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

Подождите немного. Документ загружается.

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

Пневматичним способом опресовується викидний повітрянопровІд

на

максимальний робочий тиск компресора. Після цього відкриваються

засувки 9,11, 12, і закриваються засувки

10,13,14

(рис.

7.33).

За

допомогою насоса цементуючого агрегата здійснюється подача

піноутворюючої рідини в ежектор. Тиск подачі піноутворюючої рідини

на

початку процесу запомповування піни в свердловину при викори-

станні компресора бурової установки або пересувного компресора виз-

начається так, як це описано вище. Після цього подається повітря в

ежектор від компресора. При використанні компресорів бурової

уста-

новки

тиск повітря на

вході

в ежектор повинен знаходитися в межах від

0,7 до 0,8 МПа. При використанні пересувних компресорів тиск повітря

на

вході

в ежектор встановлюється самочинно в межах від 1...2 МПа. На

початку процесу запомповування піни в свердловину - до 2...6 МПа в

кінці

процесу. Величина вказаних тисків повітря визначається величи-

ною тиску запомповування рідини і типами компресора.

Після

заповнення свердловини піною в розраховуваному об'ємі, про-

мивки

свердловини піною (або при запомповуванні піни в міжтрубний

простір при частковому циклі) слід закрити засувку 9, відкрити засувку

10 і здійснити протягом 1,5 години, ие менше, самовплив піни по

трубопроводу 16 в накопичуючий чан.

При

наявності притоку нафти або

газу

із трубного простору з,акри-

вається засувка 11, і після витіснення з міжтрубного простору піни

закривається засувка 10, від'єднується трубопровід' 16, ставиться на

місце його підключення до гирла свердловини заглушка 7, і

відкриваються засувки 11,12 і 14, направляючи продукцію свердловини

колектор. У випадку застосування пересувного компресора при

відсутності притоку нафти або

газу

після самовпливу піни на протязі 1,5

години продовжити його самовилив до його закінчення.

У випадку застосування компресорів бурової установки при

відсутності притоку нафти і

газу

після здійснення першого циклу запом-

повування піни і її самовпливу протягом 1,5 години здійснити другий

цикл

запомповування і самовилив піни до його закінчення.

Якщо притоку не отримано, то свердловину залишають з відкритими

засувками на трубному і міжтрубному просторі на очікуванні притоку

протягом 36 годин.

Якщо ж повторні промивки піною не дають

результату,

то слід засто-

сувати методи штучної дії на привибійну зону для інтенсифікації при-

току.

При

проведенні робіт необхідно строго виконувати правила безпеч-

ного здійснення робіт.

Виклик

припливу із свердловини слід проводити за планом, який

затверджується головним інженером та головним геологом управління

бурових робіт. Робітники і інженери повинні

бути

навчені правилам

проведення робіт при освоєнні свердловин. Кожна зміна виробничого

персоналу повинна

бути

проінструктованою про заходи безпеки при

виконанні

кожної конкретної операції.

282

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

При

розміщенні в зоні свердловини техніки необхідно враховувати і

напрям

вітру.

Віддаль

між об'єктами повинна бути:

- від пересувної техніки до гирла свердловини і прийомного чану - не

менше 25 м;

- від компресора до інших агрегатів- не менше 10 м;

- від культбудки до гирла свердловини - не менше віддалі, рівної

висоті вежі плюс 10 м.

Забороняється робота з ежектором без оберненого клапана або з

негерметичним оберненим клапаном на боковому патрубку для подачі

повітря. При від'ємних температурах слід застосовувати

підігріту

піноутворюючу рідину. Повітрянопровід після зборки застраховується

стальним тросом діаметром не менше 5 мм. Трос кріпиться до

повітря нопроводу хомутами, розміщеними на відстані 200 мм від його

з'єднання.

Кінці троса кріпляться до стаціонарних якорів.

Викидну лінію від свердловини до прийомного чана збирають з НКТ

з внутрішнім діаметром не менше 50 мм, надійно кріплять її біля гирла,

місцях поворотів І в прийомному чані за допомогою стопорних або

стаціонарних якорів, розрахованих на реактивні зусилля потоку не мен-

ше 1 тонни.

При

опресовці обв'язки всі люди повинні

бути

віддалені з небезпечної

зони.

Під час всього процесу виклику притоку на відстані не менше 25 м

від гирла свердловини і від накопичуючого чана забороняється прове-

дення

робіт, які не пов'язані з процесом освоєння свердловини, користу-

вання

відкритим вогнем, перебування сторонніх людей, знаходження

техніки, не обладнаної іскрогасниками на вихлопних

трубах.

Не

допускається попадання піни в джерела питтєвої води.

В період самовпливу піни і очікування притоку забороняється зали-

шати свердловину закритою, щоб не створилися умови утворення стис-

нутої вибухонебезпечної суміші при руйнуванні піни.

7.3.11. Виклик притоку з пласта за допомогою комплектів

випробувальних інструментів (КВІ)

Крім

основного свого призначення - випробування перспективних

об'єктів в пошукових свердловинах - КВІ використовують для виклику

притоку з пластів малої продуктивності, підвищення продуктивності

навколосвердловинної зони пластів, оцінки ефективності

інтенсифікацій них обробок пластів, випробування на герметичність це-

ментних мостів і колон і для вирішення інших задач, пов'язаних із

створенням депресії в обмеженому інтервалі стовбура свердловини об-

саженою колоною.

Ппастовипробовувачі дозволяють створювати миттєво високу де-

пресію, що є сприятливим фактором для очистки привибІйних зон

пласта і виклику притоку пластового флюїду; підвищується ефек-

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

тивність результатів випробування (економічність, об'єм і якість

інформації);

забезпечується випробування об'єктів в свердловинах з

негерметичною колоною обсадних труб.

Пакер,

випробовувач пластів, запорний поворотний клапан і гли-

бинні

реєструючі манометри забезпечують виконання процесу випро-

бування. Решта вузлів КВІ служать для попередження можливих усклад-

нень

або аварій в свердловині.

Пакер

ізолює інтервал випробування від решти частини свердлови-

ни.

Довжину хвостовика

(труб

нижче пакєра) вибирають такою, щоб при

спуску КВІ до вибою пакер знаходився над об'єктом випробуваная. При

передачі на пакер осьового стискуючого навантаження його гумовий

елемент деформується, збільшується в діаметрі і перекриває стовбур

свердловини. Шток пакєра має канал, постійно відкритий для проходу

пластового флюїду. Якщо ж прикласти до пакєра осьове розтягуюче

навантаження, ущільнюючий елемент пакєра повертається в початко-

вий

стан.

Випробовувач пластів має прийомний і зрівнюючий клапани,

змінний

штуцер. Випробовувач пластів ставиться вище пакєра. При

спуску і підйомі КВІ пластів розтягнутий, його прийомний клапан є

закритим,

тому не допускає поступлення промивної рідини в труби.

Зрівняльний

клапан пластовипробовувач відкритий і через нього забез-

печується перетік промивної рідини з-під пакєра (при спуску) або під

пакер (при підйомі КВІ) через фільтр, шток пакера, безпечний пе-

рехідник і яс. Наявність такого перетоку знижує ефект поршнювання

при

русі пакєра в свердловині.

Після

опертя хвостовика на вибій свердловини і передачі на КВІ

осьового стискуючого навантаження відбувається вільне стискування

пакєра,

пакерування стовбура свердловини і сповільнене стискування

пластовипробовувача. Під час цього процесу закривається зрівняльний

клапан,

а потім відкривається прийомний клапан пластовипробовувача,

з'єднуючи порожнину пустих або частково заповнених рідиною

труб

над

КВІ

з підпакерним об'ємом свердловини. Тиск під пакєром миттєво

зменшується, і починається приток з пласта.

По

закінченні випробування при розтягу інструменту пластовипро-

бовувач розтягається, закривається його прийомний клапан, перекри-

ваючи порожнину

труб

над КВІ, після чого відкривається зрівняльний

клапан

нижче прийомного клапана, з'єднуючи затрубний простір над

пакєром

з підпакерним простором. Тиск під пакєром і над пакєром

вирівнюється, і на пласт передається тиск стовбура промивної рідини в

сердловинах.

Промисловість випускає багатоциклові випробовувачі пластів, в

яких

є дво-, трьох- і багатоциклові запірно-поворотні клапани

(ЗПК).

ЗПК

призначений для перекриття порожнини

труб

по закінченні при-

току з метою реєстрації процесу відновлення вибійного тиску. Його

встановлюють вище випробовувача пластів і спускають відкритим. В

кінці

притоку шляхом обертання

труб

над КВІ запірно-поворотний кла-

пан

закривають і витримують в закритому стані (для отримання кривої

284 " "

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

відновлення тиску). Тривалість закритого періоду повинна

бути

рівною

приблизно половиш часу притоку, але не менше 20 хвилин.

В багатоциклових випробовуваних при наступному обертанні

труб

клапан

знову відкривається і знову закривається, повторюючи багато-

разовий цикл випробування.

При

випробуванні хвостовик може опиратися на вибій (рис. 7.38) або

без опори на вибій, коли в свердловину спускають механічний

шлІпсовий

пакер, який здатний опиратися на стінку обсадної колони.

При

оперті на вибій необхідно ретельно звернути

увагу

на якість моста,

щоб не викликати просідання хвостовика в ньому.

метою забезпечення безперешкодного спуску випробовувача пе-

ревіряється прохідність по колоні. Для цього до перфорації або після неї

по

колоні обсадних

труб

пропускають шаблон довжиною і зовнішнім

діаметром рівний пакеру.

Для забезпечення більш надійної герметизації різьбових з'єднань і їх

достатнього запасу міцності на розтягуюче зусилля і розладнуючі наван-

таження пластовипробовувач бажано спускати на бурильних

трубах.

Гирло свердловини повинно

бути

обладнано превенторами, а перед

випробуванням повинні

бути

змонтовані лінії для

відводу

від гирла

пластового флюїду на віддаль, регламентовану правилами безпеки.

метою попередження відкриття викиду на свердловині має

бути

запас рідини не менше

двох

об'ємів свердловин.

Для проведення робіт в експлуатаційних колонах використовуються

такі інструменти.

Технічна характеристика випробовувальних інструментів

Тип

інструменту КВІ-65 КВІ-95 (КВІ2А-95) МВГ-80

Зовнішній

діаметр 65 95 80

Загальна довжина

комплекту, м 20 21,6 23,4

Загальна маса

комплекту, кг 300 910 635

Розмір з'єднуючих

різьб 3-50 3-76 3-62

Допустиме наванта-

ження,

кН

при

стиску 150 300 60

при

розтягу 100 250 200

Допустимий крутячий

момент, кН.м 4,0 6,0 5,4

Допустимий тиск

навколишнього середо-

вища, МПа 80 80 45

Максимальна темпе-

ратура навколишнього

середовища, °С:

285

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

НХМ-

/ -

Колонна

го-

ловка; 2 - НКТ;

- циркуляцій-

ний клапан;

4-верхній

мано-

метр;

5 - запір-

но-обертовий

клапан; 6 - вип-

робовувач

плас-

тів; 7-яс;

пробовідбір-

ник; 9 - пакер;

10-обсадна

ко-

лона;

фільтр;

- пласт;

манометр;

14 -

опорна

п'ята;

башмак.

Рис. 7.38

Схема

пакерування

286

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

зі

звичайною гумою

температуростійкою

гумою

Діаметр гумових

елементів свердловин,

Навантаження

при

пакеруванні, кН

130

200

67,78

мм

87,92

77...112

10...50

130

200

109,115

135,145

118...161

60...80

130

200

87, 92, 98

97...112

10...60

7.3.12.

Виклик притоку з пласта за допомогою

струминних апаратів

В Івано-Франківському інституті нафти і газу розроблена технологія

виклику

притоку з очисткою привибійної зони пласта з використанням

струминних апаратів. Ця технологія дозволяє:

1) оперативно, на стадії освоєння свердловини контролювати на ос-

нові

кривих відновлення тиску (КВТ) фільтраційні властивості порід в

навколосвердловинній зоні, включаючи і віддалену зону;

2) створювати багаторазові миттєві депресії і репресії на пласт.

Під

терміном "миттєвого" зниження тиску або його відновлення вва-

жається час від кількох до 100 с. Використання струминних апаратів

дозволяє в одному циклі робіт при освоєнні або штучній дії на при-

вибійну зону реалізувати такі види робіт (рис. 7.39).

Рис.7.39.

Зміна

тиску

на

вибої,

яка

створюється

струминним

апаратом

/ -

дослідження

свердловини

за

даними

кривих

відновлення

тиску;

діями

на

привибійну

зону

пласта

багаторазовими

депресіями

і ре-

пресіями;

III

дослідження

свердловини

на приток

прирізнихдепресіях

для

побудови

індикаторних

діаграм.

КВТ дозволяє при їх розшифруванні (так само як і при використанні

ви

пробо

вувачів пластів) отримувати дані про фільтраційні параметри

пласта в привибійній та віддалених зонах, оцінювати розмір зони з

погіршеною проникністю, оцінювати параметр співвідношення фак-

__ _ _ _ _ _ ^

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ

тичної і потенційної продуктивності свердловини (ВП). Ця технологія

реалізується за допомогою установленого на НКТ пакера і змонтованого

над ним струминного апарату. Схема обв'язкинадземногообладнання і

компоновка

ліфта зображена на рис. 7.40.

НКТ

спускається в свердловину до необхідної глибини і пакерується

за допомогою пакера. Шляхом подачі робочого агента до насадки

стру-

миноного насоса знижується тиск в підпакерній зоні до розмірів, мен-

ших від гідростатичного, підтримується це значення протягом заплано-

ваного

часу,

а після припинення подачі агента або йде процес поступо-

вого відновлення тиску, або миттєво відновлюється гідростатичний

тиск

в свердловині. Як

буде

показано нижче, за допомогою струминних

апаратів є можливість створювати глибокі депресії, так як при вірно

підібраній їх конструкції і

технології

роботи може досягатись зниження

Рис.

7.40

тиску на прийомі струминного апарату аж до

вакууму.

Відомо, що в струминних апаратах відбувається змішування і обмін

енергій

двох

потоків з різними тисками, при якому утворюється

змішаний

потік зі змішаним тиском. Потік, який захоплюється робо-

чим потоком з камери низького тиску, носить назву інжектованого. В

струминних апаратах відбувається перетворення потенціальної енергії

потоку в кінетичну, яка частково передається інжектованому потоку.

При

протіканні по струминному апарату відбувається вирівнювання

швидкостей змішаних потоків і зворотнє перетворення кінетичної

енергії змішаного потоку в потенціальну.

На

рис. 7.41 зображена принципова

схема

струминного апарату. Тут

0р> пі> О-

- витрати робочої, інжектованої і змішаної рідин; $), /і, р -

площі робочого сопла на

виході

потоку, площа камери інжекції - площа

288

РОЗДІЛ

Освоєння

свердловин

циліндричної камери змішуваний; Рр, Рі, Р:І - статичні тиски робочої,

інжектованої І змішаної рідин в соплі насадки, камери інжекції і на

виході

дифузора. Всі струминні апарати, які працюють в освоєнні свер-

дловин, підносяться до виеоконапірних, в яких співвідношення площ

камери змішування/:; і

робочої

насадки/р

с меншими чотирьох

ф/їр < 4). '

Універсальною

характеристикою

струминних апаратів є

відносний

Рис.

7.41

перепад

тисків

Л Р

/А Рр, де Д Л = Рт -

ИІ,

а Д Рр = Р

- Л.

Відомо,

що

низьконапірні

струминні

апарати

у всіх діапазонах св.'їх

робочих

характеристик, пютп при будь-яких

іпаченнях

коефіцієнт;!

інжекції/{/

™ -.-т- ), а

щісокопанірпі

струминні

апарат

ІШІІЦ

и області

ур '

малих значень і добре описуються таким рівнянням:

І І

АРг.

~ [ 1,75 +0,7

-1,07™

(7.43)

Тут

рр, рі,

/7-І

- густина робочої,

інжсктонаиої

та

змішаної

рідин.

В табл. 7.32

приведені

результати розрахунку

значень

відпоєною

перепаду

тиску

АР.І/АР

при і = 0; 0,1; 0,2; 0,3 та різних

співвідношеннях

діаметрів робочої

насадки

камери

змішування

{йр = 4

мм,(і(

(у.

7; 8 мм; й

~ 5,(і мм;^ = 8; 9; 10 мм;

іЦ,

~ 8 мм \п<

- 11; 13; 15 і 17 мм: йр = 10 мм і

- 15; 18 і 21 мм).

Теоретичні

розрахунки і стендові

дослідження

показали,

що в залеж-

ності

від витрати робочої

рідини

£/? і

поступлення

з пласта

інжсктоианої

рідини

(£ї, тобто від

коефіцієнта

інжекції і відносного перепаду тиску

АР-л/

АРр, при решті рівних умовах, в

прийомній

камері

інжекції,

тобто

підпакерпій

зоні

свердловини,

створюється

певний

тиск.

Шля-

хом

регулювання тиску робочої

рідини

насосними

агрегатами Ри ч

289

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ

врахуванням коефіцієнта інжекції

досягається необхідне зниження ти-

ску

на

пласт.

В свердловині тиск

на

вході

робочу насадку струминного апарату

Рр

визначається

залежністю

Рп

=Рг

(7.44)

-г

рр

+Р

-АР,

деРр.р

тиск стовпа рідини (робочої) на глибині установки струмин-

нопгаор

апрату, МПа;

Ра

тиск, при якому закачується робоча рідина насосним агрегатом

на

гирлі свердловини, МПа;

АР

витрати тиску при русі робочої рідини

від

насосного

агрегату

до робочої насадки струминного апарату, МПа.

Тиск

на

викиді струминного апаратур визначається

врахуванням

необхідності транспортування змішаного потоку

із

свердловини

на по-

верхню

= Р

+ А Р ** ,

(7.45)

де

Рр.з -

тиск стовпа змішаної рідини

затрубному просторі, МПа;

втрати тиску

при

русі робочої рідини БІД струминного

апарату

до

гирла свердловини, МПа.

РР

=Рр£Н ; Рр,з=рз8 Н ,

(7.46)

це

Я -

глибина установлення струминного апарату,

м;

прискорення вільного падіння,

м/с .

Втрати тиску

АР і А Р

визначаються відомими виразами

АР =

(НХрр

Н пр)/тґ а

(7.48)

АР**

= (Хрз Н £)}

)/т?

(О - (іі)

{В +

сії)

,(7.48)

де

Я-

кооефіцієнт гідравлічних втрат;

\йі -

відповідно внутрішній І зовнішній діаметри НКТ,

м;

внутрішній діаметр експлуатаційної колони,

м;

Значення

Рі

визначаються обмеженнями,

які

накладаються

гірськотехнічними умовами (недопущенням перетоку води

найближ-

чих горизонтів, руйнуванням породи, тиском насичення нафти газом

р р р.

тощо).

Так як д =

———- -

то підставляючи

(7.44),

(7.45)

значення^

іРі,

отримуємо величину

тиску, при якому треба працювати надземному насосному

агрегату,

щоб

досягти заданого зниження тиску

камері інжекції

Ра

Нижче

приводяться програми лля розрахунку на ЕОМ за допомогою

мікрокалькулятора БЗ-34.

290

РОЗДІЛ

Освоєння

свердловин

В таблиці

7.33

приведені значення тисків

на

насосних агрегатах

МПа

при

коефіцієнтах інжекції

/ = 0,1; 0,2 і 0,3 при

різних

співвідношеннях^,

//з.

Таблиця 7.32

Глибина свердловини, м

4000

6000

8000

Коефіцієнт

інжекції

0,1

45,5

66,5

86,5

0,772

0,2

60,5

88,0

107,0

0,708

0,3

76,5

112,5

147,5

0,054

Звичайно,

створюючи

той чи

Інший

тиск, можна забезпечити

відкачку лише певної кількості рідини

підпакерної

зони,

тобто отрима-

ти різне значення коефіцієнта інжекції

/. В

табл.

7.34

вміщені дані

про

коефіцієнт

інжекції

/ при

спуску

свердловину струминного апарату

діаметрами робочої насадки

5,6 мм і

камери змішування

9,0 мм при

створенні різних тисків надземними агрегатами.

Таблиця 7.33

Глибина

установ-

ки стру-

минного

апарату,

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Тиск надземного агрегату,

МПа

0,15

0,04

0,28

0,15

0,05

0,015

0,25

0,05

0,08

0.04

0,01

0,32

0,21

0,14

0,09

0,06

0,025

ЗО

0,28

одо

0,15

0,098

0,07

0,26

0,20

0,15

ОДО

0,30

0,25

одо

0,14

0,28

0,23

0,18

291

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

Для спрощеним розрахунків в таблиці нротабульовані значення

Р,/ А Р

при різних співвідношеннях діаметрів робочої насадки і

камери змішування для / =

0.0..Д4.

Таплиця

7.34

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

Д Р

/ А Р

прирізних значеннях йз і

<ір,

йр = 4

а, = 6

0,5441

0,4939

0,4470

0,4006

0,3542

(Із

= 7

0,4436

0,4180

0,6392

0,3667

0,3408

АРі/АР

0,5904

0,5217

0,4497

0,3744

0,2959

(13=13

0.4909

0,4566

0,4226

0,3889

0,3554

(Із

= 8

0,3626

0,3475

0,3323

0,3168

0,3011

йр=

5,6

гіз

0,5698

0,5230

0,4579

0,4045

0,3527

(із = 9

0,4980

0,4621

0,4265

0,3912

0,3561

аз

= ю

0,4309

0,4073

0,3836

0,3597

0,3358

при

різних значеннях іі

і йр, м

Д:

о,

о.

4008

3813

3617

3419

3220

гіз

=17

0,3288

0,3169

0,3049

0,2927

0,2802

ар=

аз=15

0,5411

0,4941

0,4480

0,4028

0,3384

аз =18

0,4260

0,4031

0,3800

0,3569

0,3336

йз

0,3352

0,3128

0,3103

0,2977

0,2849

Для проведення розрахунків пропонується програма, яка вико-

нується на мікрокалькуляторі БЗ-34. Мова програмування - в кодах

мікрокалькулятора.

Вхідна інформація вводиться в реєстрацію пам'яті

мікрокалькулятора (таблиця 7.35).

292

РОЗДІЛ

Освоєння

свердловин

Таблиця 7.35

№

п/п

Ре-

гістр

Кла-

віші

П7

П8

П9

П4

П5

П6

ПЗ

П2

ПІ

ПО

ПА

ПВ

пс

пд

Вихідні дані (параметри)

Діаметр робочої насадки й

, мм

Діаметр камери змішувача йз, мм

Глибина установки струминного апарату Н, м

Густина робочої рідини рр, кг/м~

Густина змішаної рідини (Н

кг/м~

Коефіцієнт

іжекцІЇ і

Втрати тиску при русі робочої рідини від насос-

ного агрегату до робочої насадки струминного

апарату/**, МПа/1000 м

Втрати тиску при русі змішаної рідини від стру-

минного

апарату до гирла свердловини Р**,

МПа/1000 м

Тиск

потоку в камері

ЬкекцІЇ,

Рі, МПа

Прискорення

вільного падіння §, м/с

Коефіцієнт

1,75

Коефіцієнт

0,70

Коефіцієнт

1,07

Густина інжектованої рідини рі, кг/м'

Вихідна інформація. Після завершення ліку на індикаторі

мікрокалькулятора висвічується контрольна інформація - значення ти-

ску прокачуваної робочої рідини насосним агрегатом.

Значення

відносного перепаду тиску, який створюється при роботі

струминного апарату, вилучається з регістра К#Д натиском на клавішу

При

користуванні програмою необхідно:

- установити мікрокалькулятор в режим "програмування" з нульової

адреси, для чого послідовно натиснути на клавіші В/О,

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ

Р,

ПРГ;

- набрати програму згідно таблиці

7.36;

- перевірити правильність набору програми

за

відповідністю висвічених кодів вимогам операції;

- установити мікрокалькулятор

режим "автоматична робота"

клавішами

Р і АВТ;

- ввести вихідні дані згідно таблиці

7.35;

- здійснити пуск програми

нульової адреси клавішами

В/О і

С/П;

- отримати вихідні дані.

Таблиця 7.36

Ад-

рес

Клавіші

ИП

•І-

1-І

і/х

Код

6Г

61,

4Г

оь

Ад-

рес

ЗО

Клавіші

ИП

пп

ИП

Код

6Г

6С

6Г

4Г

Ад-

рес

Клавіші

ПП

ИП

пп

ИП

пп

ИП

Код

6Г

4Ь

6Г

294

РОЗДІЛ

Освоєння

свердловин

•ї-

ип

1-І

ИП

БП

ИП

ОЬ

0Е

ИП

в/о

ИП

ОЬ

Продовження табл.

В/О

С/П

7.36

4Ь

Тест

Введення даних

8,0

1,5

1,0

1000

0,3

3200

В/О

9,81

1,75

0,70

1,07

1000

С/П

Час

рахунку = 37 с

їндикується результат

розрахунку 43,

44931

ИП

8,0

1,5

1,0

1000

0,3

ИП

3200

9,81

1,75

0,7

1,07

0,44298

295

Освоєння свердловий РОЗДІЛ 7.

Якщо

на

шкалі індикації калькулятора висвічується сигнал ЕГС.КОК,

то

це

означає,

що

була

доггугцсна помилка

або при

наборі програми,

або

при

введенні початкових даних.

Для виявлення помилки необхідно перевірити програму

па її

відпо-

відність кодам

кроковому режимі, потім замінити помилковий

код

операції правильним. Якщо помилка допущена

при

введенні початко-

вих даних

для

розрахунку,

то

введення

їх

треба повторити.

При

відключенні мікрокалькулятора адрес програмної

регістрової

пам'яті стає нульовим

і для

продовження розрахунку

за

програмою

необхідно знову ввести програму

початкові дані.

Нижче розглядається приклад вирішення контрольної задачі.

Необхідно

за

допомогою струминного апарату освоїти свердловину,

обладнану зацементованою експлуатаційною колоною діаметром

146

мм,

яка

спущена

на

глибину

325 м.

Продуктивний пласт лежить

інтервалі

3250...3220

м. В

свердловину спущені

73 мм

НКТ

до

глибини

3240

м, на них на

глибині

3210 м

установлено пакер ПІЗМ122-500

і на

глибині

3200

м -

струминний апарат конструкції ІФІНГ.

Для

реалізації

технологічного процесу гирло свердловини обв'язане лініями високого

тиску

двома насосними агрегатами 4АН-700, кожний

яких працює

подачею

5 л/с

(разом

10 л/с),

очікуваний дебп свердловини

- 280

м"

/добу.

Необхідно визначити тиск прокачування робочої рідини насосними

агрегатами. Діаметри робочої насадки

камери змішування відповідно

рівні

4 мм і 6 мм.

Густина робочої

змішуваної рідини рівна

1000 кг/м'

На

момент виклику притоку

і = 0,

після виклику

Сі

УНС\

Щ^Е. = —- = 0,3 = 0,3. При цьому АР* = 1,0 МПа/1000 м,

Цр 864

ДР**=

1,5 МПа/1000 м.

За

відношенням площ робочої насадки і камери змішування/з//р =

0,785

/0,785«4

= 2,25, тобто струминний апарат відноситься до

високонапірних.

Варіант

1. Обмежень по зниженню тиску п підпакерній зоні немає,

тобто допускається зменшення тиску в камері інжекції до Рі = 0.

Набирається

програма і перевіряється правильність набору за тес-

том.

Вводимо початкові дані для розрахунку:

= 4 -+П7; йз = 6 -*Ш; Н = 3200 -+П9; Кі = 1000 -*П4;

Нз = 1000 -+П5; і = 0 ~*П6; Р* = 1 -»Ш; Р"* = 1,5 ^П2;

Рі = 0 -+П1; 9.81 -*П0; 1. 75 ^ПА; 0. 7 -*ПВ;

1.07->ПС;

Нз = 100ПД

Запускається програма для рахунку з нульової адреси: В/О, С/П.

Після

закінчення рахунку на індикаторі засвічується значення тиску,

який

повинні розвивати насосні агрегати Р

35,704074

МПа.

Значення

відносного перепаду тиску, який створюється струмене-

ДРз

вим

апаратом, вилучається з

регістру

К§Д ; ИПД -»

0,56642

= .•— .

296

РОЗДІЛ

Освоєння свердловин

Такий

тиск Р

характерний для моменту виклику притоку, коли / -

•

). Пізніше визначається значення Р

після виклику притоку, тобто коли

. -•=

0.3. Для цього треба лише змінити значення коефіцієнта інжекції в

регістрі / = 0,3 -* П7.

Програма знову іапускається з нульової адреси: В/О, С/П.

Після

закінчення рахунку на індикаторі висвічується значення тиску,

який

повинен розвиватися насосними агрегатами після виклику прито-

ку щоб досягти рі = і). Результат; Л, =

53,3087050

МПа.

ЛЯ,

регістру

К%Д вилучається значення

-т-----

; ИПД -*

0,442

.»8

/ЛГ

Р, •

Варіант

2. Внаслідок обмежень при

наявності

водяного пласта або з

причини

міцності обсадної

колони

рі не

повинно

бути

меншим

8 МПа.

Здійснюється

розрахунок Р

при/ - Оі/ = 0,3. Вводяться у відповідні

регістри

нові

вихідні

значення

;

^ 8

--»•

III; ( - (І --» П6.

Запускається

програма з нульової

позначки:

В/О, С/П.

Після

закінчення

рахунку на індикаторі ішсвічується

значення

тиску,

який

повинен

рочтіБати іі<іі|чігмцї п.к

оспі

агрегати Лі -"- 2

>,580374 М Па.

ЛЛ

регістру

К$Д вилучай ься значення ИПД-*

0,56642--^---.

Змінюючи значення і ~ 0,3 -* ГІ6 визначається значення Р

, після

виклику

притоку знову пускається програма з нульової адреси: В/О,

С/П.

Після

закінчення рахунку на індикаторі висвічується значення тиску,

який

повинні розвивати надземні насосні агрегати - Р

43,449306

МПа.

Підставивши отримані результати в таблицю 7.37, отримаємо зна-

чення

тисків Р

Таблиця 7.37

Рі,

МПа

ЛР

АР

Ра,

МПа

Варіант

0,00

0,56642

35,704074

Варіант

8,00

0,56642

29,580274

Варіант

0,00

0,44298

53,508705

0,3

Варіант

8,00

0,44298

43,449306

таблиці бачимо, що на початковій

стадії

виклику припливу, коли з

пласта ще не поступає пластова рідина (і = 0), за першим варіантом

297

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

необхідно створювати тиск на агрегатахРд = 35,7 МПа, а після виклику

Ра = 53,5 МПа. За другим варіантом Р

= 29,6 МПа і Р

= 43,4 МПа.

Запропонована

програма дозволяє визначати роботу надземних на-

сосних агрегатів при будь-яких змінних

умовах.

На

рис. 7.42, 7.43, зображені струминні апарати УОС, УЕОС та на

рис.

7.44 схема обв'язки надземного та підземного обладнання при

Рис. 7.42.

.42.

Пристрій

для

обробки

Рис. 7.чЗ.

Пристрій

ежекторний

свердловин

УОС-1:

$пя

Освоєння

свердлдвин

УЕОС-2:

корпус;

2 -

заглушка;

З -

гніздо;

4 -

насадка;

5 -

корпус

ежекторної

приставки; 6 -

змішувач;

7 -

кільце

ущільнююче;

8 -

заглущка

техноло-

гічна;

9-.куля.

корпус;

2 -

ежекторний

насос;

зрівноважувальний

клапан.

298

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

проведенні робіт пристроями ПГДП.

Струминний апарат УОС складається з корпуса 1 і ежекторного на-

соса 2. Куля 6 виконує роль клапана,

який

направляє робочу рідину до

робочої насадки 4, запресованої в кільці 5. Технологічна заглушка З

служить для забезпечення опресовки пакера в затрубному просторі.

Струминний апарат УЕОС складається з корпуса 1, вставного

стру-

минного

насоса 7 і змонтованого в його нижній частині зворотного

клапана 8. У випадку, коли УЕОС спускають без зворотного клапана, за

допомогою апарата створюються миттєві депресії і репресії на пласт.

Манометр, що приєднується до різьби струминного насоса в його

нижній

частині фіксує цю зміну тиску. Якщо ж в нижній частині змон-

товано зворотний клапан з приєднаним до нього глибинним маномет-

ром,

то останній фіксує момент зниження тиску, а після припинення

циркуляції - криву відновлення тиску. Струминний насос зі зворотним

клапаном або без нього і манометром підіймається на поверхню з НКТ

за допомогою канатної техніки або зворотною циркуляцією рідини че-

рез затрубний простір.

Струминний апарат типу ПГДП відрізняється від УЕОС тим, що в

його камері інжекції вмонтовано тензометричний датчик, а сам

стру-

минний

апарат разом з датчиком з'єднаний з надземною каротажною

станцією. Конструкцією передбачено так само, як і в УЕОС, під'єднання

до зворотного клапана глибинного манометра.

ПГДП

весь процес зміни тисків під пакером фіксується фото-

реєстратором або самописцем каротажної станції.

фонтанна

ар-

матура;

2 - НКТ;

амбар;

4-ПГДП;

5-мано-

метр;

6 - пакер;

хвостовик;

8 -

каротажна

стан-

ція; 9 -

фільтр;

10-

насосні

агрега-

ти; 11, 12 -

мірні

чани-

Рис. 7.44

299

Освоєння,

свердловин

РОЗДІЛ 7.

На

рис. 7.44 подана схема обв'язки надземного та підземного облад-

нання

ігри проведенні робіт пристроями ПГДП.

Технологічний процес включає в себе такі основні етапи робіт:

підготовка свердловини; надземного і свердловинного обладнання; ви-

бір режиму роботи струминного апарата; визначення порядку проведен-

ня

робіт; заключні роботи. Необхідно витримувати основні правила

техніки безпеки.

Технологічний процес може

бути

реалізований в свердловинах з та-

кими

геолого-літологічними та технічними характеристиками:

1) значення пористості і проникності продуктивних відкладів не

нижчі

від критичних для даного родовища;

2) продуктивний пласт має

бути

складений міцними породами, що

не

руйнуються при створенні багаторазових миттєвих депресій і ре-

пресій з встановленими їх граничними умовами;

3) внутрішній діаметр обсадної колони не менший 118 мм;

4) викривлення стовбура свердловини в місці пакерування не більше

° на 10 м.

В комплект обладнання, необхідного для здійснення технологічного

процесу, повинно входити наступне:

- фонтанна арматура, розрахована на проведення робіт при макси-

мальному робочому тиску;

- струминні апарати типу УОС, УЕОС, ПГДП;

- механічні иакери типу ПШ або ПВМ при застосуванні УОС і

гідравлічні пакери при застосуванні УЕОС чи ПГДП;

- надземні насосні агрегати типів АН-700,

ЦА-320

та інші;

- НКТ з умовним діаметром 73 мм;

- циркуляційний клапан;

- опресовочний клапан;

- сепаратор;

-замірний

чан місткістю

5...10

м"

;

- чан для зберігання робочої рідини об'ємом не менше 25 м ;

- чан або земляний амбардля прийому флюїду, що поступає з пласта,

об'ємом

не менше 50 м

;

- чан для збереження розчину, необхідного для того, щоб заглушити

свердловину:

- технологічний розчин для глушення свердловини;

- технічна вода;

- - хлористий кальцій або хлористий натрій при роботі в зимовий час.

Гирло свердловини повинно

бути

обладнаним згідно проекту. Перед

проведенням

робіт свердловина повипна

бути

промитою на протязі

двох

циклів

з очисткою бурового розчину,

який

виходить з свердловини

через сито з гніздами розміром не більше 3x3 мм. Встановлюється

глибина розміщення пакера,

який

повинен знаходитися над верхнім

інтервалом перфорації на відстані не меншій 10 м. Глибина установки

струминного апарату визначається в залежності від потреб можливого

зниження

тиску в зоні іжекції до нуля з врахуванням міцності обсадної

колони

на

зминання.

У випадку, якщо струминний апарат застосо-

300

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

вусться в свердловинах, що довго експлуатуються, необхідно очистити

внутрішню поверхню обсадної колони в місцях розміщення пакера від

Іржі

або парафіно-асфальто-смолистих відкладів.

При

підготовці струминних апаратів до роботи необхідно:

- візуально перевірити стан приєднуючих різьб його корпуса, на

різьбах не повинно

бути

слідів розмиву, заїдань, вмятиіг, глибоких ри-

сок

і поперечних надрізів;

- візуально перевірити стан камери змішування - його поверхня не

повинна

носити слідів розмиву:

- промити і очистити прохідний канал корпусу пристрою і сідло

клапана

для опресовки НКТ;

- перевірити стан герметизуючих елементів клапанів і ежекторного

насоса.

Для забезпечення надійної герметизації різьбових з'єднань НКТ не-

обхідно застосовувати ущільнюючі змазки або стрічку із фторопластп-

вого матеріалу (ФУМ).

Для того, щоб уникнути руйнування ущільнюючого елемента пакера,

колону НКТ треба спускати плавно зі швидкістю не більшою 0,25 м/с.

Після

встановлення пакера па гирлі свердловини монтують фонтан-

ну

арматуру,

яка обв'язується з насосними агрегатами, сепаратором,

замірним

та прийомним чанами, тощо.

Перед початком робіт надземні ліпні ліфтова колона НКТ до глибини

встановлення

опресовочного клапана опресовуються із розрахунку на

очікуваний півтораразовий робочий тиск.

ГТакер опресовують шляхом створення в затрубному просторі над-

лишкового тиску,

який

не перевищує тиск опресовки експлуатаційної

колони.

Суть технології складається в створенні знакоперемінних наванта-

жень на пласт в режимі депресія - репресія. Встановлений під струмин-

ним

апаратом пакер виключає передачу на досліджуваний пласт гідро-

статичного тиску стовпа розчину,

який

заповнює експлуатаційну коло-

ну при роботі струминного апарату. При використанні УЕОС або ПГДП

після

встановлення пакера в свердловині і перевірки його на герме-

тичність через лубрикатор,

який

встановлений на фонтанній арматурі,

вкидається вставний струминний насос до корпусу УЕОС або спу-

скається

на кабелі вставка до ПГДП, яка вміщує в собі вставний

стру-

минний

насос, датчик тиску і зворотний клапан.

Для включення струминного апарату в роботу по НКТ подасться

робоча рідина при заданому тиску. Струмінь робочої рідини, проходячи

через робочу насадку і розширюючись в камері інжекції, захоплює

інжектуючу рідину в рухомому змішаному потоці,

який,

проходячи

через камеру змішування та дифузор, попадає в затрубний простір і

підіймається до гирла свердловини. Після припинення подачі робочої

рідини

до струминного апарату рідина з затрубного простору через

дифузор і камеру змішування повертається в ніднакерну зону, внаслідок

чого відновлюється гідростатичний тиск па пласт.

301