книги / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

щели). Заданная концентрация песка при использовании воды составляет 40—50 кг/м3. 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, соответ­ ствующей естественной проницаемости и нефтенасыщенной тол­ щине пласта, при вводе скважины в эксплуатацию после буре­ ния или ремонта. Ограничимся здесь рассмотрением освоения в узком понимании этого слова как пускового процесса вызова притока.

Освоение нефтяных скважин Перед освоением скважина заполнена перфорационной жидко­

и механизированных скважин. Перед освоением скважины обо­ рудуют в соответствии со способом эксплуатации и методом вы­ зова притока. Возможны два пути вызова притока: уменьше­ нием рс или h. В нефтепромысловой практике нашли примене­ ние 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 сква­ жину спускают НКТ, обвязывают наземное оборудование и на­ сосный агрегат, опрессовывают нагнетательную линию и зака­ чивают 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 ем­

Рис. 5.2. Технологическая схе­ ма освоения скважины аэри­ рованием жидкости с приме­ нением двухфазной пены:

1 —аэратор; 2 —манометр; 3 — рас­

рость нисходящего потока жидкости для предупреждения всплывания газа должна быть не менее 0,8—1 м/с. Газ вводят с по­ мощью аэратора типа «перфорированная труба в трубе» или жидкостно-газового эжектора типа ЭЖГ-1, а да газовой линии устанавливают обратный клапан. Также можно использо­ вать газ из газовых скважин (газопроводов), воздух от передвижного компрессора и газообразный азот от автомобиль­ ной газификационной установки АГУ 6000—500/200 (АГУ-8К). Для освоения скважин разработаны передвижные компрессор­ ные 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 взрывоопас­ ные смеси и не исключена возможность взрывов в скважине. Для придания процессу плавности, устойчивости и безопасности

вводу добавляют ПАВ — пенообразователи.

3.Продавка (вытеснение) жидкости сжатым газом. Осуще­ ствляется 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, подошвен­ ной воды.

Иногда еще применяют методы свабирования (поршневания) и тартания. Для этого в скважину на канате от глубинной лебедки спускают сваб (поршень с клапаном и резиновыми ман­ жетами) 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.

Нагнетательные скважины различают на законтурные (распо­ ложенные в водяной зоне) и внутриконтурные (распо­ ложенные 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 нагне­ тательных скважин, то осваивают их под закачку через одну, затем после обводнения под закачку осваивают пропущенные скважины. В скважинах, которые работали на отбор нефти, це­ лесообразно провести тепловую обработку (см. § 5.8).

Для очистки ствола нагнетательной скважины перед закач­ кой проводят интенсивные промывки (прямые, обратные) в те­ чение 1—3 сут с расходом воды 1200—1500 м3/сут до мини­ мального 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 экс­ плуатации или поршневанием (свабированием). Самоизливом достигается эффект, когда расход притекающей воды доста­ точно большой (несколько десятков м3/сут). Кратковременные (по 6—15 мин) периодические изливы до стабилизации коли­ чества взвешенных частиц сокращают расход воды в 4—6 раз по сравнению с непрерывными изливами. При выполнении всех работ следует не допускать сброса минерализованной или за­ грязненной 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, проек­ тирования, анализа, регулирования разработки залежей и экс­ плуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» ме­ сторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения и экс­ плуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь. с.!»:;

Исследования можно подразделить на первичные, текущие и специальные. Первичные исследования проводят на стадии раз­ ведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их за­ ключается в получении исходных данных, необходимых для под­ счета запасов и проектирования разработки. Текущие исследо­ вания осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит

в получении сведений для уточнения параметров пласта, при­ нятия решений о регулировании процесса разработки, проекти­ рования и оптимизации технологических режимов работы сква­ жин и др. Специальные исследования вызваны специфическими условиями разработки залежи и эксплуатации скважин (внед­ рение внутрипластового горения и т. д.).

Выделяют прямые и косвенные методы исследования. К пер­ вым относят непосредственные измерения давления, темпера­ туры, лабораторные методы определения параметров пласта и флюидов по керну и пробам жидкости, взятым из скважины. Большинство параметров залежей и скважин не поддается не­ посредственному измерению. Эти параметры определяют кос­ венно путем пересчета по соотношениям, связывающим их с другими, непосредственно измеренными побочными парамет­ рами. Косвенные методы исследования по физическому явле­ нию, которое лежит в их основе, подразделяют на промыслово­ геофизические, гидродинамические и др.

Промыслово-геофизические исследования

При промыслово-геофизических исследованиях с помощью при­ боров, спускаемых в скважину посредством глубинной лебедки на электрическом (каротажном) кабеле, изучаются электриче­ ские свойства пород (электрокаротаж), радиоактивные (радио­ активный каротаж — гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж, нейтронные каротажи), акустические (акустический каротаж), механические (кавернометрия) и т. п. Промыслово-геофизиче­ ские исследования позволяют определить пористость (поровую, трещинную, кавернозную), проницаемость, нефтеводогазонасыщенность, толщину пласта, отметки его кровли и подошвы, ли­ тологию и глинистость пород, положения ВНК, ГНК и их про­ движения, интервалы обводнения, состав жидкости в стволе скважины и его изменение (гамма-плотнометрия, диэлькометрическая влагометрия, резистивиметрия и др.), скорость движения и распределение закачиваемых в пласт агентов (метод радио­ активных изотопов, индикаторные методы и др.)» выявить ра­ ботающие интервалы пласта, установить профили притока и по­ глощения (скважинная дебито- и расходометрия, термометрия, фотоколориметрия, определение содержания ванадия и кобальта в нефти), определить техническое состояние скважины (каче­ ство цементирования, негерметичность обсадных труб, наличие межпластовых перетоков, толщина стенок труб, дефекты в них, местоположение интервалов перфорации, элементов оборудова­ ния, муфт и забоя скважины, место отложения парафина, осадка

идр.). Эти исследования выполняют геофизические организации.

Кгеофизическим исследованиям относят также скважинные дебиторасходометрические и термодинамические исследования.

Они позволяют изучать распределение температуры в дли­ тельно простаивающей (геотерма) и в работающей (термо­ грамма) скважине, по которому можно определять геотермиче­ ский градиент, выявлять работающие и обводненные интервалы пласта, осуществлять анализ температурных процессов в пласте (при тепловом воздействии, закачке холодной воды) и выра­ ботки запасов нефти при заводнении, контролировать техниче­ ское состояние скважин и работу подземного скважинного обо­ рудования.

Изменение температуры Т недр Земли с глубиной г (естест­

где То — температура нейтрального слоя; T=dT/dz — геотерми­ ческий градиент (в среднем равен 0,033 °С/м). Если Т0 приве­ сти к уровню поверхности Земли, то под z можно понимать не глубину от нейтрального слоя, а глубину залегания пород от поверхности Земли. Геотерма и термограмма при закачке горя­ чей воды показаны на рис. 3.7 (см. § 3.6). В добывающей сква­ жине восходящий поток жидкости нагревает вышележащие по­ роды, причем со временем t распределение температуры стаби­ лизируется. Геотерма и термограммы используются при проек­ тировании и анализе эксплуатации скважин.

Фильтрация в скважину как дроссельный процесс изменения

характеризуется изменением температуры флюида на ее забое, где ед— средний интегральный коэффициент Джоуля — Том­ сона. Для воды ев= 0,24, для нефти ен=0,41—0,61, для углево­ дородного газа 8Г= —(2,55—4,08) °С/МПа. Это значит, что при притоке воды и нефти поток нагревается, а при притоке газа — охлаждается. Если в скважину притекает газированная нефть, то изменение температуры вследствие дроссельного и калори­ метрического эффектов можно оценить по формуле

ный коэффициент нефти; сН(Г), рн(Г) — теплоемкость, плотность при нормальных условиях нефти (газа); G0 — газовый фактор; аР — коэффициент растворимости газа в нефти.

С использованием формулы можно оценить условия отсут­ ствия изменения температуры ( Т 3 = Тпл), выпадения парафина из

нефти в пласте (T3^ T Ut где Тн— температура насыщения нефти парафином), радиус зоны выпадения парафина в пласте. При притоке однородной нефти дроссельные эффекты незначительны (температура нефти может повышаться всего на 0,4—0,6 °С при депрессии приблизительно 1 МПа). На термограммах, снятых в остановленных скважинах, выделяются аномалии темпера­ туры. Более четко такие аномалии видны на термограммах, сня­ тых после остановки водонагнетательных скважин, что позво­ ляет выделить поглощающие пласты.

Поинтервальный приток нефти из нескольких пластов можно определить по термограмме, снятой в продолжительно (более нескольких суток) работающей нефтяной скважине при посто­ янном отборе. Потоки из каждого пласта, имея различную тем­ пературу и последовательно смешиваясь, обусловливают скачко­ образное изменение температуры потока смеси. Тогда приток QPi из каждого последовательно сверху вниз пласта можно вычислить по калориметрическому уравнению

температуры потока в пределах интервала смешения (за счет

М-1

(относительно рассматриваемого), причем для первого пласта

п

V Q{= Q,—Q„i, Q—общий дебит скважины; п — число пластов.

<-Н

Следует отметить, что расходо- и термометрия скважин поз­ воляют также определить места нарушения герметичности ко­ лонн, перетоки между пластами и др.

Гидродинамические методы исследования

Они основаны на измерении дебитов и забойных давлений (или их изменений во времени). При этом в отличие от лаборатор­ ных и промыслово-геофизических исследований изучением ох­ ватывается зона дренирования больших размеров, а не точки или локальные области призабойных зон. Непосредственно этими методами можно определить коэффициент продуктивно­ сти (приемистости) скважин Ко, гидропроводность пласта е, пластовое давление р„л, пьезопроводность пласта к, комплекс­ ный параметр х/гс2 (гс— приведенный радиус скважины),

а в сочетании с лабораторными и геофизическими исследова.- ниями — проницаемость k и радиус гс.

Гидродинамические методы исследования подразделяют на исследования при установившихся режимах фильтрации (метод установившихся отборов или пробных откачек) и при неустановившихся режимах (метод восстановления давления и метод гидропрослушивания). Эти исследования выполняют службы нефтедобывающих предприятий. Для проведения исследований и измерений составляют план-график. Рекомендуемая периодич­ ность осуществления исследований и измерений по каждой сква­ жине устанавливается с целью выявления всех изменений усло­ вий работы залежи и скважин и в основном предусматривает: а) один раз в 2 года проводить гидродинамические исследова­ ния; б) ежегодно — определять профиль притока и интервалов обводнения; в) один раз в полугодие измерять рпл и Гпл, опре­ делять интервалы поглощения, положения ВНК и ГНК (в на­ блюдательных скважинах); г) ежеквартально измерять р3; д) ежемесячно измерять газовый фактор (при рпл>Рн), е) один раз в 1—2 недели измерять газовый фактор (при рПл<рн), де­ биты, приемистости, обводненность продукции и т. д.

Технология и техника гидродинамических исследований и измерений

Способ эксплуатации скважин накладывает технические огра­ ничения на гидродинамические исследования. Особенности, свя­ занные с этим, будут рассмотрены дальше.

Скважинные приборы для глубинных измерений подразде­ ляют на автономные (с местной регистрацией) и дистанцион­ ные, обеспечивающие передачу сигнала по грузонесущему электрическому кабелю и регистрацию показаний в наземной аппаратуре. Местная регистрация осуществляется пишущим пе­ ром на диаграммном бланке, перемещаемом с помощью часо­ вого привода. Обрабатывают такие записи с помощью различ­ ных приспособлений для линейных измерений: микроскопов, компараторов (обычно полевых компараторов типа К-7 с че­ тырех или десятикратным увеличением) и отсчетных столиков.

Спуск приборов в работающие скважины с избыточным дав­ лением на устье осуществляют с использованием лубрикато­

на котором спускается прибор в скважину. Автономные при­ боры спускают на проволоке диаметром 1,6—2,2 мм с помощью лебедки ЛС-16, ЛСГ-1, установки для исследования скважин типов Азинмаш-8 А, Азинмаш-8 В, ЗУИС, дистанционные при­ боры— на кабеле с помощью автоматической исследовательской

станции АИСТ, в которой кроме каротажной лебедки имеется наземная измерительная аппаратура. Глубина спуска приборов контролируется по показаниям механического счетчика или электрического счетчика глубин. В высокодебитных скважинах к глубинному прибору подвешивается грузовая штанга. Для предотвращения аварийных ситуаций, связанных с поврежде­ нием брони кабеля или образованием петель на проволоке, при­ меняют устройство (УЛА-1), устанавливаемое между лубрика­ тором и фонтанной арматурой.

Прямые измерения давления осуществляют скважинными ма­ нометрами геликсными (автономными типа МСУ, МГН-2, МГТ-1, дистанционными типа МГН-5), пружинно-поршневыми (автономными типа МГН-1, МПМ-4 и дистанционными типа МГД-36) и дифманометрами (прямого действия ДГМ-4М и компенсационными «Онега-1», «Ладога-1»). Диаметр корпуса их 25—36 мм, верхние пределы измерения абсолютного давле­ ния до 100 МПа, наибольшее рабочее давление дифманометров 40 МПа, область рабочих температур от —10 до +400 °С.

Для измерения дебитов (расходов) применяют дистанцион­ ные дебитомеры (типа РГД-2М, «Кобра-36Р», ДГД-6Б, ДГД-8) и расходомеры (типа РГД-3, РГД-4, РГД-5). Диаметр корпуса дебитомеров 26—42 мм, пределы измерения 5—200 м3/сут, ра­ бочие давление и температура 20—35 МПа и 70—100 °С. Ана­ логично для расходомеров соответственно: 42—ПО мм, 20— 3000 м3/сут, 50 МПа, 120 °С. В дебитомерах применяют пакеры зонтичного .и фонарного типов, раскрываемые с помощью двига­ телей, а также абсолютные пакеры, раскрываемые с помощью насосов. Расходомеры обычно являются беспакерными. ВНИИКАнефтегаз разработал расходомер «Терек-3» с зонтичным бесприводным пакером для измерения расходов горячей воды. ВНИИнефтепромгеофизикой разработаны термокондуктивные скважинные расходомеры типа СТД (СТД-2, СТД-4, СТД-16) как индикатор движения жидкости, особенно в диапазоне малых скоростей. Диаметры их 16—36 мм, чувствительность 0,5 м3/сут. Они могут быть использованы также для измерения темпера­ туры до 80 °С.

В последнее время находят применение комплексные при­ боры: (Скважинные ! асходомеры-влагомеры ВРГД-36, «Коб­ ра-36 РВ», дистанционный прибор ДРМТ-3 (для измерения дав­ ления до 60 МПа и температуры до 180 °С в фонтанных и на­ сосных скважинах), комплексная аппаратура «Поток-5» (для измерения давления до 25 МПа, температуры до 100 °С, рас­ хода 6—60 или 15—150 м3/сут и влажности жидкости до 100 %, диаметр корпуса 40 мм; имеется локатор сплошности, обеспе­ чивающий точную привязку данных к разрезу скважины).

§ 5.4. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ

Цель исследования заключается в контроле продуктивности скважины, изучении влияния режима работы на производи­ тельность и оценке фильтрационных параметров пласта, т. е. в получении и обработке индикаторной диаграммы (линии)— зависимости дебита от депрессии Q(Ap), где Ар--рил—Рз-

Технология исследования состоит в непосредственном изме­ рении дебитов скважин Q (или приемистостей нагнетательных скважин) и соответствующих им значений р3 последовательно на нескольких (не менее трех) предварительно обеспеченных установившихся режимах работы. Время стабилизации режима работы зависит от фильтрационной характеристики пласта, обычно устанавливается опытным путем (рядом последователь­ ных измерений Q) и составляет от нескольких часов до 2— 5 суток. Одновременно определяют газовый фактор и отбирают на выкидных линиях или в мерных емкостях пробы жидкости на обводненность и наличие песка.

Дебит измеряют на групповых замерных установках типа «Спутник» или иногда (на необустроенных площадях) с помощью индивидуальных замерных установок, включающих трап и мер­ ную емкость. Дебит газа измеряют на групповых замерных установках турбинными счетчиками (типа Агат-1), а на индиви­ дуальных замерных установках (на выкиде из трапа) — турбин­ ными счетчиками или посредством дифманометров с дроссель­ ными устройствами. Приемистость водонагнетательных скважин измеряют счетчиками или расходомерами диафрагменного типа на КНС. Пробы анализируются в лабораториях.

Пластовое давление рпл измеряют в остановленных скважи­ нах, обычно в период ремонтных работ, а затем строят графики изменения его во времени, экстраполируя на дату исследова­ ния. Имеются и другие методы его определения.

По результатам исследования строят индикаторные диа­ граммы (рис. 5.4). Значение дебита с поверхностных условий на пластовые пересчитывают с помощью объемного коэффици­ ента Ь, умножая измеренное значение дебита на Ь. Если инди­ каторная диаграмма — прямая линия (см. рис. 5.4, линии 1,1'), что отмечается при фильтрации однофазной жидкости (нефти, воды) или водонефтяной смеси по закону Дарси, то как тангенс угла у наклона линии определяем коэффициент продуктивно­ сти (приемистости) скважины

толщина пласта; р.— вязкость жидкости; RK, гс — радиус зоны дренирования пласта и приведенный радиус скважины.