Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

Найзастосовуванішими є перфоратори типів ПК і ПКС.

Кумулятивними перфораторами можна створити за одне опускання

6...25

отв/м в інтервалі 0,32...50 м за довжини каналів 120...365 мм і

діаметра

8...14

мм.

Дуже рідко, у випадку безрезультативності інших перфораторів,

застосовують

торпедну

перфорацію,

за якої навпроти продуктивного

пласта підривають торпеди, що призводить здебільшого до розтріс-

кування обсадної

колони,

цементного кільця за нею і

гірської

породи.

Підготовку свердловини до стріляючої перфорації здійснює

промислова служба.

Вибір перфоратора, методу і технології перфорації залежить від

призначення свердловини, мети перфорації, міцності, товщини і типу

пласта, стану обсадної колони, розмірів стовбура свердловини, тиску і

температури та ін.

Для технолога-розробника, в аспекті перфорації свердловин, важ-

ливо дотримуватися трьох основних принципів: а) забезпечити високу

гідродинамічну досконалість свердловини; б) зберегти механічну міц-

ність обсадної колони труб

цементного кільця;

в)

досягти мінімальних

витрат засобів та часу. Ці принципи виконуються вибором

оптимальної густоти перфорації, належної якості перфораційної ріди-

ни,

якою заповнюється свердловина,

відповідної технології процесу.

Густоту перфорації потрібно взяти з гідродинамічних міркувань

не менше 10...20 отв/м. Порушення механічної міцності колони та

цементного кільця настає за густоти перфорації 30...50 отв/м.

Практика засвідчує, що зі збільшенням густоти перфорації

коефіцієнт досконалості свердловини зростає, сягає максимуму і

відтак знижується внаслідок забруднення створених каналів та

привибійної зони пласта в процесі повторного вибуху зарядів

(для збільшення кількості отворів в одному і тому ж інтервалі)

261

у разі наявності неякісної перфораційної рідини. Кращими

перфораційними рідинами є нафта, розчини на її основі,

водонафтові емульсії, очищені від твердих частинок сольові

розчини та інші. Усі вони не повинні містити механічних,

твердих домішок, здатних кольматувати пори.

Перед проведенням перфорації свердловини слід розчистити май-

данчик біля свердловини, прошаблонувати експлуатаційну колону,

встановити противикидну засувку на гирлі зі штурвалом на відстані

від гирла

8...

м, прокласти відвідні труби від гирла, опресувати

обладнання, підготувати свердловинну перфораційну рідину та ін.

Гідропіскоспгруминна перфорація

Гідропіскоструминна перфорація

(ГПП) базується на використанні

кінетичної енергії й абразивності високошвидкісних піщано-рідинних

струменів, які витікають з насадок (сопел) перфоратора.

Під час ГПП утворюються канали значно більших розмірів (довжина

до 0,4 м, середній діаметр вздовж каналу становить приблизно половину

довжини), ніж кумулятивні чи кульові канали, не розтріскується

цементний камінь за обсадною колоною

труб,

не

ущільнюється порода в

зоні перфорації. Проте, внаслідок великої трудомісткості та вартості,

11111 використовують тільки там, де стріляюча перфорація виявляється

не ефективною (в розвідувальних свердловинах), а також для

підвищення продуктивності експлуатаційних свердловин діянням на

привибійну зону пласта

(див.

нижче).

Технологія

ГПП вміщує такі операції:

а) глушіння свердловини запомповуванням рідини (тільки за

наявності розкритих пропластків);

262

б) опускання перфоратора на НКТ (бурильних трубах) за допо-

могою піднімача на задану глибину та прив'язування геофізичними

методами місця встановлення його за глибиною залягання до пласта-

репера і глибиною розміщення муфти-репера на НКТ з урахуванням

видовження труб під час циркуляції рідини;

в) обв'язування гирла

наземного обладнання;

г) введення в НКТ опресувальної кулі, опресування системи

маніфольдів і НКТ на

1,5-кратний

робочий тиск, вимивання опресу-

вальної кулі на поверхню зворотною (по затрубному простору)

циркуляцією робочої рідини та оцінку втрат тиску на тертя

здійсненням промивання свердловини на режимі перфорації;

ґ) опускання в НКТ робочої

кулі;

д) проведення власне перфорації;

є) піднімання перфоратора на вищезалеглий інтервал (ці дві останні

операції багаторазово повторюються);

є) вимивання зворотною циркуляцією робочої кулі із НКТ та

зворотне промивання свердловини від піску;

ж) піднімання НКТ

перфоратором, демонтаж обладнання.

Обв'язка поверхневого обладнання може бути з повторним

використанням рідини та піску (закільцьована схема), зі скиданням

піску та зі скиданням піску і рідини. Остання схема (рис. 5.1) є

найпростішою.

Як робочу рідину використовують технічну воду з ПАР, пластову во-

ду,

5...6%

розчин соляної кислоти, розгазовану нафту та ін. Пісок по-

винен бути з вмістом переважно кварцу (понад 50%) фракції

0,2...2

мм.

Гідроперфоратор (абразивний перфоратор) ПА-6М містить корпус,

насадки в тримачах

заглушки, хвостовик-перо з центратором

кульові

клапани (опресувальний та робочий).

263

Гідропіскоструминною перфорацією можна створити нормальні

(горизонтальні) і похилі (найдоцільніший кут нахилу до осі

свердловини 60°) канали, вертикальні і

горизонтальні

щілини. Густота

перфорації часто становить 1...4 ота/м. Проте цього недостатньо. У

шаруватих колекторах доцільно створювати 10...20 нормальних і

6... 10

похилих каналів чи 18...20 щілин (довжина кожної по 100 мм) на 1 м

товщини пласта.

Рисунок

5.1

Технологічна схема гідропіскоструминної перфорації

зі

ски-

данням рідини

піску:

хвостовик; 2

—

центратор; 3

робоча

куля; 4

корпус гідроперфоратора;

5 -

вузол насадки;

канал перфорації;

7 -

стовбур свердловини;

8 -

продук-

тивний пласт; 9

гирлова головка арматури гирла; 10

гумова

герметизуюча манжета;

трубна головка арматури гирла;

манометр;

13 -

елеватор

для

піднімання труб;

14,

15 -

засувка (відкрита, закрита);

16 -

шламовловлювач;

зворотний клапан;

18 -

насосні агрегати;

піскозмішувач;

20 -

ємність;

21 -

насосний агрегат;

амбар;

23 -

лінія забору

для

повторного використання

рідини

264

Удосконалення ГПП здійснюється в напрямку використання газо-

рідинно-піщаної суміші (зростає довжина каналів у 2...3,5 рази), кис-

лотних розчинів, додавання до рідини полімерів, створення шлангових

та зондових гідромоніторних гідропіскоструминних пристроїв.

Проектування

технології полягає ось у чому.

Гирловий тиск нагнітання

= Ар

+Ар

Ар

+ А^затр ^

Рцт>

(5-1)

де 4^1 і Фі - втрати тиску на тертя в НКТ

в затрубному просторі, які

визначаються залежно від розмірів труб і витрати рідини Q

qn\

q - витрата

рідини

через одну

насадку,

якою задаються в межах З...ЗД м/с;

п - кількість працюючих насадок (парне число для усунення

реактивної сили), причому обов'язково беруть QAF-jarp^O^ м/с (для

винесення шламу); F-^ - площа прохідного перерізу затрубного

простору; Ар - перепад тиску в насадці, який вибирається залежно від

витрати q за різних діаметрів насадок, причому Ар>Ар^

(ДАпіп

Ю-12 МПа для насадок 6 мм і

Ар

{

18...20 МПа для насадок

З та 4,5 мм за міцності порід на стиснення понад 25...30 МПа);

Рзатр

- протитиск на гирлі свердловини в затрубному просторі під час

роботи за замкненою

системою;

- допустимий гирловий тиск, який

зумовлений технічною можливістю насосних агрегатів типу

УН

1-630х700А

(4АН-700) чи міцнішою характеристикою труб.

В останньому випадку допустимий гирловий тиск

_ Рзруш ~ Ят

Рдг

Р }

Де Аруш ~ зрушуюче навантаження, яке обчислюють за формулою

Яковлева-Шумілова або беруть із довідників; q

та L - відповідно вага

1 м (з урахуванням муфт) та довжина опускання НКТ;

265

щ - коефіцієнт безпеки, який беруть рівним

1,3-1,5;

- площа

прохідного перерізу НКТ.

Додаткове видовження НКТ під час створення в них тиску

Л/=Гу

, (5.3)

де Е

- модуль Юнга (пружності) для сталі, що дорівнює 70-10 МПа;

- площа поперечного перерізу металу НКТ; z

- коефіцієнт, що

враховує тертя труб до стінки обсадної

колони (беруть

=l,5...2).

Кількість насосних агрегатів визначають як відношення потрібної

гідравлічної потужності до гідравлічної потужності агрегату з

уврахуванням одного запасного:

Рг

+1, (5.4)

де Г)

- коефіцієнт, що враховує технічний стан насосних агрегатів,

ступінь їх зносу (Г|

=0,75...1); q

- подавання одного агрегату на

розрахунковому режимі (за тиску

рз);

- тиск, який розвиває агрегат

(причому слід брати

=р

Тривалість одного різання отвору беруть 15...30

хв,

щілини -

20...40

хв

(по 2...З хв на

мм щілини).

Задана концентрація піску в разі використання води

становить 40...50 кг/м .

Залежно від кількості інтервалів різання і схеми обв'язки

комунікацій обчислюють кількість робочої

рідини

і піску.

266

§ 5.2 Освоєння видобувних і нагнітальних свердловин

Освоєння

свердловин

- це комплекс технологічних операцій щодо

перфорації, викликання припливу та діяння на привибійну зону пласта

з метою забезпечення її продуктивності, яка відповідає природній

проникності і нафтонасиченій товщині пласта, під час введення

свердловини в експлуатацію після буріння

чи

ремонту.

Обмежимося тут розглядом освоєння у вузькому розумінні цього

слова як пускового процесу викликання припливу.

Освоєння нафтових свердловин

Перед освоєнням свердловина заповнена перфораційною рідиною

чи рідиною глушіння, якими створюється репресія тиску на пласт для

попередження проявлення (відкритого аварійного фонтанування)

свердловини, тобто

g>Pm,

де h - висота стовпа рідини у свердловині; р

- середня густина

свердловинної рідини; р^ р

- пластовий тиск і тиск на вибої

свердловини; g- прискорення вільного падіння.

Для викликання припливу потрібно забезпечити умову:

Тобто СТВОРИТИ ДепреСІЮ ТИСКу Ар =Рпл 'Рв-

Розрізняють методи освоєння фонтанних (за високого пластового

тиску

)

механізованих свердловин.

Перед освоєнням свердловини обладнують згідно зі способом

наступної експлуатації

методом викликання припливу.

Можна двома шляхами викликати припливи: зменшенням густини

свердловинної рідини р

чи висоти стовпа рідини h. У нафто-

промисловій практиці відповідно до цього знайшли використання такі

три методи викликання припливу.

267

1 Послідовна заміна рідини з більшою густиною на рідину з

меншою густиною (звичайно за схемою буровий розчин з більшою

густиною буровий розчин з меншою густиною - вода - нафта -

газоконденсат) Зазначимо, що використовувати нафту і газоконденсат

через їх

пожежо-1

вибухонебезпечність в Україні заборонено

Для освоєння у свердловину опускають НКТ, обв'язують наземне

обладнання свердловини і насосний агрегат з ємностями Відтак

опресовують нагнітальну лінію та запомповують рідину в НКТ (пряме

промивання) чи в затрубний простір (зворотне промивання) насосним

агрегатом УН

1-630х700А

(4АН-700), а зі свердловини рідину виводять

у збірну ємність

2 Аерування (газування) рідини Здійснюється воно аналогічно, але в

потік рідини (води) поступово вводять газ, витрата якого збільшується,

а витрата рідини при цьому зменшується (рис 5 2) Густину

газорідинної суміші доводять до 300 400 кг/м Швидкість спадного

потоку рідини має бути не меншою 0,8-1 м/с для попередження

спливання бульбашок газу і утворення „газових подушок", які

зумовлюють різке зростання тиску, через що процес зривається

Газ вводять за допомогою аератора типу „перфорована труба в

трубі" чи рідинно-газового ежектора, а на газовій лінії встановлюють

зворотній клапан, щоб попередити потрапляння рідини в компресор

Дня освоєння використовують газоподібний азот від автомобільного

газифікаційного устатковання АГУ 6000-500/200 (АГУ-8К) або

природний (вуглеводневий) газ із газових свердловин (газопроводів) За

спеціальним дозволом можна використовувати повітря від пересувного

компресора Для освоєння свердловин розроблено пересувні

компресорні устатковання (типу УКП-80, СД-12/250, НЕ-12/250, УКС-

80,

КПУ-16/100, КПУ-16/250, ДКС-7/200А,ДКС-3,5/2ШТП)

268

У разі використання повітря можуть утворюватися вибухонебезпечні

суміші, існує загроза вибухів у свердловині Для надання процесу

плавності, стійкості і безпеки до води додають ПАР - пшоутворювачі,

тобто освоєння здійснюють

дао-

чи

трифазною піною

ГТ2

Рисунок 52 — Технолопчна схема освоєння свердловин аеруванням рідини з

застосуванням двофазної гани 1 - аератор, 2 - манометр, 3 - ви-

тратомір повітря, 4 - компресор,

- зворотний клапан, 6 - насосний

агрегат, 7 - мірна ємність, 8 - накопичувальна ємність для

ганоутворювальної рщини, 9 лиш викиду гани

З Протискування (витіснення) рідини стисненим газом Здій-

снюється воно аналогічно пуску газліфтних свердловин (див у главі 8)

Відмінність полягає лише в підключенні до гирла свердловини

пересувного компресорного устатковання чи АГУ 6000-500/200

У процесі пуску швидко створюється велика депресія

тиск}',

тому

метод не використовують за наявності сипких і нестійких колекторів,

підошовної води, верхнього газу (застерігається винесення піску із

пласта, проривання води і газу у свердловину)

Іноді ще застосовують методи свабування (поршнювання) і

тартання Для цього у свердловину на канаті від глибинної лебідки

опускають сваб (поршень з клапаном і гумовими манжетами)

269

у НКТ чи желонку (на вигляд вузького довгого відра з нижнім

кульовим клапаном).

Газліфтні свердловини освоюють звичайно методом протискування

(див.

главу 8).

Насосні свердловини перед освоєнням промивають водою чи краще

нафтою і освоюють насосом (ШСН, ЕВН), який використовується

надалі для експлуатації конкретної свердловини.

Особливості освоєння

нагнітальних свердловин

Нагнітальні свердловини поділяють на законтурні (розташовані у

водяній

зоні) і

внутрішньоконтурні (розміщені

нафтовій зоні покладу).

Законтурні свердловини освоюють зразу під нагнітання води, а

внутрішньоконтурні - спочатку на приплив, потім після зниження

пластового тиску р

в районі свердловини - під нагнітанням. Якщо є

ряд нагнітальних свердловин, то освоюють їх під нагнітання через

одну, а пропущені свердловини освоюють для відбирання нафти, потім

після повного обводнення під нагнітання освоюють пропущені

свердловини. У свердловинах, які працювали на відбирання нафти,

доцільно перед нагнітанням води (газу) провести теплове оброблення

(див.

§ 5.8) з метою очищення привибійної зони від можливих

парафіноасфальтеносмолистих відкладів.

Для очищення стовбура нагнітальної свердловини перед

нагнітанням проводять інтенсивні промивання (прямі, зворотні)

протягом 1...3 діб з витратою води 1200-1500 м /добу до мінімального і

стабільного вмісту завислих частинок. Вода подається з водоводу зі

скидуванням в ємності (земляні амбари, каналізацію) або по

закільцьованій схемі з відстоюванням в ємностях.

270