Вторичное вскрытие продуктивных пластов, вызов притока нефти (газа) и освоение скважин 13 глава

ВТОРИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ, ВЫЗОВ ПРИТОКА НЕФТИ (ГАЗА) И ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН

13

ГЛАВА

Вскрытие продуктивных пластов проводят дважды: первичное — в процессе бурения, вторичное — перфорацией после крепления скважины эксплуатационной колонной. Вскрытие пласта перфорацией в обсаженных скважинах — одна из наиболее важных операций при их строительстве, поскольку от нее зависит дальнейший успех испытания, получения притока пластового флюида и освоения скважины как объекта эксплуатации.

13.1. ПУЛЕВАЯ ПЕРФОРАЦИЯ

Пулевые перфораторы представляют собой короткоствольные пушечные системы, в которых пули разгоняются по стволу благодаря энергии расширения пороховых газов и, получив достаточную кинетическую энергию на выходе из нее, пробивают препятствие. В перфораторах типа АПХ, ПБ, ППМ длина ствола, в котором пули разгоняются под давлением пороховых газов, очень ограничена, поэтому кинетическая энергия пули на выходе из отверстия ствола недостаточна для получения в породе каналов большой длины. Новыми среди пулевых перфораторов являются перфораторы с вертикально-криволинейными стволами типа ПВН, в которых пули разгоняются по стволам значительной длины, размещенным вдоль оси корпуса. При такой конструкции длина ствола увеличивается до 400 — 500 мм против 60 — 70 мм в перфораторах с горизонтальным размещением стволов, а скорость пули на выходе из дула достигает 900—1000 м/с. Поскольку масса пули в пефораторах типа ПВН в 4 — 5 раз больше массы пуль, применяемых в перфораторах типа АПХ, ПБ, ППМ, то кинетическая энергия, которую получает поля на выходе из ствола, больше в 10 раз. Благодаря этому указанные перфораторы имеют пробивную способность, которую можно сравнить с пробивной способностью кумулятивных перфораторов такого же поперечного размера при отстрелах в породах средней прочности.

Для вторичного вскрытия применяют пулевые перфораторы залпового действия с вертикально-наклонными стволами ПВН90, ПВН90Т, ПВТ73, ПВК70 (диаметры 90, 73, 70 мм), которые могут спускаться в обсадную колонну с минимальным внутренним диаметром 117,5 и 98 мм. В перфораторах типа ПВН в двух взаимно перпендикулярных плоскостях попарно расположены четыре ствола. Для взаимного уравновешивания сил реакции парные стволы идут от общих пороховых камер навстречу друг другу.

Перфоратор ПВТ73 отличается двуствольной конструкцией, в которой пули разгоняются по противоположным направлениям. В одноканальном многосерийном перфораторе ПВК70 ствол проходит вдоль оси перфоратора, и в нем используются пули с увеличенными диаметром и массой.

Длина канала, пробиваемого пулей в породе средней прочности, составляет 140 мм для ПВН90 и ПВН90Т, 180 мм для ПВТ73 и 200 мм для ПВК70. Пробивная способность пуль в значительно большей степени зависит от прочности породы, чем у кумулятивных струй, длина каналов в породах низкой и средней прочности, создаваемых пулевыми перфораторами, больше длины каналов, создаваемых кумулятивными перфораторами, а в породах выше средней прочности (50 МПа) — наоборот, меньше. Поэтому целесообразнее применять пулевые перфораторы для вскрытия пластов, составленных слабосцементированными, непрочными породами. Кроме того, благодаря интенсивному трещинообразованию при вхождении в породу пули эффективность вскрытия во многом зависит от числа и длины трещин.

С этой точки зрения большее предпочтение пулевым перфораторам следует отдавать при вскрытии сыпучих пород. Поскольку воздействие пулевого перфоратора на обсадную колонну несколько больше кумулятивного корпусного, применение его нежелательно (при качественном цементировании обсадной колонны), при наличии близких водоносных горизонтов. Следует также учесть, что продуктивность работ с пулевыми перфораторами несколько ниже, чем с кумулятивными, так как за один спуск они могут вскрыть лишь до 2 — 3 м пласта с плотностью до пяти отверстий на 1 м.

13.2. КУМУЛЯТИВНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ

Механизм образования кумулятивной струи следующий. При взрыве вещества в виде цилиндрического заряда происходит почти мгновенное превращение его в газоподобные продукты, которые разлетаются во все стороны в направлениях, перпендикулярных к поверхности заряда. Суть эффекта кумуляции в том, что газоподобные продукты детонации части заряда, называющиеся активной частью и движущиеся к оси заряда, концентрируются в мощный поток, который называется кумулятивной струей. Если углубление в заряде облицовано тонким слоем металла, то при детонации заряда вдоль ее оси образуется кумулятивная струя, состоящая не только из газоподобных продуктов, но и из размягченного металла, который выделяется из металлической облицовки.

Имея очень высокую скорость в главной части (6 — 8 км/с), при ударе о твердую перегородку струя развивает такое давление, под воздействием которого наиболее прочные материалы разрушаются. Для большинства зарядов давление кумулятивной струи на перегородку составляет 20 — 30 ГПа, в то время как граница прочности горных пород в 400 — 600 раз меньше.

По гидродинамической теории кумуляции (М.А. Лаврентьев и Г.И. Покровский), длина пробитого канала 1_к в перегородке не зависит от механической прочности материала перегородки, а определяется только соотношением плотностей материалов струи р_с и перегородки р_п:

(13.1)

где 1_с — длина кумулятивной струи, для большинства зарядов равная длине образовавшегося кумулятивного углубления.

Таким образом, длина канала в перегородке при проникновении в нее кумулятивной струи почти не зависит от прочности перегородки, благодаря чему кумулятивные перфораторы можно применять для вскрытия пластов с наиболее прочными породами.

Формирование перфорационных каналов в пласте носит следующий характер. При разрушении металлической облицовки от детонации заряда в кумулятивную струю переходит лишь 10 % ее массы. Остальная ее часть формируется в стержне сигароподобной формы — песте, который движется со скоростью около 1000 м/с. Обладая меньшей кинетической энергией и большим диаметром, чем главная часть струи, пест может застрять в уже образовавшемся канале и частично или даже полностью закупорить его. Около 15 % всех перфорационных каналов полностью закупорены застрявшим в обсадной колонне пестом.

Для образования кумулятивной струи при взрыве заряда необходимое условие — отсутствие в кумулятивной полости заряда любой жидкости, иначе от взрыва заряда вместо кумулятивного эффекта будет иметь место фугасное действие.

В связи с этим кумулятивные заряды перфораторов изолируют от скважинной жидкости путем размещения их в индивидуальные герметические оболочки (бескорпусные перфораторы) или в общие герметические корпуса (корпусные перфораторы).

Корпусные кумулятивные перфораторы обеспечивают наименьшее нежелательное воздействие на обсадную колонну и затрубное цементное кольцо, так как основную часть энергии взрыва заряда воспринимает корпус перфоратора. При этом в зависимости от особенностей корпуса перфораторы делят на корпусные многоразового (ПК) и корпусные одноразового (ПКО) использования.

В перфораторах типа ПК корпус воспринимает не только гидростатическое давление, но и многократные взрывные нагрузки, поэтому толщина

его должна быть больше, чем в перфораторах типа ПКО. Это приводит к тому, что при одних и тех же габаритах перфораторов в ПК масса заряда меньше, чем в ПКО. Из перфораторов типа ПК наиболее распространены перфораторы ПК105ДУ, ПК85ДУ, ПК95Н, а из перфораторов типа ПКО — перфораторы ПКО89, ПК073.

Бескорпусные кумулятивные перфораторы с зарядами в индивидуальных оболочках позволяют значительно ускорять проведение простре-лочно-взрывных работ, так как за один спуск перфоратора может быть вскрыто 30 м пласта. Малогабаритными бескорпусными перфораторами можно выполнять вторичное вскрытие пластов, спуская их внутрь насоснокомпрессорных труб. Однако степень воздействия этих перфораторов на обсадную колонну и цементное кольцо значительно больше, чем при использовании корпусных перфораторов. Кроме того, после взрыва зарядов на забое остаются обломки от корпусов заряда и соединяющих деталей, наличие которых позже может привести к осложнениям при эксплуатации скважины.

Из корпусных полуразрушающихся перфораторов на промыслах наиболее распространены перфораторы в стеклянных оболочках ПКС80,

Т аблица 13.2

Области применения стреляющих перфораторов

Кумулятивные перфораторы

Пулевые

перфора

торы

ПВКТ70,

ПВТ73

Корпусные

Бескорпусные

Показатель

ПКСУЛ80, ПКСУЛ80-1, ПКС105У

ПК85ДУ,

ПК105ДУ

ПК80Н,

ПК95Н

ПНКТ73,

ПНКТ89

ПКО73,

ПКО98

ПКОТ73,

ПКОТ879

ПР43,

ПР54

КПРУ65

Максимальное гидростатическое давление, МПа Максимальная температура, °С

Минимальное гидростатическое давление в скважине, МПа

80 180; 200

120

200

100

170

45 (сталь Е") 70 180; 200

20 (ЗПКО73) 10 (ЗПКО73Е) 20 (3ПКО89)

10 (ЗПКО89Е) 96 118

120 (сталь Е") 180; 200

40

50

50; 80

100; 150

10

10

80

150

80

150

100

200

50

62

76

Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны (или НКТ) для малогабаритных перфораторов, мм Число труб в интервале перфорации

Репрессия (« + »)

Депрессия (« — ») Максимальное число зарядов, отстреливаемых на спуск

98

118

96

118

96

118

96

118

96

118

98

1-2

1-3

1-3

+

250*

1-3

+

60 (100 °С) 20 (100 °С)* 45 (100 °С)* 15 (100 °С)

10

6 (3ПКО89) 10 (3ПКО89Е)*

1-3

1-3

1-3

1

1 - 2 + 20

1

1 - 2

+

40 (100 °С) 20 (100 °С) 30 (100 °С)* 15 (100 °С) 10

+

100*

+

+

100

+

300

20

12

10

Максимальная плотность перфорации за спуск, число отверстий на 1 м

6

11

6

10

12

12

6

8

ПКС105, ПКС65, из разрушающихся — перфораторы с зарядами в алюминиевых оболочках КПРУ65, ПР54.

Размеры перфорационных каналов, которые образуются при отстреле зарядов наиболее распространенных кумулятивных перфораторов в поверхностных условиях и при давлении 30 МПа по одинаковым целям с породой прочностью при одноосном сжатии 45 МПа, показаны на рис. 13.1 (ш_з — масса заряда, 1_к — длина канала).

В табл. 13.1 — 13.3 приведены классификация типов кумулятивных перфораторов, области применения стреляющих перфораторов и техническая характеристика комплекса стреляющих перфораторов, рекомендуемых для вскрытия пластов.

13.3. ПЕРФОРАЦИЯ ПРИ ДЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ

Эта перфорация — наиболее прогрессивный способ вторичного вскрытия пласта, так как в момент создания перфорационных каналов под воздействием больших градиентов давлений возникает интенсивный приток нефти или газа из пласта в скважину, вследствие чего происходит самоочищение перфорационных каналов и породы в призабойной зоне. Одновременно процесс вторичного вскрытия пластов совмещается с процессом вызова притока нефти или газа. Эту перфорацию в настоящее время осуществляют по двум вариантам.

По первому варианту применяют перфораторы типа КПРУ65, ПР54, ПР43. До спуска перфоратора скважину оборудуют колонной НКТ, а на устье монтируют фонтанную арматуру. На месте буферного патрубка устанавливают лубрикатор — устройство, позволяющее спускать и поднимать в работающей скважине любые приборы при наличии давления на устье.

Путем снижения уровня раствора в скважине, замены на более легкий раствор, полного удаления раствора из скважины и заполнения ее воздухом, природным газом или азотом создается необходимый перепад между пластовым и забойным давлениями. В скважину через лубрикатор необходимой длины (максимальное число кумулятивных зарядов, спускаемых одновременно, не должно превышать 300) на каротажном кабеле спускают малогабаритный перфоратор с установкой его напротив интервала, который надо перфорировать (рис. 13.2). После срабатывания перфоратора пласт начинает сразу же себя проявлять, происходит интенсивный процесс очищения перфорационных каналов и породы пласта вокруг скважины. В высокопродуктивных нефтяных и особенно в газовых добывающих скважинах по мере заполнения ствола скважины пластовым флюидом наблюдается интенсивный рост давления на устье. Конструкция лубрикатора позволяет вывести каротажный кабель из скважины, а при необходимости его можно опять спустить в скважину для дострела необходимого интервала.

При использовании малогабаритных перфораторов кумулятивной струе приходится преодолеть большое расстояние до удара с перегородкой — обсадной колонной, причем известно, что длина канала зависит и от толщины слоя жидкости. Поэтому наибольший эффект получают от применения таких перфораторов в газовой среде.

Рис. 13.3. Схема выполнения работ перфоратором, спускаемым по трубам (типа ПНК):

1 — резиновый шар; 2 — циркуляционный клапан; 3 — механизм ударного действия; 4 — приспособление инициирования зарядов; 5 — перфоратор

Так, на месторождениях Северного Кавказа вследствие вскрытия при депрессии в газовой среде перфораторами ПР54 обеспечивается увеличение дебитов скважин в 2 — 3 раза и сокращение времени освоения скважин в среднем на 8 сут по сравнению с вскрытием пластов при репрессии даже намного более мощными перфораторами типа ПК и ПКО.

Рис. 13.2. Схема спуска в скважину малогабаритного перфоратора:

1 — лубрикатор; 2 — крестовина; 3 — обсадная колонна; 4 — НКТ; 5 — кабель; 6 — перфоратор

По второму варианту перфорации используют перфораторы, спускаемые в скважину на НКТ. Это корпусные перфораторы одноразового действия типа ПКО, срабатывающие от механизма ударного действия при нажиме на него резинового шара, вбрасываемого в колонну труб с поверхности и дальше движущегося вниз под воздействием потока жидкости. Такие перфораторы имеют шифр ПНКТ89 и ПНКТ73. Эти перфораторы снабжены приспособлениями для передачи детонации от секции к секции, что позволяет соединять их друг с другом для одновременного вскрытия пласта толщиной 50 м и более. После срабатывания перфоратора и создания гидродинамической связи пласта и скважины отстрелянный корпус перфоратора остается в скважине, если она работает фонтанным способом (рис. 13.3).

Таким образом, перфорация осуществляется в следующем порядке. В скважину, заполненную промывочной жидкостью, спускают колонну НКТ, в нижней части которой напротив продуктивной части пласта размещен перфоратор ПНКТ.

Устье скважины оборудуют фонтанной арматурой на необходимое давление. Путем удаления части жидкости из скважины или замены ее на более легкую создают заранее выбранную депрессию на пласт, при этом давление на забое должно быть не менее 5 МПа. Через устьевую задвижку внутрь НКТ бросают резиновый шар, который потоком жидкости, подаваемой в трубы, движется в НКТ до механизма ударного действия, от которого срабатывает приспособление инициации зарядов. После перфорации нефть или газ из пласта поступает в колонну НКТ через отверстия в корпусе ПНКТ, образовавшиеся после срабатывания зарядов, или через специальные циркуляционные окна, размещенные выше перфоратора.

Эти перфораторы являются единственными, для спуска которых в скважину не используется кабель. Их целесообразно применять в скважинах с большим углом наклона ствола, где спуск перфоратора на кабеле затруднен. В частности, в горизонтальных скважинах это один из наиболее реальных и эффективных методов перфорации. Эти перфораторы очень эффективны и в том случае, когда надо выполнять вторичное вскрытие в условиях многоколонных конструкций, где требуется повышенная пробивная способность зарядов.

13.4. ПЕРФОРАЦИЯ ПРИ РЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ

При репрессии следует вскрывать объект, пластовое давление в котором равно гидростатическому или выше него независимо от местонахождения интервала перфорации, в том числе и в прикон-турных (ВНК, ГНК), а также при наличии в нефти агрессивных компонентов.

При вскрытии пластов под репрессией необходимо обеспечить безопасность проведения работ и принять меры для предупреждения проникновения жидкостей из скважины в пласт. Гидростатическое давление столба жидкости, заполняющего скважину, должно превышать пластовое на следующую величину:

10—15 % для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1,5 МПа;

5—10 % для скважин глубиной до 2500 м (в интервале от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;

4 — 7 % для скважин глубиной более 2500 м (в интервале от 2500 м до проектной глубины), но не более 3,5 МПа.

Перед проведением перфорации в скважину спускают НКТ с промывкой до искусственного забоя. Устье скважины оборудуют противовыбросовым оборудованием.

Перфорацию следует проводить не более чем двумя спусками перфораторов в один и тот же интервал. В зонах ВНК и ГНК перфорацию разрешается выполнять только один раз.

Оптимальная плотность перфорации должна обеспечивать максимально возможную гидравлическую связь скважины с продуктивным пластом, а также сохранение обсадной колонны и цементного кольца за пределами зоны перфорации.

Плотность перфорации определяется фильтрационно-емкостными свойствами пласта, его однородностью и прочностью, расстоянием от ВНК и ГНК, а также способом перфорации (табл. 13.4).

При использовании перфораторов с повышенной пробивной способностью, соответствующих ПК089, плотность перфорации может быть уменьшена на 50 %, по сравнению со значениями, указанными в табл. 13.4.

13.5. СПЕЦИАЛЬНЫЕ РАСТВОРЫ ДЛЯ ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН

Кольматация перфорационных каналов значительно влияет на гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом. Однако сегодня на месторождениях в странах СНГ более 90 % объема работ по вторичному вскрытию пластов проводят кумулятивной перфорацией в условиях превышения давления на забое скважины над пластовым. При этом по ныне действующим техническим правилам ведения буровых работ перед перфорацией требуется заполнять эксплуатационную колонну таким буровым раствором, который применялся при первичном вскрытии пластов, что приводит к необратимому загрязнению призабойной зоны пластов. За рубежом давно уже отказались от проведения перфорационных работ в среде бурового раствора и используют для этих целей специальные растворы (СР) без твердой фазы или жидкости, в состав которых входят кислоторастворимые наполнители.

Технология вторичного вскрытия пластов путем кумулятивной перфорации в наше время прошла три этапа развития.

На первом этапе кумулятивную перфорацию проводили в среде бурового раствора. Данные исследований однозначно свидетельствуют, что в этих условиях имеет место кольматация глинистыми частицами перфорационных каналов, вследствие чего их пропускная способность уменьшается в 2 раза и более. Однако такую технологию сегодня применяют на большинстве месторождений, чем наносится ущерб народному хозяйству.

Второй этап развития технологии вторичного вскрытия характеризуется использованием в качестве перфорационной среды специальных растворов без твердой фазы. Из таких жидкостей наиболее широкое применение нашли водные растворы солей, полимерные соляные растворы на углеводородной основе (РУО) и некоторые другие.

При использовании СР при вторичном вскрытии пластов получают более позитивный результат по сравнению с перфорацией в среде глинистого раствора. Однако при этом не исключается кольматация пласта взвешенными частицами, которые попадают в СР во время его приготовления, транспортирования и закачки в скважину.

Основные источники загрязнения СР при закачке их в скважину — остатки бурового раствора в колонне, манифольде, задвижках и других элементах циркуляционной системы.

Данные зарубежных исследований свидетельствуют (рис. 13.4), что при концентрации твердых частиц в СР, составляющей 485 мг/л, резко ухудшаются коллекторские свойства пород.

В связи с этим дальнейшее совершенствование технологии вторичного вскрытия пластов требует решения проблемы глубокой очистки СР от взвешенных частиц. Это является третьим этапом технологии вторичного вскрытия пластов. Суть такой технологии — введение дополнительного комплекса работ по снижению концентрации взвешенных частиц. Это предусматривает замену бурового раствора в скважине на СР в несколько этапов:

замена бурового раствора водой в эксплуатационной колонне;

отмывка ствола скважины от остатков бурового раствора путем циркуляции воды с добавками спиртов и ПАВ по закрытому циклу: емкость — насос — фильтр; для удаления вымытых твердых частиц: скважина — емкость;

замещение воды отфильтрованной перфорационной жидкостью.

Для изъятия из воды вымытых твердых частиц и очищения СР используют фильтры разных конструкций: сетчатые, с фильтрующими элементами в виде пластин, заполненных кварцевым песком, и др. Такие фильтры позволяют снизить концентрацию взвешенных частиц до 2 мг/л, хотя

10⁰

с—2 мг/л

Рис. 13.4. Влияние концентрации с твердых частиц в специальных жидкостях на проницаемость пород

практика подтверждает, что фильтрование снижает эту концентрацию только до 10 мг/л.

Продолжительность работ по очистке скважины СР может составлять 10 сут в зависимости от объема фильтрующих жидкостей и пропускной способности фильтров. За рубежом такая технология считается экономически целесообразной.

В нашей практике такие работы пока не проводятся.

Не менее важен выбор типа СР для конкретных горнотехнических условий.

При выборе типа СР для заполнения зоны перфорации необходимо руководствоваться правилами, регламентирующими требования к фильтрату бурового раствора на стадии первичного вскрытия. При этом следует учитывать и свойства фильтрата, который проник в пласт во время первичного вскрытия. Последнее условие в наше время практически не учитывается. Так, иногда промыслово-геологические службы рекомендуют применять растворы на углеводородной основе, в то время как при первичном вскрытии используют буровые растворы на водной основе. Для оценки взаимодействия СР с коллекторами на основании моделирования поэтапного воздействия на коллектор фильтрата бурового раствора при первичном вскрытии, тампонажного раствора при цементировании и перфорационной жидкости при вторичном вскрытии. Ученым О. Бачериковым разработана методика, оценивающая также и вытеснение этих фильтратов в обратном порядке при вызове притока. За критерий оценки взят коэффициент восстановления проницаемости, которой определяется как отношение проницаемости керна после обработки технологическими жидкостями к₁ к его первичной проницаемости k₀:

Р = k1/k>

Опыты проводили с использованием природных кернов длиной 5 см, проницаемостью 0,1—0,3 мкм², которые после экстрагирования последовательно насыщались моделью нефти (80 %) и пластовой водой (20 %). Результаты этих опытов показали, что эффективность применения СР в значительной степени зависит от условий первичного вскрытия пластов (табл. 13.5). Если при разбуривании пласта использовали раствор на водной основе, то применение в качестве перфорационной среды раствора CaCl₂ обеспечивает коэффициент р = 0,58, в то время как применение инвертно-эмульсионного раствора (ИЭР) позволяет получить р = 0,34.

Причина низкой эффективности применения РУО в том, что при использовании противоположных по природе смачивания бурового раствора на водной основе и перфорационной жидкости на нефтяной основе в коллекторе появляется новая зона углеводородного контакта, созданная фильтратами этих систем. При этом возникает благоприятная среда для образования в призабойной зоне пласта (ПЗП) вязких водонефтяных эмульсий и для блокирования части поровых каналов водным фильтратом. Кроме того, при указанном соединении СР и бурового раствора в зоне их контакта происходит двухфазная фильтрация.

В большинстве нефтепромысловых районов России и стран СНГ при разбуривании пластов используют растворы на водной основе. Исследования показали, что водные растворы солей NaCl, KCl, CaCl₂ характеризуются коэффициентом восстановления проницаемости р = 0,54^0,61. Поли-

мерные растворы с содержанием 0,3-0,5 % полиакриламида (ПАА) и 20 % CaCl₂ характеризуются коэффициентом в = 0,39^0,46. Причинами тому являются проникновение макромолекул полимера в коллектор и адсорбция их на поверхности фильтрационных каналов. Наиболее низкие значения в = 0,31^0,35 получены при использовании ИЭР (32,5 % дизельного топлива + 1,5 % эмультала + 6 % СМАД + 60 % воды).

Применяемые в процессе испытаний СР существенно различаются и по легкости вытеснения фильтратов из коллектора. Максимальные значения Др_т/Др₀ при использовании солевых и полимерных растворов значительно меньше, чем в случаях применения ИЭР, т.е. удаление фильтрата из ПЗП происходит при более высокой депрессии.

13.6. БУФЕРНЫЕ РАЗДЕЛИТЕЛИ

При порционном заполнении зоны перфорации СР важен выбор буферного разделителя между буровым раствором и СР. Этот буферный раствор должен предупреждать смешение перфорационной среды с буровым раствором как во время заполнения скважины, так и в течение следующих нескольких суток при многоразовых спусках перфораторов или других геофизических приборов. При этом буферный разделитель должен иметь прочную структуру и создавать возможность свободного прохода сквозь него перфоратора. Для предупреждения процесса смешения рекомендуется применять инвертную эмульсию, в которой буферная жидкость противоположна по природе смачивания обеим разделяемым жидкостям. Одним из типов такой буферной жидкости, разделяющей водный буровой раствор и СР на базе солевых растворов, является инвертная эмульсия следующего состава: дизельное топливо - 48,5 %, эмультал - 1,5 %, вода -50 %. Повышение плотности такой эмульсии достигается за счет ввода в нее мела или барита (табл. 13.6).

Рассмотрим очищение перфорационной среды от взвешенных частиц.

Одним из надежных методов очистки СР является метод его отстоя под воздействием сил гравитации. Для этого СР обрабатывают на поверх-

ности флокулянтом, доставляют его в зону перфорации с изоляцией от бурового раствора буферным разделителем, а позже отстаивают СР на забое до выпадения взвешенных частиц в зумпф. Исследования показали, что высокая интенсивность осаждения взвешенных частиц достигается при обработке СР анионным полимером ПАА. При обработке концентрированных солевых растворов ПАА наблюдаются следующие основные закономерности флокуляции: образование агрегатов частиц и осаждение их с максимальной скоростью при определенных дозах полимера. Снижение скорости осаждения происходит как при недостаточном количестве флокулянта для образования значительных хлопьев, так и вследствие эффекта стабилизации при его повышенных дозах. Содержание ПАА, обеспечивающее минимальное время очистки, зависит от концентрации твердой фазы с в солевом растворе. Установлено, что оптимальные условия достигаются при вводе в СР 0,005-0,007 % ПАА с широким диапазоном загрязнения твердыми частицами - от 500 до 5000 мг/л (см. рис. 13.4). Лабораторные исследования и промысловый опыт подтвердили, что процесс осветления СР высотой 300 м по времени не превышает подготовительных работ до перфорации и, следовательно, не требует дополнительных затрат времени.

13.7. ТЕХНОЛОГИЯ ЗАПОЛНЕНИЯ СКВАЖИНЫ СПЕЦИАЛЬНОЙ ЖИДКОСТЬЮ

В верхней части скважины используют буровой раствор, применявшийся при первичном вскрытии продуктивных пластов. Этот раствор должен обладать хорошей седиментационной устойчивостью для предупреждения выпадения утяжелителя и его накопления на границе с буферной жидкостью, что может создать трудности для прохождения перфоратора. Ниже бурового раствора размещается порция буферной жидкости-разделителя. Для предупреждения перемещения жидкостей под воздействием гравитационной силы необходимо, чтобы плотность растворов, заполняющих скважину, увеличивалась в направлении сверху вниз не менее чем на 20 — 40 кг/м³ (см. табл. 13.6).

Ниже буферного разделителя размещается СР — перфорационная среда. Солевой раствор, применяемый в качестве перфорационной среды, должен вмещать не менее 2 г/л катионов Са²⁺ (коагулянт) и 0,005 — 0,007 % ПАА (флокулянт). Объем порции солевого раствора рекомендуется определять из расчета на перекрытие нижней части ствола скважины до уровня, размещенного на 50—100 м выше верхних перфорационных отверстий. Солевой раствор и буферную жидкость готовят в глиномешалке или в мерных емкостях цементировочного агрегата ЦА. В последнем случае для затаривания соли используют дополнительную емкость объемом 0,5—1 м³. Готовить СР и инвертную эмульсию наиболее рационально централизованно с доставкой на буровую автоцистернами. Обработку раствора флокулянтом (ПАА), а также добавку при необходимости коагулянта (CaCl₂) осуществляют непосредственно в емкости ЦА при перемешивании в процессе циркуляции по закрытому циклу на протяжении 15 — 30 мин.

При использовании специальных жидкостей для вторичного вскрытия пластов дебит скважины возрастает на 25 — 30 % при сокращении времени освоения на 25 — 40 %.

13.8. ВЫЗОВ ПРИТОКА

ПУТЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ ЖИДКОСТИ

В ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЕ

Для вызова притока из пласта путем замещения в эксплуатационной колонне жидкости с большей плотностью на жидкость с меньшей плотностью спускают НКТ в скважину до уровня перфорационных отверстий. В затрубное пространство подают жидкость меньшей плотности насосным агрегатом, вытесняя в колонну НКТ раствор большей плотности. После того как жидкость с меньшей плотностью достигает забоя и попадает в НКТ, начинает снижаться забойное давление. Когда давление на забое становится меньше пластового, т.е. создается депрессия на пласт, становится возможным приток жидкости из продуктивного горизонта. Если продуктивный горизонт образован трещинными породами, то замещение жидкостей в скважине проводят в несколько этапов, причем плотность жидкости замещения на каждом последующем этапе меньше, чем на предыдущем.

Максимальное значение давления на устье р_у скважины соответствует времени, когда жидкость с меньшей плотностью достигает забоя:

^ру ^(рт.ж Рл.ж)+ ^ДРз.п + ^ДРк,    ⁽¹³.²⁾

где р_т._ж, р_л._ж - плотность соответственно тяжелой и легкой жидкости; Н — длина колонны труб; Др_з._п, Др_к - потери давления соответственно в затрубном пространстве и в колонне труб (определяют из справочных таблиц либо по специальной методике).

Значение давления р_у не должно превышать значения давления опрессовки эксплуатационной колонны. Это учитывают при определении производительности насосных агрегатов, поскольку потери давления Др_з._п и Др_к непосредственно зависят от расхода жидкости в системе циркуляции скважины.

Значение пластового давления сравняется со значением давления на забое при определенном соотношении длины столбов тяжелой и легкой жидкостей в колонне:

^рпл [^рЛ.жАё.ж + ⁽^пл Дё.ж^)рт.ж]^д + ^Дрз.п + ^Дрк,    ⁽¹³.³⁾

где Л_лж - высота столба легкой жидкости в скважине; Л_пл - глубина эксплуатационного горизонта, на которой давление равно пластовому.

Объем жидкости, которой необходимо заполнить скважину, чтобы значение давлений на забое выравнялось, определяют по формуле

(^рпл    ^Дрз.п    ^Дрк^{)/ g}    ^пл^рт.д

У_л.ж = SH + 5_ЖТ

(13.4)

^рт.ж ^{— р}л.ж

где S - площадь сечения межтрубного пространства; S_HKt - площадь сечения внутренней полости НКТ.

Если объем легкой жидкости, которой заполняют трубное пространство, будет больше объема, определенного по формуле (13.4), то возникает депрессия на пласт, что может спровоцировать приток пластового флюида. Нагнетание легкой жидкости в скважину прекращают, если скорость выхода жидкости из НКТ на устье возрастает, а давление в межколонном пространстве на устье уменьшается, т.е. начинается приток жидкости из продуктивного пласта.

13.9. ВЫЗОВ ПРИТОКА С ПОМОЩЬЮ ВОЗДУШНОЙ ПОДУШКИ

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

Согласно этому методу колонну НКТ опускают до верхних отверстий перфорации, а компрессор и насосный агрегат обвязывают с затрубным пространством с помощью устьевого оборудования (рис. 13.5).

В затрубное пространство компрессором нагнетают воздух, вследствие чего образуется воздушная подушка высотой Н_вп. Потом компрессор отключают и с помощью цементировочного агрегата закачивают в затрубное пространство определенный объем воды (в зависимости от запланирован-

Рис. 13.5. Схема вызова притока из пласта методом воздушной подушки:

а - нагнетание воздуха компрессором; б - закачивание воды на воздушную подушку насосом; 1 - эксплуатационная колонна; 2 - НКТ; 3 - воздух, нагнетаемый компрессором; 4 -устьевая арматура; 5 - обратный клапан; 6 - компрессор; 7 - насосный агрегат; 8 - вода, заполняющая скважину до начала нагнетания воздуха; 9 - продуктивный пласт; 10 — воздушная подушка; 11 - вода, закачанная на воздушную подушку

ной 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 табл. 13.7 по заданному максимальному давлению, создаваемому компрессором, и количеству воды, нагнетаемому в кольцевое пространство.

Если условия вызова притока отличаются от приведенных в табл. 13.7, то используют формулу

Н = к_вп (Н_в + ^ЯвпРк 1-^S-,

^вл ^ ^в Рк + рдН в ) S + S_HKT

где к_вп = 0,8 - эмпирический коэффициент; Н_в - высота столба воды, поступившей в затрубное пространство; р_к - давление воздуха в кольцевом пространстве (на выходе компрессора) перед нагнетанием воды; S -площадь сечения кольцевого пространства; р - плотность воды; S_HKT -площадь проходного сечения колонны НКТ.

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

Соотношение между глубиной снижения уровня жидкости в скважине, давлением воздуха в кольцевом пространстве и количеством закачанной воды

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

^Нв.п > рк/(рд)-

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

^рв > ^[®]min,

где [ro]_min — минимальная скорость воды, предотвращающая направление вверх движения пузырьков воздуха в затрубном пространстве ([ro]_min > > 0,4 м/с).

13.10. ВЫЗОВ ПРИТОКА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПУСКОВЫХ КЛАПАНОВ

Согласно этому методу приток в скважину достигается путем снижения уровня жидкости в трубах за счет ее аэрации и последующего выброса. На колонне НКТ в предварительно рассчитанных местах размещают специальные пусковые клапаны. Используя компрессорный агрегат, в затрубное пространство нагнетают воздух и снижают уровень жидкости. Если уровень жидкости в затрубном пространстве будет ниже уровня размещения клапана на колонне НКТ, то при его открытии воздух из затрубного пространства поступит в колонну и вытеснит жидкость, находящуюся над клапаном.

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

L1 = Лст +—,-Р^-т -AL,

g [1+ ^ Урр -РРом ]

I ⁵НКТ л    ^рат )

где Л_ст — расстояние от устья скважины до статического уровня в скважине, м; р_ком - давление на выходе компрессора, Па; р_р - плотность рабочего потока, кг/м³; р_г - плотность газа (воздуха), нагнетаемого в затрубное пространство, кг/м³; р_ат - атмосферное давление, Па; ДЬ - разность между расчетным и фактическим уровнями размещения клапана, м.

Клапан следует крепить на 20-25 м выше рассчитанного уровня. Второй сверху (и последующие) клапаны размещают на глубине

т — т +_^рком_— ДЬ

^Ь 2- ^Ь1 +    /    \ /    Л

g [1+    1L — ^

I ^КТ ) I    ^рат

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:

_Н = рпл ^{— д}р

¹¹ пр    '

рр^— g

где р_пл - пластовое давление; Др - депрессия на пласт, обеспечивающая вызов притока в скважину.

13.11. ВЫЗОВ ПРИТОКА С ПОМОЩЬЮ СТРУЙНЫХ АППАРАТОВ

Вызов притока с применением струйных аппаратов обеспечивают путем снижения давления в подпакерной зоне до размеров, меньших гидростатического. Это значение следует поддерживать на протяжении запланированного времени.

Известно, что в струйных аппаратах происходят смешение и обмен энергии двух потоков с разными давлениями, в результате чего образуется смешанный поток с переменным давлением. Поток, соединяющийся с рабочим потоком из камеры низкого давления, называют инжектированным. В струйных аппаратах происходит превращение потенциальной энергии потока в кинетическую, которая частично передается инжектированному потоку.

Во время протекания через струйный аппарат выравниваются скорости потоков и снова происходит превращение кинетической энергии смешанного потока в потенциальную.

Основные элементы струйного аппарата (рис. 13.6) - сопло 1 (рабочая насадка) и приемная камера 2 с диффузором. За счет процессов трения рабочее давление снижается, поток О_р смешивается с инжектированным потоком О_и и на выходе струйного аппарата получаем смешанный поток Q_g.

Схема размещения струйного аппарата в скважине предполагает его установку в колонне НКТ с пакером. Буровой раствор подается по колонне труб к рабочей насадке аппарата. Расход рабочей жидкости равен расходу поверхностных насосов. Далее поток проходит через камеру смешения аппарата с диффузором и через затрубное пространство направляется к устью скважины. Инжектированный поток (пластовая жидкость) по всасы

Рис. 13.6. Схема струйного аппарата

вающей линии направляется в камеру смешения аппарата, где смешивается с рабочим потоком. Всасывающая линия образована находящейся ниже аппарата колонной труб.

В расчете режима работы струйного аппарата используют безразмерную характеристику, полученную на основании применения закона сохранения количества движения в характерных сечениях струйного насоса:

Apc _ ^fP

i ^pp ^fp

^pP ^fP

App

i11,75 + 0,7^^.U² - 1,07^i(1 + U

Ри ^fc

где Ap_G - разность давлений смешанного и инжектированного потоков; Ap_р - разность давлений рабочего и инжектированного потоков; /_р, 4, f -площадь соответственно рабочего сопла на выходе потока, камеры инжекции и камеры смешения; р_р, р_и, р_с - плотность соответственно рабочего, инжектированного и смешанного потоков; U - коэффициент инжекции.

Соотношение перепадов давлений Ap_с/Ap_р называют относительным напором струйного аппарата:

^Apc _ pc - Ри ^App Рр ^- Ри '

(13.5)

где Р_с, Р_и, р_р - статическое давление соответственно смешанного, инжектированного и рабочего потоков.

Коэффициент инжекции

U = Ои/Ор.    (13.6)

Необходимого снижения давления на пласт достигают путем регулирования давления рабочей жидкости насосными агрегатами с учетом коэффициента инжекции.

Значение статических давлений рассчитывают по уравнению

^Рр ^Рр.ж + ^pa    ^Ap i

(13.7)

Рс = Рсж + Ap*,    (13.8)

где Р_рж, Р_сж - давление (гидростатическое) столба рабочей и смешанной жидкости:

^Рр.ж ^рр^дН; ^Рс.ж ^рс^дНг    ⁽¹³.9)

» * » **

Р_а - давление в выкидной линии поверхностного насоса; Ap , Ap - потери давления соответственно в колонне труб и в затрубном пространстве; Н - глубина размещения струйного аппарата в скважине.

Значение р_и рассчитывают по ограничениям, которые накладываются горнотехническими требованиями (недопустимость перетока воды из ближайших горизонтов, разрушение породы, давление, возникающее вследствие насыщения нефти газом, прочность обсадной колонны).

Решая систему уравнений (13.5), (13.7), (13.9), получаем выражение для определения давления в выкидной линии поверхностного насоса, необходимого для того чтобы достичь заданного снижения давления в камере ин-жекции:

Р. = Pf^ - р„ + Ар* + ^Р-^[‘^-| АУ*’”¹'.    (13.10)

^APc^/APp    ”    ^APc^/APp

13.12.    ПОИНТЕРВАЛЬНОЕ СНИЖЕНИЕ УРОВНЯ

ЖИДКОСТИ 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 м³/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.

Указанный метод постепенного погружения НКТ с периодической продувкой воздухом или газом имеет следующие недостатки: 1) во время очередного наращивания труб возможны фонтанные проявления; 2) пусковые давления, возникающие перед продувкой, могут вызывать поглощение жидкости в пласт; 3) скважина может начать работать до того, как башмак НКТ достигнет фильтрационных отверстий. В связи с этим такой метод применяют крайне редко.

13.13.    СНИЖЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ

ПОРШНЕВАНИЕМ (СВАБИРОВАНИЕМ)

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.

Поршень, закрепленный на штанге, спускают в НКТ на стальном канате с помощью лебедки от тракторного подъемника или бурового станка на 100-300 м под уровень жидкости и с максимально возможной скоростью поднимают, удаляя из скважины жидкость, находящуюся над поршнем. Эти операции повторяют до снижения уровня на заданную глубину или до получения притока пластового флюида.

13.14. ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА МЕТОДОМ АЭРАЦИИ

Методом аэрации можно постепенно увеличивать депрессию до любого заданного значения. Суть процесса аэрации заключается в постепенном снижении плотности жидкости в затрубном пространстве и насосно-компрессорных трубах вследствие одновременного нагнетания в скважину определенного количества сжатого воздуха (газа) и воды (нефти). Двигаясь вниз по кольцевому пространству, рабочий агент, смешанный с жидкостью, дополнительно сжимается под весом столба жидкости, пока не достигнет башмака НКТ. Дойдя до башмака труб, пузырьки рабочего агента попадают из затрубного пространства в НКТ и, постепенно расширяясь, отдают полученную ими энергию, вследствие чего жидкость поднимается, при этом одновременно снижается ее плотность внутри НКТ. С увеличением закачки сжатого рабочего агента депрессия плавно увеличивается, вследствие чего в скважину в определенный момент поступает из пласта его флюид.

До начала вызова притока необходимо выполнить следующие работы:

1)    спустить НКТ и тщательно промыть скважину технической водой с ПАВ (если в ней был буровой раствор);

2)    башмак колонны НКТ должен быть установлен на 5-10 м выше верхних отверстий перфорации обсадной колонны;

3)    устье скважины оборудуют полным комплектом фонтанной арматуры крестового или тройникового типа и приводят в рабочее состояние;

4)    на верхней рабочей струне фонтанной арматуры устанавливают штуцер с оптимальным размером канала для предупреждения избыточной депрессии на пласт или избыточного противодавления в период работы скважины для ее очистки;

5)    обвязываются со скважиной цементировочный агрегат и компрессор.

Схема однорядного лифта при аэрации изображена на рис. 13.7.

Сжатый воздух, подаваемый компрессором (или газ из газопровода высокого давления), смешивается с водой в аэраторе (рис. 13.8), опрессо-ванном давлением 15 МПа.

Для успешного создания аэрации подбирают такое соотношение между количеством подаваемой в единицу времени жидкости и сжатого воздуха (газа), чтобы обеспечить движение пузырьков до башмака НКТ без образования воздушной подушки.

В целях контроля за качественным проведением аэрации на нагнетательной линии должен устанавливаться расходомер воздуха (или газа). При подаче воды необходимо, чтобы скорость нисходящего потока смеси была больше скорости всплытия пузырьков воздуха. Последняя принимается в

пределах 0,15 — 0,30 м/с. Если это условие не выполняется, то пузырьки воздуха будут всплывать, образуя воздушную подушку в затрубном пространстве, что приведет к срыву процесса аэрации.

Кроме того, необходимо следить, чтобы давление на преодоление гидравлических потерь и разности плотности жидкости (смеси) в трубах и затрубном пространстве в сумме не превышало максимального давления, развиваемого компрессором.

Рис. 13.8. Аэратор:

1 — гайка быстрого соединения; 2 — расходомер воздуха

Практически процесс аэрации необходимо начинать при подаче воды

4,5-5,5 л/с (в скважинах с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм и НКТ диаметром 73x60 мм) и при подаче воздуха 120-130 л/с (7,5 м³/мин) компрессором УКП-80.

Процесс аэрации всегда надо начинать при заполненной жидкостью скважине. Если уровень жидкости в скважине был снижен с помощью какого-либо метода, а приток не получен, то перед аэрацией скважину опять необходимо заполнить жидкостью.

Сначала в работу включают цементировочный (промывочный) агрегат для определения давления в нагнетательной линии при оптимальной подаче жидкости. Это давление не должно превышать 4,0-4,5 МПа. Потом подключают компрессор, и давление в нагнетательной линии возрастает (приблизительно на 1,0 —1,5 МПа за счет увеличения скорости потока).

С этого момента начинается первый этап аэрации. По мере нагнетания воды и воздуха давление в затрубном пространстве постепенно возрастает, достигая определенного значения, и некоторое время держится на одном уровне.

Повышение давления объясняется тем, что при движении вниз циркулирующей смеси плотность жидкости в НКТ в начальный период превышает плотность смеси в кольцевом пространстве, вследствие чего создается дополнительное давление. Когда аэрированная смесь достигает башмака и проходит внутрь НКТ, разность плотностей постепенно исчезает, а давление опять падает. Если во время закачки аэрированной жидкости давление на нагнетательной линии начнет превышать рабочее давление компрессора (газа в коллекторе), то необходимо увеличить подачу жидкости или на некоторое время отключить компрессор (закрыть газ).

Воздух (газ) из смеси попадает в НКТ и вызывает выброс жидкости.

Плотность смеси в трубах постепенно уменьшается, и давление в нагнетательной линии падает. С момента начала падения давления уменьшают подачу жидкости, для чего агрегат переводят на первую скорость, а потом его останавливают, оставляя работать компрессор.

Для контроля за увеличением депрессии необходимо измерять количество вытесненной из скважины жидкости объемным или другим способом.

В момент снижения давления в затрубном пространстве пласт может начать работать. Это становится заметно по повышению давления на буфере и в затрубном пространстве.

При работе пласта скважину переключают на запасную линию или через тройник на ней для отрабатывания, после чего струю направляют на рабочую линию через штуцер.

При отсутствии притока из скважины в момент первого падения давления процесс аэрации продолжают.

13.15. СНИЖЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ 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 (рис. 13.9, Г) предусмотрено использование пакера.

Порядок проведения процесса при этом следующий: в скважину на НКТ 1 спускают пакер 5, который устанавливают в эксплуатационной колонне 3 над кровлей пласта. Глубину установки пакера определяют исходя из прочности эксплуатационной колонны с учетом возможного полного опорожнения подпакерной зоны.

Ниже пакера устанавливается хвостовик с НКТ длиной 40 — 50 м с обратным клапаном 6 от электроцентробежного насоса ЭЦН-5 с диаметром проходного отверстия 40 мм. Над пакером размещают пропускной патрубок 4 длиной 0,5 м с тремя отверстиями диаметром 15 мм (или обратный игольчатый клапан). На НКТ на расчетных глубинах устанавливают пусковые муфты 2 с отверстиями диаметром 2 мм или клапаны.

Пакер вместе с прямоточным клапаном и обратным клапаном от ЭЦН-5 разъединяет затрубное пространство и призабойную зону так, что жидкость, вытесняемая воздухом из межтрубного пространства, не может попасть в пласт, а поступает в НКТ, где и аэрируется. В момент, когда давление над обратным клапаном от ЭЦН-5 становится ниже давления под ним, клапан открывается и пластовая жидкость входит в НКТ, а потом, смешиваясь со струей воздуха, поступающего сквозь пусковые муфты (клапаны), выбрасывается на поверхность. После очистки перфорационных каналов и улучшения проницаемости призабойной зоны скважина начинает работать.

Второй схемой (рис. 13.9, ГГ) предусмотрено закачивание воздуха в НКТ. В этой схеме отсутствует пакер. Низ труб оборудуется игольчатым обратным клапаном, а на расчетных глубинах устанавливаются пусковые муфты или клапаны.

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.

13.16. ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ ДВУХФАЗНЫХ ПЕН

Для восстановления, а также сохранения природной проницаемости призабойной зоны используют физико-химические методы, предусматривающие воздействие на пласт 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 (табл. 13.8).

Свойства пен можно широко менять, регулируя содержание компонентов. Малая плотность (33 кг/м³) является типичной. Вязкость можно регулировать так, что при движении пены в НКТ со скоростью от 0,5 до 1,5 м/с ее способность поднимать шлам остается достаточно высокой. Соответствующим образом приготовленная пена должна быть стабильной только до ее выхода из выкидной линии для выброса шлама. После этого она должна разрушаться. При повторном нагнетании ее свойства опять восстанавливаются. В связи с тем, что пена существует только в течение одного цикла циркуляции, компоненты для ее образования необходимо смешивать непрерывно в течение всего времени промывки. Так как плотность пены легко регулируется изменением соотношения объема воздуха на 1 м³ воды с ПАВ (степенью аэрации), то при постоянном расходовании жидкости, изменяя только расход воздуха (газа), можно легко регулировать плотность двухфазной пены от 200 до 800 кг/м³, что предупреждает попадание в пласт большого количества жидкости и способствует постепенному уменьшению давления на забое скважины.

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

1)    спускают НКТ до глубины на 2-3 м выше нижних перфорационных отверстий;

2)    обвязывают устье скважины с наземным цементировочным агрегатом и компрессором через аэратор;

3)    нагнетают пену в затрубное пространство между эксплуатационной колонной и НКТ для замены всего столба жидкости в скважине;

4)    первичную порцию пены получают при малых степенях аэрации (10-20 м /м³, т.е. 10-20 м³ воздуха на 1 м³ водного раствора ПАВ), чтобы разность между плотностью жидкости в НКТ и пены в затрубном пространстве была минимальной;

Таблица 13.8

Поверхностно-активные вещества, применяемые в качестве пенообразователя

5)    постепенно повышают степень аэрации, что вызывает постепенное уменьшение давления на забое скважины (при степени аэрации 150 — 160 м³/м³ среднюю плотность пены доводят до 100—120 кг/м³);

6)    после достижения забойного давления 4 — 5 МПа необходимо прекратить циркуляцию пены на 2 — 3 ч для определения возможного притока из пласта;

7)    если притока нет, то циркуляцию пены восстанавливают, продавливают ее в пласт в количестве 5—10 м³ с выдержкой в пласте в течение 3 —

4 ч, после чего восстанавливается циркуляция при максимальных степенях аэрации;

8)    получив приток, обеспечивают очистку скважины от шлама и исследуют ее на приток.

13.17. ТЕХНОЛОГИЯ ВЫЗОВА ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА ПЕНАМИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭЖЕКТОРОВ

Указанную 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 взрывобезо-пасности 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).

Рис. 13.10. Схема обвязки наземного оборудования и устья скважины:

1 — цементировочный агрегат; 2 — линия для подачи пенообразующей жидкости; 3 — эжектор; 4 — манометр; 5 — 8, 13, 15 — задвижки; 9 — заглушка; 10 — линия выброса пены; 11 — накопительная емкость; 12 — нефтепромысловый коллектор; 14 — эксплуатационная колонна; 16 — пенопровод; 17 — обратный клапан эжектора; 18 — воздухопровод; 19 — компрессор

Для приготовления пенообразующих жидкостей необходимо использовать следующие материалы: техническую воду; поверхностно-активные вещества — сульфонол по ТУ 6-01-862 — 73; ОП-7; 0П-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.

Схема обвязки наземного оборудования и устья скважины при проведении процесса вызова притока с использованием передвижных компрессоров или компрессоров буровой установки изображена на рис. 13.10.

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.

Пенообразующую жидкость для двухфазной пены можно подготовить непосредственно в процессе закачивания пены в скважину. При этом очередная порция ПАВ в воде растворяется в свободном отсеке мерной емкости цементировочного агрегата. На 1 м³ воды необходимо вводить от 1 до 3 кг (в пересчете на активное вещество) сульфонола, ОП-3, 0П-10 или других ПАВ. Количество добавки ПАВ к воде зависит от ее солевой концентрации, качества ПАВ и уточняется экспериментальным путем в лабораторных условиях по методике ВНИИ (Е.А. Амиян, А.В. Амиян, Н.П. Васильева; 1980 г.). По этой методике определяют зависимость устойчивости пены от концентрации ПАВ.

Не допускается попадание в растворы ПАВ и пенообразующей жидкости нефти, масла, дизельного топлива.

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

Создание необходимого снижения давления на забое р_з при проведении работ регламентируется инструкцией ВНИИКРнефти (1988 г.).

При использовании в качестве источника сжатого газа передвижных компрессоров в зависимости от значения р_з 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 р_з, подаваемой в эжектор.

При использовании в качестве источника сжатого воздуха компрессоров буровой установки в зависимости от значения р_з 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 р_ж.

После спуска НКТ, монтажа наземного оборудования, обвязки эжектора с компрессором и цементировочным агрегатом трубопроводное наземное оборудование должно быть опрессовано гидравлическим способом на давление 25 МПа. При этом предварительно отсоединяют воздухопровод от бокового патрубка эжектора.

Пневматическим способом опрессовывается выкидной воздухопровод на максимальное рабочее давление компрессора, после чего открываются задвижки 15, 6, 7 и закрываются задвижки 8, 5, 13 (см. рис. 13.10).

С помощью насоса цементировочного агрегата пенообразующая жидкость подается в эжектор. Давление подачи этой жидкости в начале процесса закачивания пены в скважину при использовании компрессора буровой установки или передвижного компрессора определяется так, как это описано выше. 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.

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.

Выкидную линию от скважины до приемной емкости собирают из НКТ с внутренним диаметром не менее 50 мм, надежно крепят ее возле устья, в местах поворотов и в приемной емкости с помощью стопорных или стационарных якорей.

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.

13.18. ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА С ПОМОЩЬЮ КОМПЛЕКТОВ ИСПЫТАТЕЛЬНЫХ ИНСТРУМЕНТОВ

Кроме основного своего предназначения — испытания перспективных объектов в поисковых скважинах комплекты испытательных инструментов (КИИ) используют для вызова притока из пластов малой продуктивности, очистки околоскважинной зоны пластов, оценки эффективности обработок пластов, испытания на герметичность цементных мостов и колонн и для решения других задач, связанных с созданием депрессии в ограниченном интервале ствола скважины, обсаженной колонной.

Пластоиспытатели позволяют создавать мгновенно высокую депрессию, что является благоприятным фактором для очистки призабойных зон пласта и вызова притока пластового флюида. При этом повышается эффективность результатов испытания (экономичность, объем и качество информации) и обеспечивается испытание объектов в скважинах с негерметичной колонной обсадных труб.

Пакер, испытатель пластов, запорный и поворотный клапаны и глубинные регистрирующие манометры обеспечивают выполнение процесса испытания. Остальные узлы КИИ служат для предупреждения возможных осложнений или аварий в скважине.

Пакер изолирует интервал испытания от остальной части скважины. Длину хвостовика (труб ниже пакера) выбирают такой, чтобы при спуске КИИ к забою пакер находился над объектом испытания. При передаче на пакер осевой сжимающей нагрузки его резиновый элемент деформируется, увеличивается в диаметре и перекрывает ствол скважины. Шток пакера снабжен каналом, постоянно открытым для прохода пластового флюида. Если приложить к пакеру осевую растягивающую нагрузку, то уплотняющий элемент пакера возвращается в исходное положение.

Испытатель пластов, снабженный приемным и уравнительным клапанами, сменным штуцером (см. рис. 10.5), устанавливается выше пакера. При спуске и подъеме КИИ испытатель растянут, его приемный клапан закрыт, поэтому не допускает поступления промывочной жидкости в трубы. Уравнительный клапан испытателя пластов открыт, и через него обеспечивается переток промывочной жидкости из-под пакера (при спуске) или под пакер (при подъеме КИИ) через фильтр, шток пакера, безопасный переводник и ясс. Наличие такого перетока снижает эффект поршневания при движении пакера в скважине.

После упора хвостовика на забой скважины и передачи на КИИ осевой сжимающей нагрузки происходят свободное сжатие пакера, пакерова-ние ствола скважины и медленное сжатие пластоиспытателя. Во время этих процессов закрывается уравнительный клапан, а затем открывается приемный клапан испытателя, соединяя полости пустых или частично заполненных жидкостью труб над КИИ с подпакерными объемом скважины. Давление под пакером мгновенно уменьшается, и начинается приток из пласта.

По окончании испытания при натяжении инструмента испытатель растягивается, закрывается его приемный клапан, перекрывая полость труб над КИИ, после чего открывается уравнительный клапан, соединяя затрубное пространство над пакером с подпакерным пространством. Давление под пакером и над пакером выравнивается, и на пласт передается давление ствола промывочной жидкости в скважинах.

Промышленность выпускает многоцикловые испытатели пластов, снаб-

Рис. 13.11. Схема пакерования при работе с КИИ:

1 — колонная головка; 2 — НКТ; 3 — циркуляционный клапан; 4, 13 — манометры; 5 — запорно-оборотный клапан; 6 — испытатель пластов; 7 — ясс;

8 — пробоотборник; 9 — пакер; 10 — обсадная колонна; 11 — фильтр; 12 — пласт; 14 — опорная плита; 15 — башмак женные двух-, трех- и многоцикловыми запорно-поворотными клапанами (ЗПК). Эти клапаны предназначены для перекрытия полости труб по окончании притока в целях регистрации процесса восстановления забойного давления. Его устанавливают выше испытателя пластов и спускают открытым. В конце притока путем вращения труб над КИИ запорно-поворотный клапан закрывают и выдерживают в закрытом положении (для получения кривой восстановления давления). Продолжительность закрытого периода должна быть равной приблизительно половине времени притока, но не менее 20 мин.

В многоцикловых испытателях при последующем вращении труб клапан опять открывается и вновь закрывается, повторяя многократный цикл испытания.

При испытании хвостовик может упираться на забой (рис. 13.11) или не упираться на него, когда в скважину спускают механический шлипсо-вый пакер, способный опираться на стенку обсадной колонны. При упоре на забой необходимо обратить внимание на качество моста, чтобы не вызвать проседание хвостовика в нем.

В целях обеспечения беспрепятственного спуска испытателя проверяется проходимость его по колонне. Для этого до перфорации или после нее по колонне обсадных труб пропускают шаблон, длиной и внешним диаметром равный пакеру.

Для обеспечения более надежной герметизации резьбовых соединений и их достаточного запаса прочности на растягивающее усилие и страгивающие нагрузки пластоиспытатель желательно спускать на бурильных трубах.

Устье скважины должно быть оборудовано превенторами, а перед испытанием должны быть смонтированы линии для отвода от устья пластового флюида на расстояние, регламентированное правилами безопасности.

В целях предупреждения открытого выброса на скважине должен быть запас жидкости не менее двух объемов скважин.

13.19. ПРИМЕНЕНИЕ ГАЗООБРАЗНЫХ АГЕНТОВ

ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН.

ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН АЗОТОМ

Применение газообразных агентов — наиболее перспективное направление развития методов 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.

2 техника бурения нефтяных и газовых часть скважин 14 глава буровые установки  »

Библиотека »