МАТЕРИКОВАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

ВЫЗОВ ПРИТОКА И ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН

Основы вызова притока и освоения скважин

Гидродинамические характеристики процессов

Способ замены жидкости в скважине (промывка)

Способ закачки газообразного агента (газлифт)

Способ вызова притока и освоения при помощи пен

Метод понижения уровня

— 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.

— 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 Р_заб > Р_пл , то на пласт действует репрессия ΔР_р = Р_заб — Р_пл.

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:

1. Рост забойного давления до максимальной величины Р_{заб макс} — первая фаза вызова притока, при которой поглощение пластом жидкости глушения возрастает.
2. Снижение забойного давления до величины пластового давления (Р_заб = Р_пл) — вторая фаза вызова притока, при которой поглощение пластом жидкости глушения снижается до нуля.
3. Снижение забойного давления ниже величины пластового и создание определенной депрессии — третья фаза вызова притока: ΔР = Р_заб — Р_пл.

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:

1. Величина пластового давления:
   • с нормальным пластовым давлением (давление равно гидростатическому, вычисленному при плотности воды ρ_в = 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.

1. 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.

1. Механическая прочность коллектора:
   • рыхлые, слабосцементированные породы;
   • крепкие, хорошосцементированные породы.
2. Фильтрационные характеристики призабойной зоны (коэффициенты подвижности k / μ и гидропроводности kh / μ).
3. 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.

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:

• промывки (прямая, обратная, комбинированная; промывки осуществляются различными жидкостями);
• закачка газообразного агента (газлифт);
• с помощью струйных аппаратов;
• с применением двухфазных пен;
• пенами с использованием эжекторов;

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:

• тартание желонкой;
• свабирование;
• с помощью воздушной подушки;
• с использованием пусковых клапанов;
• поинтервальное снижение уровня в скважине;
• применение газообразных агентов;
• понижение уровня глубинным насосом.

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.

Источник

15RosNeft.ru Добыча и транспортировка нефти

Nav view search

Навигация

Сущность и способы вызова притока

После спуска в скважину необходимого оборудования, установки и обвязки устьевой арматуры можно приступать к освоению скважины. Вначале следует скважину тщательно промыть с максимально возможной интенсивностью, а затем приступить к вызову притока.

Вызов притока – основная операция освоения эксплуатационных скважин. После перфорации продуктивная толща пласта находится под репрессией столба жидкости или раствора. Это может быть чистая вода или специально приготовленный раствор поверхностно-активных веществ (ПАВ), или буровой раствор. Заполняющие скважину растворы (жидкости) должны быть инертны к металлу обсадной колонны и скважинного оборудования и не должны снижать проницаемость породы продуктивного пласта в околоскважинной зоне, поскольку период времени между перфорацией и освоением может исчисляться сутками, неделями или даже месяцами.

Схема вертикальной скважины, заполненной каким-либо задавочным агентом (раствор, вода) и ожидающей освоения, показана на рис. 3.1. Величина давления на забое (Рзаб) такой скважины определяется формулой:

где ρр — плотность раствора, заполняющего скважину, кг/м3;

g — ускорение свободного падения, м/с2;

Нст — величина столба раствора, м.

Если скважина имеет сложный профиль (наклонная, горизонтальная и т.п.), то за величину столба следует принять разность между абсолютными отметками глубины положения забоя и глубины положения

уровня раствора в скважине. Под глубиной забоя здесь понимается абсолютная отметка плоскости, взятой в пределах интервала перфорации.

Рис. 3.1. Схематичное изображение скважины перед вызовом притока:

1 – устьевое оборудование; 2 – обсадная эксплуатационная колонна;

3 – колонна НКТ; 4 – перфорированный забой; 5 – зумпф;

6 – продуктивный пласт

В основе применения всех способов вызова притока лежит принцип снижения давления на забое скважины ниже пластового, а также создание такой минимальной величины депрессии, при которой начинается приток из пласта в скважину. В этом и заключается сущность вызова притока.

Из формулы (3.1) следует, что уменьшение давления на забое скважины может быть достигнуто двумя путями: или снижением плотности раствора, заполняющего скважину; или понижением уровня раствора в обсадной эксплуатационной колонне (уменьшением столба раствора).

Источник

Вызов притока

Для вызова притока снижается давление столба жидкости в скважине (забойное давление р заб , Па) ниже пластового, при котором пластовая жидкость начинает поступать в скважину и по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) на поверхность:

р заб =ρ ж Нg пл (20.1)

где ρ ж — плотность жидкости, заполняющей скважину, кг/м3; Н- глубина залегания продуктивного пласта, м.

Интенсивное дренирование с одновременной очисткой призабойной зоны от загрязняющих материалов пласта должна обеспечить депрессия

Δр=р пл -р заб (20.2)

Депрессия на пласт корректируется по мере накопления информации по конкретному месторождению (залежи, объекты освоения)

Депрессия на пласт, МПа:
слабозагрязненный
загрязненный

В скважинах, пробуренных на пласты, которые представлены слабосцементированными породами, с близко напорными водо- и газоносными горизонтами забойное давление снижают медленно (поэтапно, ступенчато): по скважинами глубиной до 3000 м ρ б.р снижается за каждый цикл промывки на 300-400 кг/м3, а по скважинам глубиной свыше 3000 м — на 200-400 кг/м3.

Давление р у.к (Па) в межколонном пространстве у устья при замене бурового раствора на облегченный способом обратной циркуляции достигает максимума в тот момент, когда облегченная жидкость подойдет к башмаку колонны НКТ

р max =p l +p 2 +p 3 . (20.3)

где р 1 — давление, уравновешивающее разность плотностей бурового раствора и воды, Па,

р 1 =L нкт ( ρ б.р — ρ о.ж )g (20.4)

р 2 , p 3 — потери давления при движении соответственно воды в кольцевом пространстве и бурового раствора по колонне НКТ, Па; L нкт — глубина спуска НКТ, м; ρ о.ж — плотность облегченной жидкости, кг/м3.

Вызов притока из пласта с применением пен имеет ряд существенных преимуществ по сравнению с аэрированными растворами: достигается плавность запуска скважины в результате сравнительно легкого изменения средней плотности пены в широком диапазоне (снижение до 200 кг/м3); предотвращается проникновение бурового раствора (воды) в пласт за счет изолирующих свойств пены; достигается более эффективная очистка скважины от загрязняющих материалов (поскольку пена обладает высокой выносной способностью); дополнительно снижается забойное давление (на 25-30%) в результате самоизлива пены после прекращения циркуляции.

Основные принципы проектирования технологических процессов освоения скважин с применением пены разработаны СевкавНИИгазом.

Плотность облегченной жидкости при заданной статической депрессии на пласт можно вычислить из следующего уравнения

ρ о.ж =(р пл — Δp+p max )/Hg. (20.5)

Объем порции облегченной жидкости, необходимый для замены бурового раствора,

(20.6)

где d — средний внутренний диаметр эксплуатационной колонны; d н , d в — наружный и внутренний диаметры колонны НКТ; k 1 — коэффициент длины.

Продолжительность закачки определяют по формуле

t o.ж.з =V о.ж /q н.п (20.7)

где q н.п — подача насоса, закачивающего облегченную жидкость.

Число насосных агрегатов определяют из условия, что процесс промывки (замены на облегченный раствор) не должен продолжаться свыше 2 ч

n а =V c /2q н.п (20.8)

где Vc — объем скважины, м3.

При снижении уровня жидкости с помощью компрессора (если приток пластового флюида не начинается после замены утяжеленного бурового раствора облегченной жидкостью), предельное значение глубины статического уровня жидкости (z ст ) пред (в м), при котором слив оттесняемой воздухом воды станет невозможным.

(20.9)

где р комп — наибольшее давлении, создаваемое компрессором при подаче воздуха; S k — площадь межколонного пространства; S в — площадь поперечного сечения канала колонны НКТ; ρ ж — плотность воды в эксплуатационной колонне, кг/м3; ρ г — плотность воздуха при атмосферном давлении, кг/м3; ρ г = 1,29 кг/м3; р ат — атмосферное давление. Па.

В случае, если z ст ст ) пред , то максимальная глубина, до которой может быть оттеснен уровень жидкости в межколонном пространстве,

(z к ) max =p комп /[q(ρ ж -ρ г p комп /р aт )] (20.10)

Пример 20.1. Найти плотность облегченной жидкости при замене ею глинистого раствора плотностью 1200 кг/м3 в скважине глубиной 2500 м, если пластовое давление составляет 24 МПа, а по опыту освоения предыдущих скважин для получения интенсивного приток требуется создать депрессию 8 МПа, причем максимальное давление на устье составляет 8 МПа.

Решение . По формуле (20.5) ρ о.ж =(24-8+8)10 6 /(2500·9,81 )=978 кг/м3.

Пример 20.2. Вычислить объем порции облегченной жидкости, необходимый для замены утяжеленного бурового раствора в вертикальной скважине, если известно, что глубина спуска колонны НКТ 2980 м, средний внутренний диаметр эксплуатационной колонны 126 мм, наружный и внутренний диаметры колонны НКТ соответственно 73 и 62 мм.

Решение . По уравнению (20.6) V о.ж =0,785(0,126 2 — 0,073 2 +0,062 2 )2980=15,7 м3.

Пример 20.3. Рассчитать предельную глубину статического уровня воды для следующих условий: эксплуатационная колонна наружным диаметром 146 мм и средним внутренним 126 мм заполнена водой плотностью 1000 кг/м3; наружный диаметр колонны НКТ составляет 60 мм, давление на компрессоре УКП-80 p комп =8 МПа.

Решение . Площади поперечного канала в НКТ и межколонном пространстве

По формуле (20.9)

Источник