Практические занятия 2009

υ2

- объем скважины в интервале от забоя до башмака (нижнего конца)

лифта

= 0.785× D02 × l ;

НИ

υ2

где l = H + h − L = 3000 +100 −1800 = 1300 м

υ2

= 0,785× 0,1482 ×1300 = 22,3 м3

1 этап – закачать ЖГ расчетной плотности ( ρ =1120 кг/м3) объемом V2 и

выждать время оседания ее на забой (t) по формуле

А

Г

t =

l

=

1300

= 13000 с = 3.6часа

ω

0.1

ω - скорость принимаем 0,1 м/с

2 этап

После оседания закачать вторую порцию ЖГ-V1 = 27.7м3

Объем скважины – 27.7+ 22.3 = 50м3

е

ка

Вариант Б

Закачать жидкость в объеме V1,

превышающую

превышающую ρ`,

расчетную плотность ρ.

т

жидкости плотностью ρ`

L

Давление

столба

и высотой

(без учета

о

находим по формуле

давления столба оставшейся скважинной ж дкости)

ρ`=

ρН

= 1120× 3000

= 1866,7 кг/м3

л

и

L

1800

Пример 5

Из скважины глубиной 3000м обсаженнойб

эксплуатационной колонной

168мм и средней толщиной стенки 10мм, заполненной жидкостью плотностью

3

и

1300кг/м

НКТ диаметром 89мм и

толщиной

произведен подъем колонны

стенки 8мм без доливания скважины. Определить снижение давления на забой

после подъема НКТ.

б

Дано:Н=300 м

D=168 х 10 мм

ρ = 1300 кг/м3

ая

1.

d = 89 х 8 мм

Определяем массу колонны НКТ, поднятой из скважины

М = q × H

н

где q – масса 1 м. трубы с учетом муфт и высаженных концов определяем

по таблице

о

н

q = 16,83 кг

М=16,83·3000=50490 кг

2.

Объем колонны НКТ

р

50490

υНКТ

=

М

=

= 6,4 м3

е

к

т

ρM

7850

л

где ρM =7850 кг/м3 - плотность металла труб

3.

Понижение уровня жидкости в колонне определяется по формуле

41

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

Э

Z =

υНКТ

НИ

F

F – площадь внутреннего сечения колонны

Г

F =

πD02

;

4

А

D0 = 148мм

F =0,785·0,1482=0,017 м2

тогда Z =

6.4

= 378 м

ка

0.017

4.

Снижение давления на забой DP = ρgz = 1300× 9.81× 378 = 4.8 МПа

5.

Давление на забой после подъема НКТ составит

Рз=Р1- DP

Р1= ρgН =1300·9,81·300=38,2 МПа

Рз=38,2-4,8=33,4 МПа

в процессе подъема

НКТ необходимо

Для стабилизации

давления

доливать скважину жидкостью плотностью 1300 кг/м

3

е

3

бщим объемом 6,4м

Примечание:

о

т

Формулы для определения давлений создаваемых столбом жидкости на

пласт расположенный на глубине Н действите ьный для вертикальных скважин

и

(зенитный угол равен 0, глубина Н равна д ине скважине L).

В наклонно направленных скважинах, в которых горизонты с Рпл указаны

л

в расстояниях от устья (L), необходимо учитывать величину отклонения оси

скважины от вертикали (зенитный угол).б

Пример 6.

и

На глубине L (расстояние от устья скважины) залегает продуктивный

пласт. Средний зенитный угол осиб скважины α. Определить гидростатическое

давление на пласт, создаваемое столбом жидкости в скважине плотностью ρ.

Решение:

Давление гидрост тического столба жидкости Рст= ρ × g × H

H = L × cosα

ая

Рст

= ρ × g × L × cosα

о

н

н

р

3.2. Освоение скважин

3.2.1. Способы освоения скважин

Способ освоения скважин зависит от геолого-технических характеристик

с важиныт, пластового давления, дебита и т.д., а также вида произведенного

капитального

ремонта

и должен

определяться

геологической службой

к

заказчика.

е

Скважины, в

которых

производились

работы с

тампонированием

работы,

герметизация

нарушений

эксплуатационной

(водоизоляционные

Э

л

42

НИ

колонны, наращивание цементного камня за эксплуатационной колонной,

установка цементных мостов и др.) необходимо очистить от цементной корки,

промыть облагороженной жидкостью

и

освоить до

получения

стабильного

Г

притока продукции постоянной минерализации для определения типоразмера

скважинного

насоса.

Освоение

может

производиться

свабом,

азотным

А

компрессором, бустерной установкой, эжекторным устройством УЭ ИС и т.д.

Скважины, в которых производились работы по стимуляции, необходимо

промыть от продуктов реакции и освоить свабом, азотным компрессором,

бустерной установкой, эжекторным устройством УЭГИС или скважинными

насосами.

После ГРП

освоение

азотным

компрессором

не

допуск ется.

При

е

освоении скважин на месторождениях, содержащих сероводород, необходимо

иметь запас жидкости глушения, обработанной нейтрализатором сероводорода

соответствующей плотности в количестве не менее двух объкамов скважины.

Если величина текущего пластового давления выше гидростатического,

то для вызова притока скважинную жидкость необходимо постепенно заменить

и

ттрубное или межтрубное

жидкостью меньшей плотности закачиванием ее в

пространство.

Разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей

л

вредного воздействия

не должна быть более 400 кг/м3. С целью уменьшенияо

закачиваемой

воды

на

коллектор

пласта в нее добавляется

ПАВ.

Замену

производить

через

спущенную

в

б

скважину

колонну

НКТ

при

загерметизированном

устье

для

предотвращения

выбросов

и

фонтанных

проявлений.

и

Освоение свабированием.

При свабировании сваб (поршень) спускается на канате в НКТ. Жидкость

при этом перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме

клапан закрывается, а

манжеты

сваба

прижимаются

к

стенкам

НКТ и

ая

уплотняются. За один подъем свабб

выносит столб жидкости, определяемый

глубиной его погружения под уровень жидкости и скоростью подъема. При

малой скорости подъема св ба утечки жидкости между ним и НКТ становятся

н

значительными, и «коэффициент подачи сваба» существенно снижается вплоть

до полного прекраще ия подачи жидкости на устье скважины. Глубина

погружения сваба под уровень жидкости ограничена, как правило, прочностью

применяемых ма жет и обычно не превышает 400 м для резино-металлического

сваба, 600 м - для металлического сваба плашечного типа.

р

Компресс рныйн

способ освоения.

Спос б с закачкой инертного газа безопасен и позволяет быстро создать

значительные депрессиио

на пласт, что важно, кроме того, для эффективной

очис ки призабойной зоны скважины.

к

е

При вызове притока из пласта снижением уровня жидкости закачкой в

с важинут

азота необходимо спустить колонну НКТ с пусковыми муфтами,

колич ство и глубина установки которых,

а также глубина спуска НКТ, должна

л

43

опред ляться геологическими службами заказчика и подрядчика. Устье

Э

загерметизировать, к затрубной задвижке через клапан

М40-М2(3)

закрепить

нагнетательную линию

от

передвижного

азотного

компрессора.

НИ

Выкидную линию направить в желобную, при этом жестко закрепить к

желобной и штопору, завернутому возле устья. Допускается выкидную линию

направлять в приемный амбар, жестко закрепив при этом к двум штопорам,

завернутым возле устья и амбара.

Г

Освоение должно производиться с непрерывным контролем параметров

процесса при загерметизированном устье скважины.

А

При нагнетании азота жидкость в межтрубном пространстве оттесняется

до низа НКТ или до пусковой муфты. Газ, попадая в НКТ, снижает плотность

находящейся в колонне жидкости, снижая при этом давление на забое

скважины. Регулируя расход газа, можно изменять плотность г зожидкостной

смеси в трубах, и, следовательно, давление на забое, при снижении которого

е

ниже пластового начинается приток. После получения устойчивого притока

скважину необходимо перевести на стационарный режим работы.

Освоение скважин закачкой газированной (аэрированнойка

) жидкости.

Освоение скважин закачкой газированной жидкос и заключается в том,

что в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно

и

вода или нефть). Плотность такой газожидк стнт й смеси зависит от

соотношения

расхода

закачиваемого

газа

и

жидкости. Это

позволяет

регулировать

параметры

процесса

л

оя. Поскольку плотность

освоен

газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, этот метод позволяет

б

осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее

давление.

Для такого освоения используется

устерный агрегат. При нагнетании в

скважину газожидкостная смесь (ГЖС) движется сверху-вниз при непрерывно

изменяющихся давлении и температуре.

Освоение скважинными насосамии .

ая

На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда

не ожидается фонтанных про вленийб

, скважины могут быть освоены откачкой

из них жидкости скважинными насосами (ШГН или ЭЦН), спускаемыми на

проектную

глубину

н

в

соответствии

с

предполагаемыми

дебитом и

динамическим уровнем. При откачке жидкости насосами забойное давление

плавно уменьшается, пока не достигнет величины, при которой

устанавливается приток из пласта. Метод эффективен в тех случаях, когда по

опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии

для очистки призабой ой зоны от загрязнений.

р

Жел нир ваниен .

Жел нир вание - это извлечение жидкости из скважины желонкой,

спускаемой нао канате с помощью лебедки. Разработаны современные

устройс ва

и

приемы

работ, обеспечивающие

ведение

процесса

подъема

к

из

скважин

при

загерметизированном

устье.

Производительность

жидкос и

е

желонированият

мала по сравнению с другими способами подъема жидкости,

однако применение способа не зависит от вязкости поднимаемой жидкости,

л

44

поэтому может быть эффективно использован при извлечении из ствола

Э

скважин высоковязких эмульсий на месторождениях высоковязких нефтей.

Среди перспективных методов освоения можно отметить гидросвабирование,

освоение струйными насосами, освоение импульсными методами воздействия

на пласт, основанными на эффекте многократной имплозии.

Технология применения эжекторного устройства УЭГИС.

Устройство эжекторное для геофизических исследований скважин УЭГИС

предназначено

для

освоения,

геофизических

и

гидродинамических

исследований скважин и интенсификации притока из пласта.

НИ

Струйные насосы

типа УЭГИС приводятся

в действие нагнетанием

Г

рабочей жидкости насосными агрегатами типа ЦА-320, 4АН-700 и т.д. в НКТ с

дальнейшим выходом рабочей жидкости и откаченным пластовым флюидом в

А

межтрубное пространство. Насосы работают в паре с установленным ниже них

пакером. Депрессия на пласт создается только в подп керной зоне - по

остальному стволу скважины сохраняется первоначальное давление.

УЭГИС позволяет закачивать в пласт жидкие реагенты, проводить

исследования пласта геофизическими приборами на каб ле,каобработку пластов

ультразвуковым генератором и перфорацию малогабари ными перфораторами

е

во время работы струйного насоса, проводить измерение гидродинамических

параметров пласта.

т

Технологический процесс обеспечивает повышение производительности

добывающих и приемистости нагнетательных скважино

вследствие очистки

ПЗП, увеличения проницаемости прискважинной зоны пластов-коллекторов, а

и

также сокращение сроков освоения законченных бурением скважин.

л

3.2.2. Технологические огран

чения при ведении работ по вызову

б

притока

и

При вызове притока из пласта в процессе освоения добывающих скважин

б

свабированием снижается уровень до величины, создающей необходимую, не

превышая при этом допустимую для данной скважины депрессию на пласт.

Создаваемая депрессия не должна приводить к разрушению цементного

кольца и смятию эксплуатационной колонны.

ая

Величина критического перепада давления на цементное кольцо на

участке непро

ицаемых

пород составляет в

среднем

2,0 МПа

на 1 м.

н

Соответствующая величина максимально допустимой депрессии на пласт по

критерию прочн сти цементного кольца рассчитывается по формуле:

н

Р2

= Рпл.о+ 2 h − Рпл.в. ,

(3.2.2.1)

где

р

Рпл. - пластовое давление, МПа;

hт- высота цементного крепления между осваиваемым и невскрытым

п рфорациейк

ближайшим водоносным (или

обводнившимся)

пластом,

опред ляемая как сумма интервалов с хорошим сцеплением цементного камня

с породойе

и эксплуатационной колонной, м;

л

45

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

Э

5

НИ

Рпл.в.

- давление в невскрытом перфорацией водоносном (или

обводнившемся) пласте, ближайшем к осваиваемому, МПа.

Перепад давления, воспринимаемый эксплуатационной колонной против

Г

пласта с наибольшим пластовым давлением, не должен превышать величины:

DР3 = Рпл. + Рэк. - Рпл.б

- ρ × Dhп ×10 ,

(3.2.2.2)

где Рпл.

- пластовое давление, МПа;

Р

- допустимый перепад давления на эксплуатационную колонну, МПа (для

эк.

А

колонн с условными диаметрами 146 и 168 мм приним ется равным

соответственно 20,0 и 15,0 МПа);

е

Рпл.б

- наибольшее давление во вскрытых и невс рытых перфорацией

пластах, МПа;

от пласта

с

наибольшим

ка

Dhï

-

расстояние

плас овым давлением до

о

интервала перфорации, м (при расположении плас а с наибольшим пластовым

и

т

давлением ниже осваиваемого, принимается

Dhï

=0.

3.2.3. Вызов притока свабированием

Свабирование

традиционно

и

б

основным способом вызова

являетсял

притока

жидкости

из

продукт вного

пласта

при

освоении

нефтяных

б

скважин за рубежом и находит все большее применение в отечественной

нефтедобывающей

промышленности,

особенно

после

запрета

Ростехнадзором на применение сжатого воздуха для снижения уровня

жидкости в нефтяных скважинах

Скважинное оборудование включает: сваб, грузы, узел крепления к

тяговому элементу,

якорь, седло, клапан, ловитель, ясс.

н

включает:

лубрикатор,

сальник,

превентор,

Устьевое оборудов ние

запорную

арматуру,

систему управления

сальником,

обратный

клапан и

выкидную линию.

н

ая