Освоение скважин после подземного ремонта
После завершения подземного ремонта подъёмный агрегат демонтируют и приступают к освоению скважины. Фонтанные и компрессорные скважины осваивают методом снижения забойного давления, а глубинно — насосные пуском в работу насоса. В последнее время в России и за рубежом интенсивно развивается колтюбинговая технология при бурении и проведении капитального ремонта в действующих скважинах без их глушения. Развитие колтюбинговых технологий, основанных на применении безшуфтовых гибких, непрерывных стальных труб обеспечивает высокую эффективность проведения операций текущего и капитального ремонта: ликвидацию отложений в скважинах, поинтервальную обработку, борьбу с обводнениями, доставку и извлечение внутрискважинного оборудования, ловильные операции и др. Сегодня в мире эксплуатируется более 100 колтюбинговых установок.
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата Гр. Э – 03 – 1ДС. |
| Лист |
| НИНГ.130503.65.03 НРГз-08 (2) |
Ликвидация скважин
Под ликвидацией скважин понимают полное списание скважины со счёта из-за невозможности её бурения или эксплуатации по техническим или геологическим причинам.
Скважины, не законченные бурением, могут быть ликвидированы вследствие:
сложной аварии и доказанной технической невозможности её устранения, а так же невозможности использования скважины для других целей, например, возврата на вышележащие горизонты, использование в качестве наблюдательной или нагнетательной: полного отсутствия нефтенасыщенности вскрытого данной скважиной горизонта и невозможности использования её для других целей (возврат, углубление и др.).
Эксплуатационные скважины ликвидируются по причинам: а) технической невозможности устранения аварии и отсутствия объектов для эксплуатации вышележащих горизонтов;
б) полного обводнения пластовой водой продуктивного горизонта;
в) снижение дебита до предела рентабельности из-за истощения или обводнения продуктивного горизонта;
г) прекращения приёмистости и невозможности или экономической нецелесообразности восстановления приёмистости.
Технология работ по ликвидации скважин предусматривает:
а) промывку скважины и очистку стенок от глинистой корки, нефти, парафина, смолистых веществ, продуктов коррозии.
б) установку сплошного или прерывистого цементного моста в интервале от забоя до глубины, обеспечивающей перекрытие всех интервалов перфорации и нефтегазопроявлений.
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата Гр. Э – 03 – 1ДС. |
| Лист |
| НИНГ.130503.65.03 НРГз-08 (2) |
в) опрессовку на герметичность оставшегося ствола скважины и цементного моста.
г) проверку герметичности межколонного пространства и при необходимости цементирования его до полной герметизации.
Иногда при отсутствии газовых и газонефтяных залежей, а так же напорных минерализованных вод, способных загрязнить пресные воды, обсадные колонны извлекают из скважины. Устье ликвидированной скважины оборудуют репером с указанием номера скважины, наименования месторождения и организации (НГДП или УБР).
Приток жидкости и газа к скважине. Уравнение притока и определение дебита нефтяных и газовых скважин
При отборе жидкости (газа) из скважины в пласте двигаются (фильтруются) пластовые флюиды (лат. Floidus — текучий). Движение флюидов в пласте проходит по радиальным направлениям. Если жидкость движется к центру скважины (отбирается из потока), то это — сток — добывающая, эксплуатационная скважина. Если жидкость движется в обратном направлении (добавляется к потоку), это — источник — нагнетательная скважина.
По мере приближения к скважине при условии постоянной величины отбора продукции из скважины, постоянной толщины и однородной проницаемости, скорости фильтрации (движения) флюидов возрастает, достигая максимума у стенки скважины.
Уравнение притока и определение дебита нефтяных и газовых скважин.
Для стока (добывающая скважина) скорость движения жидкости в одной и той же точки одного и того же потока можно выразить так:
Где U — скорость жидкости, м/с
Q — дебит скважины, м3/с
К — проницаемость пласта, мкм2
М — динамическая вязкость жидкости, Па/с.
dP — перепад давления на пути фильтрации жидкости, Па.
dr — длина пути, на котором фильтруется жидкость, м.
Левые части этих уравнений равны, приравниваем и правые части:
Откуда Рпл — Р заб = Q xМ in Rk, Гс решая относитель, но Q получают
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата Гр. Э – 03 – 1ДС. |
| Лист |
| НИНГ.130503.65.03 НРГз-08 (2) |
Q= 2ПxKxh (Pпл — Рзаб) MLn = Rk /rc
где Р пл — давление пластовое, Па
Рзаб — давление забойное, Па
Rk — радиус контура питания (давления) пл.
гс — радиус скважины, м.
Это выражение называется уравнением притока или законом Дюпуи или формулой дебита нефтяной скважины.
Уравнение для притока в скважину имеет вид:
Q = ПхКxh (P2м — Р заб) / МхВin Rk /гс
где В — коэффициент, зависящий от природы газа (В=Р/р2);
Q — массовый расход газа (причём Q = Vxp2), м3/с;
V — переменный, объёмный расход газа при переменном давлении Рм3;
Р2 — плотность газа в тех же условиях, кг/м3.
Формулы для расчёта дебита скважин справедливы при определённых условиях: только для плоскорадиального установившегося притока однородной по всей толщине пласта жидкости (газа) или для так называемых гидродинамически «совершённых» скважин. Однако, как правило скважины не бывают гидродинамически совершёнными. Так, внекоторых скважинах вскрывают только часть толщины пласта, и если пласт не крепят обсадной колонной, то такие скважины являю тся несовершёнными по степени вскрытия.
В большинстве скважин пласт вскрывают на всчю его толщину, но сообщение скважины с пластом осуществляется через ограниченное число отверстий в обсадной колонне. Такие скважины несовершенны по характеру вскрытия. Чаще всего в производственной практике скважины по степени и характеру вскрытия одновремённо.
Очевидно, что любое несовершенство скважин приводит к возникновению дополнительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта вследствие отклонения течения жидкостей (газа) от плоскорадиального потока иразного возрастания скорости их течения у префорационных отверстий. Уравнение притока жидкости в несовершенную скважину
где С — коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по характеру С1 и С2.
Коэффициенты С1 и С2 определяют по специальным графикам В.И. Шурова. Ориентировочно, С1=2+20; С2=10+30, тогда С=С1+С2=25+30.
Отношение дебита Q несовершенной скважины к дебиту Q совершенной скважиной называют коэффициентом совершенства ф:
Коэффициент ф характеризует состояние ПЗП при соответствующей технике и технологии вскрытия пласта бурением (первичное и перфорацией (вторичное).
Если в выражении для притока нефти величину
обозначить буквой К, то получим новое выражение для дебита скважины:
Q= K (Pпл-Pзаб) = КхdP;
Где К — коэффициент продуктивности потока, который показывает какая часть дебита скважины приходится на перепад давления в 1 атм (0,1 мПа),
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата Гр. Э – 03 – 1ДС. |
| Лист |
| НИНГ.130503.65.03 НРГз-08 (2) |
К = Q/dP3/сут. x атм.
Вокруг каждой работающей скважины в процессе бурения, эксплуатации образуется воронка:
депрессии — в добывающей, эксплуатационной;
репрессии — в нагнетательной.
Депрессионная воронка — это поверхность, образованная логарифмической кривой распределения давления вокруг оси скважины.
В пределах воронки депрессии градиенты давления, а значит и расходы энергии на единицу длины пути резко возрастают по мере приближения к скважине. Значительная доля перепада давления в пласте расходуется в непосредственной близости от скважины. По мере удаления от скважины кривые градиентов давления значительно выравниваются, что указывает на резкое уменьшение скорости фильтрации с удалением от скважины.
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата Гр. Э – 03 – 1ДС. |
| Лист |
| НИНГ.130503.65.03 НРГз-08 (2) |
После освоения скважины, законченной бурением, производят гидродинамическое исследование скважины (ГИС) и пластов.
В процессе исследований измеряется дебит Q и забойное давление Pзаб. Исследования при установившихся режимах выполняют последовательным изменением дебита скважин с измерением давлений, соответствующих данному дебиту. Результаты измерения дебита и забойного давления заносят в карточку исследования скважины. После завершения исследований скважину останавливают для измерения пластового давления. По результатам исследований строят индикаторную кривую, которая представляет собой график зависимости дебита скважины от депрессии.
Если исследования скважины выполняются при Рзаб>Pпл по тангенству угла наклона индикаторной кривой к оси депрессии dP, определяют коэффициент продуктивности скважины:
где К — коэффициент продуктивности.
По коэффициенту продуктивности рассчитывают гидропроводность пласта х:
Производительностью скважин называют суммарную суточную добычу пластовых флюидов.
Производительность нефтяной скважины определяется суточной добычей нефти, газа и воды, а газовой скважины — суточной добычей газа, газового конденсата и воды. Нефть, конденсат и воду измеряют в тоннах, а газ — в кубических метрах (м3)
Конфликты в семейной жизни. Как это изменить? Редкий брак и взаимоотношения существуют без конфликтов и напряженности. Через это проходят все.
ЧТО И КАК ПИСАЛИ О МОДЕ В ЖУРНАЛАХ НАЧАЛА XX ВЕКА Первый номер журнала «Аполлон» за 1909 г. начинался, по сути, с программного заявления редакции журнала.
Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам.
Что делает отдел по эксплуатации и сопровождению ИС? Отвечает за сохранность данных (расписания копирования, копирование и пр.).
Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:
Источник
Добыча нефти и газа
Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!
Методы освоения газовых скважин
После вскрытия продуктивного пласта одним из указанных методов следующей стадией подготовки к эксплуатации является ее освоение: вызов притока газа или пластовой жидкости из пласта, очистка забойн ой зоны и обеспечение условий, при которых продуктивный пласт начинает отдавать газ в необходимом объеме.
Процесс освоения скважины заканчивается проведением полного комплекса исследований, в том числе исследований по оценке дебитов и фильтрационных параметров каждого работающего интервала пласта и всей продуктивной характеристики скважины.
Возбуждение скважины состоит в понижении давления, создаваемого столбом жидкости (промывочный раствор или вода), на забое до давления меньше пластового.
Понижение давления на забое при освоении скважины достигается путем:
· замены промывочной жидкости водой. Если пласт не возбуждается, воду заменяют более легким раствором, например, нефтью, или в скважину нагнетают воду и воздух (или газ); снижением уровня жидкости в скважине. Жидкость в стволе скважины оказывает на пласт давление
, (7.6)
где Н высота столба жидкости в м (до верхних перфорационных отверстий); gж удельный вес жидкости в тс/м3.
При неизменном удельном весе раствора в скважине для обеспечения условий рз = рпл можно снизить его уровень
. (7.7)
Приток газа в скважину начнется в тот момент, когда гидростатическое давление столба жидкости в стволе станет меньше пластового. Это давление можно понизить заменой жидкости в колонне другой жидкостью с меньшей плотностью (например, буровой раствор можно последовательно заменять водой, затем нефтью или газожидкостной смесью) или понижением высоты столба жидкости в скважине путем отбора ее с помощью тех или иных технических средств. На практике в различных условиях применяют оба способа.
Во многих случаях применяют компрессорный способ вызова притока газа. При этом способе в затрубное пространство с помощью передвижных компрессоров закачивают воздух пли газ, который вытесняет жидкость.
Скважины можно осваивать методом раскачки.
При данном методе первоначально создается давление газа или воздуха в затрубном пространстве, вследствие чего часть жидкости из скважины через фонтанные трубы будет выброшена на поверхность. После прекращения истечения жидкости из фонтанных труб затрубное пространство резко соединяют с атмосферой. Затем напорную линию от компрессора или газопровода присоединяют к фонтанным трубам, вновь создавая давление. В результате нескольких таких раскачек давление столба жидкости на забой скважины станет меньше пластового и скважина начнет фонтанировать.
Для освоения скважин также используют газ, который подводится по газопроводу от уже работающей скважины.
Перед освоением скважину тщательно промывают до нижней отметки забоя для удаления осадка глинистого раствора в нижней части фильтра, так как в противном случае после ее освоения эксплуатируется только верхняя часть вскрытого интервала продуктивного пласта. Примером может служить начальный период эксплуатации скважин Ленинградского месторождения Краснодарского края.
Если в жидкости содержится значительное количество твердых примесей, в процессе освоения скважин недопустима их остановка до полного удаления этих примесей и перехода па фонтанирование чистым газом. В противном случае в стволе может образоваться пробка и не исключен прихват фонтанных труб. Например, в процессе освоения скв. 42 Шебелинского месторождения выносилось большое количество глинистого раствора. Не дождавшись продувки скважины до получения чистого газа, освоение ее было остановлено, в результате чего образовалась пробка, на ликвидацию которой было затрачено несколько месяцев.
После возбуждения скважины и очистки забоя и призабойной зоны от промывочной жидкости и других примесей скважину продувают с выпуском газа в атмосферу. Время этого процесса колеблется от нескольких часов до нескольких суток и зависит от количества выносимых примесей и их характера. Для скважин, в которых возможен интенсивный вынос породы, продолжительность процесса при высоких депрессиях должна быть минимальной. Дебит газа при продувке зависит от характеристики пласта и состояния надземного оборудования.
Для очистки призабойной зоны более эффективна периодическая продувка до получения чистого газа без примесей. В некоторых случаях (при опасном разрушении призабойной зоны) продувку осуществляют через штуцера, увеличивая последовательно диаметр их.
Обычно со временем дебит газа и давление на устье скважины при продувках и неизменном диаметре штуцера растут по мере очищения призабойной зоны. Уменьшение же дебита и давлений на устье свидетельствует о засорении забоя. В этом случае следует немедленно прекратить продувку. Количество примесей, выносимых из пласта, и характер их изменения во времени определяют с помощью сепарационных передвижных установок, которые устанавливают после предварительной непродолжительной продувки. Полезно также периодически проверять состояние забоя, измеряя его глубину специальной желонкой.
На завершающей стадии разработки месторождений, когда пластовое давление значительно ниже гидростатического, эффективность этого процесса снижается. Кроме того, при продувках теряется много газа. Поэтому этот способ, как регулярное средство борьбы со скоплением примесей, применять не желательно. На этой стадии разработки для удаления жидкости с забоя скважины применяют плунжерный лифт и поверхностно-активные вещества (ПАВ) типа ОП-5, ОП-7 и другие, которые успешно используют на промыслах Краснодарского края.
Источник