Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 [ 28 ] 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

где Api и /1/?2 -потери давления на трение в НКТ и в затруб-ном пространстве, определяемые по графику ВНИИнефти в зависимости от размеров труб и расхода жидкости Q = qn; q - расход жидкости через одну насадку, которым задаются в пределах 3-3,2 л/с; п - число работающих насадок, причем Q/3aTP>0,5 м/с (для выноса шлама); /"затр - площадь проходного сечения затрубного пространства; Ар-перепад давления в насадке, выбираемый по графикам ВНИИнефти в зависимости от расхода q при разном диаметре насадок, причем Ар >Apniin (Apmin=10-12 МПа для насадок 6 мм и Apmin=I8- 20 МПа для насадок 3 и 4,5 мм при прочности пород на сжатие более 25-30 МПа); Рзатр - противодавление на устье скважины в затрубном пространстве при работе по замкнутой системе; рду - допустимое устьевое давление, которое обусловлено технической возможностью наросных {установок (агрегатов) типа УН 1-630 Х700А (4АН-700) или прочностной характеристикой труб и в последнем случае вычисляется по формуле

Рстр -

(5.2)

где Рстр - страгивающая нагрузка, вычисляемая по формуле Яковлева - Шумилова или по справочным данным; q к L - соответственно вес 1 м и длина спуска НКТ; Кб - коэффициент безопасности, принимаемый равным 1,3-1,5; - площадь проходного сечения НКТ.

Дополнительное удлинение НКТ при создании в них давления

(5.3)

гдечСу - модуль К>нга (упругости), равный 20» 10* МПа; /т - площадь сечения металла НКТ; Zrp - коэффициент, учитывающий трение труб о стенки обсадной колонны (принимают равным 1,5-2).

Число насосных агрегатов определяют как отношение необходимой гидравлической мощности к гидравлической мощности агрегата с учетом одного запасного:

+ 1,

(5.4)

где Tja - коэффициент, учитывающий техническое состояние насосных агрегатов, их износ (т1а=0,75-1); q - подача одного агрегата на расчетном режиме; ра - давление, развиваемое агрегатом.

Продолжительность одной резки отверстия принимают равной 15-30 мин, щели -20-40 мин (по 2-3 мин на 10 мм

щели). Заданная концентрация песка при использовании воды составляет 40-50 кг/м. В зависимости от числа интервалов резки и схемы обвязки коммуникаций вычисляют количество рабочей жидкости и песка.

§ 5.2. ОСВОЕНИЕ ДОБЫВАЮЩИХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Освоение скважин - комплекс технологических операций по перфорации, вызову притока и воздействию на призабойную зону пласта с целью обеспечения ее продуктивности, соответствующей естественной проницаемости и нефтенасыщенной толщине пласта, при вводе скважины в эксплуатацию после бурения или ремонта. Ограничимся здесь рассмотрением освоения в узком понимании этого слова как пускового процесса вызова притока.

Освоение нефтяных скважин

Перед освоением скважина заполнена перфорационной жидкостью или жидкостью глушения, которыми создается репрессия давления на пласт для предупреждения проявления (открытого фонтанирования) скважины, т. е. рз = /1рс>рпл, где h - высота столба жидкости в скважине; рс - средняя плотность скважинной жидкости.

Для вызова притока необходимо обеспечить рз<рпл, т. е. создать депрессию давления Лр=р„л-рз-

Различают методы освоения фонтанных (при высоком рпл) и механизированных скважин. Перед освоением скважины оборудуют в соответствии со способом эксплуатации и методом вызова притока. Возможны два пути вызова притока: уменьшением Рс или h. В нефтепромысловой практике нашли применение следующие три метода вызова притока.

1. Последовательная замена жидкости с большей плотностью на жидкость с меньшей плотностью (обычно по схеме: буровой раствор с большей плотностью - буровой раствор с меньшей плотностью - вода - нефть - газоконденсат). Для этого в скважину спускают НКТ, обвязывают наземное оборудование и насосный агрегат, опрессовывают нагнетательную линию и закачивают жидкость в НКТ (прямая промывка) или в затрубное пространство (обратная промывка) агрегатом УН 1-630X700 А (4АН-700), а из скважины жидкость выводят в сборную емкость.

2. Аэрирование (газирование) жидкости. Осуществляется аналогично, но в поток жидкости (воды) постепенно вводят газ с увеличивающимся расходом жидкости (рис. 5.2). Плотность газожидкостной смеси доводят до 300-400 кг/м. Ско-

7 к . J

Рис. 5.2. Технологическая схема освоения скважины аэрированием жидкости с применением двухфазной пены:

/ - аэратор; 2 - манометр; 3 - расходомер воздуха; 4 - компрессор; 5 - обратный клапан; 6 - насосный ап)егат; 7 - мерная емкость; 8 - накопительная емкость для пено-образующей жидкости; 9 - линия выкнда пены

рость нисходящего потока жидкости для предупреждения всплы-вания газа должна быть не менее 0,8-1 м/с. Газ вводят с помощью аэратора типа «перфорированная труба в трубе» или жидкостно-газового эжектора типа ЭЖГ-1, а на газовой линии устанавливают обратный клапан. Также можно использовать газ из газовых скважин (газопроводов), воздух от передвижного компрессора и газообразный азот от автомобильной газификационной установки АГУ 6000-500/200 (АГУ-8К). Для освоения скважин разработаны передвижные компрессорные установки УКП-80, СД-12/250, НЭ-12/250, УКС-80, КПУ-16/100, КПУ-16/250, ДКС-7/200А, ДКС-3,5/200 Тп и др. При использовании воздуха могут образовываться взрывоопасные смеси и не исключена возможность взрывов в скважине. Для придания процессу плавности, устойчивости и безопасности в воду добавляют ПАВ - пенообразователи.

3. Продавка (вытеснение) жидкости сжатым газом. Осуществляется аналогично пуску газлифтных скважин (см. в гл. 8). Отличие состоит только в подключении к устью передвижной компрессорной установки или АГУ 6000-500/200. В процессе пуска быстро создается депрессия, поэтому метод не применим при наличии рыхлых и неустойчивых коллекторов, подошвенной воды.

Иногда еще применяют методы свабирования (поршнева-ния) и тартания. Для этого в скважину на канате от глубинной лебедки спускают сваб (поршень с клапаном и резиновыми манжетами) в НКТ или желонку (наподобие узкого длинного ведра с клапаном).

Газлифтные скважины осваивают обычно методом продавки (см. гл. 8). Насосные скважины перед освоением промывают водой или лучше нефтью и осваивают насосом (ШСН, ЭЦН), используемым при эксплуатации.

Особенности освоения нагнетательных скважин

Нагнетательные скважины различают на законтурные (расположенные в водяной зоне) и внутриконтурные (расположенные в нефтяной зоне залежи). Законтурные скважины осваивают сразу под нагнетание воды, а внутриконтурные обычно сначала на приток, затем, после снижения давления Рпл в районе скважины, под закачку. Если имеется ряд нагнетательных скважин, то осваивают их под закачку через одну, затем после обводнения под закачку осваивают пропущенные скважины. В скважинах, которые работали на отбор «ефти, целесообразно провести тепловую обработку (см. § 5.8).

Для очистки ствола нагнетательной скважины перед закачкой проводят интенсивные промывки (прямые, обратные) в течение 1-3 сут с расходом воды 1200-1500 м/сут до минимального и стабильного содержания взвешенных частиц. Вода подается из водовода со сбросом в емкости (земляные амбары, канализацию) или по закольцованной схеме с отстоем.

Для очистки призабойной зоны осуществляют интенсивные дренажи самоизливом, газлифтным и насосным способами эксплуатации или поршневанием (свабированием). Самоизливом достигается эффект, когда расход притекающей воды достаточно большой (несколько десятков мсут). Кратковременные (по 6-15 мин) периодические изливы до стабилизации количества взвешенных частиц сокращают расход воды в 4-6 раз по сравнению с непрерывными изливами. При выполнении всех работ следует не допускать сброса минерализованной или загрязненной нефтью воды в открытые водоемы.

§ 5.3. ЗАДАЧИ, ВИДЫ И МЕТОДЫ, ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ

Задачи, виды и методы исследования

Основная задача исследования залежей и скважин -получение информации о них для подсчета запасов нефти и газа, проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и эксплуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» месторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения и эксплуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.

Исследования можно подразделить на первичные, текущие и специальные. Первичные исследования проводят на стадии разведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их заключается в получении исходных данных, необходимых для подсчета запасов и проектирования разработки. Текущие исследования осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит

в получении сведений для уточнения параметров пласта, принятия решений о регулировании процесса разработки, проектирования и оптимизации технологических режимов работы скважин и др. Специальные исследования вызваны специфическими условиями разработки залежи и эксплуатации скважин (внедрение внутрипластового горения и т. д.).

Выделяют прямые и косвенные методы исследования, К первым относят непосредственные измерения давления, температуры, лабораторные методы определения параметров пласта и флюидов по керну и пробам жидкости, взятым из скважины. Большинство параметров залежей и скважин не поддается непосредственному измерению. Эти параметры ойределяют косвенно путем пересчета по соотношениям, связывающим их с другими, непосредственно измеренными побочными параметрами. Косвенные методы исследования по физическому явлению, которое лежит в их основе, подразделяют на промыслово-геофнзические, гидродинамические и др.

Промыслово-геофизические исследования

При промыслово-геофизических исследованиях с помощью приборов, спускаемых в скважину посредством глубинной лебедки на электрическом (каротажном) кабеле, изучаются электрические свойства пород (электрокаротаж), радиоактивные (радиоактивный каротаж - гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж, нейтронные каротажи), акустические (акустический каротаж), механические (кавернометрия) и т. п. Промыслово-геофизические исследования позволяют определить пористость (поровую, трещинную, кавернозную), проницаемость, нефтеводогазонасы-щенность, толщину пласта, отметки его кровли и подошвы, литологию и глинистость пород, положения ВНК, ГНК и их продвижения, интервалы обводнения, состав жидкости в стволе скважины и его изменение (гамма-плотнометрия, диэлькометри-ческая влагометрия, резистивиметрия и др.), скорость движения и распределение закачиваемых в пласт агентов (метод радиоактивных изотопов, индикаторные методы и др.), выявить работающие интервалы пласта, установить профили притока и поглощения (скважинная дебито- и расходометрия, термометрия, фотоколориметрия, определение содержания ванадия и кобальта в нефти), определить техническое состояние скважины (качество цементирования, негерметичность обсадных труб, наличие межпластовых перетоков, толщина стенок труб, дефекты в них, местоположение интервалов перфорации, элементов оборудования, муфт и забоя скважины, место отложения парафина, осадка и др.). Эти исследования выполняют геофизические организации.

К геофизическим исследованиям относят также скважинные дебиторасходометрические и термодинамические исследования.

Скважинные дебито- и расходометрические исследования

Они позволяют выделить в общей толщине пласта работающие интервалы и установить профили притока в добывающих и поглощения в нагнетательных скважинах. Обычно эти исследования дополняются одновременным измерением давления, температуры, влагосодержания потока (доли воды) и их распределения вдоль ствола скважины. Для исследования на электрическом кабеле в работающую нагнетательную скважину спускают скважинный прибор - расходомер (в добывающую скважину - дебнтомер), датчик которого на поверхность подает электрический сигнал, соответствующий расходу жидкости.

Прибор перемещают в скважине периодически с определенным шагом (около 1 м) от точки к точке. В каждой точке измеряется суммарный расход. По данным измерения строят диаграмму интенсивности (расходо- или дебитограмму) или преимущественно профиль поглощения (притока) жидкости (рис. 5.3), что позволяет определить работающие интервалы, их долевое участие в общем расходе (дебите) жидкости, охват разработкой по толщине пласта (отношение работающей толщины пласта к нефтенасыщенной и перфорированной), эффективность проводимых в скважине работ по воздействию на призабойную зону пласта. При наличии измерения забойного давления можно определить коэффициент Нродуктивности (приемистости) каждого интервала или в случае исследований при нескольких режимах работы скважины -построить для них индикаторные линии (см. § 5.4).

Рис. 5.3. Дебитограмма {а) и профиль (б) притока жидкости из пласта, состоящего из трех (/, , /) пропластков:

Q - расход жидкости; Qj - приток нз i-ro пропластка; z - вертикальная координата; / - интервалы перфорации; АВ - не работающий интервал перфорации толщиной h