Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь КАТЕГОРИИ: АрхеологияБиология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия Экология ТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Обоснование и выбор жидкости при освоении скважины
В процессе освоения скважины в соответствие с геологическими условиями строения нефтегазовой залежи и выбранной технологии освоения выбираются жидкости для освоения. Под освоением скважин понимается комплекс проводимых работ по окончании бурения, крепления и перфорации с целью получения при оптимальных технологических режимах работы эксплуатационного пласта (объекта) максимального дебита нефти (газа) или лучшей приемистости пласта при закачке в него флюидов Процесс освоения скважины заключается в возбуждении скважины, очистке прискважинной зоны пласта от жидкости и прочих загрязняющих примесей, находящихся в стволе, в проведении необходимых работ для улучшения фильтрационной характеристики прискважинной зоны продуктивного пласта [1,2,3]. В практике работ к технологическим процессам вызова притока и освоения скважин на месторождениях Западной Сибири сложился единый, стандартный подход. Сущность его заключается в снижении противодавления на пласт путем замены бурового раствора на техническую воду, а при отсутствии притока – заменой воды на нефть и постепенным снижением уровня жидкости в колонне или созданием депрессии при помощи испытательных инструментов на трубах. В практике работ для освоения скважин применяются следующие распространенные технологии. Применяемая технология гидросвабирования заключается в том, что нагнетанием жидкости в пласт в прискважинной зоне создается давление, превышающее пластовое, после чего скважину пускают на самоизлив. Операция повторяется многократно до полной очистки прискважинной зоны пласта. Применение метода свабирования заключается в проведении технологического процесса снижении уровня жидкости в скважине с помощью специального устройства – сваба. В настоящее время разработано большое количество конструкций свабов. Разработан и используется метод освоения скважин с помощью азотгенерирующих установок. В настоящее время разработаны и применяются новые конструкции установок, которые являются более производительными и мобильными. Сущность вызова притока из продуктивного пласта скважины состоит в понижении давления на забое (в ПЗП), создаваемого столбом бурового раствора (или иной жидкости), различными способами до давления меньше пластового, чтобы обеспечить приток нефти или газа в скважину.
Понижение давления у забоя скважины может быть достигнуто следующими способами: - заменой бурового раствора раствором меньшей плотности (разница в плотности последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 500 кг/м3); - заменой бурового раствора водой; - снижением уровня жидкости в скважине (свабирование, поршневание); - использованием аэрированных жидкостей и пенных систем; - поршневанием с подкачкой газообразного агента; - промывкой скважины (фонтанной) находящейся в стволе жидкостью при практическом равенстве давлений пластового и в ПЗП. Абсолютное значение депрессии определяют исходя из величины максимальной гидравлической репрессии, которая была при циркуляции бурового раствора в процессе вскрытия продуктивного пласта бурением. Величина депрессии должна быть более чем в 2 раза больше. В этом случае коэффициент восстановления проницаемости ПЗП по углеводородам достигает 60-70 %. Минимальная величина депрессии, обеспечивающая разрушение блокады и движение фильтрата раствора к забою, в низкопроницаемых отложениях должна быть не менее 6,5...8 МПа. Однако при депрессиях такого уровня восстановление проницаемости прискважинной зоны невысокое. Процесс замещения жидкости, находящейся в скважине, жидкостью меньшей плотности осуществляется следующим образом: взатрубное пространство скважины закачивают жидкость меньшей плотности до полной замены раствора. В результате роста давления на устье при закачивании в скважину жидкости меньшей плотности может наблюдаться поглощение раствора. В этом случае рекомендуется устранить все искусственные сопротивления (убрать штуцера, полностью открыть задвижки) и уменьшить подачу насосных агрегатов. Целесообразно также предусматривать обработку закачиваемой жидкости поверхностно-активными веществами (ПАВ), чтобы попадающая в пласт жидкость не ухудшала его коллекторских свойств. Иногда депрессия, полученная в результате замены жидкостей, недостаточна для вызова притока из пласта. Тогда используют другие способы снижения давления на забой.
Снижение давления на забой для вызова притока с помощью компрессора является наиболее распространенным способом. Этот способ позволяет осуществлять вызов притока при установленном на устье оборудовании и создавать (резко или плавно) значительные депрессии на пласт. В зависимости от глубины скважины, прочности колонн и наличия оборудования снижение давления на забой осуществляют разными технологическими приемами: вытеснением (заменой) части жидкости, находящейся в скважине, газом; изменением направления потока сжатого газа; применением пусковых отверстий и клапанов; нагнетанием в скважину «газовых пачек»; аэрированием жидкости; промывкой пенами. Каждый из этих приемов осуществляется по своей технологической схеме. При этом следует учитывать, что «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [6], запрещают снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне с использованием воздуха из-за возможности образования пожаро- и взрывоопасной смеси. Наиболее распространенными в настоящее время на промыслах являются передвижные компрессорные установки УКП-80, с подачей 8 м3/мин и максимальным давлением 8,0 МПа. Реже применяют установки КС-16-100 (КПУ-16-100) с подачей 16 м3/мин, давлением 10 МПа и КПУ-16-250 с той же подачей и давлением 25,0 МПа. Одним из способов снижения давления на забой с помощью компрессоров в глубоких скважинах является нагнетание в скважину газовых пачек. К затрубному пространству скважины подключают компрессорную установку и насосный агрегат. После промывки скважины в затрубное пространство нагнетают газ, пока давление не достигнет максимальной величины для установленной компрессорной установки. Затем жидкостью, которую закачивает насосный агрегат, проталкивают находящийся в затрубном пространстве газ к башмаку насосно-компрессорных труб. При снижении давления на выкиде насосного агрегата ниже ртах компрессорной установкой снова нагнетают газ. При давлении ртах компрессор останавливают и снова включают в работу насосный агрегат. Чередование работы компрессорной установки и насосного агрегата проводят до момента выхода газа через башмак НКТ. В момент, когда первая газовая пачка начала подниматься по НКТ, за счет сил нагнетания и энергии расширяющегося газа происходит выброс находящейся в НКТ жидкости и прорыв газа. Это может сопровождаться созданием резкой депрессии на пласт.При давлении ртах компрессор останавливают и снова включают в работу насосный агрегат. Чередование работы компрессорной установки и насосного агрегата проводят до момента выхода газа через башмак НКТ. В момент, когда первая газовая пачка начала подниматься по НКТ, за счет сил нагнетания и энергии расширяющегося газа происходит выброс находящейся в НКТ жидкости и прорыв газа. Это может сопровождаться созданием резкой депрессии на пласт. Выход последующих пачек жидкости и газа также сопровождается выбросом. При нормальной работе компрессорной установки и регулировании выхода газожидкостной смеси из НКТ опытным мастерам удается описываемым способом осуществить продувку скважин газом глубиной более 2500-3500 м. Иногда для создания кратковременных, но резких депрессий на пласт в скважину закачивают только одну пачку газа и продавливают ее до башмака насосно-компрессорных труб.
Расширяющийся газ, как поршень, выталкивает жидкость из НКТ, вследствие чего у башмака НКТ возникает зона пониженных давлений, увеличивается депрессия на пласт и создаются условия для притока жидкости из пласта. В последующем жидкость из затрубного пространства заполнит НКТ и установится на каком-то уровне, депрессия на пласт уменьшится. При отсутствии притока операция может быть повторена неоднократно. Одним из способов снижения давления на забой с помощью компрессоров в глубоких скважинах является нагнетание в скважину газовых пачек. К затрубному пространству скважины подключают компрессорную установку и насосный агрегат. После промывки скважины в затрубное пространство нагнетают газ, пока давление не достигнет максимальной величины для установленной компрессорной установки. Затем жидкостью, которую закачивает насосный агрегат, проталкивают находящийся в затрубном пространстве газ к башмаку насосно-компрессорных труб. При снижении давления на выкиде насосного агрегата ниже ртах компрессорной установкой снова нагнетают газ. При давлении ртах компрессор останавливают и снова включают в работу насосный агрегат. Чередование работы компрессорной установки и насосного агрегата проводят до момента выхода газа через башмак НКТ. В момент, когда первая газовая пачка начала подниматься по НКТ, засчет сил нагнетания и энергии расширяющегося газа происходит выброс находящейся в НКТ жидкости и прорыв газа. Это может сопровождаться созданием резкой депрессии на пласт. Выход последующих пачек жидкости и газа также сопровождается выбросом. Таким образом, при рассмотрении применяемой технологии освоения скважины магистрантом необходимо выбрать состав и рецептуру технологической для обеспечения качественного освоения скважины и сохранности ФЕС при прокачке жидкости в интервале продуктивного пласта.
|
|||||||
Последнее изменение этой страницы: 2021-06-14; просмотров: 88; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы! infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 18.118.30.253 (0.009 с.) |