  14. Величина пластового давления:
    • с нормальным пластовым давлением (давление равно гидростатическому, вычисленному при плотности воды ρв = 1000 кг/м 3 );
    • с пониженным пластовым давлением (давление ниже гидростатического) или с аномально низким пластовым давлением;
    • с повышенным пластовым давлением (давление выше гидростатического) или с аномально высоким пластовым давлением.
    • Коэффициент проницаемости призабойной зоны скважины, насыщенной различными флюидами:
      • с низкой проницаемостью;
      • с хорошей проницаемостью.

При этом необходимо учитывать изменение проницаемости в течение всего периода времени от первичного вскрытия до начала вызова притока.

  • Механическая прочность коллектора:
    • рыхлые, слабосцементированные породы;
    • крепкие, хорошосцементированные породы.
    • Фильтрационные характеристики призабойной зоны (коэффициенты подвижности k / μ и гидропроводности kh / μ).
    • Имеющиеся в распоряжении технические средства снижения забойного давления.
    • Учет вышеприведенных основных критериев при выборе метода вызова притока позволит получить наилучший технико-экономический эффект.

      Методы и способы вызова притока и освоения сквважин

      Известна следующая классификация методов вызова притока и освоения скважин:

      1. Метод облегчения столба жидкости в скважине (жидкости глушения).
      2. Метод понижения уровня.
      3. Метод «мгновенной» депрессии.
      4. Общая характеристика методов вызова притока и освоения сводится к рассмотрению изменения забойного давления в функции времени, а условия эффективного применения определяются совокупностью параметров, отражающих геологические, технологические, технические и организационные факторы с учетом известных критериев.

        Метод облегчения столба жидкости в скважине

        В период времени t > t2 реализуется 3 фаза — фаза притока жидкости из пласта за счет создания депрессии ΔP.

        Известны следуюшие способы реализации метода облегчения столба жидкости в скважине:

      5. промывки (прямая, обратная, комбинированная; промывки осуществляются различными жидкостями);
      6. закачка газообразного агента (газлифт);
      7. с помощью струйных аппаратов;
      8. с применением двухфазных пен;
      9. пенами с использованием эжекторов;
      10. Метод понижения уровня

        Особенностью данного метода является отсутствие первой фазы, что делает его предпочтительнее, благодаря меньшему «загрязнению» ПЗС в период вызова притока.

        К методу понижения уровня относятся:

      11. тартание желонкой;
      12. свабирование;
      13. с помощью воздушной подушки;
      14. с использованием пусковых клапанов;
      15. поинтервальное снижение уровня в скважине;
      16. применение газообразных агентов;
      17. понижение уровня глубинным насосом.
      18. Тартание желонкой — не только способ вызова притока и освоения, но и исторический способ эксплуатации скважин с очень низкими пластовыми давлениями. Осуществляется желонкой, представляющей собой отрезок толстостенной трубы (как правило, бурильной), в нижней части которой имеется обратный клапан. Спускается в скважину на канате с помощью лебедки. Так как объем желонки невелик, то процесс вызова притока тартанием достаточно медленный. Работа проводится при открытом устье, что представляет определенную опасность, особенно при фонтанных проявлениях. Спуск желонки, как правило, проводится в обсадную колонну.

        Метод «мгновенной» депрессии

        Особенностью данного метода является кратковременность второй фазы (t1 — t2)

        К методу «мгновенной» депрессии относятся:

        • способ падающей пробки;
        • задавка жидкости глушения в пласт.
        • Задавка жидкости глушения в пласт — при этом вся или большая часть жидкости глушения залавливается в пласт за счет подключения компрессора, давление которого воздействует на уровень жидкости глушения. Когда расчетный объем жидкости глушения поглощен пластом, компрессор отключается и давление в газонаполненной части скважины резко снижается (стравливание давления газа в атмосферу). При этом существенно снижается и забойное давление, провоцируя поступление флюидов из пласта в скважину.

          proofoil.ru