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.
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 обводнении 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. 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). 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), К = Q/dP 3 /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.
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: tga=QdP=K, где К — коэффициент продуктивности.
По коэффициенту продуктивности рассчитывают гидропроводность пласта х: Х= Kxh 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 (м 3 )
Источник
Методы освоения скважин после подземного и капитального ремонта
Методы освоения скважин и вызова притока жидкости и газа из пласта в скважину, применяемые в промысловой практике, основаны на трех способах снижения противодавления на пласт:
уменьшение плотности жидкости, заполняющей скважину;
уровня (столба) жидкости в скважине;
забойного давления после предварительного воздействия на продуктивные пласты.
Выбор метода освоения скважины зависит от глубины скважины и пластового давления; содержимого залежи (нефть, газ, вода); физической характеристики пород пласта, степени их устойчивости; наличия технических средств для освоения.
Освоение скважин, вскрывающих пласты с высоким давлением, обычно не представляет труда, так как в данном случае можно создать большой перепад давления между пластом и скважиной.
В то же время следует иметь в виду, что темп освоения скважин в основном зависит от степени устойчивости пород пласта. При освоении скважин, вскрывших неустойчивые пласты, перепад давления между пластом и скважиной должен быть небольшим. Чрезмерные депрессии при освоении скважин, вскрывших неустойчивые пласты, могут привести к разрушению цементного кольца в интервале перфорации и даже к нарушению обсадной колонны. В данном случае целесообразно применять метод постепенного (плавного) увеличения депрессии.
При освоении скважин, вскрывших сильно цементированные пласты, для вызова притока необходимо использовать методы, обеспечивающие резкие и мгновенные депрессии.
Вызов притока из пласта в скважину осуществляется следующими методами:
1. снижением плотности жидкости, с последовательной заменой утяжеленного раствора средним и нормальным, а затем водой и нефтью. Замену жидкости следует проводить обратной промывкой, т. е. воду нагнетают в затрубное пространство, а глинистый раствор, заполняющий скважину, вытесняется на поверхность по трубам
2. продавкой компрессором, т. е. вытеснением жидкости из скважины сжатым газом или воздухом. Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство (между НКТ и обсадной колонной) скважины. Жидкость, заполняющая скважину, вытесняется через НКТ на поверхность. Когда уровень в затрубном пространстве будет доведен до башмака труб, газ (воздух) попадет в колонну НКТ и разгазирует жидкость, плотность смеси понизится, поэтому уровень смеси в трубах будет непрерывно повышаться. Достигнув устья скважины, смесь выбрасывается из НКТ. Давление в затрубном пространстве, поддерживаемое на максимальном уровне во время подъема смеси до устья, при выбросе резко снижается. При переливе жидкости и выбросе смеси давление на забой падает и скважина переходит на фонтанирование при некотором установившемся рабочем давлении. После этого компрессор отключают.
3. поинтервальным понижением уровня жидкости в скважине. При этом НКТ спускают на глубину 750-800 м из такого расчета, чтобы гидростатическое давление столба жидкости и сопротивление движения ее и воздуха не превышали 8 МПа — рабочего давления компрессора УКП-8-80. В кольцевое пространство компрессором нагнетают газ или воздух, который вытесняет жидкость в 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 допускают НКТ на определенную глубину или до кровли пласта.
4. понижение уровня жидкости в скважинах при использовании муфт с пусковыми отверстиями или пусковых клапанов. Если в НКТна некотором расстоянии от устья скважины под уровнем жидкости сделать отверстие и продавливать жидкость воздухом (газом), то при понижении уровня в кольцевом пространстве до отверстия воздух (газ) через него проникает в подъемные трубы. В результате столб жидкости в них аэрируется (газируется), что способствует выбросу. После выброса давление над отверстием в трубах понизится и воздух (газ), проходя частично в отверстие, будет продавливать жидкость в кольцевом пространстве при том же давлении компрессора.
5. продавкой с помощью “воздушной подушки”. При этом методе снижения уровня жидкости в скважине НКТ спускают до верхних отверстий перфорации, компрессор УКП-8-80 и цементировочный агрегат ЦА-320 обвязывают с затрубным пространством через тройник. Первым включается в работу компрессор, который создает давление 8,0 МПа (при открытом трубном пространстве). Затем компрессор отключают и с помощью цементировочного агрегата закачивают в затрубное пространство 10-12 м 3 воды (в зависимости от заданной глубины снижения уровня). После этого открывают затрубное пространство, и сжатым воздухом жидкость выбрасывается из скважины. Таким образом уровень снижается до 1100- 1200 м.
6. поршневанием (свабированием), снижением уровня жидкости в скважине с помощью сваба. Уровень 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.
7. оттартыванием желонками;
8. методом переменных давлений (гидросвабирование), созданием избыточного давления на забой при помощи цементировочного (насосного) агрегата и последующей быстрой разрядкой давления. Для пластов, сложенных карбонатными породами, рекомендуется применять раствор соляной кислоты 12-15 %-ной концентрации, который предварительно необходимо разместить против вскрытого перфорацией горизонта. Эту операцию повторяют периодически с повышением давления до предельно допустимого, выдерживая его в течение 5-10 мин и сбрасывая затем до нуля. В результате создания резких депрессий на пласт, очищается призабойная зона скважины и создаются благоприятные условия для проникновения и реакции соляной кислоты с породой, что в конечном итоге приводит к облегчению притока жидкости и газа из пласта в скважину.
9. созданием депрессии на пласт с помощью комплектов испытательных инструментов;
10. аэрацией, т. е. заменой жидкости в стволе скважины на газожидкостную смесь с малой плотностью; Сущность процесса аэрации состоит в постепенном снижении плотности жидкости в затрубном пространстве и НКТ в результате одновременного нагнетания в скважину известного количества сжатого рабочего агента (воздуха, газа) и воды (нефти).
11. методом двухфазных пен, т. е. замена жидкости в скважине аэрированным водным раствором noверхностно-активных веществ. Такие пены обычно широко применяют в качестве промывочного агента при разбуривании поглощающих горизонтов, вскрытии продуктивных пластов и т. д. Результаты показывают, что использование пены вполне пригодно для удаления воды, закупоривающих материалов и что пена может быть легко разрушена.
Источник
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)
ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между.
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.
Живите по правилу: МАЛО ЛИ ЧТО НА СВЕТЕ СУЩЕСТВУЕТ? Я неслучайно подчеркиваю, что место в голове ограничено, а информации вокруг много, и что ваше право.
Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:
Источник