Яремійчук Р.С., Возний В.Р. Освоєння та дослідження свердловин

Подождите немного. Документ загружается.

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

АР < ^р - к {Рг - Рпл) ,

(7.34)

де

Ост

- гр'аниця міцності породи на стискання з врахуванням її

зміни

при насиченні породи фільтратом бурового розчину,МПа;

Рг - вертикальний гірський тиск, МПа;

- коефіцієнт бокового розпору.

Гірський тиск визначається середньою густиною вищележачих

порід

Рсер

з врахуванням вміщеної в них рідини та глибини залягання

пласта

Рг = 0,01

рсер

Н,

де Я- глибина залягання пласта, м;

реер

2300...2500

кг/м

Коефіцієнт

бокового розпору визначається через коефіцієнт Пуасо-

на

-у

Дані про коефіцієнт Пуасона приведені в таблиці 7.28.

Таблиця 7.28

Модуль пружності і коефіцієнт Пуасона для гірських порід

Порода

Глини пластичні

Глини щільні

Глинисті сланці

Вапняки

Пісковики

Піщані

сланці

Граніт

0,38...0,45

0,25...0,35

0,10~.0,20

0Д8..

(

0,33

0,30-0,35

0,16...0,25

0,26...0,29

Е 10

6...10

3...7

2,4...3,0

6,6

ПоскІльки

формула

(7.34)

є наближеною, а точність визначення ОЬл

дуже

невисока, так само як і визначення V і Е, то значення величини

депресії рекомендується перевіряти експериментально для кожного ро-

довища.

Величина допущеної депресії, виходячи з умов попередження зми-

кання

тріщин (для тріщинних колекторів), визначається за формулою

262

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

дЕ

}

(7.35)

4 / (1 - V

де д - розкриття тріщин, мм;

- довжина тріщин, мм;

Е ~ модуль пружності породи пласта, МПа.

Мінімальна депресія на пласт повинна також забезпечувати перепад

тиску, який необхідний для переборення сил опору

руху

рідини в при-

вибійній зоні

АР

>Рдод

Величина Рдод '«г^МПа.

точки зору попередження виділення

газу

в привибійнІй зоні пласта

його прориву в стовбур свердловини депресія Л Р обмежується такими

умовами: АР — Рпл — 0,6 Ршс при обводненні продукції більше 3% і

для решти випадків

АР—

Рпл ~ Р

нас

(7.36)

нас тиск насичення нафти газом.

Відомо біля двадцяти технологічних процесів виклику.притоку з пла-

ста. З основними з них ознайомимось нижче.

Методи освоєння свердловин І виклику притоку рідини і

газу

з пласта

свердловину, які застосовуються в промисловій практиці, базуються

на

трьох способах зниження протитиску на пласт: зменшення густини

рідини, яка заповнює свердловину, рівня рідини в свердловині,

вибійного тиску після попередньої дії на продуктивні пласти.

Приток

з пласта починається в тому випадку, коли тиск стовпа

рідини в свердловині

буде

меншим від пластового тиску, тобто

буде

створена депресія на пласт.

7.3.2.

Послідовна

заміна

промивної

рідини

свердловині

на

рідину

меншої

густини

Виклик

фонтану при заміні промивної рідини в свердловині на

рідину меншої густини (на

воду

або нафту) можливий в тому випадку,

коли

пластовий тиск перевищує тиск, який створюється на вибій

дега-

зованою нафтою. Перед викликом притоку шляхом зменшення густини

рідини, яка заповнює свердловину, спускають до фільтра НКТ і збира-

ють фонтанну арматуру на гирлі свердловини.

Заміну рідини проводять зворотною промивкою, тобто

воду

пода-

ють в затрубний простір, а промивну рідину (буровий розчин)

витісняють на поверхнючерез колону

НКТ.

Якщо буровий позчин, яким

заповнена свердловина, має велику густину (1500 кг/м та більше) і

високостатичне напруження

зсуву,

то його заміняють водою не

відразу,

а поступово. Спочатку в затрубний простір запомповують буровий роз-

263

РОЗДІЛ

Освоєння

свердловин

•

чин

з густиною на

200-300

кг/м

меншою від густини розчину,

який

знаходився в свердловині. При цьому здійснюється повний цикл цир-

куляції в свердловині. Аналогічні операції здійснюють до того моменту,

поки

різниця густин між розчином,

який

виходить з НКТ, І водою

буде

дорівнювати

200-300

кг/м

. З цього моменту в затрубний простір

можна подавати

воду.

Якщо

після промивки водою пласт не проявляє себе, тоді

воду

свердловині замінюють нафтою.

Під час робіт по заміні бурового розчину водою, нафтою тиск в за-

трубному просторі не повинен перевищувати тиску опресовки експлуа-

таційної колони.

При

відсутності цементуючого або промивного

агрегату

розчин

можна замінювати водою за допомогою бурового насоса при малих

втулках

і наявності

двох

всмоктуючих клапанів на кожному циліндрі

насоса. Якщо метод послідовного зменшення густини рідини в стовбурі

свердловини з метою виклику притоку є досить простим і здійснюється

звичайними

промивними агрегатами і насосами, то зниження рівня в

свердловині - відповідальна операція, яка характеризується великою

трудомісткістю і тривалістю.

7.3.3. Витіснення рідини з свердловини стиснутим

газом або повітрям

Суть полягає в нагнітанні стиснутого

газу

або повітря в кільцевий

простір свердловини між колонами НКТ та обсадною. Рідина, яка запов-

нює

свердловину, витісняється через НКТ на поверхню. Коли рівень в

затрубному просторі

буде

доведений до башмака

труб,

газ (повітря)

попадає в колону НКТ і розгазовує рідину, густина суміші зменшується,

тому рівень суміші

буде

безперервно підвищуватися. Досягнувши гирла

свердловини суміш викидається з НКТ. Тиск в затрубному просторі,

який

підтримується на максимальному рівні під час піднімання суміші

до гирла, при викиді різко знижується. При переливі рідини і викиді

суміші тиск на вибій падає, і свердловина переходить на фонтанування

при

якомусь установленому робочому тиску. Після цього компресор

відключають.

Для нагнітання

газу

(повітря) в свердловину застосовують пересувні

компресори

(табл.

7.29),

які підключають до затрубного простору свер-

дловини за допомогою насосно-компресорних або

труб

з швидкорозк-

ручуваними з'єднаннями (замками). В більшості випадків тиск, що

підтримується в затрубному просторі, є таким, якого не вистачає для

видалення

рідини з затрубного простору в труби. В інших випадках

міцнісна

характеристика експлуатаційної колони недозволяє створюва-

ти в затрубному просторі свердловини великих тисків, які необхідні для

пуску свердловини в роботу. Тому приходиться вдаватися до таких за-

собів, які дозволяють знижувати пускові

тиски.

Таких методів зниження

тисків є кілька. Відзначимо деякі з них.

РОЗДІЛ

Освоєння

свердловин

Таблиця

7.29

Технічна

характеристика

пересувних

компресорів

Показ-

ники

Витрати,

м /хв

Тиск,

МПа

Номі-

нальна

потуж-

ність,

кВт

Витрата

палива,

кг/год

Маса,

Тран-

спортна

база

Поршневі

УПК-

240,6

Віз

ТГТ-20

кс-

16-

100

301,6

При-

чеп

4МЗАП-

5204

Вільнопорпшеві

АК-7-

200

191,2

6,8

Сани

дкс-

200А

191,2

КрАЗ-

255В

дкс-

3,5-

200Тл

3,5

95,6

11,2

Транс-

портер

ПТ

дкс-

3,5-

400В

3,5

95,6

2,9

Рама-

сани

АКС-

8М

2,1

40,5

12,2

3,7

Причеп

2-ПН-2

Поінтервальне

зниження

рівня

рідини

свердловині

При

цьому насосно-компресорні труби спускають на глибину 750-

800 м, виходячи з того, щоб гідростатичний тиск стовпа рідини і опір

руху

її і повітря не перевищували 8 МПа - робочого тиску компресора

УКП-80.

В кільцевий простір компресором нагнітають газ або повітря,

який

витісняє рідину в колону НКТ. Нагнітання

газу

або повітря про-

довжують

до повного витіснення рідини в інтервалі спуску НКТ. Якщо

свердловина не почала фонтанувати, а рівень рідини піднімається

повільно,

допускають НКТ на певну глибину або до крївлі пласта.

умовах

подачі компресора УКП-80 (витрата до 8 м

/хвилину) час

продавки стиснутого повітря при випробуваннях свердловин

збільшується. Це найбільше відчувається при випробуванні глибоко

залягаючих пластів з низькими пластовими тисками, коли вимагається

значне

зниження рівня рідини в свердловині.

Цей

метод поступового погруження НКТ з періодичною продавкою

повітрям або газом має такі недоліки:

_ _ • 265

Освоєння свердловин

РОЗДІЛ

1) під час чергового нарощування

труб

можливі фонтанні прояви;

пускові тиски, які виникають перед продавкою, завжди

будуть

виклика-

ти поглинання рідини

пласт;

свердловина може почати працювати

до того,

як

башмак НКТ досягне фільтраційних отворів.

Тому цей метод застосовується вкрай рідко.

7.3.4.

Виклик притоку

за

допомогою "повітряної подушки"

При

цьому методі зниження рівня рідини

свердловині НКТ спуска-

ють

до

верхніх

отворів перфорації, компресоп

цементуючий

агрегат

обв'язують

затрубним простором через трійник (рис.

7.29).

Першим

включається вроботу

компресор,

якмйсіБорює робочий тиск (для У

КП-

80-8 МПа)

при

відкритому затрубному просторі. Потім компресор

3-г

компресор;

2 -

агрегат;

манІфольд;

кран;

5 -

колонна

головка;

хрестовина;

штуцер;

засувка;

9, 10-

викидні

лінії.

Рис.

7.29

відключають

за допомогою цементуючого

агрегату

закачують

затруб-

ний

простір

10-12 м

води

(в

залежності

від

запланованої глибини

зниження

рівня). Після цього відкривається затрубний простір

стисне-

ним

повітрям рідина викидається

свердловини. Таким чином рівень

знижується

до

1100-1200

м.

Розрахункова глибина

зниження рівня рідини

свердловині

цим

методом визначається

виразу

Нк

= 0,8

де Нк

глибина спуску

НКТ,

м;

і -

(7.37)

266

РОЗДІЛ

Освоєння свердловин

Ув

об'єм води, закачаної

на

"повітряну подушку",

м ;

Рк

тиск повітря

кільцевому просторі перед закачкою

води, МПа;

5нкт,

5 -

площі внутрішнього січення НКТ

кільцевого простору,

м ;

густина води, кг/м

;

0,8

дослідний коефіцієнт витрат.

В табл.

7.30

вміщені співвідношення

між

глибиною зниження рівня

свердловині, тиском повітря

кільцевому просторі перед закачкою

води

кількістю закачаної води.

Таблиця

7.30

Глибина

зниження

рівня

рідини

свердло-

винам

400

500

600

700

800

900

Тиск

повітря

кільцевому

просторі

аеред

за-

качкою во-

ди, МПа

3,5

5,0

6,5

8,0

5,5

7,5

КІЛЬКІСТЬ

води,зака-

чаної

кільцевий

простір,

Глибина

зниження

рівня

рідини

свердло-

вині,

1000

1Ю0

1200

1300

1500

1600

Тиск

повітря

кільцевому

просторі

.перед

за-

качкою во-

ди, МПа

9,5

12,0

8,0

и,о

8,5

10,5

Кількість

води, зака-

чаної

кільцевнй

простір,

7.3.5.

Зниження рівня рідини

свердловині при викори-

станні

муфт

пусковими отворами

або

пускових клапанів

Цей

метод

одним

варіантів аерування рідини при виклику прито-

ку.

Якщо

НКТ

на

деякій

віддалі

від

гирла свердловини

дд

рівнем

рідини

зробити отвір

продавлювати рідину повітрям (газом),

то

при

зниженні

рівня

кільцевому просторі до отвору повітря (газ) через нього

проникає

всередину

НКТ.

Внаслідок цього стовп рідини

них аерується

(газується),

що

спричиняє викид. Після викиду тиск

над

отвором

трубах

знизиться,

повітря (газ), проходячи частково

отвір,

буде

про-*-

давлювати рідину

кільцевому просторі при

тому

тиску компресора.

Таким

чином, здійснюється зниження рівня

пуск свердловини.

Віддаль

від

гирла

до

місця установки пускового отвору

(до

рівня

продавки

рідини) визначається виразом

267

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

Нст-

1000 Ршзх й

Р8

20 .

(7.38)

де р- відносна густина рідини, кг/м

;

Нст - віддаль від гирла до статичного рівня в свердловині, м;

Ртах - максимальний тиск компресора, МПа;

£ - прискорення вільного падіння, м/с

;

й - внутрішній діаметр експлуатаційної колони, мм;

й - внутрішній діаметр НКТ, мм.

У випадку застосування пускових клапанів після аерації викиду

рідини

з НКТ отвір в першому клапані за допомогою канатної техніки

перекривається,

і починаються роботи по аерації через наступний, вста-

новлений

нижче, клапан.

Клапан

(або отвір в муфті)

слід

розміщувати на

20-25

м вище розра-

ховуваного рівня, тому що при відтісненнІ рівня на розраховувану

відстань тиски в кільцевому просторі і всередині НКТ на цьому рівні

будуть

однаковими. А це значить, що

руху

повітря (газу) через отвір не

буде.

Віддаль

від гирла до місця розташування наступних клапанів визна-

чається так

Ю00

ю ,

Ьп = Ьп-1

1000

Рі

)

(7.39)

(7.40)

Р%

де (Ртах-Рі

):.(Ртах~Рі

) - максимальні перепади тиску в пер-

шому і наступних клапанах;

Рі

...Рі

-оптимальні тиски в

трубах

на рівні клапанів (першого та

наступних).

,~.

Пусковий тиск (в МПа) визначають за такими формулами:

для випадку, коли повітря (газ) подається в кільцевий простір

пуск

10()0

де

- глибина погруження НКТ під статичний рівень;

для випадку, коли повітря (газ) подається всередину НКТ

Гпчг.к

— - - - \іЛл)

1000

Недоліком пускових отворів є неможливість встановлення

ізоляційних

мостів, так як внаслідок пропуску продавочної рідини через

отвори може статися прихват НКТ цементом.

268

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

7.3.6.

Зниження

рівня рідини в свердловині

поршнюванням

(свабуванням)

Рівень

рідини в свердловині знижують за допомогою спеціального

поршня

(сваба) з оберненим клапаном,

який

допускає перетік рідини

через поршень лише в одному напрямку при спуску його в свердловину.

Діаметр поршня вибирають по діаметру

труб

з мінімальним зазором.

Цей

спосіб освоєння свердловин використовують при спущених в

свердловину насосно-компресорних

трубах

і установленої на гирлі фон-

танної арматури.

Поршень,

закріплений на штанзі, спускають в НКТ на стальному

канаті

за допомогою лебідки від тракторного підйомника або бурового

верстата на

100-300

м під рівень рідини і з максимально можливою

швидкістю підіймають вверх, видаляючи з свердловин рідину, яка зна-

ходиться над поршнем. Ці операції повторюють до зниження рівня на

задану глибину або до отримання пластового флюїду.

7.3.7.

Виклик

притоку з пласта методом аерації

За

допомогою методу аерації можна поступово збільшувати депресію

до будь-якої заданої величини. Суть процесу аерації полягає в поступо-

вому зниженні густини рідини в затрубному просторі і насосно-компре-

сорних

трубах

внаслідок одночасного нагнітання в свердловину певної

кількості стисненого повітря (газу) і води

(нафти).

Рухаючись вниз по

кільцевому простору, робочий агент, змішаний з рідиною, додатково

стискається

вагою стовпа рідини, аж поки не досягне башмака НКТ.

Дійшовши до башмака

труб,

бульки робочого агента попадають із за-

трубного простору в НКТ і, поступово розширюючись, віддають отри-

ману ними енергію, внаслідок чого рідина підіймається, одночасно зни-

жується її густина всередині НКТ. Зі збільшенням закачки стиснутого

робочого агента депресія плавно збільшується, внаслідок чого в сверд-

ловину в певний момент поступає з пласта його флюїд.

Перед початком виклику притока необхідно виконати такі роботи:

1) спустити НКТ і ретельно промити свердловину технічною водою

(якщо

в ній був буровий розчин) з ПАР;

2) башмак колони НКТ повинен

бути

встановлений на

5...10

м вище

верхніх отворів перфорації обсадної колони;

3) гирло свердловини обладнується повним комплектом фонтанної

арматури хрестового або трійникового типу і приводиться в робочий

стан;

4) на верхній робочій струні фонтанної арматури встановлюється

штуцер з оптимальним розміром каналу для попередження надмірної

депресії на пласт або надлишкового протитиску в період роботи сверд-

ловини

для її очистки;

5) обв'язуються з свердловиною цементуючий агрегат і компресор.

Схема однорядного ліфта при аерації зображена на рис. 7.30.

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

-лінія

подачі

газу;

лінія

подачі

рідни;

-змішувач;

4 - засувка; 5 -

обсадна

колона;

- НКТ; 7 -

перехідник;

8 - НКТ.

Рис.

7.30

що

подається компресором (або газ із газопроводу

В0Д

В аЄраТІ ( 731

- гайка

швидкого

з'єднання;

2 -

витра-

томір

повітря.

270

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7. ___

Для успішного здійснення процесу аерації підбирають таке

співвідношення

між кількістю подаваної в одиницю часу рідини і стис-

нутого повітря (газу), щоб забезпечити рух бульбашок до башмака НКТ

без утворення "повітряної подушки".

метою контролю за якісним проведенням аерації на нагнітальній

лінії повинеа встановлюватись витратомір повітря (або газу).

При

подачі води необхідно, щоб швидкість низхідного потоку суміші

була

більшою, ніж швидкість спливання бульбашок повітря. Остання

приймається

в межах

0,15...0,30

м/с. Якщо ця умова не дотримується,

то бульбашки повітря

будуть

випливати, утворюючи "повітряну подуш-

ку" в затрубному просторі, що приведе до зриву процесу аерації.

Крім

того, необхідно спостерігати, щоб тиск на переборення

гідравлічних втрат і різниці густини рідини (суміші) в

трубах

і затруб-

ному просторі в сумі не перевищував максимального тиску,

який

роз-

вивається компресором.

Практично

процес аерації необхідно починати при подачі води 4,5-

5,5 л/с (в свердловинах з експлуатаційною колоною діаметром 146 мм

НКТ діаметром

73x60

мм) і при подачі повітря

120-130

л/с

(7,5м /хв)компресоромУКП-80.

Процес

аерації завжди треба починати при заповненій рідиною свер-

дловині. Якщо рівень рідини в свердловині був знижений якимось з

методів, а притоку не отримано, то перед аерацією свердловину знову

необхідно заповнити рідиною.

Спочатку в роботу включають цементуючий (промивний) агрегат

для визначення тиску в нагнітальній лінії при оптимальній подачі

рідини.

Цей тиск не повинен перевищувати

4,0.-4,5

МПа. Потім

підключають компресор, і тиск в нагнітальній лінії зростає (приблизно

на

10...15

МПа за рахунок збільшення швидкості потоку). З цього мо-

менту починається перший етап аерації. В міру нагнітання води і повітря

тиск

в затрубному просторі поступово зростає, доходячи до якоїсь гра-

ниці

і деякий час тримається на одному рівні.

Підвищення

тиску пояснюється тим, що при

русі

вниз циркулюючої

суміші густина рідини в НКТ в початковий період перевищує густину

суміші в кільцевому просторі, і внаслідок цього створюється додатковий

тиск.

Коли ж аерована суміш досягає башмака і проходить всередину

НКТ,

різниця в густинах поступово щезає,

тиск знову падає. Якщо під

час закачки аерованої рідини тиск на нагнітальній

лівії

почне переви-

щувати робочий тиск компресора (газу в колекторі), то необхідно

збільшити подачу рідини або на деякий час відключити компресор (за-

крити

газ).

Повітря

(газ) із суміші попадає в НКТ і викликає викид рідини.

Густина суміші в

трубах

поступово зменшується, і тиск в нагнітальній

лінії падає. З моменту поча псу падіння тиску зменшують подачу рідини,

для чого агрегат переводять на першу швидкість, а потім його зупиня-

ють, залишаючи працювати компресор.

Для контролю за збільшенням депресії необхідно міряти кількість

витісненої зі свердловини рідини об'ємним або іншим способом.

271

Освоєння

свердловим

РОЗДІЛ 7.

В момент зниження тиску в затрубному просторі пласт може почати

працювати. Це стане помітним по підвищенню тиску на буфері і

підвищенню тиску в затрубному просторі.

При

роботі пласта свердловину переключають на запасну лінію або

через трійник на ній для відпрацювання, після чого струмінь направля-

ють на робочу лінію через штуцер.

При

відсутності

притоку з свердловини в момент першого падіння

тиску процес аерації продовжують.

7.3.8,

Зниження рівня в свердловині в

умовах

аномально

низького

пластового тиску

Зустрічаються нафтоносні пласти з великою глибиною залягання і з

пластовими тисками нижчими гідростатичного на

14...15

МПа. В таких

свердловинах рівень рідини встановлюється значно нижче гирла. Вик-

ликати

приток із такого пласта звичайним методом

дуже

важко, адеколи

неможливо. Підчас роботи компресора, наприклад, створюється

додат-

ковий

протитиск на пласт, внаслідок чого поглинається рідина, рівень її

обсадвій колоні знижується, і компресор працює без виконання своєї

ролі.

Природньо,

що чим нижчий рівень рідини в свердловині, тим

трудніше дренувати пласт і отримати з нього стійкий приток

флюїду.

Для виклику притоку з пласта з низьким пластовим тиском необхідно

застосовувати особливі технологічні прийоми, при яких підвищення

рівня

в свердловині не викличе підвищення тиску на вибій.

Розглянемо

технологічну

схему

виклику притоку і дренування пласта

при

випробуванні глибокої свердловини з низьким пластовим тиском і

доброю проникністю пласта. В такому випадку виклик притоку з пласта

здійснюється з подачею повітря в свердловину за

схемою

зворотної і

прямої

промивки. В першому випадку (рис.

7.32/1)

передбачено

вико-

ристання

пакера.

Порядок

проведення процесу при цьому такий: в свердловину на

НКГ

1 спускають пакер 5,

який

встановлюють в експлуатаційній колоні

вад крівлею пласта 7. Глибину установки пакера визначають, виходячи

міцності експлуатаційної колони з врахуванням можливого повного

опорожнення

надпакерної

зони.

Нижче

пакера встановлюється хвостовик з НКТ довжиною

40...50

зворотним клапаном 6 від електроцентробіжного насоса

ЕЦН-5

діаметром прохідного отвору 40 мм. Над пакером розташовують пере-

пускний

патрубок 4 довжиною 0,5 м з трьома отворами діаметром 15

мм (або зворотний голчатий клапан). На НКТ на розрахункових глиби-

нах встановлюють пускові муфти з отворами діаметром 2 мм або кла-

панами

Пакер

разом з перепускним клапаном і зворотним від

ЕЦН-5

роз'єднує затрубний простір і привибійну зону так, що рідина, яка

витісняється

повітрям з міжтрубного простору, не може попасти в пласт,

272

~~ ~~ ™ "

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

Рис. 7.32

273

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

а поступає в НКТ, де і аерується. В момент, коли тиск над зворотним

клапаном

від

ЕЦН-5

стає нижчим від тиску під ним, клапан

відкривається, і пластова рідина входить в НКТ, а потім, змішуючись зі

струменем повітря, яке поступає через пускові муфти (клапани),

вики-

дається на поверхню. Після очистки перфораційних каналів і покращен-

ня

проникності привибійної зони свердловина почне працювати.

Другою

схемою (рис. 7.32. II) передбачається закачування повітря в

НКТ.

В цій схемі відсутній пакер, низ

труб

об'єднується голчатим зво-

ротним

клапаном, а на розрахованих глибинах встановлюються пускові

муфти або клапани.

Повітря

від компресора, яке подається в насосно-компресорні труби,

витісняє

рідину з них через отвори або клапани в затрубний простір, але

нрь

; ,оому тиск нагнітання не передається на пласт. Внаслідок великої

різішці'в об'ємах

труб

і затрубного простору рівень рідини в затрубному

просторі незначно піднімається, тому поглинання не виникає. Як лише

до першої пускової муфти (клапана) підійде повітря і ввійде в затрубний

простір, в ньому починається аерація рідини, що приводить до змен-

шення

тиску на пласт.

7.3.9.

Виклик притоку з пласта із застосуванням

двофазних пін

Для відновлення, а також збереження природної проникності при-

вибійної зони використовують фізико-хімічні методи з дією на пласт

двофазних пін. Застосування пін обумовлене низьким пластовим тис-

ком,

коли в випадку заміни розчину на

воду

може привести до її' погли-

нання.

Відомо, що двофазні піни в умовах свердловини можуть мати

малу густину. Такі піни звичайно використовують в якості промивного

агента при розбурюванні поглинаючих горизонтів, відкритті продуктив-

них

пластів. Встановлено, що використання піни годиться для виносу

води з свердловини, закупорюючих матеріалів. В той же час піна може

бути

легко зруйнована на поверхні.

Метод освоєння свердловини за допомогою двофазних пін є

дуже

ефективним

внаслідок кращого очищення зафільтрової зони від про-

дуктів

кольматації, шламу, а також продуктів реакції кислоти з породою.

Піни

складаються з рідини, повітря (газу) і піноутворювача. Рідина,

яка

використовується для утворення двофазної

піни,

повинна не допу-

скати

набухання глинистих частинок в привибійнІй зоні. Тому для вка-

заних цілей необхідно застосовувати пластову або хлоркальцієву

воду,

попередньо перевірену на взірцях породи колектора.

В якості піноутворювача застосовують такі ПАР (таблиця 7Л1).

274

РОЗДШ'7.

Освоєння

свердловин

Таблиця

7.31

Поверхнево-активні

речовини

Сульфанол

Сульфонатрієві солі

ОП-7,ОП-10>УФЕ-8

ДС-РАС

Марвелан КО

АркопалН-100

Дісолван

Сапаль

Превоц*л\У-О1Ч-100

Вміст

ПАРу

воді,

од...о,з

1,0...2,0

0,3.-0,6

0,3.-1.0

0.3...0.5

0,3...0,5

0,2...0,3

0,2.-0,3

0,1.»0,3

Властивості пін можна широко міняти, регулюючи вміст компо-

нентів.

Мала густина (ЗЗі^/м ) є типовою. В'язкість можна регулювати

таким

чином, що при русі піни в НКТ з швидкістю від 0,5 до 1,5 м/с її

здатність підіймати шлам залишається досить високою. Відповідним

чином

приготовлена піна повинна

бути

стабільною лише до її

виходу

викидної

лінії для викиду шламу. Після цього вона повинна руйнувати-

ся.

При повторному нагнітанні її властивості знову відновлюються.

Так

як піна існує лише протягом одного циклу циркуляції, то компо-

ненти

для її утворення необхідно змішувати безперервно протягом

всього часу промивки. Так як густина піни легко регулюється зміною

відношення

об'єму повітря на 1 м води, яка вміщує в собі ПАР (ступе-

нем

аерації), то при сталій витраті рідини, змінюючи лише витрату

повітря (газу), можна легко регулювати густину двофазної піни від 200

до 800 кг/м , що попереджує попадання в пласт великої кількості

рідини

і сприяє поступовому зменшенню тиску на вибій свердловини.

Технологічна схема виклику притоку з пласта при застосуванні дво-

фазної

піни складається з таких операцій:

1) спуск НКТ до глибини на 2...3 м вище нижніх перфораційних

отворів;

2) обв'язки гирла свердловини з надземним цементуючим агрегатом

компресором

через аератор;

3) нагнітання піни в затрубний простір між експлуатаційною коло-

ною

і НКТ для заміни всього стовпа рідини в свердловині;

275

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

4) первісна порція піни утворюється при малих ступенях аерації

(10...20

м /м , тобто

10...20

м повітря на 1 м водного розчину ПАР),

щоб різниця між густиною рідини в НКТ і піни в затрубному просторі

була

мінімальною;

5) поступово підвищується ступінь аерації, що викликає поступове

зменшення

тиску на вибої свердловини (при ступені аерації

150-160

/м

середню густину піни доводять до

100...120

кг/м );

6) після досягнення вибійного тиску 4.„5 МПа необхідно припинити

циркуляцію піни на 2...3 години для визначення можливого притоку з

пласта;

7) якщо притоку нема, то циркуляцію піни відновлюють, продавлю-

ють її в пласт в об'ємі

5...10

м з витримкою в пласті протягом 3...4 годин;

після

цього відновлюється циркуляція при максимальних ступенях

аерації;

8) отримавши приток, забезпечують очистку свердловини від шламу

досліджують

її на приток.

7.3.10.

Технологія виклику притоку з пласта пінами

використанням ежекторів

Використовується технологія при виклику притоку в розвідувальних

експлуатаційних свердловинах, пластовий тиск яких дорівнює

гідростатичному або менший від нього. Суть технології виклику прито-

ку з пласта пінами з використанням ежекторів полягає в приготуванні

двофазних пін, заповненні ними свердловини і заміні ними води, за

рахунок чого створюється необхідна величина депресії.

Застосування ежектора для приготування пін дозволяє використову-

вати компресори пневматичної системи бурових установок як джерела

стиснутого повітря. Можуть використовуватися і пересувні компресори

високого тиску. Основними факторами, які забезпечують умови вибу-

хобезпеки при освоєнні свердловин за допомогою цього технологічного

процесу в порівнянні з технологією освоєння свердловин шляхом

витіснення

рідини стиснутим повітрям, є:

- зменшення ймовірності внутрішньосвердловинного горіння

внаслідок використання в якості робочого агента

піни;

- використання стиснутого повітря низького тиску.

Для освоєння свердловини необхідне таке обладнання:

- гирло свердловини обладнується згідно з проектом наїї споруджен-

ня;

- пересувний компресор типу УКП-80, КПУ-16/100та інші або ком-

пресори

пневматичної системи бурової установки

(КТ-6,

КТ-7, КСЕ-

5М);

- цементуючий агрегат типу ЦА-320М з діаметром циліндрових

втулок не більшим 115 мм;

- додатковий цементуючий агрегат типу ЦА-320М для подачі води

(при

відсутності діючого водонапірного водопроводу);

_____ _

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

• в зимовий період при відсутності котельні установка промислова

парова пересувна ППУА-1200/100;

- манометр показуючий класу 2,5 з границею вимірів до 40 МПа по

ГОСТ

2405-80;

- ежектор рідинно-газовий ЕЖГ-1;

- у випадку використання пересувних компресорів ежектор повинен

бути

укомплектований насадкою з діаметром вихідного отвору 5,6 мм,

камерою змішування з діаметром циліндричної частини 10 мм,

віддаллю між ними 10 мм;

- у випадку використання компресорів бурової установки ежектор

повинен

бути

укомплектований насадкою з діаметром вихідного отвору

5,6 мм, камерою змішування з діаметром циліндричної частини 14 мм,

віддаллю між ними ЗО мм.

Для приготування піноутворюючих рідин необхідно використовува-

ти такі матеріали: 1) технічну

воду;

2) поверхнево-активні речовини

(ПАР)

сульфанол по ТУ

6-01-862-73;

ОП-7; ОП-10 по ГОСТ

8433-81

та інші.

Перед,проведенням

процесу виклику притоку слід спустити в сверд-

ловину ліфтову колону на глибину, при якій її башмак розміщається на

5-10 м вище інтервалу перфорації.

Перед здійсненням процесу виклику притоку гирло свердловини

повинно

бути

обладнане трубопроводами і арматурою таким чином,

щоб забезпечити можливість запомповування піни в міжтрубний

простір і одночасно викиду рідини з трубного простору свердловини, а

також можливість здійснення самовипливу піни з міжтрубного і труб-

ного простору одночасно.

Схема обв'язки наземного обладнання та гирла свердловини при

проведенні процесу виклику притоку з використанням пересувних ком-

пресорів або компресорів бурової установки зображена на рис. 7.33.

Обв'язку ежектора слід здійснювати таким чином, щоб його боковий

патрубок з оберненим клапаном був направлений вертикально

вниз.

Підведення

стиснутого повітря до ежектора при використанні комп-

ресорів бурової установки слід здійснювати від ресівера за допомогою

гумового шлангу з внутрішнім діаметром не менше 25 мм або на тим-

часовому розбірному трубопроводі з НКТ.

При

кущовому бурінні підвід повітряного проводу від

діючої

бурової

до групи свердловин, які освоюються, доцільно здійснювати заздалегідь

період їх обв'язування з колектором. Кінець повітропроводу слід

підвести до центру групи свердловин і обладнати його запірним венти-

лем.

Підготовка піноутворюючої рідини для двофазної піни може

бути

виконана

безпосередньо в процесі запомповування піни в свердловину.

При

цьому розчинення чергової порції ПАР в воді здійснюється в

вільному відсіку мірного чану цементуючого

агрегату.

На 1 м води

необхідно давати від 1 до 3 кг (в перерахунку на активну речовину)

сульфоналу НП-3, ОП-10 або інших ПАР. Кількість добавки ПАР до

води залежить від її соляної концентрації, якості ПАР і уточнюється

_____ . ___ _ __

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ

Рис. 7.33.

Схема обв'язки надземного обладнання і

гирла

свердловини

цементуючий

агрегат;

2 -

компресор;

З -

лінія

для

подачі

піноутво-рю-

ючоїрідини;

4 -

повітрянопровід;

5 -

обернений

клапан

ежектора;

6-ежектор;

7-заглушка; 8-пінопровід; 9, 10, 11, 12, 13,

14-засувки;

експлуатаційна

колона;

16-

викид

піни;

17 -

накопичуючий

чан;

нафтопромисловий

колектор;

19-

манометр.

експериментальним шляхом в лабораторних умовах за методикою

ВНІІ

(Аміян ЕА.,

Аміян

А.В.,

Васильєва

Н.П., 1980).

Цією

методикою визна-

чається залежність стійкості піни від концентрації ПАР.

Не

допускається попадання в розчини ПАР

піноутворюючої рідини

нафти,

масла, дизельного палива та інших складових піни.

Параметри

виклику

притоку з пласта пінами з використанням еже-

кторів вибираються, виходячи з необхідності створення потрібної вели-

чини

зниження вибійного тиску

(депресії)

і компресорного обладнання,

що є в наявності.

Створення необхідного зниження тиску на вибої Рв при проведенні

робіт

регламентується Інструкцією

ВНДІКРнафти

(1988).

При

використанні в якості джерела стисненого газу пересувних ком-

пресорів в залежності від величини

Рв

може бути здійснено повний

цикл

запомповування піни з виходом ЇЇ на

гирло

через трубний простір з

наступним самовпливом або частковий

цикл

з наступним самовпли-

вом. В останньому випадку піна запомповується на необхідну глибину,

в міжтрубний простір, не доходячи до башмака колони НКТ.

обидвох випадках процес запомповування піни здійснюється при

постійному ступені аерації для

того,

щоб забезпечити визначену наперед

278

РОЗДІЛ

Освоєння

свердловин

початкову величину тиску піноутворюючої рідини

Рр, яка

подається

ежектор.

При

використанні

якості джерела стиснутого повітря компресорів

бурової установки

залежності

від

величини

Рв

може бути здійснено

повний

або

частковий цикл запомповування піни

свердловину

з на-

ступним самовпливом,

також

два

цикли запоміювування піни

само-

виливом після кожного

них.

цьому випадку подача піни

свердло-

вину здійснюється

при

змінному ступені

її

аерації,

заданий режим

роботи ежектора забезпечується встановленням повної початкової

ве-

личини

тиску

Рр.

Для вибору

Рр при

використанні пересувних компресорів необхідно

за номограмою

(рис. 7.34)

визначити ступінь аерації,

при

якій

для

/, 2, 3, 4, 5 - при

ступенях

аерації

відповідно

ЗО,

40, 50, 60, 70.

$00

1000

1500

9000

2500

Рис.

7.34

необхідної глибини спуску ліфтових

труб

забезпечується задана вели-

чина

А Р

ві

пізніше

за

номограмою (рис.

7.35) в

залежності

від

знайде-

ного ступеня аерації

типу (марки) компресора слід визначити

Рр.

Якщо визначену

за

номограмою (рис.

7.34)

ступінь аерації через

її

невелике значення неможливо забезпечити

при

наявному компресор-

ному обладнанні,

то

необхідно здійснити частковий цикл запомпову-

вання

піни.

При проведенні часткового циклу необхідно вибрати максимальне

значення

ступеня аерації

відповідне

їй

значення

для

наявного типу

компресора (рис.

7.35 ).

Потім

за

номограмою (рис. 7.36) слід визначити

279

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

(О-

1- для

компресора

УКП-

80; 2-СД

9/101;

З-КЛУ16/100.

Рис.

7.35

1,2,3 і

ГХЗ-при

р тисках

піноутво-

1,2,3,

5-при

ступенях

аера-

ції

відповідно

ЗО,

40, 50, 60, 70.

Рис. 7,36

Рис. 7.37

глибину продавлювання Н І відносний об'єм піноутворюючої рідини

Ур/В

Ур - об'єм піноутворюючої рідини, м ;

5 - площа поперечного перерізу міжтрубного простору або колони) в

залежності від необхідної величини А Р

і вибраного максимального

280

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

ступеняаерації.Заотриманимзначеннямїф/5 і 5 затрубногопросто-

ру визначається необхідний об'єм піноутворюючої рідини Ур.

Відносний об'єм піноутворюючої рідини Ур/5 для проведення одного

повного циклу визначається за номограмою (рис.

7.36),

при цьому за

глибину продавлювання Ь приймається глибина спуску ліфтових

труб

і Ур/5 визначається за глибиою продавлюваня. За отриманим зна-

ченням

Ур/8 і 5 фактичному колони визначається необхідний об'єм

піноутворюючої рідини.

При

використанні компресорів

бурової

установки

слід

зха заданим

значенням

Д Р

встановити необхідність проведення одного,

двох

або

часткового циклів запомповування піни. Для цього за номограмою (рис.

7.37) необхідно провести до перетину одного з

другим

перпендикуляри

з точок на осях, які відповідають значенням А Рв і Я. Якщо точка

перетину перпендикулярів знаходиться в області, яка обмежена криви-

ми

1 і 3 - то

слід

здійснити процес за один цикл, а якщо точка знаходить-

ся

в області, обмеженій кривими 11 3, то в два цикли запомповування

піни.

Якщо точка знаходиться нижче від кривої 1, то необхідно здійснити

частковий цикл запомповування піни.

Коли

встановлена необхідність проведення одного циклу циркуляції

піни

за номограмою (рис. 7.37) в залежності від заданого значення

А Р

і Н, то необхідно визначити значення Рр.

При

необхідності проведення процесу в два цикли запомповування

піни

тиск Рр в першому циклі встановлюється рівним 15 МПа, а в

другому

циклі визначається з рис. 7.37 в залежності від А Р

і Я. При

виконанні

часткового циклу за заданим значенням А Р

за номограмою

(рис.

7.35) визначається глибина продавлювання піни п і відповідне їй

значення

Ур/5. При цьому Рр приймається рівним 15 МПа. За отрима-

ним

значенням Ур/5 і фактичному 5 міжтрубного простору визна-

чається необхідний об'єм піноутворюючої рідини.

Відносний об'єм піноутворюючої рідини Ур/5 для проведення одно-

го циклу визначається за номограмою (рис.

7.36),

при цьому за глибину

продавлювання

приймається глибина спуску ліфтових

труб

Я і Ур/5

визначається за глибиною продавлювання. За отриманим значенням

Ур/5 і 5 фактичному 5 колони визначається необхідний об'єм

піноутворюючої рідини. При необхідності проведення

другого

циклу

об'єм піноутворюючої рідини для нього складає 70% від Ур для першого

циклу.

Реалізація

технологічних

процесів

Після

спуску НКТ, монтажу надземного обладнання, обв'язки еже-

ктора з компресором і цементуючим агрегатом трубопровідне надземне

обладнання повинно

бути

опресоване гідравлічним способом на тиск 25

МПа.

При цьому попередньо від'єднується повітррянопровід від боко-

вого патрубка ежектора.

281