Menu

Освоєння нафтових свердловин

Перед освоєнням свердловина заповнена перфораційною рідиною чи рідиною глушіння, якими створюється репресія тиску на пласт для попередження проявлення (відкритого фонтанування) свердловини, тобто [image], де h – висота стовпа рідини у свердловині; ρ0 – середня густина свердловинної рідини; g – прискорення вільного падіння; pв, pпл – тиски відповідно вибійний і пластовий.

Для викликання припливу потрібно забезпечити умову: pв < pпл, тобто створити депресію тиску [image].

Розрізняють методи освоєння фонтанних (за високого пластового тиску pпл) і механізованих свердловин.

Перед освоєнням свердловини обладнують згідно зі способами експлуатації і методом викликання припливу. Можливі два шляхи викликання припливу: зменшення ρ0 чи h. Звідси розроблено такі методи зниження тиску на вибої: зменшення густини флюїду шляхом заміни рідини у свердловині на рідину меншої густини чи піну; розгазування рідини у свердловині природним газом, азотом, повітрям, а також за рахунок реакції в самогенеруючих пінних системах; зниження рівня у свердловині шляхом свабування або за допомогою свердловинних (глибинних) насосів; заміна рідини у стовбурі на легшу з дальшим зниженням рівня з допомогою глибинних ежекторних апаратів. У нафтогазопромисловій практиці знайшли використання в основному такі методи викликання припливу.

Послідовна заміна рідини з більшою густиною на рідину з меншою густиною. Вона здійснюється, звичайно, за схемою: розчин з більшою густиною – розчин з меншою густиною – вода – нафта – газоконденсат.

Для цього у свердловину опускають НКТ, обв’язують наземне обладнання і наземний агрегат, опресовують нагнітальну лінію та закачують рідину в НКТ (пряме промивання) чи в затрубний простір (зворотне промивання) агрегатом УН 1-630х700А (4АН-700), а зі свердловини рідину виводять у збірну ємність.

Викликають приплив рідини і газу з пласта після ремонтних робіт за умов, коли пластовий тиск є вищим гідростатичного, рівний гідростатичному або нижчим гідростатичного. Якщо пластовий тиск є вищим гідростатичного, то ремонтні роботи здійснюють за наявності у свердловині промивальної рідини високої густини (1400-2000 кг/м3). Таку рідину замінюють поступово: спочатку в затрубний простір між експлуатаційною колоною і НКТ закачують рідину густиною на 300-400 кг/м3 менше від початкової. Свердловинна рідина повністю заміняється водою тоді, коли різниця в густинах між ними доводиться до 300–400 кг/м3.

Якщо і після повної заміни промивальної рідини приплив нафти і газу з пласта не спостерігається, то густину рідини у свердловині зменшують теж шляхом закачування піни.

Протискування (витіснення) рідини стисненим газом. Здійснюється аналогічно пуску газліфтних свердловин. Відміність полягає лише в під’єднанні до гирла пересувного компресорного устатковання чи автомобільного газифікаційного устатковання АГУ 6000-500/200 (АГУ-8К).

Оскільки під час пускання швидко створюється депресія тиску на пласт (у момент надходження газу в НКТ), то цей метод не використовують за наявності сипких і нестійких колекторів (яскравий приклад - пісок), а також підошовної води (через винесення піску із пласта чи проривання води).

Для здійснення способу застосовують однорядний, дворядний і півторарядний піднімачі. Повітря або газ подають до башмака підіймальних труб або через кільцевий простір між експлуатаційною колоною і НКТ, або між двома рядами опущених труб, або по центральних трубах.

Найпростішим способом зниження рівня рідини у свердловині для її пускання є витиснення рідини через НКТ під дією нагнітання стиснутого газу в затрубний простір між обсадною колоною та підіймальними трубами (або в кільцевий простір між першим та другим рядами підіймальних труб). Однак на практиці для освоєння цим способом глибоких та надглибоких свердловин потрібно cтворювати дуже високий тиск. Крім того, виникає різкий перепад тиску на пласт під час викидання рідини, що є дуже небажаним, бо може призвести до руйнування порід привибійної зони, винесення піску, великої вібрації гирлового маніфольда тощо. Тому рівень рідини у свердловині знижують у декілька етапів через газліфтні клапани, які встановлені по висоті підіймальної колони труб. Клапани дають змогу знизити пусковий тиск газліфтної свердловини (збільшити глибину введення нагнітального газу), забезпечують плавне пускання та стабільну роботу за потрібних депресій на пласт. Завдяки застосуванню газліфтних клапанів досягається в разі необхідності збільшення депресії на пласт, що призводить до збільшення відбирання рідини зі свердловини.

Встановлення газліфтних клапанів на підіймальній колоні труб дає змогу освоювати глибокі свердловини за тисків до 8 МПа в магістральних газопроводах газліфтної системи.

Аерування (газування) рідини. Суть цього методу полягає в поступовому зменшенні густини суміші рідини і газу в підіймальних трубах під час одночасного нагнітання у свердловину води(нафти) та стиснутого газу (повітря).

Здійснюється процес аналогічно технології заміни рідин, але в потік рідини (води) поступово вводять газ, витрата якого збільшується, а витрата рідини при цьому зменшується (рис. 2.30). Густину газорідинної суміші доводять до 300…400 кг/м3. Швидкість спадного потоку рідини для попередження спливання газу має бути не меншою 0,8–1 м/c.

[image]

Рис. 2.30 – Технологічна схема освоєння свердловини аеруванням рідини з застосуванням двофазної піни: 1 – аератор; 2 – манометр; 3 – витратомір повітря; 4 - компресор; 5 - зворотний клапан; 6 – насосний агрегат; 7 – мірна ємність; 8 - накопичувальна ємність для піноутворювальної рідини; 9 – лінія для відведення піни

Газ вводять за допомогою аератора типу “перфорована труба в трубі” (рис. 2.31) чи рідинно-газового ежектора, а на газовій лінії встановлюють зворотний клапан. Можна також використовувати газ із газових свердловин (газопроводів), повітря від пересувного компресора і газоподібний азот від автомобільного газифікаційного устатковання АГУ 6000-500/200 (АГУ-8К). Для освоєння свердловин розроблено пересувні компресорні устатковання УКП-80, СД–9/101М1, СД-12/250, НЄ-12/250, УКС-80, КПУ-16/100, КПУ-16/250, АК-7/200, ДКС-7/200А, ДКС-3,5/200 Тп, ДКС–3,5/400Б.

 

[image]

Рис. 2.31 – Аератор типу “перфорована труба в трубі”: 1 – цементувальна головка;

2 – аератор; 3 – зворотний клапан; 4 – повітрепровід; 5 – компресор;

6 – трубопровід від цементувального агрегата; 7 – НКТ; 8 – цементувальний агрегат; 9 – приймальна ємність агрегата; 10 – цементозмішувальне устатковання; 11 – ємність для ПАР

 

Для аерування до стандартного обладнання гирла фонтанної або компресорної свердловин, обладнаної одно- чи дворядними піднімачем, приєднують газовий маніфольд. Якщо свердловина обладнана дворядним піднімачем, то одна лінія газоподавання під’єднується до кільцевого простору, а друга – до затрубного простору свердловини.

Жорстка лінія приєднується до затрубного простору свердловини лише в тому випадку, якщо необхідно здійснити аерацію та протискування свердловини через башмак першого ряду труб.

У залежності від розміщення рівня рідини у свердловині стосовно до дворядного піднімача аерацію проводять за одним із двох варіантів (рис. 2.32.).

Перший варіант застосовують для пуску свердловини, заповненої рідиною до гирла, за відсутності поглинання рідини пластом. Під час закриття вентилів 3 і 10 і повного відкриття вентилів 2,9 та 8 створюють циркуляцію рідини шляхом закачування її агрегатом у кільцевий простір між першим та другим рядами труб.

Тиск прокачування фіксують манометрами 1 і 7. На газопідвідній лінії за закритого вентиля 3 підтримують тиск, який фіксується манометром 4 і перевищує на 0,2-0,3 МПа тиск циркулюючої рідини. Цей перепад тиску в 0,2-0,3 МПа між показами манометрів 4 і 1 повинен підтримуватися протягом першої половини процесу аерації. Надлишок тиску запобігає зворотній течії рідини від насосного агрегату в газову лінію.

[image]

Рис. 2.32 – Технологічна схема освоєння свердловини аеруванням рідини:

1,4,7 – манометри; 2,3,8,9,10 – вентилі (засувки); 5 – лінія газоподавання;

6 – лінія подавання рідини від насосного агрегату

Після відновлення циркуляції незначним відкриттям вентиля 3 (на 1/8 оберту) робочий агент (повітря або газ) подають у струмінь циркулюючої рідини. В міру просування вниз по кільцевому простору робочий агент, змішаний з рідиною, що нагнітається, піддається додатковому стискуванню під дією тиску стовпа рідини. Дійшовши до башмака труб і піднімаючись на поверхню, бульбашки робочого агента поступово розширюються, повертаючи одержану ними енергію, завдяки чому зменшується густина суміші в підіймальних трубах другого ряду.

З моменту подавання газу тиск, який спостерігаємо по манометру 1, поступово зростає і, дійшовши до певної межі, деякий час стабілізується на одному рівні. Підвищення тиску пояснюється тим,що під час руху циркулюючої суміші густина рідини в підіймальних трубах у початковий період перевищує густину суміші в кільцевому просторі, а внаслідок цієї різниці густин виникає додатковий тиск. Коли ж аерована суміш, що нагнітається, досягає башмака і переходить всередину підіймальних труб, різниця в густинах поступово зчезає і тиск на манометрі 1 падає.

З моменту початку падіння тиску подавання стиснутого агента збільшують поступовим відкриттям газового регулюючого вентиля 3. При цьому необхідною умовою успішної аерації є збереження перепаду тиску в 0,2-0,3 МПа між показами манометрів 4 і 1. З моменту збільшення витрати газу поступово зменшують витрату рідини, для чого переводять роботу насосного агрегату на наступну – меншу, а потім і на першу передачу, далі на роботу за малої витрати газу або регулюють витрату рідини вентилем 8.

У подальшому поступовим збільшенням витрати стиснутого газу до повного відкриття вентиля 3 зупиняють насосний агрегат і повністю подають у свердловину газ, після чого вентилі 8 і 9 щільно закривають.

Під час роботи свердловини вентилі 8,9,10 закриті, а вентилі 3 і 2 відкриті.

Другий варіант застосовують для пускання свердловин, в яких є поглинання (в разі недозаповненої свердловині). У цьому випадку в кільцевому просторі між першим та другим рядами труб за закритих вентилів 8, 9 і 10 та відкритих вентилів 2 і 3 подають газ, стиснутий до максимально можливого тиску, який допускається характеристикою компресора і фіксується манометром 4. Після цього вентилі 2 і 3 закривають, підтримуючи весь час в лінії максимальний тиск та перепускаючи надлишок стиснутого газу в інші свердловини чи в атмосферу.

Потім пускають у хід насосний агрегат і за закритого вентиля 10 і відкритих вентилів 8 і 9 рідиною створюють тиск (за манометром 7) в жорсткій лінії, який перевищує тиск за манометром 4 на 0,5-0,6 МПа. В цей час відкривають вентиль 2 і газову подушку, яка утворилася в кільцевому просторі, протискують вниз. Після того,як тиск на манометрі 1 упаде і стане нижче тиску на манометрі 4, тобто утвориться необхідний для нормальної аерації перепад тисків, незначним відкриттям вентиля 3 (на 1/8 оберту) вводять стиснутий газ у струмінь рідини, яку подає насосний агрегат. Подальший процес аерації та освоєння свердловини нічим не відрізняється від аналогічних процесів у першому варіанті.

Тривалість аерації залежить від глибини опускання підіймальних труб, інтенсивності нагнітання суміші, величини створеного тиску та правильного співвідношення витрат газової та рідинної фаз, а також від кваліфікації виконавців.

Основна умова ефективності та швидкості аерації – це рівномірне подавання газу та правильне регулювання роботи насоса, який подає рідину. Співвідношення об’ємів газу (повітря), що нагнітається, та рідини потрібно регулювати так, щоб запобігти спливанню бульбашок газу в суміші та утворення газової подушки, не перевищуючи допустимого тиску компресора.

Застосування піни для освоєння. У разі використання повітря можуть утворюватися вибухонебезпечні суміші, існує загроза вибухів у свердловині. Для надання процесу плавності, стійкості і безпеки у воду додають ПАР – піноутворювачі.

Коли пластовий тиск рівний гідростатичному, то ремонтні роботи проводяться за наявності у свердловині промивальної рідини густиною до 1150-1250 кг/м3. У цих умовах рекомендується зразу ж замінити свердловинну рідину піною за невеликого ступеня аерації і витрати рідини 6 л/с. Потім поступово витрату рідини знижують до 1,5-2 л/с, а ступінь аерації збільшують до 150 і більше.

Суть даної технології полягає в заміні свердловинної рідини (бурового розчину, перфораційної рідини, рідини глушіння) на двофазну піну.

Спочатку у свердловину опускають НКТ. Переконавшись у чистоті вибою, кінець НКТ встановлюють біля нижніх перфораційних отворів або посередині фільтра і обладнують гирло свердловини.

Якщо після заміни бурового розчину на воду свердловина буде фонтанувати, то буровий розчин замінюють на воду шляхом нагнітання води в затрубний простір, а буровий розчин виходить по НКТ.

Якщо ж після повної заміни бурового розчину водою свердловина не фонтанує, то гирло свердловини обв’язують відповідно до схеми рис. 2.31 і замінюють буровий розчин водним розчином ПАР шляхом нагнітання останнього в НКТ, а буровий розчин виходить по затрубному простору. Це запобігає контакту великих об’ємів бурового розчину з продуктивним пластом (об’єм бурового розчину в НКТ є менший об’єму в затрубному просторі). Концентрацію ПАР (ОП-10, сульфанол тощо) беруть в межах 0,1-0,2% (за активною речовиною).

Відтак в момент виходу із свердловини водного розчину ПАР починають заміну водного розчину ПАР на двофазну піну. Як правило, таку заміну здійснюють шляхом зворотнього промивання, тобто піна нагнітається в затрубний простір, а водний розчин ПАР виходить по НКТ. Витіснений водний розчин ПАР в подальшому використовують для утворення піни. Щоб зменшити контактування великих об’ємів ПАР з продуктивним пластом, спочатку водний розчин ПАР можна замінити на двофазну піну з малим ступенем аерації (наприклад, а=5-10)методом прямого промивання, а відтак починати заміну піни з малим ступенем аерації на піну з великим ступенем аерації (відповідно з меншою густиною) методом зворотнього промивання. Але це можливо у випадку, коли піна з малим ступенем аерації не призведе до викликання припливу рідини та газу із пласта.

Циркуляцію рідини у свердловині здійснюють з витратою 3-5 л/с. В аератор стиснуте повітря подають поступово, плавно і малими дозами збільшують подавання до величини повного подавання компресора. Це дає змогу запобігти утворенню у свердловині повітряних пробок, різкого підвищення тиску і, можливо, зривання процесу. Правильний режим подавання повітря характеризується плавною зміною тиску, який спочатку підвищується за рахунок різниці гідростатичних тисків у трубах і затрубному просторі, а після надходження піни в НКТ тиск поступово знижується, а відтак після повної заміни рідини піною стає постійним. Промислова практика показує, що в разі використання компресора УКП-80 для утворення піни протягом 7-8 годин знижується вибійний тиск у свердловині глибиною 5000-6000 м на величину, рівну 80-85% гідростатичного. Ступінь аерації піни в подальшому підвищують поступовим і плавним зменшенням витрати рідини (аж до 0,5-0,3 л/с), зберігаючи подавання компресора незмінним.

Подальше зниження вибійного тиску після відключення насоса і компресора відбувається за рахунок самовиливання піни із свердловини (реалізується пружна енергія пінної системи).

Перевага піни в порівнянні з методом аерації шляхом закачування стиснутого повітря (або газу) полягає в тому, що піна проникає в пласт у невеликій кількості і не знижує проникності привибійної зони пласта. Рекомендована витрата рідини для утворення піни не повинна перевищувати 3 л/с. Ступінь аерації може сягати 120-150 і більше. Середню густину піни можна довести до 150-250 кг/м3.

Очищення привибійної зони пласта з допомогою піни. У разі відсутності припливу рідини і газу рекомендується протискувати піну в пласт для очищення привибійної зони і через 2-3 години повторно освоювати свердловину. Дана технологія може застосовуватися для очищення привибійної зони пласта від твердої і рідкої фаз бурового розчину в нових свердловинах, що вводяться в експлуатацію із буріння, від глинистих частинок, асфальтено-смолистих речовин і парафіну у старих свердловинах, які знаходились тривалий час в експлуатації, а також у нових і старих свердловинах від води, яка проникла в низькопроникні інтервали продуктивної товщі.

Ефективним є піноутворювальний розчин такого складу, % мас. (цифри в дужках відносять до ОП-10):

Сульфонол (або ОП-10) 2(2)

Гідроксид натрію NaOH 4(3)

Нафта 0,04(0,04)

Етиленгліколь 3(10)

Прісна вода решта

 

За рахунок поєднання ПАР (сульфанол або ОП-10) і гідроксиду натрію відбувається ефективна пептизація кольматувальних речовин, які відтак у процесі викликання припливу виносяться із привибійно ї зони на поверхню. Нафта є гідрофобізатором поверхні частинок кольматувальних речовин, сприяє кращому прилипанню цих частинок до бульбашок піни і подальшому винесенню їх потоком із привибійної зони. Етиленгліколь (або діетиленгліколь) є дегідратором, тобто сприяє вилученню води із низькопроникних інтервалів пласта.

Розчин готують у такій послідовності: попередньо до прісної води додають піноутворювач (сульфанол або ОП-10 згідно з рецептурою і з урахуванням вмісту активної речовини в товарному продукті), перемішують до повного його розчинення, додають нафту, знову ретельно перемішують, після отримання однорідної суміші додають етиленгліколь.

Технологія реалізується так. Прямим промиванням замінюють свердловинну рідину на водний розчин ПАР з концентрацією 0,1-0,2% (за активною речовиною). Відтак в НКТ нагнітають 1-2 м3 піноутворювального розчину, піну і знову 1-2 м3 піноутворювального розчину за відкритої засувки на затрубному просторі. Коли половина об’єму нижньої буферної рідини опиниться в затрубному просторі, закривають засувку на затрубному просторі і протискують водним розчином ПАР (концентрацією 0,1-0,2%) у пласт половину об’єму нижньої буферної рідини, піну і весь об’єм верхньої буферної рідини.

Об’єм піни і ступінь її аерації беруть у залежності від приймальності пласта, величини пластового тиску, стану експлуатаційної колони і величини тиску компресора. Об’єм піни в перерахунку на піноутворювальний розчин становить 3-10 м3, а ступінь аерації може змінюватися в межах 0,5-2,0 у пластових умовах. Буферні рідини використовують для кращого збереження піни в незмінному стані під час нагнітання в пласт. Названий вище розчин використовують як буферну рідину.

Після цього свердловину залишають під тиском на 1-3 год, а відтак починають викликати приплив рідини і газу із пласта, звичайно, за технологією з використанням пінних систем. Для зменшення шкідливого діяння фільтрату глинистого розчину і води на колектор до них додається ПАР в кількості 2 %.

 

Освоєння свердловин шляхом створення піни у свердловині. Коли пластовий тиск нижчий гідростатичного, то викликання припливу рідини і газу з пласта навіть шляхом зниження їх рівня з допомогою компресора або газу високого тиску не дає бажаного результату, оскільки при цьому вся свердловинна рідина може поглинутися пластом. У цьому випадку для освоєння свердловини рекомендується застосовувати піну за технологією, яка передбачає створення піни безпосередньо у свердловині. Для цього НКТ припіднімають дещо вище статичного рівня і в них занурюють твердий піноутворювач (ПАР) у вигляді стрижнів з розрахунку отримання на вибої 2-3% концентрації водного розчину піноутворювача. Через 8-10 год, які необхідні для розчинення піноутворювача, починають закачувати повітря (газ) одночасно в НКТ і затрубний простір. Об’єм повітря визначають, виходячи зі співвідношення його об’єму до об’єму рідини 1:2 в пластових умовах.

Якщо неможливо закачати у свердловину і протиснути в пласт спінену рідину, то можна використати скраплений азот. Для цього використовують автомобільне газифікаційне устатковання АГУ-8К, яке складається з резервуара скрапленого азота місткістю 5,6 м3, насоса і випаровувача. Продуктивність устатковання за скрапленим (рідким) азотом – близько 500л/год, за газоподібним – близько 5-6 м3/хв при максимальному тиску 22 МПа. Одне устатковання може виробляти 3500 м3 газоподібного азоту (за нормальних умов).

Після протискування піни в пласт свердловина залишається на 4-5 год під тиском. Потім освоєння продовжується шляхом закачування двофазної піни в НКТ або затрубний простір (витрата рідини 2-3л/с, ступінь аерації 150-200 ). У цьому випадку піну можна створювати і на вибої свердловини.

Якщо приплив із пласта відсутній і після застосування піни, то необхідно проводити очищення привибійної зони іншими методами.

Освоєння свердловин з застосуванням струменевих апаратів. З метою викликання припливу, оцінки фільтраційних властивостей порід, очищення привибійних зон пласта та відновлення фільтраційних властивостей розроблено струменеві апарати стаціонарного або вставного типу (ПОС та ПЕОС і ПГДП), в основу роботи яких покладено принцип дії ежектора.

За допомогою цього обладнання частково або повністю можна виконувати такі операції: миттєве зменшення тиску над пластом, забезпечення припливу на вибій свердловини пластового флюїду, миттєве відновлення тиску над пластом до гідростатичного, багаторазове повторення цих операцій, фіксування в зоні пласта процесу відновлення тиску (КВТ –кривих відновлення тиску) та одержання даних Dpі - DQі для побудови індикаторних кривих (Dp – депресія на пласт, DQ – приплив рідини з пласта за фіксований час) і встановлення режиму експлуатації свердловин. Під терміном “миттєве” зменшення тиску і його відновлення мається на увазі час від 10 до 120 с залежно від глибини та ряду інших факторів.

Отримання КВТ до і після операцій очищення привибійної зони дає змогу оцінювати зміну фільтраційних властивостей породи і в разі необхідності планувати ті чи інші методи штучного діяння на пласт. Створення ступінчастих депресій з фіксуванням їх величин та кількості рідини, що приплила з пласта, дає змогу побудувати індикаторну криву. Миттєве зменшення тиску над пластом і його відновлення призводять до виникнення високих швидкостей фільтрації з боку пласта до свердловини і навпаки. Зміна напрямку фільтрації активізує процес руйнування зони кольматації та винесення кольматантів у свердловину.

Багаторазова зміна тиску в зоні пласта дає змогу змінювати напружений стан породи і може призвести до появи, за рахунок втоми, системи тріщин. Щоб очистити привибійну зону для одних прошарків, достатньо створити 4-6 циклів депресій-репресій тиску, іншим же прошаркам для цього треба 40-50 циклів. У цілому для очищення всієї товщини потрібно орієнтуватись на очищення найбільш закупорених прошарків.

Струменеві апарати опускають у свердловину на насосно-компресорних трубах (НКТ) разом з пакером, опресувальним сідлом, циркуляційним клапаном та фільтром-хвостовиком. Пакер встановлюють над пластом, який треба випробовувати. Циркуляційний клапан розміщують вище місця встановлення струменевого апарата на одну насосно-компресорну трубу, а обпресувальне сідло – над циркуляційним клапаном.

За допомогою насосних агрегатів (ЦА–320, ЦА–400, 4АН–700 та інших) робоча рідина (вода або розгазована нафта) подається по НКТ до струменевого апарата.Витікаючи з великою швидкістю (200-280м/с)із насадки ежектора, струмінь робочої рідини створює зону зниженого тиску, куди втягується рідина з підпакерної зони. В камері змішування струменевого апарата відбувається енергообмін між струменями робочої та інжектованої рідин. Змішаний струмінь потрапляє в дифузор, де кінетична енергія перетворюється в потенціальну енергію статичного тиску. Рідина, яка виходить із дифузора струменевого апарата, рухається до гирла свердловини по затрубному простору.

Таким чином, у підпакерній зоні створюється тиск, менший від гідростатичного. Величина зниження тиску залежить від витрати рідини в ході закачування та від поточного дебіту пластових флюїдів, що надходять із пласта. Після припинення закачування рідини тиск стовпа рідини з міжтрубного простору через дифузор та камеру змішування апарата передається на пласт.

Тиск на гирлі свердловини під час роботи струменевого апарата pа, який потрібний для досягнення заданого зниження тиску в камері інжекції pн,визначають за формулою:

[image] [image] (2.40)

де рр.з – тиск стовпа змішаної рідини в затрубному просторі над апаратом; рр.а – тиск стовпа робочої рідини на глибині встановленого апарата; Δpз.а – втрата тиску під час руху змішаної рідини в затрубному просторі над апаратом; Δpт.а – втрата тиску під час руху робочої рідини від агрегату до апарата; [image] – відносний перепад тиску, причому Dpc = pcpн і Dpp = pppн, де pн і pс – статичні тиски струменів відповідно робочої та інжектованої рідини у вхідному перерізі та змішаної рідини у вихідному перерізі камери змішування.

Для застосування високонапірних струменевих апаратів коефіцієнти ежекції невеликі (u = 0,1…0,4) і відповідають, наприклад, таким значинам [image] за діаметра робочого насадка 5,6 мм і діаметра камери змішування 9 мм: u = 0,1 – [image] = 0,46 і далі 0,2 – 0,43; 0,3 – 0,39; 0,4 – 0,35.

Технологічний процес складається з підготовки свердловини, встановлення надземного та підземного обладнань, вибирання режиму роботи струменевого апарата, визначення порядку проведення робіт з циклічного діяння на пласт, проведення завершальних робіт. Технологічний процес може бути реалізованим на свердловинах з такими характеристиками: значини коефіцієнтів пористості та проникності продуктивних відкладів не нижче граничних для даного родовища; продуктивний пласт складається зі стійких порід, які не мають здатності до руйнування в ході багаторазового створення депресій-репресій тиску з їх граничними значинами; величину граничної депресії слід контролювати залежно від відстані до водяного пласта, бажано не допускати виділення газу з нафти безпосередньо в привибійній зоні; внутрішній діаметр обсадної колони не менше 118 мм; викривлення стовбура свердловини не більше 1° на 10 м.

Кількість циклів, які необхідно створити для відновлення або поліпшення фільтраційних властивостей, коливається від 2-3 до 30-40 залежно від забруднення привибійної зони пласта.

Розроблені з метою освоєння свердловин струменеві апарати належать до високонапірних, в яких відношення площ поперечних перерізів камери змішування і робочого насадка звичайно витримується в межах 2,4…2,7. Коефіцієнт інжекції може змінюватися від 0 до 1. У практику освоєння свердловин ввійшло багато конструкцій струменевих апаратів, їх продовжують вдосконалювати, але найбільш вживаними є конструкції стаціонарного струменевого апарата ПОС та вставних ПЕОС і ПГДС. При цьому вставні ПЕОС випускаються з нижнім зворотним клапаном або без нього.

На рис. 2.33,а показано конструкцію струменевого апарата ПОС, який складається з корпусу 1 з поздовжнім прохідним каналом і встановленим в ньому твердосплавним насадком 4, який вставляється в запресоване гніздо 3 і зворотний клапан 2, а також камери змішування 5 з технологічною заглушкою 6. Зовнішній діаметр пристрою 96 мм, довжина 460 мм, маса 11 кг.

[image]

Рис. 2.33 – Конструкції струменевих апаратів ПОС(а) і ПЕОС(б)

На рис. 2.33,б показано конструкцію вставного струменевого апарата ПЕОС, який складається із корпусу 5 та вставного струменевого насоса 6. У нижній частині струменевого насоса розміщено зворотний клапан, який з’єднується з струменевим насосом через перехідник 7. Клапанний вузол містить сідло 2 та кулю 9, обмежувач переміщення 4, захисний кожух 8, скеровуючу втулку 3, наконечник 1 з манжетами 11. Ущільнення сідла 2 забезпечується кільцями 10. Внизу струменевого апарата і зворотного клапана є різь для приєднання глибинного манометра. Для вимірювання кривих значин відновлення тиску струменевий аппарат з’єднується зі зворотним клапаном, внизу якого розміщується глибинний манометр. Під час подаванні робочої рідини до насадка струменевого апарата в камері інжекції створюється ділянка зниженого тиску, куля 9 струменем рідини з вибою піднімається і таким чином здійснюється відпомпування рідини і подавання її через камеру змішування і дифузор у міжтрубний простір. Під час припинення циркуляції рідина із затрубного простору повертає кулю в гніздо, чим ізолюються підпакерна і надпакерна зони, а глибинний манометр фіксує значини відновлюваного тиску.

Для створення миттєвих депресій-репресій тиску на пласт вузол зворотного клапана від’єднують від струменевого апарата, попередньо піднявши весь апарат на поверхню канатною технікою або зворотною циркуляцією. Глибинний манометр для фіксування величин депресій-репресій тиску і їх кількості з’єднується безпосередньо зі струменевим насосом. Після цього вставний струменевий апарат потоком робочої рідини транспортується через НКТ до посадки в корпус.

Пристрій для гідродинамічних досліджень пласта ПГДП показано на рис. 2.34. Цей пристрій, як і ПЕОС, може записувати криві відновлення тиску, створювати і фіксувати депресію тиску на пласт. Пристрій опускається у свердловину на кабелі. В самому пристрої змонтовано тензометричний давач тиску, сигнали якого передаються по кабелю на осцилограф каротажної станції.

У свердловину опускають НКТ з пакером механічної дії (для ПОС) або гідромеханічної дії (для ПЕОС та ПГДП) та встановленим над пакером струменевим апаратом. Встановлений під пристроєм пакер виключає під час роботи струменевого апарата передавання на пласт, який досліджується чи освоюється, гідростатичного тиску рідини, що заповнює свердловину. Для включення в роботу струменевого апарата насосними агрегатами з поверхні через НКТ закачується під заданим тиском робоча рідина. Якщо припинити подавання робочої рідини до струменевого апарата, то рідина із міжтрубного простору через дифузор та камеру змішування потрапляє в підпакерну зону, внаслідок чого відновлюється гідростатичний тиск на пласт.

[image]

Рис. 2.34 – Схема розташування у свердловині пристрою для гідродинамічних досліджень: 1 – НКТ; 2 – каротажний кабель; 3 – корпус; 4 – ПГДП; 5 – пакер; 6 - зворотний клапан з давачем тиску; 7 - глибинний манометр; 8 - сідло зворотного клапана; 9 - пробовідбірник

Успішність операцій в середньому становить 70%. При цьому дебіти свердловин зростають від 1,5 до 10 та більше разів. Ефективна товщина продуктивних пластів збільшується на 40-50%.

Пристрій гідродинамічних досліджень пласта (ПГДП-1) дає змогу в одному циклі робіт поєднати гідродинамічне дослідження, діяння на пласт з метою покращення фільтраційних властивостей привибійної зони і освоєння свердловин. Діяння на пласт проводиться шляхом створення багаторазових миттєвих депресій-репресій. Застосування пристрою ПГДП-1 дає змогу вести постійний візуальний дистанційний контроль з допомогою реєструючих приладів за зміною вибійного тиску в процесі створення миттєвих депресій, а також відновлення його в підпакерній зоні. Метод створення багаторазових миттєвих депресій-репресій на пласт із застосуванням пристрою ПГДП-1 легко поєднується з хімічними методами діяння на привибійну зону (кислотою, лугом або ПАР).

[image]

Рис 2.35 – Схема компоновки ліфта і обв’язки наземного обладнання: 1-мірна ємність; 2-фільтр; 3-ємність з робочою рідиною; 4-насосні агрегати; 5 - лубрикатор; 6-каротажний кабель; 7-фонтанна арматура; 8-лабораторія АКС-Л; 9-амбар для приймання флюїду, який надходить з пласта; 10 - геофізична з’єднина; 11-колона насосно-компресорних труб; 12-пристрій ПГДП-1; 13-пакер; 14-хвостовик-фільтр

Технологія комплексного освоєння і дослідження свердловин із застосуванням пристрою ПГДП-1 за один цикл містить такі операції: опускання компоновки ліфта і обв’язування наземного обладнання (рис. 2.35); гідродинамічне дослідження і реєстрація кривих відновлення тиску (КВТ) (рис. 2.36, а); розшифрування КВТ і оцінка фільтраційних параметрів пласта (привибійної і віддаленої зон); діяння на привибійну зону пласта з метою вирівнювання фільтраційних властивостей привибійної і віддаленої зон; гідродинамічне дослідження і реєстрація КВТ; розшифрування отриманих КВТ і оцінка фільтраційних властивостей пласта після діяння на нього (рис. 2.36, б);освоєння свердловини і введення її в експлуатацію.

У процесі освоєння й очищення привибійної зони пристроєм ПГДП-1 як робоча рідина використовується вода, оброблена хлористим кальцієм, або розгазована нафта. Ведеться постійний контроль за зміною кількості припливного пластового флюїду після кожного циклу депресій-репресій тиску. Отриманий стабілізований приплив пластового флюїду свідчить про завершення процесу очищення привибійної зони пласта методом депресій-репресій тиску. Величина депресії тиску і її амплітуда вибираються залежно від конкретних геологічних умов з урахуванням величини пластового тиску, тиску насичення нафти газом, розмірів перемички між нафтовим і водяним пластами, міцності скелету породи й інших компонентів.

 

[image]

Рис. 2.36 – Діаграма запису зміни тисків (а) пристроєм ПГДП-1 і розшифровані криві відновлення тисків 1 і 2 (б) свердловини №132 Бугруватівська

Последние материалы

Заключение (Грунты)

При построении курса учитывалась необходимость его использования для различных гидротехнических специальностей и специализаций. В качестве основной части для студентов всех гидротехнических специальностей следует считать обязательным прочтение гл. 1—7. В гл. 8...

25-08-2013 Просмотров:4886 Грунты и основания гидротехнических сооружений

Представления о решении задач нелинейной механики грунтов

На современном этапе развития нелинейного направления механики грунтов оформились два основных подхода к решению практических задач расчета грунтовых оснований и сооружений: нелинейно-упругий и упругопластический (А. К. Бугров, С. С. Вялов...

25-08-2013 Просмотров:8075 Грунты и основания гидротехнических сооружений

Прочность грунтов при сложном напряженном состоянии

Для сред и материалов, обладающих сплошностью, предложено много различных условий прочности. Для оценки прочности грунтов наиболее широкое распространение получило условие Мора—Кулона (2.38), не содержащее промежуточного главного напряжения а2 и тем...

25-08-2013 Просмотров:4920 Грунты и основания гидротехнических сооружений

Еще материалы

Полиморфизм.

Теперь рассмотрим противоположное явление, когда соединения одного химического состава, кристаллизующиеся в различных условиях, обладают разными структурами, т. е. проявляют свойство полиморфизма. В этих случаях каждой структуре обычно дается свое название...

13-08-2010 Просмотров:9240 Генетическая минералогия

Вимірювання довжини ліній вимірювальними…

Вимірювання ліній на місцевості – один з самих розповсюджених видів геодезичних вимірювань. Без вимірювання ліній не обходиться жодна геодезична робота. Лінії вимірюють на горизонтальній наклонній та вертикальній площинах. Їх проводять...

30-05-2011 Просмотров:23466 Інженерна геодезія

Морфологическая классификация

  Рис. 3.13. Деление складок по положению осевой поверхности: 1 – симметричные; 2 – ассиметричные; 3 – наклонные; 4-6 – опрокинутые ( 4 – в вертикальном разрезе, 5 – на блок диаграмме...

01-10-2010 Просмотров:24685 Геологическое картирование, структурная геология