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 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 [ 143 ] 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 276 277 278 279 280 281 282 283 284 285 286 287 288 289 290 291 292 293 294 295 296 297 298 299 300 301 302 303 304 305 306 307 308 309 310 311 312 313 314 315 316 317 318 319 320 321 322 323 324 325 326 327 328 329 330 331 332

пласта при испытании глубокой скважины с низким пластовым давлением и хорошей проницаемостью пласта. В этом случае вызов притока из пласта осуществляется с подачей воздуха в скважину по схеме обратной и прямой промывки. В первом случае (рис. 13.9, Г) предусмотрено использование пакера.

Порядок проведения процесса при этом следующий: в скважину на НКТ 1 спускают пакер 5, который устанавливают в эксплуатационной колонне 3 над кровлей пласта. Глубину установки пакера определяют исходя из прочности эксплуатационной колонны с учетом возможного полного опорожнения подпакерной зоны.

Ниже пакера устанавливается хвостовик с НКТ длиной 40 - 50 м с обратным клапаном 6 от электроцентробежного насоса ЭЦН-5 с диаметром проходного отверстия 40 мм. Над пакером размещают пропускной патрубок 4 длиной 0,5 м с тремя отверстиями диаметром 15 мм (или обратный игольчатый клапан). На НКТ на расчетных глубинах устанавливают пусковые муфты 2 с отверстиями диаметром 2 мм или клапаны.

Пакер вместе с прямоточным клапаном и обратным клапаном от ЭЦН-5 разъединяет затрубное пространство и призабойную зону так, что жидкость, вытесняемая воздухом из межтрубного пространства, не может попасть в пласт, а поступает в НКТ, где и аэрируется. В момент, когда давление над обратным клапаном от ЭЦН-5 становится ниже давления под ним, клапан открывается и пластовая жидкость входит в НКТ, а потом, смешиваясь со струей воздуха, поступающего сквозь пусковые муфты (клапаны), выбрасывается на поверхность. После очистки перфорационных каналов и улучшения проницаемости призабойной зоны скважина начинает работать.

Второй схемой (рис. 13.9, ГГ) предусмотрено закачивание воздуха в НКТ. В этой схеме отсутствует пакер. Низ труб оборудуется игольчатым обратным клапаном, а на расчетных глубинах устанавливаются пусковые муфты или клапаны.

Воздух от компрессора, подаваемый в насосно-компрессорные трубы, вытесняет жидкость из них сквозь отверстия или клапаны в затрубное пространство, но при этом давление нагнетания не передается на пласт. Вследствие большой разности объемов труб и затрубного пространства уровень жидкости в затрубном пространстве незначительно поднимается, поэтому поглощение не возникает. Как только к первой пусковой муфте (клапану) подойдет воздух и войдет в затрубное пространство, в нем начинается аэрация жидкости, что приводит к уменьшению давления на пласт.

13.16. ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ ДВУХФАЗНЫХ ПЕН

Для восстановления, а также сохранения природной проницаемости призабойной зоны используют физико-химические методы, предусматривающие воздействие на пласт двухфазных пен. Применение пен обусловлено низким пластовым давлением, что в случае замены раствора на воду может привести к ее поглощению. Известно, что двухфазные пены в условиях скважины могут иметь малую плотность. Такие пены обычно используют в качестве промывочного агрегата при разбуривании погло-

щающих горизонтов, вскрытии продуктивных пластов. Установлено, что использование пены пригодно для выноса воды из скважины, удаления закупоривающих материалов из пласта. В то же время пена может быть легко разрушена на поверхности.

Метод освоения скважины с применением двухфазных пен является очень эффективным вследствие лучшей очистки зафильтровой зоны от продуктов кольматации, шлама, а также продуктов реакции кислоты с породой.

Пены состоят из жидкости, воздуха (газа) и пенообразователя. Жидкость, используемая для образования двухфазной пены, не должна допускать набухания глинистых частиц в призабойной зоне, поэтому для указанных целей необходимо применять пластовую воду, предварительно проверенную на образцах породы коллектора.

В качестве пенообразователя применяют различные ПАВ (табл. 13.8).

Свойства пен можно широко менять, регулируя содержание компонентов. Малая плотность (33 кг/м3) является типичной. Вязкость можно регулировать так, что при движении пены в НКТ со скоростью от 0,5 до 1,5 м/с ее способность поднимать шлам остается достаточно высокой. Соответствующим образом приготовленная пена должна быть стабильной только до ее выхода из выкидной линии для выброса шлама. После этого она должна разрушаться. При повторном нагнетании ее свойства опять восстанавливаются. В связи с тем, что пена существует только в течение одного цикла циркуляции, компоненты для ее образования необходимо смешивать непрерывно в течение всего времени промывки. Так как плотность пены легко регулируется изменением соотношения объема воздуха на 1 м3 воды с ПАВ (степенью аэрации), то при постоянном расходовании жидкости, изменяя только расход воздуха (газа), можно легко регулировать плотность двухфазной пены от 200 до 800 кг/м3, что предупреждает попадание в пласт большого количества жидкости и способствует постепенному уменьшению давления на забое скважины.

Технологическая схема вызова притока из пласта при применении двухфазной пены включает следующие операции:

1) спускают НКТ до глубины на 2 - 3 м выше нижних перфорационных отверстий;

2) обвязывают устье скважины с наземным цементировочным агрегатом и компрессором через аэратор;

3) нагнетают пену в затрубное пространство между эксплуатационной колонной и НКТ для замены всего столба жидкости в скважине;

4) первичную порцию пены получают при малхх степенях аэрации (10 - 20 м /м3, т.е. 10 - 20 м3 воздуха на 1 м3 водного раствора ПАВ), чтобы разность между плотностью жидкости в НКТ и пены в затрубном пространстве была минимальной;

Таблица 13.8

Поверхностно-активные вещества, применяемые в качестве пенообразователя

5) постепенно повышают степень аэрации, что вызывает постепенное уменьшение давления на забое скважины (при степени аэрации 150 - 160 м3/м3 среднюю плотность пены доводят до 100-120 кг/м3);

6) после достижения забойного давления 4 - 5 МПа необходимо прекратить циркуляцию пены на 2 - 3 ч для определения возможного притока из пласта;

7) если притока нет, то циркуляцию пены восстанавливают, продавливают ее в пласт в количестве 5-10 м3 с выдержкой в пласте в течение 3 - 4 ч, после чего восстанавливается циркуляция при максимальных степенях аэрации;

8) получив приток, обеспечивают очистку скважины от шлама и исследуют ее на приток.

13.17. ТЕХНОЛОГИЯ ВЫЗОВА ПРИТОКА

ИЗ ПЛАСТА ПЕНАМИ

С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭЖЕКТОРОВ

Указанную технологию применяют при вызове притока в разведывательных и эксплуатационных скважинах, пластовое давление которых равно гидростатическому или меньше него. Суть технологии вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов заключается в приготовлении двухфазных пен, замене ими воды, за счет чего создается необходимая величина депрессии.

Применение эжектора для приготовления пен позволяет использовать компрессоры пневматической системы буровых установок как источник сжатого воздуха. Можно использовать и передвижные компрессоры высокого давления. Основные факторы, обеспечивающие условия взрывобезо-пасности при освоении скважин с помощью этого технологического процесса по сравнению с технологией освоения скважин путем вытеснения жидкости сжатым воздухом, следующие:

уменьшение вероятности внутрискважинного горения вследствие использования в качестве рабочего агента пены;

использование сжатого воздуха низкого давления.

Для освоения скважины необходимо следующее оборудование (устье скважины оборудуют согласно проекту на ее сооружение):

передвижной компрессор (УКП-80, КПУ 16/100 и др.) или компрессоры пневматической системы буровой установки (КТ-6, КТ-7, КСЕ-5М);

цементировочный агрегат ЦА-320М с диаметром цилиндровых втулок не более 115 мм;

дополнительный цементировочный агрегат ЦА-320М для подачи воды (в отсутствие действующего водонапорного водопровода);

в зимний период в отсутствие котельной установки - промысловая паровая передвижная установка ППУА-1200/100;

манометр показывающий класса 2,5 с границей измерения до 40 МПа по ГОСТ 2405 - 80;

эжектор жидкостно-газовый ЭЖГ-1;

в случае использования передвижных компрессоров эжектор должен быть укомплектован насадкой с диаметром выходного отверстия 5,6 мм, камерой смешения с диаметром цилиндрической части 10 мм (расстояние между ними 10 мм).