Как вызвать приток нефти в скважину

Обновлено: 07.07.2024

27. Освоение скважин. Методы освоения нефтяных и газовых скважин.

Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта.

Вызов притока из пласта осуществляют снижением забойного давления. Выбор способа вызова притока из пласта базируется на следующей исходной информации: глубина скважины (искусственный забой); диаметр обсадной колонны; диаметр колонны насосно – компрессорных труб (НКТ); глубина спуска НКТ; пластовое давление; пластовая температура; проницаемость пласта; сведения об эксплуатационных особенностях пласта – коллектора; сведения о загрязненности призабойной зоны пласта. В настоящее время используются следующие способы вызова притока из пласта: замена на раствор меньшей плотности; замена на газированную жидкость; замена на пену; снижение уровня жидкости в скважине. На основе выбора способа вызова притока получают ответы на следующие вопросы: режимные показатели процесса (забойное давление и депрессия на пласт, темп снижения забойного давления, производительность агрегатов и давление нагнетания рабочих агентов, продолжительность процесса); технические средства (номенклатура и количество); реагенты и материалы (номенклатура и количество); стоимость работ.

Последнее мероприятие перед сдачей скважины в эксплуатацию — вызов притока жидкости из пласта. Приток жидкости в скважину возможен только в том случае, когда давление на забой в скважине меньше пластового. Поэтому все работы по освоению скважин заключаются в понижении давления на забой и очистке забоя от грязи, глинистого раствора и песка. Эти работы осуществляются различными способами в зависимости от характеристики пласта, пластового давления, количества газа, содержащегося в нефти, и технической оснащенности.

Для каждой скважины, подлежащей испытанию, должен составляться план с учетом технологических регламентов на эти работы. В плане должны быть указаны: количество объектов испытания, их геолого-геофизические характеристики, интервалы и плотность перфорации, тип перфоратора, порядок вызова притока в зависимости от коллекторских свойств пластов, конструкция скважин, пластовое давление и температура, допустимый предел снижения давления в эксплуатационной колонне, схемы оборудования лифта и устья, данные об объемах и методах исследования. План должен утверждаться главным инженером и главным геологом объединения, треста, управления геологии.

На газовых, газоконденсатных скважинах с АВПД план по испытанию или опробованию пластов должен согласовываться с военизированной службой по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов. Испытание или опробование пластов должно проводиться при наличии акта готовности скважины к выполнению этих работ. Вызов притока и очистка забоя при освоении фонтанных скважин производятся промывкой скважины, нагнетанием в скважину сжатого воздуха (или газа), свабированием или комбинацией этих способов. При промывке глинистый раствор, находящийся в скважине, заменяется водой или нефтью. Благодаря этому давление на забой уменьшается, а также происходит очистка его от глинистой корки и грязи. Промывку осуществляют при собранной арматуре на устье скважины со спущенными в нее до фильтра насосно-компрессорными трубами. Эти трубы после промывки остаются в скважине для эксплуатационных целей.

Часто скважины осваиваются при помощи сжатого воздуха (или газа). При этом в межтрубное пространство (между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами) компрессором нагнетается сжатый воздух (или газ), вытесняющий жидкость в насосно-компрессорные трубы. В этом случае трубы спускают не до фильтра, а только до глубины, с которой давлением, создаваемым компрессором, можно продавить жидкость. Жидкость в трубах газируется, плотность ее уменьшается, уровень смеси газа и жидкости повышается до выкида и наступает выброс. При дальнейшем нагнетании газа или воздуха в межтрубное пространство плотность жидкости в трубах еще больше уменьшается, что влечет за собой снижение давления на забой и поступление нефти из пласта в скважину.

Главный недостаток этого способа освоения скважины — большое и быстрое снижение уровня жидкости в скважине, вызывающее усиленный приток жидкости из пласта, что ведет к образованию мощных песчаных пробок, прихвату насосно-компрессорных труб и т. д.

При освоении скважин поршневанием в спущенные до фильтра насосно-компрессорные трубы спускают на стальном канате поршень или, как его иначе называют, сваб, имеющий клапан, открывающийся вверх. Поршень свободно погружается в жидкость, при подъеме же его вверх клапан закрывается и весь столб жидкости, находящейся над поршнем, выносится на поверхность.

При непрерывномпоршневании уровень жидкости, заполняющей скважину, будет постепенно понижаться. В конце концов пластовое давление превысит давление столба жидкости в скважине и пласт начнет работать. Вызов притока (независимо от способа) на фонтанных скважинах должен производиться при собранной фонтанной арматуре.

Освоение скважин, вскрывших пласт с низким давлением, начинают с промывки забоя водным раствором специальных химических реагентов или нефтью. Не рекомендуется промывать забой чистой технической водой, так как в этом случае вода чрезвычайно вредно действует на коллектор и затрудняет получение притока. Затем приступают к возбуждению пласта тартанием при помощи желонки. Это длинное узкое ведро с клапаном в днище, которое спускают в скважину на стальном канате. Многократным спуском желонки скважину очищают от грязи, и столб жидкости в ней постепенно замещается нефтью, поступающей из пласта. После выполнения предприятием, ведущим бурение, плана работ по испытанию эксплуатационной скважины на приток, независимо от полученных результатов, скважина передается промыслу для эксплуатации или для проведения дополнительных работ по ее освоению. Передача оформляется соответствующим актом.

Несколько иначе обстоит дело при бурении разведочных скважин. В этом случае предприятие, ведущее бурение, производит испытание всех пластов (горизонтов), вскрытых скважиной и представляющих интерес с точки зрения нефтегазоносности. Испытание осуществляется снизу вверх. В случае ограниченности притока окончательная оценка промышленной нефтегазоносности производится по результатам испытания после применения известных методов обработки призабойной зоны или сочетания их. При этом рекомендуются следующие методы воздействия на призабойную зону пласта:

а) гидроструйная перфорация;

б) метод переменных давлений для устойчивых коллекторов всех типов;

в) кислотная обработка для коллекторов, представленных карбонатными породами, а также песчаниками с большим содержанием карбонатного цемента;

г) термокислотная обработка для коллекторов, представленных доломитами, доломитизированными известняками или песчаниками с карбонатным цементом, когда обычная кислотная обработка недостаточно эффективна;

д) гидравлический разрыв для устойчивых коллекторов всех типов или гидрокислотный разрыв для коллекторов, представленных карбонатными и карбонизированными породами.

МАТЕРИКОВАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

Пеной называется двухфазная система, состоящая из раствора поверхностно-активного вещества и газа (воздуха). В нефтепромысловой практике для вызова притока и освоения скважины используются пены на основе водного раствора ПАВ (например, сульфанола) и воздуха (газа). Основной особенностью пены является возможность регулирования в широких пределах ее плотности.

Принципиально возможно получение пены по двум технологиям:

Приготовление пены на поверхности - затем ее закачивают в скважину (широко применяется в настоящее время).
Приготовление пены в скважине - закачивают в скважину раздельно растворы ПАВ и газ.

Для приготовления пены на поверхности используется специальное устройство, называемое аэратором, на вход которого подают растворы ПАВ и газ, а на выходе получают пену.

Сущность способа двухфазных пен

Применение пен обусловлено низким пластовым давлением, что в случае замены раствора на воду может привести к ее поглощению. Известно, что двухфазные пены в условиях скважины могут иметь малую плотность. Такие пены обычно используют в качестве промывочного агрегата при разбуривании поглощающих горизонтов, вскрытии продуктивных пластов. Установлено, что использование пены пригодно для выноса воды из скважины, удаления закупоривающих материалов из пласта. В то же время пена может быть легко разрушена на поверхности.

Метод освоения скважины с применением двухфазных пен является очень эффективным вследствие лучшей очистки зафильтровой зоны от продуктов кольматации, шлама, а также продуктов реакции кислоты с породой.

Пены состоят из жидкости, воздуха (газа) и пенообразователя. Жидкость, используемая для образования двухфазной пены, не должна допускать набухания глинистых частиц в призабойной зоне, поэтому для указанных целей необходимо применять пластовую воду, предварительно проверенную на образцах породы коллектора.

В качестве пенообразователя применяют различные ПАВ :

Технологическая схема вызова притока из пласта при применении двухфазной пены включает следующие операции:

Спускают НКТ до глубины на 2 - 3 м выше нижних перфорационных отверстий.
Обвязывают устье скважины с наземным цементировочным агрегатом и компрессором через аэратор.
Нагнетают пену в затрубное пространство между эксплуатационной колонной и НКТ для замены всего столба жидкости в скважине.
Первичную порцию пены получают при малых степенях аэрации (10 - 20 м 3 /м 3 т.е. 10 - 20 м 3 воздуха на 1 м 3 водного раствора ПАВ ), чтобы разность между плотностью жидкости в НКТ и пены в затрубном пространстве была минимальной.
Постепенно повышают степень аэрации, что вызывает постепенное уменьшение давления на забое скважины (при степени аэрации 150 - 160 м 3 /м 3 среднюю плотность пены доводят до 100-120 кг/м 3 ).
После достижения забойного давления 4 - 5 МПа необходимо прекратить циркуляцию пены на 2 - 3 ч для определения возможного притока из пласта.
Если притока нет, то циркуляцию пены восстанавливают, продавливают ее в пласт в количестве 5-10 м 3 с выдержкой в пласте в течение 3 - 4 ч, после чего восстанавливается циркуляция при максимальных степенях аэрации.
Получив приток, обеспечивают очистку скважины от шлама и исследуют ее на приток.

Расчет способа двухфазных пен

называется отношение объемного расхода газа при стандартных условиях V_г.ст к объемному расходу жидкости (раствора ПАВ ) Q_ж:

Объемное расходное газосодержание β_г характеризуется отношением объемного расхода газа V_г к объемному расходу смеси (V_г + Q_ж):

Выразим V_г через другие известные параметры:

После подстановки получим окончательное выражение для объёмного расходного газосодержания:

Введем понятие истинного газосодержания φ_г как отношение объема газа к объему жидкости. Взаимосвязь истинного газосодержания с объемным расходным газосодержанием запишем в виде:

где знак «+» используется при нисходящем потоке пены, а знак «» - при восходящем потоке.

Плотность образующейся пены определяется из соотношения:

Плотность газа можно выразить через плотность газа при стандартных условиях следующим образом:

После подстановки полуим выражение для определения плотности образующейся пены в окончательном виде:

Основным рассчитываемым параметром при закачке пены является давление закачки Р_з. Для этого предварительно необходимо рассчитать:

Объемный расход пены определится из соотношения:

Давление при прямой закачке рассчитывается так:

Давление при обратной закачке опрежедится следующим образом:

Сущность способа вызова притока пенами с использованием эжекторов

Данную технологию применяют при вызове притока в разведывательных и эксплуатационных скважинах, пластовое давление которых равно гидростатическому или меньше него. Суть технологии вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов заключается в приготовлении двухфазных пен, замене ими воды, за счет чего создается необходимая величина депрессии.

Применение эжектора для приготовления пен позволяет использовать компрессоры пневматической системы буровых установок как источник сжатого воздуха. Можно использовать и передвижные компрессоры высокого давления. Основные факторы, обеспечивающие условия взрывобезопасности при освоении скважин с помощью этого технологического процесса по сравнению с технологией освоения скважин путем вытеснения жидкости сжатым воздухом, следующие:

уменьшение вероятности внутрискважинного горения вследствие использования в качестве рабочего агента пены;
использование сжатого воздуха низкого давления.

Для освоения скважины необходимо следующее оборудование (устье скважины оборудуют согласно проекту на ее сооружение):

передвижной компрессор (УКП-80, КПУ 16/100 и др.) или компрессоры пневматической системы буровой установки (КТ-6, КТ-7, КСЕ-5М);
цементировочный агрегат ЦА-320М с диаметром цилиндровых втулок не более 115 мм;
дополнительный цементировочный агрегат ЦА-320М для подачи воды (в отсутствие действующего водонапорного водопровода);
в зимний период в отсутствие котельной установки - промысловая паровая передвижная установка ППУА-1200/100;
манометр показывающий класса 2,5 с границей измерения до 40 МПа по ГОСТ 2405-80;
эжектор жидкостно-газовый ЭЖГ-1;
в случае использования передвижных компрессоров эжектор должен быть укомплектован насадкой с диаметром выходного отверстия 5,6 мм, камерой смешения с диаметром цилиндрической части 10 мм (расстояние между ними 10 мм).

Для приготовления пенообразующих жидкостей необходимо использовать следующие материалы:

техническую воду;
поверхностно-активные вещества - сульфонол по ТУ 6-01-862 - 73; ОП-7; ОП-10 по ГОСТ 8433 - 81 и др.

Перед проведением процесса вызова притока следует спустить в скважину лифтовую колонну на глубину, при которой ее башмак размещается на 5-10 м выше интервала перфорации.

Перед началом процесса вызова притока устье скважины оборудуют трубопроводами и арматурой таким образом, чтобы обеспечить возможность закачивания пены в межтрубное пространство и одновременно выброс жидкости из трубного пространства скважины, а также возможность совершения самоизлива пены из межтрубного и трубного пространства одновременно.

Требования к оборудованию и процессу при использовании эжекторов

Обвязку эжектора следует выполнить таким образом, чтобы его боковой патрубок с обратным клапаном был направлен вертикально вниз.

При использовании компрессоров буровой установки сжатый воздух следует подводить к эжектору по резиновому шлангу с внутренним диаметром не менее 25 мм или на быстроразборном трубопроводе с НКТ .

При кустовом бурении подвод воздушной линии от действующей буровой к группе осваиваемых скважин целесообразно осуществлять заранее в период их обвязывания с коллектором. Конец воздухопровода следует подвести к центру группы скважин и оборудовать его запорным вентилем.

Параметры вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов выбирают исходя из необходимости создания требуемого снижения забойного давления (депрессии) и имеющегося компрессорного оборудования.

При использовании в качестве источника сжатого газа передвижных компрессоров в зависимости от значения рз может быть выполнен полный цикл закачивания пены с выходом ее на устье через трубное пространство с последующим самоизливом или частичный цикл с последующим самоизливом. В последнем случае пена закачивается на необходимую глубину в межтрубное пространство, не доходя до башмака колонны НКТ .

В обоих случаях процесс закачивания пены выполняется при постоянной степени аэрации, чтобы обеспечить заранее определенное начальное значение давления пенообразующей жидкости, подаваемой в эжектор.

При использовании в качестве источника сжатого воздуха компрессоров буровой установки в зависимости от значения забойного давления может быть выполнен полный или частичный цикл закачивания пены в скважину с последующим самоизливом, а также два цикла закачивания пены с самоизливом после каждого из них. В этом случае пена подается в скважину при изменяющейся степени ее аэрации, а заданный режим работы эжектора обеспечивается созданием полного начального значения давления ПАВ .

Схема обвязки наземного оборудования и устья скважины

Пневматическим способом опрессовывается выкидной воздухопровод на максимальное рабочее давление компрессора, после чего открываются задвижки 15, 6, 7 и закрываются задвижки 8, 5, 13.

С помощью насоса цементировочного агрегата пенообразующая жидкость подается в эжектор. После этого подается воздух в эжектор от компрессора. При использовании компрессоров буровой установки давление воздуха на входе в эжектор должно находиться в пределах от 0,7 до 0,8 МПа. При использовании передвижных компрессоров давление воздуха на входе в эжектор устанавливается произвольно в пределах от 1-2 МПа в начале процесса закачивания пены в скважину и до 2 - 6 МПа в конце процесса. Указанные значения давлений воздуха определяются давлением закачивания жидкости и типами компрессоров.

После заполнения скважины пеной в рассчитываемом объеме, промывки скважины пеной (или при закачке пены в межтрубное пространство при частичном цикле) следует закрыть задвижку 15, открыть задвижку 8 и выполнить на протяжении не менее 1,5 ч самоизлив пены по трубопроводу 10 в накопительную емкость 11.

При наличии притока нефти или газа из трубного пространства закрывается задвижка 6, и после вытеснения пены из межтрубного пространства закрывается задвижка 8, отсоединяется трубопровод 10, устанавливается на место его подключения к устью скважины заглушка 9, и открываются задвижки 6, 7, 13, направляя продукцию скважины в коллектор. В случае применения передвижного компрессора в отсутствие притока нефти или газа после самоизлива пены на протяжении 1,5 ч необходимо продолжить ее самоизлив до его окончания.

В случае применения компрессоров буровой установки в отсутствие притока нефти и газа после выполнения первого цикла закачивания пены и ее самоизлива в течение 1,5 ч необходимо совершить второй цикл закачки и самоизлив пены до его окончания.

Если приток не получен, то скважину оставляют с открытыми задвижками на трубном и межтрубном пространствах в ожидании притока в течение 36 ч.

Если повторные промывки пеной не дают результата, то следует применить другие методы искусственного воздействия на призабойную зону для интенсификации притока.

Требования безопасности при использовании эжекторов

Необходимо строго выполнять правила безопасного проведения работ.

Вызов притока из скважины следует проводить по плану, утвержденному главным инженером и главным геологом управления буровых работ. Работники и инженеры должны быть обучены правилам проведения работ при освоении скважин. Каждая смена производственного персонала должна быть проинструктирована о мерах безопасности при выполнении каждой конкретной операции.

При размещении в зоне скважины техники необходимо учитывать и направление ветра.

Расстояние между объектами должно быть следующим:

от передвижной техники до устья скважины и приемной емкости - не менее 25 м;
от компрессора до других агрегатов - не менее 10 м;
от культбудки до устья скважины - не менее расстояния, равного высоте вышки плюс 10 м.

Запрещается работа с эжектором без обратного клапана или с негерметичным обратным клапаном на боковом патрубке для подачи воздуха. При отрицательных температурах следует применять подогретую пенообразующую жидкость. Воздухопровод после сборки страхуется стальным тросом диаметром не менее 5 мм. Трос прикрепляют к воздухопроводу хомутами, размещенными на расстоянии 200 мм от его соединения. Концы троса крепят к стационарным якорям.

При опрессовке обвязки все люди должны быть удалены из опасной зоны.

Во время всего процесса вызова притока на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и от накопительной емкости запрещаются проведение работ, не связанных с процессом освоения скважины, пользование открытым огнем, пребывание посторонних людей, наличие техники, не оборудованной искрогасителями на выхлопных трубах.

Не допускается попадание пены в источники питьевой воды.

В периоды самоизлива пены и ожидания притока запрещается оставлять скважину закрытой, чтобы не создать условия для образования сжатой взрывоопасной смеси при разрушении пены.

МАТЕРИКОВАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

Вызов притока достигают путем уменьшения уровня жидкости в скважине в результате использования энергии сжатого воздуха.

В затрубное пространство компрессором нагнетают воздух, вследствие чего образуется воздушная подушка высотой Н_в.п. Потом компрессор отключают и с помощью цементировочного агрегата закачивают в затрубное пространство определенный объем воды (в зависимости от запланированной глубины снижения уровня). Воду закачивают с такой скоростью, чтобы пузырьки воздуха не могли перемещаться вверх и накапливаться в затрубном пространстве около устья скважины. К моменту прекращения нагнетания воды ее столб над воздушной подушкой достигает высоты Н_в. Суммарная высота столба жидкости и столба сжатого воздуха должна быть больше глубины снижения уровня в скважине, необходимого для получения притока из продуктивного пласта. После прекращения подачи воды затрубное пространство на устье быстро соединяют с атмосферой, и жидкость, содержащаяся над воздушной подушкой, под действием энергии сжатого воздуха выбрасывается из скважины.

Глубину снижения уровня жидкости в скважине, изменяющуюся в диапазоне от 400 до 1600 м, можно определить из таблицы справа по заданному максимальному давлению, создаваемому компрессором, и количеству воды, нагнетаемому в кольцевое пространство.

Если условия вызова притока отличаются от приведенных в таблице, то используют формулу:

Уровень жидкости над воздушной подушкой определяется объемом закачанной жидкости и площадью внутреннего сечения колонны:

Высота воздушной подушки зависит от давления воздуха в кольцевом пространстве перед нагнетанием воды:

Чтобы пузырьки воздуха не могли двигаться навстречу потоку, производительность насоса во время нагнетания воды должна удовлетворять следующему условию:

Вызов притока с использованием пусковых клапанов

В случае применения нескольких пусковых клапанов после первого выброса жидкости отверстие в первом клапане перекрывают (например, с помощью канатной техники), а уровень жидкости в затрубном пространстве понижают до уровня размещения следующего клапана.

Число пусковых клапанов зависит от значения депрессии, которую необходимо получить для вызова притока пластовой жидкости.

Расстояние от устья скважины до места размещения первого клапана определяется из соотношения:

Клапан следует крепить на 20 - 25 м выше рассчитанного уровня.

Глубину размещения второго сверху (и последующих) клапанов определяют из соотношения:

Глубина размещения нижнего клапана не должна быть меньше, чем уровень, обеспечивающий вызов притока в скважину. При определении уровня размещения клапанов уровень жидкости, содействующий притоку в скважину, может быть задан непосредственно через депрессию на пласт, которую необходимо создать:

Поинтервальное снижение уровня в скважине

В этом случае насосно-компрессорные трубы спускают на глубину 750 - 800 м, исходя из того, что гидростатическое давление столба жидкости и сопротивление движению ее и воздуха не превышали 8 МПа (рабочее давление компрессора УКП-80). В кольцевое пространство компрессором нагнетают газ или воздух, вытесняющий жидкость в колонну НКТ . Нагнетание газа или воздуха продолжают до полного вытеснения жидкости в интервале спуска НКТ . Если скважина не начала фонтанировать, а уровень жидкости поднимается медленно, то доопускают НКТ на определенную глубину или до кровли пласта.

В условиях подачи компрессора УКП-80 (расход до 8 м 3 /мин) время продувки сжатого воздуха при испытаниях скважин увеличивается. Это более всего проявляется при испытании глубоко залегающих пластов с низкими пластовыми давлениями, когда требуется значительное снижение уровня жидкости в скважине.

во время очередного наращивания труб возможны фонтанные проявления;
пусковые давления, возникающие перед продувкой, могут вызывать поглощение жидкости в пласт;
скважина может начать работать до того, как башмак НКТ достигнет фильтрационных отверстий.

В связи с этим такой способ применяют крайне редко.

Снижение уровня в скважине поршневанием (свабирование)

Уровень жидкости в скважине снижают с помощью специального поршня (сваба) с обратным клапаном, допускающим переток жидкости через поршень только в одном направлении при спуске его в скважину. Диаметр поршня выбирают по диаметру труб с минимальным зазором.

Этот способ освоения скважин используют при спущенных в скважину насосно-компрессорных трубах и установленной на устье фонтанной арматуре.

Применение газообразных агентов

Применение газообразных агентов - наиболее перспективное направление развития метода снижения уровня в скважинах. При этом способе освоения обеспечиваются простота и надежность контроля и регулирования процесса в широких пределах расходов и давлений. Газообразные агенты могут обеспечивать быстрое опорожнение глубоких скважин, быстрое и резкое или медленное и плавное снижение давления в скважине, дренирование пласта с подпиткой сжатым газом для обеспечения фонтанирования и др.

Сначала в качестве газообразных агентов повсеместно применяли воздух. Однако практикой освоения и исследования скважин выявлены серьезные недостатки при использовании передвижных воздушных компрессоров. Закачка воздуха в скважину с помощью последних часто приводит к взрывам, которые, как правило, сопровождаются травмированием людей, создают условия для открытого фонтанирования скважин, причиняют значительный материальный ущерб народному хозяйству. После аварий многие скважины обычно ликвидируются из-за невозможности их восстановления.

Основная причина аварий - нарушение технологии работ (закрытие скважины со сжатым воздухом на длительное время и последующий спуск или подъем глубинных приборов в ней, зажигание факела при продувке скважины воздухом); 30 % аварий - результат выпуска газовоздушной смеси из скважины в атмосферу или перепуска ее из скважины в замкнутую полость в устьевом оборудовании (лубрикатор, манифольдная линия) от разряда статического электричества и ударной волны сжатия. Аварии возникали также в связи с нарушением технологии вызова притока - закрытия скважины со сжатым воздухом на длительное время, приводящего к образованию взрывчатой смеси в больших объемах и под высоким давлением.

Для устранения этой группы аварий необходимо сразу же после окончания закачки удалить воздух из скважины. Поскольку определенное количество взрывчатой смеси образуется в процессе закачки воздуха, удалять ее из скважины следует через специальное устройство в целях исключения возможности воспламенения от разряда статического электричества, ударного сжатия и открытого огня.

Более 50 % аварий происходило в процессе закачки воздуха в скважину в результате самовозгорания нагаромасляных отложений в коммуникациях компрессора, а также самовозгорания пирофорных соединений сульфидов железа в оборудовании скважины.

Образование нагаромасляных отложений и их самовозгорание обусловливаются применением некачественного компрессорного масла, нарушением правил эксплуатации и обслуживания компрессоров, а также недостатками самих компрессоров (отсутствие холодильника и маслоотделителя после четвертой ступени сжатия). В связи с этим практически полное устранение этой группы аварий не представляется возможным. В скважинах, в которых вследствие сероводородной коррозии образуются пирофорные отложения, опасность взрыва при обработке компрессором еще более усугубляется.

Следовательно, применение способа вызова притока жидкости из нефтяных скважин с помощью передвижных воздушных компрессоров не отвечает требованиям охраны труда и охраны природы. Отсюда возникает необходимость отказаться от этого способа и перейти к безопасных методам вызова притока жидкости с использованием в качестве рабочего агента инертных газов, в частности азота. До внедрения безопасных способов освоения скважин с помощью инертных газов можно допустить освоение воздушной пеной с использованием передвижного компрессора.

Опыт объединения «Укрнефть» показывает, что технические и технологические вопросы, связанные с переходом на освоение скважин с помощью азота, в принципе решены. В качестве транспортного и технологического оборудования предложена выпускаемая Одесским заводом установка АГУ-8К, применяемая в химической промышленности для транспортирования и газификации жидкого азота.

Применение азотных газификационных установок предусматривается при освоении скважин, содержащих сероводород, в условиях малопроницаемых коллекторов и низких пластовых давлений, в зоне влияния подземного горения и других случаях, где существующие методы освоения малоэффективны и не обеспечивают взрывобезопасности работ, а также при освоении скважин в суровых климатических условиях при температурах окружающего воздуха от -30 до +50°С.

Технология вызова притока нефти и газа из пласта с использованием передвижных азотных газификационных установок заключается в том, что газообразный азот или газированная им жидкость (пена) нагнетаются в скважину и замещают находящуюся в ней жидкость (буровой раствор, воду или нефть). В результате регулирования плотности закачиваемой в скважину системы и использования упругих свойств газа и пены по мере их удаления из скважины противодавление на пласт можно снизить в необходимых пределах.

Область применения различных азотосодержащих циркуляционных агентов (газообразного азота, газированной им жидкости - пены) для вызова притока нефти и газа из пласта зависит от геолого-технических и других условий освоения скважин.

Для создания глубоких депрессий на пласт, вплоть до осушения глубоких скважин (если это допустимо), при плавном темпе снижения забойного давления целесообразно комбинированное применение азотосодержащих систем: последовательная в один цикл и более промывка скважин газированной азотом жидкостью (пеной), которая при необходимости может быть вытеснена из скважины азотом.

Снижение уровня в условиях аномально низкого пластового давления

Нефтеносные пласты встречаются на большой глубине, но с пластовыми давлениями ниже гидростатического на 14 - 15 МПа. В таких скважинах уровень жидкости устанавливается значительно ниже устья.

Вызвать приток из такого пласта обычным методом очень трудно, а иногда и невозможно. Во время работы компрессора, например, создается дополнительное противодавление на пласт, вследствие чего поглощается жидкость, уровень ее в обсадной колонне снижается, и компрессор работает, не выполняя своей роли.

Естественно, что чем ниже уровень жидкости в скважине, тем труднее дренировать пласт и получать из него устойчивый приток флюида. Для вызова притока из пласта с низким пластовым давлением необходимо применять особые технологические приемы, при которых повышение уровня в скважине не вызовет повышения давления на забой.

Рассмотрим технологическую схему вызову притока и дренирования пласта при испытании глубокой скважины с низким пластовым давлением и хорошей проницаемостью пласта. В этом случае вызов притока из пласта осуществляется с подачей воздуха в скважину по схеме обратной и прямой промывки. В первом случае (I) предусмотрено использование пакера.

Воздух от компрессора, подаваемый в насосно-компрессорные трубы, вытесняет жидкость из них сквозь отверстия или клапаны в затрубное пространство, но при этом давление нагнетания не передается на пласт. Вследствие большой разности объемов труб и затрубного пространства уровень жидкости в затрубном пространстве незначительно поднимается, поэтому поглощение не возникает. Как только к первой пусковой муфте (клапану) подойдет воздух и войдет в затрубное пространство, в нем начинается аэрация жидкости, что приводит к уменьшению давления на пласт.

Приток нефти и газа

Приток нефти и газа – это течение нефти и газа к скважинам в результате установления на забое скважин давления меньшего, чем в продуктивном пласте.

Приток не всегда поддается расчету.
При геометрически правильном размещении скважин (линейные или кольцевые ряды скважин и правильные сетки), а также при ряде допущений (постоянство толщины, проницаемости и других параметров) удается аналитически рассчитать дебиты этих скважин при заданных давлениях на забоях или, наоборот, рассчитать давление при заданных дебитах.
Однако вблизи каждой скважины в однородном пласте течение жидкости становится близким к радиальному.
Это позволяет широко использовать для расчетов радиальную схему фильтрации с расчетом скорости согласно закону Дарси.

Освоение скважин

После бурения, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны призабойная зона скважины (ПЗП), особенно поверхность вскрытой части пласта, бывает загрязнена тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой.

Поэтому и в результате некоторых других физико-химических процессов образуется зона с пониженной проницаемостью, иногда сниженной до нуля.

Цели освоения скважины:

восстановление естественной проницаемости пород призабойной зоны;
достижение притока, соответствующего добычным возможностям скважины или нормальной приемистости нагнетательных скважин.

Сущность освоения скважины заключается в создании депрессии, т.е. перепада между пластовым и забойным давлениями, с превышением пластового давления над забойным.

Достигается это 2 мя путями:

либо уменьшением плотности жидкости в скважине;
либо снижением уровня (столба) жидкости в скважине.

Во 2 м случае уровень в скважине снижают одним из следующих способов:

оттартыванием желонкой на тартальном канале или поршневанием;
продавкой сжатым газом или воздухом (компрессорным способом);
аэрацией (прокачкой газожидкостной смеси);
откачкой жидкости штанговыми скважинными насосами или погружными центробежными электронасосами.

замена скважинной жидкости на более легкую;
компрессионный метод;
аэрация;
откачка глубинными насосами;
тартание;
поршневание.

Перед освоением на устье скважины устанавливают арматуру в соответствии с применяемым методом и способом эксплуатации скважины.

В любом случае на фланце обсадной колонны устанавливают задвижку высокого давления на случай необходимости перекрытия ствола.

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 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.

Освоение нагнетательных скважин не отличается от освоения добывающих.

В них, как и в добывающих, после получения притока из пласта следует вести длительное дренирование (т. е. отбор жидкости) для очистки призабойной зоны и пор пласта от проникших в пласт при бурении глинистого раствора, взвешенных частиц (гематита, барита), продуктов коррозии и т. д.

Отличие заключается в том, что, если добывающие скважины рекомендуется осваивать методом плавного запуска, т. е. постепенным увеличением отборов, то в нагнетательных в процессе освоения следует стремиться к отборам большого количества жидкостей и механических примесей (песка, ржавчины и др.).

Это способствует открытию дренажных каналов и обеспечивает большую приемистость (поглотительную способность) скважин.

Дренируют пласт теми же способами, что и при вызове притока в нефтяных скважинах: поршневанием, применением сжатого воздуха, откачкой жидкости центробежными глубинными электронасосами, т. е. методами, допускающими откачку больших объемов жидкости.

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 м 3 жидкости.

Тартание - малопроизводительный, трудоемкий способ снижения уровня жидкости в скважине с очень ограниченными возможностями применения (в скважинах, где не ожидается никаких фонтанных проявлений), т.к. 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.

Для возбуждения скважины поршневанием в нее до фильтра спускают насосно-компрессорные трубы. Каждую трубу проверяют шаблоном. 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.

При непрерывном поршневании уровень жидкости в скважине понижается и соответственно снижается давление на забое скважины, что вызывает приток в нее жидкости из пласта.

Нефть, Газ и Энергетика

Лучшие условия притока жидкостей и газов соблюдаются во время вскрытия скважиной всей толщи пласта и тогда, когда конструкция забоя открытая. Такой забой называют совершенным по степени и характеру вскрытия пласта.

Формула Дюпюи, описывающая приток нефти в скважину, для совершенной скважины имеет вид (1):

По форме индикаторные линии могут быть прямыми, выпуклыми и вогнутыми относительно оси дебитов. Форма индикаторной кривой определяется режимом дренирования пласта, режимом фильтрации, природой движущихся жидкостей, неустановившимися процессами в пласте, величиной сопротивления, возникающего при движении жидкости из пласта в скважину и в стволе ее. Индикаторная линия для нефтяной скважины будет прямой только при условии, что режим дренирования залежи напорный и в пласте установилось движение однородной жидкости по линейному закону. При этом приток нефти к забою скважины выражается уравнением (1). При напорных режимах индикаторная линия, вначале прямая, может с увеличением депрессии переходить в кривую, выпуклую относительно оси дебитов (кривые 1,4). Искривление индикаторной линии происходит вследствие нарушения линейного закона фильтрации в призабойной зоне. Если режим дренирования залежи отличен от водонапорного (режим растворенного газа, гравитационный), индикаторная линия всегда будет кривой, выпуклой по отношению к оси дебитов (кривая 2). Индикаторная линия, вогнутая по отношению к оси дебитов (кривая 3), может быть получена в результате измерений неустановившихся забойных давлений (или уровней) и дебитов скважины.

Для индикаторных линий на рис. 77 может быть найдено одно общее уравнение в виде

Q = K( p пл - p заб ) n , (2)

При соблюдении линейного закона фильтрации уравнение (2) принимает вид

Q = K ( p пл - p заб ).

Коэффициент К называют коэффициентом продуктивности скважины. Единица измерения К = [ m / сутки * бар].

Коэффициент продуктивности численно равен приросту суточного дебита скважины (в m ) на 1 бар перепада давлений.

Читайте также: