Снижение уровня в скважине.
Снижение уровня в скважине может осуществляться различными методами: вытеснением жидкости газом, свабированием, откачкой жидкости погружными (в т.ч. струйными) насосами. Глубина снижения или расстояние от поверхности земли до уровня в скваживе задается и указывается в плане работ на испытание скважины.
Вытеснение жидкости газом может осуществляться способом прямого вытеснения, продавкой газа через пусковые отверстия, закачкой в скважину воздушных пачек.
При использовании способа прямого вытеснения компрессор подключают к затрубному пространству или трубкам. Процесс состоит из закачки газа в скважину до максимального давления на компрессоре стравливания. Положение уровня жидкости в скважине может быть рассчитано. По схеме обратной промывке:
, (2.34)
по схеме прямой промывки:
, (2.35)
здесь Р – пусковое давление (кгс/см2); Vз, Vт, Vк – объем п.м. и кольцевого пространства труб и колонны соответственно; r – плотность жидкости. При использовании компрессоров УКП–100 для вызова притока из глубоких скважин предпочтение должно быть отдано подключению к затрубному, т.к. после стравливания сжатого газа уровень в скважине будет снижен значительно ниже, чем при закачке газа в трубки, так как. Vз >> Vт.
, (2.36)
При снижении уровня с помощью пусковых отверстий в процессе вытеснения наблюдается также явление снижения плотности жидкости, которое начинает проявлять себя после того, как уровень будет снижен до пускового отверстия и в трубы начнет поступать газ.
2.6.5 Возбуждение пласта и интенсификация притока
2.6.5.1Общие положения
При первичном и вторичном вскрытии пласта искусственно могут быть созданы условия, при которых между продуктивной частью пласта и скважиной образуется буферная зона. непроницаемая для пластовых флюидов при перепадах, созданных при вызове притока. Эту зону необходимо разрушить одним или комбинацией методов, описанных ниже.
Проницаемые каналы могут появиться как за счет очистки загрязненных зон при повышении перепада давлений; разрушения перемычек знакопеременными нагрузками или химическими средствами, так и за счет создания новых каналов.
Для создания проницаемых каналов для условий белорусских месторождений применяются солянокислотные ванны, совмещенные с операцией повышения перепада давлений (определение приемистости пласта), метод переменных давлений, солянокислотный и гидравлический разрыв пласта, воздействие на пласт с помощью струйных насосов.
2.6.5.2 Кислотные ванны и определение приемистости пласта
Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности, в первую очередь фильтра от продуктов разрушения кумулятивных зарядов, обломков породы и цементного камня, а также нерастворимых в воде химических соединений.
Кислотные ванны устанавливают как в скважинах с открытым стволом, так и обсаженных и затем перфорированных. Обязательным условием при установке ванны является установка башмака насосно–компрессорных труб ниже нижних дыр перфорации.
Объем кислотного раствора для ванны определяется как 5–6 объемов обрабатываемой зоны, обеспечивающий выполнение следующей технологической схемы: сначала заполнить обрабатываемый интервал, а затем через 15–20 минут стояния кислотный раствор заменить свежим. Избыток кислотного раствора предусматривается использовать для оценки приемистости скважины.
Концентрация кислотного раствора 12 – 15%. Для удаления глинистой корки или глинистых отложений предпочтительнее использовать глинокислоту, т.е. смесь соляной и плавиковой кислот. Объем плавиковой кислоты в смеси к объему соляной должен составлять 4 – 8%.
Время реагирования кислоты при кислотной ванне устанавливается по данным опыта, но не должно превышать 2 часов.
Продукты реакции при солянокислотной ванне вымываются обратной промывкой, водой двумя объемами НКТ.
2.6.5.3 Метод переменных давлений
В случае, если отсутствует приемистость при проведении кислотной ванны, а снижением давления на забой скважины не удается вызвать приток из скважины, приступают к возбуждению пласта методом переменных давлений (МПД).
Насосным агрегатом создают избыточное давление в затрубном пространстве до величины опрессовки колонны, затем агрегат останавливают и быстро открывают кран на трубках. После прекращения истечения жидкости кран закрывают и операцию повторяют. Закачка жидкости и ее стравливание составляют цикл. При МПД необходимо осуществить не менее 30 циклов, причем при каждом цикле замерять количество закачиваемой в скважину жидкости. Увеличение объема во времени указывает на наличие связи скважины с пластом.
2.6.5.4 Гидрокислотный и гидравлический разрыв пласта
При отсутствии связи скважины с пластом, что определяют, создавая избыточное давление на устье до давления опрессовки колонны, проводят работы по гидравлическому разрыву пласта. Если жидкостью разрыва является соляная или другая кислота, разрыв пласта называют гидрокислотным.
Особенностью гидрокислотного разрыва является то, что закрепление созданных разрывом трещин расклинивающим материалом можно не производить, так как неравномерное воздействие на породу создает "несмыкающиеся" трещины.
Гидроразрыв пласта может быть осуществлен с пакером и без пакера. При проведении разрыва, без пакера давление с колонны снимается столбом утяжеленного глинистого раствора. Поэтому его иногда называют гидроразрывом с противодавлением глинистого раствора(пакерной жидкостью).
При проведении процесса разрыва пласта без пакера выполняют следующую технологическую схему:
– Заполняют скважину утяжеленным глинистым раствором, плотность которого может быть заранее рассчитана. Если исходить из необходимости иметь максимальное давление на пласт, превышающее в «n» раз гидростатическое, то можно использовать формулу:
, (2.37 )
где n – коэффициент превышения гидростатического давления;
Ргр – давление столба глинистого раствора;
Ропр – давление опрессовки колонны.
–Закачивают в скважину по НКТ: разделительную пачку углеводородной жидкости или воды в объеме до 0,2 м3, 2–3–м3 12–15%–ной соляной кислоты, воду в количестве до объема НКТ. При этом давление на устье (на агрегате) составит:
Рагр = (Н rгр – Н·rв) /10 = Н (rгр·rв) / 10, (2.38)
где rгр – плотность жидкости в затрубном пространстве
rв – плотность жидкости в трубах.
На пласт в это время будет давление:
Рпл = Н · rгр , (2.39)
– Закрывают затрубное и начинают задавку кислоты в пласт, доводя давление на затрубном до давления опрессовки колонны.
Если величина "n" будет задана выше, потребуется раствор с большей плотностью.
– При разрыве пласта, факт которого устанавливают по наличию связи сважины с пластом, т.е. поглощению жидкости, продавку кислоты начинают кислотным раствором. В пласт закачивают жидкость в следующей очередности: кислотный раствор, продавочная жидкость (вода), снова кислотный раствор и снова вода.
– После задавки кислоты в пласт продавочной жидкостью, глинистый раствор вымывают из скважины прямой или обратной промывкой.
– Оставляют скважину на реагирование и в зависимости от положения уровня в скважине проводят работы по извлечению продуктов реакции.
– Исследуют приток и определяют фильтрационные параметры пласта.
При работе с пакерами могут быть использованы различные их модификации: с опорой на забой, шлипсовые, гидравлические. Пакер может быть установлен непосредственно над скважинным фильтром, на голове потайной колонны ( хвостовика) и в любом удобном для работы месте, если давление на колонну не будет превышать максимально допустимого для этой части колонны.
Для удержания пакера на месте, если недостаточно веса труб, необходимо использовать гидравлические якори. Размеры пакера и якоря должны соответствовать.
2.6.5.5 Воздействие на пласт с помощью многоциклового испытательного инструмента
Возбуждение пласта при отсутствии притока можно осуществлять с помощью многоциклового испытательного инструмента (комплект МИГ и МИК).
Для этого:
– устанавливают пакер на 1–2 м выше интервала перфорации;
– проводят депрессионное и депрессионно–репрессионное воздействие. Депрессионное воздействие проводят в случае, если скважина заполнена рабочей жидкостью, содержащей твердую фазу (например буровым раствором);
– при депрессионном воздействии после запакеровки необходимо открыть впускной клапан и мгновенно создать депрессию на пласт. Выдержать пласт под депрессией 5–10 мин., закрыть клапан и 10–15 мин. ожидать восстановления давления. Проводят 10–15 циклов депрессионного воздействия;
– при депрессионно–репрессионном воздействии после запакеровки следует открыть впускной клапан и создать на пласт мгновенную депрессию. Выдерживают пласт под депрессией 5–10 мин., закрывают клапан и снимают пакер. В результате на пласт воздействует репрессия, равная разности давлений между гидростатическим и пластовым. Под репрессией пласт выдерживают 4–5 мин, снова запакеровываются и процесс повторяют. В таком режиме проводят 10–15 циклов воздействия.
– после как депрессионного, так и депрессионно–репрессионного воздействия без подъема инструмента испытывают объект в режиме приток – восстановление давления с регистрацией кривой притока и восстановления давления. Испытание проводят в один или два цикла. Общее время периода притока должно составлять 2–5 часов, а восстановление давления – 3– 6 часов.
2.6.6 Методы интенсификации притока
Солянокислотные обработки.
Солянокислотные обработки относятся к методам химического воздействия на пласт с целью повышения проницаемости призабойной зоны пласта и являются методами интенсификации притока.
Для солянокислотных обработок применяется ингибированная соляная кислота. Заводы поставляют кислоту с сильно отличающейся начальной концентрацией (22–27%), поэтому перед каждой операцией следует устанавливать фактическую концентрацию с тем, чтобы использовать для обработки кислотный раствор с заданными параметрами. Концентрацию кислоты определяют по таблицам после замера плотности ее.
Приготовление раствора заданной концентрации может осуществляться как перед началом операции, так и в процессе закачки кислотного раствора в скважину. В этом случае концентрированная кислота и вода подаются по отдельным трубопроводам до тройника (смесителя), где они смешиваются.
Количество воды для приготовления раствора заданной концентрации определяется по формуле:
VВ =Vр·[(rт+rз)/(rт–1)] , (2.40)
где Vр – объем раствора кислоты;
rз – плотность кислотного раствора заданной концентрации, г/см3;
rт – плотность товарной кислоты, г/см3.
Для целей воздействия на пласт при испытании скважин рекомендуется 12–15%–ный раствор соляной кислоты.
Кислотная обработка проводится по плану, образец которого приведен в приложении. План включает в себя основные характеристики процесса: состав, концентрацию и объем кислотного раствора, объем продавочной жидкости, максимальные давления на устье, время ожидания реагирования, объем исследования до и после. Иногда при проведении специальных обработок предусматривают расход при нагнетании раствора и продавочной жидкости или мероприятия по облегчению вызова притока из скважины после обработки.
При проведении кислотной обработки башмак НКТ, как правило, должен быть установлен ниже нижних дыр перфорации (1–7 м).
Кислотный раствор закачивают в скважину по НКТ при открытых на затрубном задвижках. Задвижки закрывают после того, как весь интервал перфорации заполнен кислотным раствором.
Объем кислотного раствора на обработку при испытании скважин определяется, исхода из расхода 0,15 – 0,2 м3 на метр вскрытой мощности пласта. Ориентировочно рекомендуемые для условий белорусских месторождений объемы для первой обработки 6 м3, второй – 12 и третьей – 24 м3 кислотного раствора. Объем продавочной жидкости второй и последующих обработок в 2 раза больше, нежели при предыдущей обработке.
Время реагирования кислотного раствора устанавливают в зависимости от карбонатности пород, концентрации раствора и температуры скважины. Для концентраций 12 ё 15% время реагирования после задавки в плает не должно превышать 4 часов.
При пластовом давлении менее гидростатического необходимо предусматривать принудительную очистку пласта от продуктов реакции при депрессии, создаваемой например свабированием или снижением уровня с помощью компрессора. Эту работу следует проводить сразу по истечении времени реагирования.
Эффективность о6работки определяют по разности в производительности (приемистости) скважин на сопоставимых режимах, замеренных после и до обработки.
Скважина, законченная испытанием, если в ней получен промышленный приток нефти и газа, а также если она предназначена для использования в качестве нагнетания, подлежит освоению.
Объем работ по освоению зависит от способа эксплуатации. Фонтанная скважина подключается к замерно–трапным установкам, оборудуется площадкой для проведения исследовательских работ. Скважина, эксплуатируемая механизированным способом подключается к трубопроводам и обеспечивается наземным и подземным оборудованием, Оборудование выбирают в зависимости от величины ожидаемого дебита.
Регламентировано время, по истечении которого после приема скважины на баланс скважина должна быть введена в действие. Для фонтанных скважин:
Т = 8К1·К2 ,
29-04-2015, 01:07