Методи освоєння нафтових свердловин - студопедія

Освоєння свердловини - комплекс технологічних операцій за викликом припливу і забезпечення її продуктивності, що відповідає локальним можливостям пласта. Після проводки свердловини, розкриття пласта і перфорації обсадної колони, яку іноді називають вторинним розкриттям пласта, Привибійна зона і особливо поверхню розкритого пласта бувають забруднені тонкої глинистої суспензією або глинистої кіркою. Крім того, вплив на породу ударних хвиль широкого діапазону частот при перфорації викликає іноді незворотні фізико-хімічні процеси в прикордонних шарах тонкодисперсної пористого середовища, розміри пір якій порівнянні з розмірами цих прикордонних шарів з аномальними властивостями. В результаті утворюється зона зі зниженою проникністю або з повною її відсутністю.

Мета освоєння - відновлення природної проникності колектора на всьому протязі аж до оголеної поверхні шару перфораційних каналів і отримання продукції свердловини, що відповідає її потенційним можливостям. Всі операції за викликом припливу і освоєння свердловини зводяться до створення на її забої депресії, т. Е. Тиску нижче пластового. Причому в стійких колекторах ця депресія повинна бути досить великою і досягатися швидко, в пухких колекторах, навпаки, невеликий п плавною.

Розрізняють методи освоєння пластів з високим початковим тиском, коли очікуються фонтанні прояви, н з малим тиском (на розроблених площах), коли загрози відкритого фонтанування немає і передбачається механізований спосіб експлуатації. У практиці нафтовидобутку відомо багато випадків відкритого нерегульованого фонтанування свердловин з тривалими пожежами в результаті порушення технології розтину пласта н освоєння свердловини. Такі явища не тільки виводять з ладу саму свердловину, а й призводять до виснаження самого родовища.

Можна виділити шість основних способів виклику припливу:

тартаном, поршневаніе, заміна свердловини рідини на легшу, компресорний метод, прокачування газорідинної суміші, відкачка глибинними насосами.

Перед освоєнням на гирлі свердловини встановлюється арматура або її частина відповідно до застосовуваним методом і пропонованим способом експлуатації свердловини. У будь-якому випадку на фланці обсадної колони повинна бути встановлена ​​засувка високого тиску для перекриття при необхідності стовбура свердловини.

Тартаном - це витяг зі свердловини рідини желонкою, що спускається на тонкому (16 мм) канаті за допомогою лебідки. Желонка виготовляється з труби довжиною 8 м, що має в нижній частині клапан зі штоком, що відкривається при упорі на шток. У верхній частині желонки передбачається скоба для прикріплення каната. Діаметр желонки зазвичай не перевищує 0,7 діаметра обсадної колони. За один спуск желонка виносить рідина об'ємом, що не перевищує 0,06 м 3.

Тартаном - малопродуктивний, трудомісткий спосіб з дуже обмеженими можливостями застосування, так як гирлова засувка при фонтанних проявах не може бути закрита до вилучення зі свердловини желонки і каната. Однак можливість вилучення осаду і глинистого розчину з забою і контролю за становищем рівня рідини в свердловині дають цим способом деякі переваги.

Поршневаніе. При поршневаніі (свабірованія) поршень або Свабі спускається на канаті в НКТ. Поршень є трубою малого діаметра (25 - 37,5 мм) з клапаном, в нижній частині відкривається вгору. На зовнішній поверхні труби (в стиках) зміцнені еластичні гумові манжети (3 - 4 шт.), Армовані дротяною сіткою. При спуску поршня під рівень рідина перетікає через клапан в простір над поршнем. При підйомі клапан закривається, а манжети, розпирають тиском стовпа рідини над ними, притискаються до стінок НКТ і ущільнюються. За один підйом поршень виносить стовп рідини, що дорівнює глибині його занурення під рівень рідини. Глибина занурення обмежена міцністю тартального каната і зазвичай не перевищує 75 - 150 м. Поршневаніе в 10 - 15 разів продуктивніше тартаном. Устя при поршневаніі також залишається відкритим, що пов'язано з небезпеками несподіваного викиду.

Заміна свердловини рідини. Заміна здійснюється при спущених в свердловину НКТ і герметизированном гирлі, що запобігає викидам і фонтанні прояви. Вихідна з буріння свердловина зазвичай заповнена глинистим розчином. Виробляючи промивку свердловини (пряму або зворотну) водою або дегазованої нафтою, можна отримати зменшення забійного тиску на величину

де # 961; 1 - щільність глинистого розчину; # 961; 2 - щільність промивної рідини; L - глибина спущених НКТ; # 946; - середній кут кривизни свердловини.

Таким способом освоюються свердловини з великим пластовим тиском Pпл> # 961; 2 # 1 468; g # 1 468; L # 1 468; cos # 946; і при наявності колекторів, добре піддаються освоєнню. Як видно з формули (4.33), при зміні глинистого розчину (# 961; 1 = 1200 кг / м 3) на нафту (# 961; 2 = 900 кг / м 3) максимальне зниження тиску складе всього лише 25% від тиску, створюваного стовпом глинистого розчину. Цим по суті і обмежуються можливості методу. Заміна рідини в свердловині проводиться за допомогою насосних агрегатів, а іноді і бурових насосів. У деяких випадках, коли з досвіду освоєння свердловини даного родовища є впевненість у безпеці, застосовують додатково поршневаніе для відбору частини рідини з свердловини і подальшого зниження забійного тиску.

Компресорний спосіб освоєння. Цей спосіб знайшов найбільш широке поширення при освоєнні фонтанних, полуфонтанних і частково механізованих свердловин. У свердловину спускається колона НКТ, а гирло обладнується фонтанної арматурою. До міжтрубному просторі приєднується нагнітальний трубопровід від пересувного компресора.

При нагнітанні газу рідина в міжтрубномупросторі відтісняється до черевика НКТ або до пускового отвори в НКТ, зробленого заздалегідь на відповідній глибині. Газ, потрапляючи в НКТ, разгазірует рідина в них. В результаті тиск на забої сильно знижується. Регулюючи витрату газу (повітря), можна змінювати щільність газорідинної суміші в трубах, а отже, тиск на забої Pз. при Pз

Освоєння ведеться з безперервним контролем параметрів процесу при герметизированном гирлі свердловини. Тому цей спосіб найбільш безпечний і дозволяє швидко отримати значні депресії на пласт, що особливо важливо для ефективного очищення привибійної зони свердловини. Однак застосування компресорного способу освоєння обмежена в свердловинах, пробурених у не стійких колекторах. У деяких районах виникає необхідність освоєння свердловин глибиною 4500 - 5500 м, а збільшення глибини також обмежує використання компресорного способу.

Для більш повного використання пластової енергії, виносу рідини з вибою і можливих промивок свердловин башмак НКТ опускають до верхніх перфораційних отворів. Щоб відтіснити рівень рідини до черевика НКТ, особливо при великих глибинах, потрібні компресори, розвиваючі тиск у кілька десятків мегапаскалей. Це ускладнює освоєння. Тому в колоні труб на заздалегідь певній глибині роблять так зване пусковий отвір (пускові муфти або пусковий клапан). Опускається в міжтрубномупросторі рівень рідини оголює цей отвір, що нагнітається газ надходить через нього в НКТ і разгазірует стовп рідини вище отвору. Якщо тиск всередині НКТ на рівні отвору після розгазування позначити Р1. то забійні тиск Рс дорівнюватиме

де Н - глибина забою (до верхніх перфораций); L - глибина пускового отвору; # 961; 1 - щільність свердловини рідини; # 946; - середній кут кривизни свердловини.

Забійні тиск до нагнітання газу одно

Віднімаючи з (4.35) (4.34), знайдемо депресію на пласт

Чим більше тиск, що розвивається компресором, тим на більшій глибині L може бути передбачено пусковий отвір або башмак НКТ, а отже, більше # 916; Р при інших рівних умовах.

Однак зі збільшенням L збільшується і Р1. яке, взагалі кажучи, залежить від витрати газу, але воно не може бути знижено менш ніж до 7 - 10% від гідростатичного тиску, що визначається перших складових в (4.36). Тому для освоєння глибоких свердловин потрібні компресори, розвиваючі високий тиск. У момент відтискування рівня рідини до черевика НКТ або пусковому отвору тиск в міжтрубному просторі, а отже, і на виході компресора максимально. У міру разгазнрованія рідини в НКТ тиск pi (всередині НКТ на рівні отвору) буде знижуватися і тиск на забій падати. Тому процес освоєння розраховують на цей, так би мовити, критичний момент.

Освоєння свердловин закачуванням газованої рідини. Освоєння свердловин шляхом закачування газованої рідини полягає в тому, що замість чистого газу або повітря в міжтрубний простір закачується суміш газу з рідиною (зазвичай вода або нафта). Щільність такої газорідинної суміші залежить від співвідношення витрат закачуваних газу і рідини. Це дозволяє регулювати параметри процесу освоєння. Оскільки щільність газорідинної суміші більше щільності чистого газу, то це дозволяє освоювати більш глибокі свердловини компресорами, що створюють менший тиск.

Для такого освоєння до свердловини підвозиться пересувний компресор, насосний агрегат, який створює щонайменше такий же тиск, як і компресор, ємності для рідини і змішувач для диспергування газу в нагнітається рідини. При нагнітанні газожидкостная суміш рухається зверху вниз при безперервно змінюються тиску і температурі. Процес цей складний. Однак можна записати рівняння балансу тисків з усередненими параметрами суміші і витрати.

При закачуванні газорідинної суміші (ГЖС) на бульбашки повітря діє архимедова сила, під дією якої вони спливають в потоці рідини. Швидкість спливання залежить від розмірів газових бульбашок, в'язкості рідини і різниці щільності: чим дрібніше бульбашки, тим менше швидкість їх спливання. Зазвичай ця швидкість щодо рідини становить 0,3 - 0,5 м / с. Тому швидкість руху рідини вниз повинно перевищувати швидкості спливання бульбашок газу. Інакше газ не досягне черевика НКТ і тиск на забої не знизиться. Для створення досить великих швидкостей рідини необхідні великі витрати. Тому при закачуванні ГЖС переважно це робити не через кільцевий простір, а через НКТ, так як мале їх перетин дозволяє отримати досить великі спадні швидкості при помірних об'ємних витратах рідини. Вважається, що для успішного здійснення процесу досить мати спадну швидкість рідини порядку 0,8 - 1 м / с.

Для винесення з забою важких опадів (глинистого розчину, утяжелителя і частинок породи) зазвичай застосовується зворотна промивка. Тому закачування ГЖС, яка здійснюється після промивання, також проводиться за схемою зворотної промивки без зміни обв'язки свердловини.

Запишемо баланс тисків при закачуванні ГЖС в кільцевий простір в той момент, коли тиск на насосі буде максимально. Розглянемо випадок, коли НКТ до черевика заповнені рідиною, а затрубний простір заповнений ГЖС; причому обидві системи рухаються зі швидкостями, відповідними темпу нагнітання ГЖС.

ат - питомі втрати на тертя в НКТ при русі по ним рідини, виражені в м стовпа рідини;

ак - питомі втрати на тертя в кільцевому просторі, виражені в м стовпа ГЖС.

При зворотному промиванні тиск у черевика НКТ з боку кільцевого простору одно

Тиск у черевика з боку НКТ одно

де # 961; див - середньоінтегральної значення щільності ГЖС в кільцевому просторі; # 961; ж - щільність свердловини рідини; L - довжина НКТ; # 946; - середній кут відхилення стовбура свердловини від вертикалі; Рк - тиск нагнітання на гирлі свердловини в кільцевому просторі; Ру - протитиск на викиді; g - прискорення вільного падіння.

Очевидно, Рт = Рсм. тому, прирівнюючи (4.37) і (4.38) і вирішуючи щодо L, отримаємо

Формула (4.39) визначає граничну глибину спуску черевика НКТ при заданих параметрах процесу (# 961; ж. # 961; див. Рк. Ру. ат. ак). Вирішуючи формулу (4.39) щодо Рк. отримаємо тиск на гирлі свердловини, необхідне для закачування ГЖС при заданій глибині L спуску НКТ:

Величини Ру. L, # 961; ж. # 946; зазвичай відомі. Величини ат. ак і # 961; див визначаються: ат - за звичайними формулами трубної гідравліки, а ак і # 961; див - складними обчисленнями з використанням ЕОМ для чисельного інтегрування диференціального рівняння руху ГЖС.

При освоєнні свердловини газованої рідиною до гирла приєднується через змішувач лінія від насосного агрегату, до другого відведення змішувача - викидна лінія компресора. Спочатку запускається насос і встановлюється циркуляція. Скважинная рідина (глинистий розчин) скидається в земляний амбар або іншу ємність. При появі на гирлі нагнітається чистої рідини (вода, нафта) запускається компресор, і стиснений газ подається в змішувач для освіти тонкодисперсної ГЖС. У міру заміщення рідини газожидкостной сумішшю тиск нагнітання збільшується і досягає максимуму, коли ГЖС підійде до черевика НКТ. При попаданні ГЖС в НКТ тиск нагнітання знижується.

Освоєння свердловин насосами. На виснажених родовищах з низьким пластовим тиском, коли не очікується фонтанні прояви, свердловини можуть бути освоєні відкачуванням з них рідини свердловинними насосами (ШСН або ПЦЕН), що спускаються на проектну глибину відповідно до передбачуваними дебітом і динамічним рівнем. При відкачці зі свердловини рідини насосами забійні тиск зменшується, поки не досягне величини Рс <Рпл. при которой устанавливается приток из пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки.

Перед спуском насоса свердловина промивається до забою водою або краще нафтою, що викликає необхідність підвезення до свердловини промивної рідини - нафти і розміщення насосного агрегату і ємності. При промиванні водою в зимових умовах виникає проблема підігріву рідини для запобігання замерзання.

На закінчення необхідно відзначити, що в різних нафтових районах вироблялися і інші практичні прийоми освоєння свердловин відповідно до особливостей того чи іншого родовища. Як приклад можна вказати і на такий прийом, коли при компресорному методі в затрубний простір, заповнений нагнітається повітрям, подкачивают деяка кількість води для збільшення щільності суміші і зниження тиску на компресорі. Це дозволяє здійснити продавкі свердловини при більшій глибині спуску НКТ.