книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах

Рис. 15.4. Схема расположения и обвязки оборудования при освоении скважин с применением пенных систем, нагнетаемых с использованием воздушных компрес­ соров высокого давления типа СД9/101 и ПКС7/100: 1 — геофизическая станция КСАТ-7; 2 —установка УНБ-160х40БК; 3 — насосная установка ЦА-320; 4 —авто­ цистерна; 5 — дренажная емкость V = 20 —25 м3; 6 — насосная установка ЦА-320; 7 — коллектор; 8 — линия глушения скважины; 9 — линия закачки жидкости в кол­ лектор; 10—линия подачи технической воды в насосную установку ЦА-320; 11 — лубрикатор.

Порядок пользования таблицами следующий: по известной (расчетной) ве­ личине депрессии на пласт определяется величина снижения гидростатиче­ ского давления на забой скважины ДР3.

В зависимости от величины ДР3 и глубины залегания продуктивного пласта (табл. 15.2) определяется необходимая величина степени аэрации. По известной величине степени аэрации и типу применяемого компрессо­ ра в случае использования компрессора для создания пенной системы (табл. 15.3) определяется давление закачки пенообразующей жидкости. Объем пенообразующей жидкости определяется по данным табл. 15.4.

Таблица 15.3. Определение давления закачивания пенообразующей жидкости в за­

висимости от степени аэрации и типа компрессора

Примечание: давление воздуха на входе в эжектор 2,0 5,0 МПа

РожёС^нкт + Ьмт) = Рожё(2сн —Z C T ) ' (_ мт + И = ркомп е > (15.33)

угнкт х

где FHKT и FMT — соответственно, пло­ щади сечения проходных каналов в НКТ и в межтрубном пространстве, м2.

Из уравнения (15.33) можно опре­ делить предельно возможную глубину оттеснения уровня жидкости в меж­ трубном пространстве. Если ZCT>Zch, то нагнетаемый компрессором воздух прорвется в НКТ и начнет аэрировать жидкость в них, как только уровень в межтрубном пространстве опустится до башмака НКТ.

Если zCT<zCH, то предварительно при спуске НКТ в скважину, в НКТ устанавливают специальные пуско­ вые клапаны. Верхний пусковой кла­ пан устанавливают на глубине

Рис. 15.6. Схема для расчета глубины ус­ тановки пускового клапана: 1 — компрес­ сор; 2 — обратный клапан; 3 — устьевая арматура; 4 — НКТ; 5 — эксплуатацион­ ная колонна; 6 — пусковой клапан; 7 — продуктивный пласт.

Таблица 15.4. Значения степени аэрации в зависимости от диаметра эксплуатаци­ онной колонны и глубины спуска НКТ

Рис. 15.7. Схема оборудования скважины для вызова притока способом аэрации из поглощающего (АНПД) горизонта: 1—

зовой шток спецклапана; 9 — пакер; 10 — уплотнительные резиновые элементы пакера; 11 — продуктивный пласт; 12 —об­ ратный клапан; 13 — компрессор.

2'пуск= 2 'с г 20 м. При нагнетании воз­ духа компрессором пусковой клапан откроется в тот момент, когда давле­ ния в НКТ и в межтрубном про­ странстве на глубине его установки сравняются. При этом воздух начнет выходить через клапан в НКТ и аэри­ ровать жидкость, а давления в меж­ трубном пространстве и в НКТ будут снижаться. Если, после снижения давления в скважине, приток пласта не начнется и практически вся жид­ кость из НКТ выше клапана будет вытеснена воздухом, клапан закроет­ ся, давление в межтрубном простран­ стве вновь будет возрастать, а уро­ вень жидкости опускаться до следую­ щего клапана. Глубину z"nycK уста­

новки следующего клапана можно найти из уравнения (15.33), если поло­ жить в нем zCH=z"nycK+ 20 и zCT=zCH.

Если перед началом операции статический уровень жидкости в скважи­ не расположен значительно ниже устья, то при нагнетании воздуха в меж­ трубное пространство и оттеснении уровня жидкости до глубины zCHдавле­ ние на продуктивный пласт возрастает, что может вызвать поглощение час­ ти жидкости. Предотвратить поглощение жидкости в пласт можно, если на нижнем конце колонны НКТ установить пакер, а внутри НКТ — специаль­ ный клапан (рис. 15.7) и с помощью этих устройств отделить зону продук­ тивного пласта от остальной части скважины. В этом случае при нагнета­ нии воздуха в межтрубное пространство давление на пласт будет оставаться неизменным до тех пор, пока давление в колонне НКТ над клапаном не понизится ниже пластового. Как только депрессия окажется достаточной для притока пластовой жидкости, клапан откроется, и пластовая жидкость начнет подниматься по НКТ.

После получения притока нефти или газа скважина должна в течение некоторого времени работать с возможно большим дебитом, чтобы из при­ ствольной зоны можно было удалить проникшую туда промывочную жид­ кость и ее фильтрат, а также другие частицы и примеси; дебит при этом ре­ гулируют так, чтобы не началось разрушение коллектора. При этом перио­ дически отбирают пробы вытекающей из скважины жидкости с целью изу­ чения состава и свойств ее и осуществляют контроль за содержанием в ней твердых частиц. По уменьшению содержания твердых частиц судят о ходе очистки приствольной зоны от загрязнения.

Если, несмотря на создание большей депрессии, дебит скважины оказы­ вается низким, то применяют различные способы стимулирующего воздей­ ствия на пласт.

Технология проведения работ:

—насосно-компрессорные трубы («гибкая труба») спускаются на глуби­ ну 10—15 м выше интервала перфорации с установкой пусковых муфт на рассчитанных глубинах;

—снижение уровня в скважине производится до прорыва азота через нижнюю пусковую муфту до стабилизации давления закачивания азота;

—стравливание давления азота производится через затрубное простран­ ство, а ожидание притока производится при открытых затрубном и трубном пространствах в течение 4—6 часов;

—в случае отсутствия притока на устье в скважине проводится повтор­ ное снижение уровня, гидродинамические исследования с записью кривой восстановления давления и оценкой «скин-эффекта», отбира­ ются пробы жидкости с забоя и с верхнего уровня жидкости в сква­ жине;

—по результатам исследований решается вопрос о дальнейшем способе

эксплуатации скважины.

Для снижения уровня азотом используется передвижной азотно-ком­ прессорный комплекс ПАКК-9/160.

15.8. Освоение скважины с помощью струйных насосов

Для освоения скважины с ухудшенными фильтрационными параметра­ ми необходимо применять струйные насосы, которые отличаются просто­ той конструкции и возможностью применения их в различных геологиче­ ских условиях.

Известна технология вызова притока из пласта с очисткой приствольной зоны. Принцип освоения скважин основан на создании глубоких управляе­ мых циклических депрессий на пласт, что позволяет производить очистку призабойной зоны пласта (ПЗП) от фильтрата и частиц бурового раствора. Эта технология реализуется при помощи установленного на насосно-ком­ прессорных трубах (НКТ) пакера и смонтированного над ним струйного насоса (рис. 15.8).

При испытании скважины с помощью струйного насоса можно созда­ вать управляемые депрессии, фиксировать их глубинными манометрами, установленными под пакером; производить отбор проб, снятие кривых вос­ становления давления после каждого режима работы, тем самым достичь ускоренного бескомпрессорного освоения продуктивных пластов и произ­ вести качественные гидродинамические исследования.

Применение струйного насоса после проведения кислотной обработки пласта позволяет эффективно извлекать продукты реакции из прискважин­ ной зоны.

Технические средства, применяемые при освоении скважины струйны­ ми насосами, включают: струйный насос; пакеры; насосные агрегаты; глу­ бинные приборы и специальные клапаны; НКТ и фонтанную арматуру; шламовые фильтры.

Принцип работы струйных насосов основан на обмене энергии двух по­ токов разных давлений. Рабочий поток, создаваемый подачей наземных на­ сосных установок, попадает в приемную камеру струйного аппарата, где ув-

Рис. 15.9. Схема компоновки оборудования при рабо­ те со струйным насосом: 1— струйный агрегат; 2 - корпус струйного насоса; 3 — герметизирующий узел; 4 —НКТ; 5 —обратный клапан; 6 — пакер; 7 —гео­ физический кабель; 8 — глубинный прибор; 9 — об­ садная колонна; 10 —фонтанная арматура; 11 — луб­ рикатор; 12 — подъемник; 13 —насосный агрегат; 14 — мерная емкость.

—высоким содержанием песка;

—низкой проницаемостью пласта;

—естабильным притоком жидкости из пласта;

—большой кривизной ствола скважины.

Техническая характеристика струйного насоса:

Давление рабочей жидкости — до 20 МПа. К оэфф ициент подмешивания — 0,2— 1,2.

Рабочая жидкость — нефть, вода, водонефтяная смесь. Диаметр насосно-компрессорны х труб — 73 мм. Диаметр скважины — 146; 168 мм.

Диаметр насоса — 110 мм. Масса без пакера — до 50 кг.

Длина — 750 мм.

Средняя продолжительность смены вымываемой части струйного аппа­ рата — 3 часа.

При работе со струйными насосами используют цементировочные агре­ гаты и специальные насосные агрегаты, предназначенные для выполнения специальных видов работ в скважине (рис. 15.9).

Для контроля за процессом освоения и проведения гидродинамических исследований в подпакерную часть компоновки испытательного инстру­ мента устанавливают глубинные манометры.

Для записи КВД с закрытием на забое под струйный насос устанавлива­ ется специальный тарельчатый клапан, который срабатывает под действием гидростатического давления во время прекращения циркуляции назем­

ными насосными установками.

Спуск струйного насоса производят в следующей компоновке:

—фильтр с установленным в нем глубинным манометром;

—пакер;

—специальный тарельчатый клапан для записи КВД;

—струйный насос;

-Н К Т .

Производится смена раствора в скважине на рабочую жидкость (нефть).

Схема установки для освоения скважин, передвижная, струйная (УОС-1), показана на рис. 15.10.

Перед началом освоения необходимо замерить начальный уровень рабо­ чей жидкости в мерной емкости.

Создание депрессии на пласт осуществляется нагнетанием жидкости в

Отрубное пространство при давлении ниже давления опрессовки колонны.

Для очистки призабойной зоны пласта и вызова притока на пласт воз­ действуют методом переменных давлений. Для этого в течение 5—10 мин создается депрессия и воздействие депрессии повторяется 5—10 раз.

Конструкция струйного насоса не позволяет совместить запись КВД с