Spravochnik_po_bureniyu_bolshoy_SSK

Вывоз притока

ных вод не должен превышать 2 МПа. Тогда депрессия на пласт определится формулой

p1 ≤ pпл — (pпл — αh)

где:

pпл — давление в водоносном пласте или на ВНК, МПа;

h— высота качественной цементной оболочки между водоносным пропластком или ВНК и ближайшим перфорационным отверстием, м.

Б.Перепад давлений на эксплуатационной колонне не дол жен превышать установленного требованиями проектных и нормативных документов.

В. Устойчивость призабойной зоны пласта обеспечивается при выполнении соотношения

p2 ≤ σпл — 2(ξpг — pпл),

где:

σсж — предел прочности породы пласта на сжатие с учетом его изменения при насыщении поро ды фильтратом бурового раствора, МПа;

рг — вертикальное горное давление, МПа;

ξ— коэффициент бокового распора.

Горные давления определяются средней плотностью выше лежащих пород рср (г/см3) с учетом содержащихся в них жид костей:

pг =0,01 pсрH,

где:

H — глубина залегания пласта, м.

Коэффициент бокового распора определяется через коэф фициент Пуассона ν:

Вывоз притока

Обычно

рср = 2,3 и 2,5 г/см3.

Данные о коэффициенте Пуассона приведены в таблице 4. Способ создания депрессии выбирается исходя из конкрет ных условий: глубины скважины, пластового давления, техни ческого состояния скважины, наличия оборудования, матери

алов, технических средств и опыта освоения аналогичных объектов.

Модуль упругости и коэффициент Пуассона для горных пород

Способы вызова притока.

А. Замена бурового раствора жидкостью с меньшей плот( ностью.

Закачивают жидкость меньшей плотности в затрубное про странство до полной замены ею раствора. Иногда закачку жидкости ведут в НКТ. Преимущество закачки жидкости в за трубное пространство заключается в том, что при получении притока до окончания замены раствора создаются нормаль ные условия для работы скважины и вынос твердых частиц из интервала перфорации более полный в связи с высокой скоростью движения жидкости.

Вывоз притока

Б. Использование пен.

Сущность вызова притока флюида из продуктивного пла ста состоит в замене имеющейся в скважине жидкости (по сле перфорации) на двухфазную пену. В качестве жидкости могут быть буровые растворы или вода.

Вызов притока жидкости и газа может осуществляться дву мя способами:

•с применением двухфазной пены;

•с одновременной очисткой призабойной зоны пласта с помощью пен.

Наличие ПАВ в жидкости (воде) резко снижает скорость всплывания пузырька газа, увеличивает прочность оболочек пузырьков, способствует образованию более мелких пузырь ков газа, препятствует коалесценции — слиянию отдельных мелких пузырьков газа с образованием более крупных.

Способ освоения скважины с одновременной очисткой при забойной зоны пласта с помощью пен предназначается для вызова притока жидкости и газа из пласта в скважинах, вво димых в эксплуатацию из бурения, для периодической очист ки призабойной зоны пласта (ПЗП) от кольматирующих ве ществ в эксплуатирующихся скважинах, а также для освоения скважин после производства в них ремонтных работ.

Сущность технологии очистки призабойной зоны пласта состо ит в том, чтобы в скважинах, вводимых в эксплуатацию из буре ния, до вызова притока очистить пласт от твердой и жидкой фаз бурового раствора. В добывающих скважинах, находящихся дли тельное время в эксплуатации, необходимо периодически очи щать призабойную зону пласта от глинистых частиц, асфальтос молистых веществ, парафина и т.д. Кроме того, призабойную зо ну как в новых, так и в старых скважинах следует очищать от во ды, проникшей в низкопроницаемые зоны продуктивной толщи.

В. Вызов притока с помощью струйного насоса УГИС.

Устройство типа УГИС состоит из корпуса со встроенным струйным насосом, имеющего проходной канал диаметром 51 мм, и набора функциональных вставок, спускаемых на ка беле. УГИС позволяет создавать на пласты депрессию, осу ществлять воздействие на пласты жидкими реагентами, про

Вывоз притока

водить исследования пласта геофизическими приборами на кабеле, обработку пласта ультразвуковым генератором и пер форацию малогабаритными перфораторами во время работы УГИС, производить измерение гидродинамических параме тров пласта. Насос работает в паре с установленным ниже не го пакером. Работа струйного насоса возможна, когда напор ный и всасывающий клапан разобщены и ток жидкости проис ходит через сопло. Разобщение выполняется с помощью функциональных вставок. Действие насоса (депрессия на пла сты) создаётся только в подпакерной зоне, по остальному стволу скважины сохраняется первоначальное давление.

Типовая компоновка устройства состоит:

•воронка (расширитель), устанавливается не ближе 20 м от кровли пласта;

•хвостовик (НКТ диаметром 73 мм);

•пакер;

•одна или несколько труб НКТ диаметром 73 мм;

•струйный насос;

•НКТ диаметром 73 мм до устья;

устье скважины оборудуется превентором, фонтанной ар матурой и лубрикатором.

При спуске УГИС трубы шаблонируются шаблоном диаме тром 59,5 мм, длиной 500 мм. Все резьбовые соединения между пакером и струйным насосом, резьбовые соединения НКТ уплотняются смазкой ГС.

По окончании работ по вызову притока и очистке призабой ной зоны пласта производятся гидродинамические исследо вания объекта.

Конструкция струйного насоса типа УГИС и комплекс вспо могательного оборудования позволяют производить через не го воздействие на пласт жидкими химреагентами. Возможно также прокачивание жидкости через УГИС напрямую в меж колонное пространство. После окончания исследований в ин тервал пласта через колонну НКТ и УГИС закачивается пер форационная жидкость. Затем через струйный насос в обсад ную колонну (в межколонное пространство и в НКТ), в интер вал выше пласта, закачивается жидкость глушения. Таким способом производится глушение скважины.

Вывоз притока

Схема обвязки наземного и компоновки глубинного оборудования при проведении работ устройством УГИС:

1 — лубрикатор; 2 — НКТ; 3 — амбар; 4 — УГИС; 5 — глубинный манометр; 6 — пакер; 7 — хвостовик;

8 — каротажная станция; 9 —фильтр; 10 — насосный агрегат; 11 — замерная емкость; 12 — емкость для рабочей жидкости

Вывоз притока

Г. Свабирование

Сваб — поршень, снабженный клапаном, который спуска ют на канате в колонну НКТ. Клапан при ходе поршня вниз открывается, а при ходе вверх закрывается. Уплотнение сва ба достигается за счет резиновых манжет, укрепленных на металлическом стержне. Свабирование производится с по дъёмника А 50 с использованием геофизического подъёмни ка, оснащённого стальным каротажным кабелем.Уровень жидкости в скважине при свабировании снижается постепен но в течение сравнительно длительного времени, что способ ствует плавному запуску скважины. Если за один рейс будет извлечена жидкость из 250 м НКТ диаметром 73 мм, то об щее снижение уровня в. скважине диаметром 146 мм соста вит около 60 м.

Постепенное снижение давления на забой не позволяет осуществлять резкую депрессию на пласт, которая иногда необходима для очистки каналов в призабойной зоне пласта. Поэтому по отсутствию притока при свабировании необходи мо убедиться в наличии связи пласта со скважиной и принять меры по устранению сопротивления движению жидкости.

Методы воздействия на призабойную зону пласта

Методы интенсификации притока жидкости и приемистости скважин

Гидромеханические:

•гидроразрыв пласта (ГРП);

•гидропескоструйная перфорация (ГПП);

•создание многократных депрессий (с использованием газов, пен, устройств для очистки скважин (УОС)

и др.);

•волновое или вибрационное воздействие;

•имплозионное воздействие;

•декомпрессионная обработка;

•щелевая разгрузка;

•кавитационно волновое воздействие.

ФизикоAхимические:

•кислотные обработки

соляной кислотой,

плавиковой кислотой,

сульфаминовой кислотой и др.;

•воздействие растворителями

нефтерастворимыми (гексановая фракция, толуол, бензол, ШФЛУ и др.)

водорастворимыми (ацетон, метиловый спирт, эти ленгликоль и др.);

•обработка расворами ПАВ

водными растворами ОП 10, превоцела N G 12, нео нола АФ9 12, карпатола, сульфанола и др.;

растворами на углеводородной основе ОП 4 (АФ9 4)

стеарокса 6, композициями типа ИХН 60, ИХН 100

идр.

•закачка и продавка ингибиторов солеотложений, включающих сульфосоединения и этиленгликоль;

•воздействие водо и нефтерастворимыми растворите лями и их продавка нефтью;

•Обработка глинистых растворов добавками ОЖК и ОЖКМ.

Методы воздействия на призабойную зону пласта

Термические:

•электропрогрев

стационарный,

периодический;

•паротепловые обработки;

•импульсно дозированное тепловое воздействие (ИДТВ).

Комбинированные:

•термокислотная обработка;

•термогазохимическое воздействие (ТГХВ);

•гидрокислотный разрыв пласта;

•направленное кислотное воздействие в сочетании с ГПП;

•кислотно ацетоновое (гликолевое) воздействие;

•повторное вскрытие перфорацией в специальных ра створах кислоты, ПАВ, Растворителей и др.

•кислотные обработки при повышенных депрессиях;

•ТГХВ в активной среде (кислоты, растворители МЛ 80);

•термоакустическое воздействие;

•электрогидравлическое воздействие;

•внутрипластвове окисление легких углеводородов;

•последовательное воздействие пульсатором и упра вляемыми циклическими депрессиями;

•одновременная обработка и очистка с применением тандемной установки «пульсатор забойный эжектор» и введением добавок ПАВ в рабочий агент;

•то же, с одновременным физико химическим воздей ствием.

Солянокислотная обработка (СКО)

СКО заключается в закачке в пласт солянокислотного ра створа с удельным расходом, зависящим от количества про веденных ОПЗ на скважине. Для первой обработки расход кислоты составляет 0,5м3/м, для скважин, обработанных нео днократно, удельный расход должен составлять до 1,5м3/м. Необходимый объем кислотного состава для каждой скважи ны рассчитывается индивидуально.

Методы воздействия на призабойную зону пласта

Расчет объема кислотного состава производится по формуле:

V к.с. = πН m (R2об — r2ск),

где:

Vк.с. — потребный объем кислотного состава, м3;

Н— толщина обрабатываемого интервала, м;

m— пористость (эффективная) пород в долях единиц;

Rоб — радиус (глубина) обработки, м; определяется по радиусу загрязненной зоны, который в свою очередь определяется по кривым КВД;

rск — радиус скважины, .м.

Значение параметров Н, m и Rоб в формуле определяется для каждого конкретного случая.

Глинокислотная обработка (ГКО)

Порядок расчета ингредиентов для приготовления глинокислоты

Глинокислотная композиция образуется при добавлении не больших обьемов плавиковой кислоты в раствор соляной. Ос новной раствор соляной кислоты с заданной концентрацией рассчитывается на основании таблицы 1.

Количество исходной (товарной) кислоты, необходимое для получения 1 м3 рабочего кислотного раствора с заданной кон центрацией (указанной в плане работ), рассчитывается по формуле:

V = А , Ат

где:

V– объём исходной (товарной) соляной кислоты

вм3 для приготовления1 м3 рабочего кислот ного раствора с заданной концентрацией