Скважина. УДК М 79 Мордвинов А.А. Освоение эксплуатационных скважин Учебно. Освоение эксплуатационных скважин
 Скачать 1.13 Mb.
|
|
3. ТЕХНОЛОГИЯИТЕХНИКАОСВОЕНИЯСКВАЖИН Выбор технологии и техники освоения определяется, в основном, со- стоянием призабойной зоны, величиной пластового давления, местополо- жением межфлюидальных разделов относительно интервала перфорации, назначением скважины, предполагаемым способом ее эксплуатации. В свою очередь способ эксплуатации добывающих скважин также зависит от величины пластового давления. Нефтяные добывающие скважины эксплуатируются фонтанным или механизированным (газлифтным или насосным) способом. Насосная экс- плуатация нефтяных добывающих скважин осуществляется, в основном, штанговыми скважинными насосами (ШСН) и погружными электроцен- тробежными насосами (ЭЦН). Значительно реже применяются погружные электровинтовые насосы (ЭВН), электродиафрагменные насосы (ЭДН) и гидропоршневые насосы (ГПН). Большие пластовые давления, а также другие благоприятные условия могут обусловить возможность эксплуата- ции скважин самым эффективным способом – фонтанным. Недостаток энергии для подъема газожидкостной смеси (скважины в абсолютном большинстве случаев продуцируют именно газожидкостной смесью) по стволу скважины от забоя до устья может быть восполнен путем ввода энергии в скважину в виде сжатого газа (газлифтный способ эксплуатации) или в виде какого-либо механического устройства (насосный способ экс- плуатации). Газовые и газоконденсатные скважины эксплуатируются фонтанным способом. Однако, при интенсивном скоплении на забое воды и газового конденсата приходится иногда применять механизированный способ экс- плуатации. В этом случае чаще применяется какая-либо модификация газ- лифтного способа. Приступать к освоению скважины следует после спуска в нее колон- ны НКТ и другого необходимого оборудования, установки оборудования устьевого (устьевой арматуры) и соответствующей обвязки устьевой арма- туры. Нижний конец (башмак) колонны НКТ в зависимости от конкретных условий может быть установлен в пределах интервала перфорации, а также выше или ниже последнего. Например, более тщательная промывка ствола скважины будет обеспечена, если башмак НКТ разместить в зумпфе сква- жины. Устьевая арматура и ее обвязка должны обеспечивать проведение промывки скважины, подключение компрессорных, насосных и других аг- регатов, замер давления, температуры и расхода, отбор проб, спуск в сква- жину различных глубинных приборов, отделение газа от нефти и сжигание отделяемого газа, регулирование работы скважины, направление содержи- мого скважины в какие-либо емкости или в систему сбора и подготовки продукции скважин на промысле. 28 Конструктивные особенности устьевой арматуры определяются ка- тегорией, назначением и способом эксплуатации скважин. Сущностьиспособывызовапритока После спуска в скважину необходимого оборудования, установки и обвязки устьевой арматуры можно приступать к освоению скважины. Вна- чале следует скважину тщательно промыть с максимально возможной ин- тенсивностью, а затем приступить к вызову притока. Вызов притока – основная операция освоения эксплуатационных скважин. После перфорации продуктивная толща пласта находится под ре- прессией столба жидкости или раствора. Это может быть чистая вода или специально приготовленный раствор поверхностно-активных веществ (ПАВ), или буровой раствор. Заполняющие скважину растворы (жидкости) должны быть инертны к металлу обсадной колонны и скважинного обору- дования и не должны снижать проницаемость породы продуктивного пла- ста в околоскважинной зоне, поскольку период времени между перфора- цией и освоением может исчисляться сутками, неделями или даже месяца- ми. Схема вертикальной скважины, заполненной каким-либо задавочным агентом (раствор, вода) и ожидающей освоения, показана на рис. 3.1. Ве- личина давления на забое (Р заб ) такой скважины определяется формулой: ст р заб Н g Р ⋅ ⋅ ρ = , (3.1) где ρ р - плотность раствора, заполняющего скважину, кг/м 3 ; g - ускорение свободного падения, м/с 2 ; Н ст - величина столба раствора, м. Если скважина имеет сложный профиль (наклонная, горизонтальная и т.п.), то за величину столба следует принять разность между абсолютны- ми отметками глубины положения забоя и глубины положения уровня рас- твора в скважине. Под глубиной забоя здесь понимается абсолютная от- метка плоскости, взятой в пределах интервала перфорации. В основе применения всех способов вызова притока лежит принцип снижения давления на забое скважины ниже пластового, а также создание такой минимальной величины депрессии, при которой начинается приток из пласта в скважину. В этом и заключается сущность вызова притока. Из формулы (3.1) следует, что уменьшение давления на забое сква- жины может быть достигнуто двумя путями: или снижением плотности раствора, заполняющего скважину; или понижением уровня раствора в об- садной эксплуатационной колонне (уменьшением столба раствора). 29 Рис. 3.1. Схематичное изображение скважины перед вызовом притока: 1 – устьевое оборудование; 2 – обсадная эксплуатационная колонна; 3 – колонна НКТ; 4 – перфорированный забой; 5 – зумпф; 6 – продуктивный пласт 30 Условия вызова притока из пласта существенно влияют как на ус- пешность освоения, так и на дальнейший технологический режим эксплуа- тации, эффективность и надежность работы скважины. Величина пласто- вого давления, характер и степень снижения проницаемости породы ПЗП, состав и свойства продуктивных пород, степень сцементированности по- род, степень неоднородности пласта, состав и свойства флюидов, наличие или отсутствие газовой шапки, подошвенных и посторонних высокона- порных вод, техническое состояние обсадной эксплуатационной колонны и цементного камня – вот те основные факторы, которые следует тщатель- но рассмотреть при решении вопроса о выборе способа и технологии вы- зова притока. В промысловой практике нередко наблюдаются случаи, когда в про- цессе освоения скважин возникают серьезные осложнения и даже аварий- ные ситуации. Такие наиболее распространенные осложнения как дефор- мация обсадной эксплуатационной колонны, нарушение целостности це- ментного камня за колонной, разрушение породы в призабойной зоне, прорыв подошвенных или посторонних (верхних или нижних) вод, откры- тое неуправляемое фонтанирование скважин происходят главным образом потому, что технология освоения была выбрана без учета состава и свойств породы-коллектора и насыщающих пласт флюидов, условий зале- гания нефти, газа и воды, отрицательных последствий условий первичного и вторичного вскрытия пласта и цементирования обсадной эксплуатацион- ной колонны. Исключительно важное значение следует придавать также решению вопроса о величине и скорости изменения (динамике) депрессий при вызо- ве притока. Величина депрессии и ее динамика должны определяться ти- пом порового пространства (гранулярный, трещинный) коллектора, соста- вом и свойствами флюидов, устойчивостью коллектора, фильтрационными свойствами породы пласта, характером и степенью снижения проницаемо- сти породы призабойной зоны, а также некоторыми другими факторами. При прочих одинаковых условиях в устойчивых коллекторах величина де- прессии может быть большей и достигаться более быстро, в слабосцемен- тированных или трещинных – небольшой и медленно нарастающей. Для газовых пластов величина депрессии должна быть существенно меньше, чем в случае нефтяных. Большие депрессии часто являются причиной су- щественного ухудшения сцепления цементного камня с обсадной эксплуа- тационной колонной и с породой пласта, особенно в интервалах глин и песчаников, размытых при бурении. В промысловой практике бытует мнение о том, что последствия за- грязнения породы призабойной зоны из-за нерациональной технологии первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта можно легко устранить, создавая при освоении скважины большие депрессии. Действи- 31 тельно, нельзя отрицать, что при определенных условиях (например, в случае слабо деформируемой породы) большими депрессиями можно в той или иной степени восстановить ухудшенную проницаемость породы при- забойной зоны. Однако, осмысление промысловой информации, всесто- роннее рассмотрение механизма влияния высоких депрессий указывают на ошибочность такого подхода. Дело в том, что за счет высоких депрессий вызов притока происходит, как правило, из наиболее проницаемых интер- валов вскрытого пласта, которые содержат относительно крупные каналы фильтрации без значительных сужений, и в которых не произошло моле- кулярно-поверхностного и механического закрепления проникших твер- дых частиц. Тем самым уже на первой стадии освоения скважины закла- дываются условия для неравномерной выработки пласта по толщине. В то же время эти же высокие депрессии создают благоприятные условия для многих, часто необратимых, осложнений, отрицательное влияние которых в полной мере проявится позже, т.е. в процессе эксплуатации скважины. Парадоксально, но реализовать практически неконтролируемые по величине и скорости изменения (большие и резкие) депрессии технологи- чески проще, чем регулируемые с плавным нарастанием их величины. Этот фактор, очевидно, оказал большое влияние на то обстоятельство, что при освоении скважин часто применяются депрессии, превышающие оп- тимальные значения. Таким образом, вызов притока в добывающие сква- жины предпочтительно осуществлять при небольших значениях депрес- сии. Рекомендуется еще делать выдержки той или иной продолжительно- сти на небольших депрессиях с целью наблюдения за реакцией пласта и скважины. По результатам этих наблюдений можно будет оперативно вно- сить коррективы в дальнейшую технологию освоения скважины. Принято выделять следующие основные самостоятельные способы вызова из пласта в скважину: - тартание; - поршневание; - последовательная замена скважинного раствора на рабочие агенты (в том числе пены) меньшей плотности; - компрессорный; - применение скважинных насосов. Тартаниескважин Технология способа заключается в многократном спуске в скважину желонки. Желонка – это длинный цилиндр ограниченного диаметра с та- рельчатым клапаном в нижней донной части и скобой сверху. К скобе кре- пится канат. Спускоподъемные операции осуществляются с помощью ле- 32 бедки или какого-либо другого оборудования. Длина желонки может дос- тигать 15 метров, а наружный диаметр не должен превышать 70 % внут- реннего диаметра обсадной колонны. Дальнейшее увеличение диаметра желонки приводит к резкому увеличению гидравлических сопротивлений при спускоподъемных операциях. Тартание следует применять в скважи- нах, из которых не ожидается фонтанирования, поскольку скважины не имеют колонны НКТ и устьевой арматуры. Назначение тартания – понижение уровня столба раствора в скважи- не с одновременным очищением скважины от загрязняющего материала (осевшая порода, глинистый и цементный растворы и т.п.). Пустая желон- ка на канате опускается на забой. При упоре штока клапана о дно скважи- ны, где скопился загрязняющий материал, клапан открывается, и происхо- дит интенсивное всасывание в желонку раствора (жидкости) вместе с за- грязняющим материалом. Возможность удаления из скважины загрязняю- щего материала – основное достоинство тартания. Тартанием можно не только осваивать скважины, но и эксплуатировать их механизированным способом. На протяжении десятков лет этим способом добывалась нефть из скважин в XIX и XX веках. Тартание является малопроизводительным трудоемким способом, характеризующимся низким коэффициентом полезного действия и относи- тельно высокими энергетическими затратами. Интенсивному износу под- вергаются канат, обсадная колонна и собственно желонка. У устья скважи- ны должна находиться специальная емкость, в которую при каждом подъ- еме сливается содержимое поднятой из скважины желонки. Применяться тартание может в неглубоких скважинах, когда пластовое давление суще- ственно меньше гидростатического. В скважинах с наличием сероводорода применение желонки не допускается. Вызовпритокапоршневанием Способ заключается в понижении уровня в скважине при помощи сваба. Сваб – это поршень, снабженный резиновыми манжетами и спус- каемый и извлекаемый из скважины на тонком стальном канате. Конст- рукция сваба может включать обратный клапан. Скважина должна быть оборудована колонной НКТ и устьевой арматурой. Одна из конструкций сваба приведена на рис. 3.2. Глубина погружения сваба под уровень жидкости зависит от прочно- сти каната, и обычно не превышает 300 метров. Достоинство поршневания – возможность плавного снижения уровня. Основные недостатки способа во многом аналогичны применению желонки. 33 Рис. 3.2. Поршень для снижения уровня жидкости в колонне НКТ: 1 – канат; 2 – грузовая штанга; 3 – клапан; 4 – полость патрубка; 5 – поршень 34 Последовательнаязаменаскважинногораствора нарабочиеагентыменьшейплотности В принципе последовательную замену можно назвать промывкой скважин, но с той особенностью, что закачиваемый рабочий агент для промывки должен иметь плотность меньшую, чем среда, заполняющая скважину. Последовательная замена является самым распространенным способом вызова притока благодаря своей универсальности и возможности применения в случае, когда пласт сложен плохо сцементированными по- родами. Технология способа заключается в следующем. Операция по вызову притока осуществляется или в скважинах, за- вершенных бурением, или в скважинах, завершенных ремонтом. В первом случае скважины, как правило, заполнены буровым раствором с плотно- стью, величина которой регламентируется правилами безопасности. Во втором случае скважина, как правило, заполнена или буровым раствором, или специально приготовленным раствором. Это обычно водный раствор определенной минерализации с добавками поверхностно-активных ве- ществ. В обоих случаях пласт должен находиться под репрессией, величи- на которой регламентируется правилами безопасности в нефтяной и газо- вой промышленности. Число скважин, имеющих забойный клапан- отсекатель и не нуждающихся в задавке при ремонтных работах, сравни- тельно мало. При применении способа последовательной замены приток флюида из пласта в скважину вызывается путем создания необходимых депрессий за счет, в основном, следующих двух подходов: - замены в скважине бурового или другого специально приготовлен- ного раствора, которые обеспечивали задавку пласта, на раствор меньшей плотности, на техническую воду (с поверхностно- активными веществами или без них), на дегазированную нефть; - использования пенных систем. По правилам безопасности разница в плотностях последовательно закачиваемых агентов не должна превышать 600 кг/м 3 . Такая большая раз- ница допустима только в случае хорошо сцементированных пород и очень высокого качества крепления обсадной колонны. Закачку жидких агентов при вызове притока следует вести через затрубное пространство с помощью насосных агрегатов. Можно также использовать цементировочные агрегаты и буровые насосы. Жидкие агенты обычно дос- тавляются на скважину автоцистернами. То, что вытесняется из скважины, необходимо собирать в емкости с целью или повторного использования, или захоронения, или обезвреживания. В скважине и в призабойной зоне пласта находится много твердых частиц. Никогда не известно, при каком значении забойного давления начнется приток из пласта в скважину. По- этому применение технологии выпуска из скважины ее содержимого через колонну НКТ обеспечит большую надежность и безопасность ведения работ. 35 Применение жидких агентов для последовательной замены содер- жимого скважин позволяет сколь угодно плавно уменьшать давление на забое скважины. Это, бесспорно, важнейшее преимущество способа. Спо- соб также характеризуется наибольшей простотой и, как правило, недефи- цитностью применяемых жидких агентов. Во время операции по замене содержимого скважины на агент меньшей плотности необходимо постоянно контролировать состав и свой- ства выходящего из скважины потока. Это позволит надежно управлять процессом промывки скважины. В целях экономии рабочих агентов, а главное, в целях сохранности от разрушения породы ПЗП и, что особенно важно, в целях сохранности надежного сцепления цементного кольца с металлом обсадной эксплуата- ционной колонны и с породой пласта рекомендуется делать выдержки по- сле замены в скважине одного агента на другой. В данном случае выдерж- ка – это прекращение закачки в затрубное пространство очередного рабо- чего агента. При этом давление на забое уменьшается на величину, равную потерям давления на трение в колонне НКТ. Выдержка может длиться от десятков минут до нескольких часов. Во время выдержки может произойти приток из пласта в скважину, не надо будет закачивать в нее новый рабо- чий агент меньшей плотности. Во время выдержки необходимо осуществ- лять контроль за поведением скважины. Применение жидких агентов позволяет сколь угодно плавно умень- шать давление на забое скважины. Однако, степень уменьшения забойного давления ограничена и определяется плотностью дегазированной нефти. Поэтому с помощью жидких агентов нельзя вызывать приток в скважины, пробуренные на пласты с внутрипоровым давлением существенно ниже гидростатического. В случае низких пластовых давлений вызов притока из пласта в скважину может быть осуществлен, если использовать пенные системы. Технологически можно создать пенные системы с очень широким диапа- зоном изменения плотности – от 900 до 100 кг/м 3 Пены – это структурированные дисперсные системы, в которых дис- персной фазой являются пузырьки газа, разделенные тонкими прослойка- ми жидкой дисперсионной среды. Пены делятся на двухфазные и трехфазные, на однокомпонентные и многокомпонентные. Двухфазная однокомпонентная пена, например, об- разуется всего тремя составляющими: жидкостью, газом и каким-либо по- верхностно-активным веществом (рис. 3.3). Массовая доля ПАВ в пенах обычно составляет не более 2 % Поверхностно-активные вещества служат пенообразователями. Для пенообразования могут использоваться как ио- ногенные, так и неионогенные ПАВ. Трехфазная пена содержит твердую фазу. Твердая фаза в виде мель- чайших частиц (например, глины) распределяется в прослойках жидкой дисперсионной среды, упрочняет жидкостный каркас, придает пене свойст- ва восстанавливаемости (тиксотропности) исходной структуры. Устойчи- вость от разрушения трехфазных пен существенно выше, чем двухфазных. 36 Рис. 3.3. Схема строения пузырька двухфазной пены: 1 - газ; 2 - жидкость; 3 - молекулы поверхностно-активного вещества 37 При освоении скважин могут применяться как однокомпонентные, так и многокомпонентные двухфазные пены. Даже простейшая пенная система обладает вязкопластичными и упругими свойствами, которые спо- собны оказывать положительное влияние на результативность процесса вызова притока из пласта в скважину. Применение пенных систем предотвращает проникновение в приза- бойную зону дополнительного количества фильтрата, а также может обес- печить полную очистку призабойной зоны от глинистых частиц и воды, проникших в пласт в процессе его вскрытия бурением и перфорацией. С целью предотвращения проникновения дополнительного количества фильтрата вызов притока следует осуществлять заменой скважинной жид- кости однокомпонентной двухфазной пеной с малой степенью аэрации при прямой схеме циркуляции. После полной замены скважинной жидкости пеной необходимо приступить к закачке в скважину пены с меньшей плот- ностью, но уже по кольцевой схеме циркуляции, т.е. новые порции пены меньшей плотности направлять в скважину через затрубное пространство. Освоение скважин пеной с полным удалением проникшего в пласт промывочного раствора состоит в том, что до вызова притока в скважину закачивается многокомпонентная пена до достижения давления на забое выше гидростатического. Рекомендуется следующий состав многокомпо- нентной пены (массовая доля, %): ПАВ от 1,0 до 2,0 Гидроокись натрия от 3,0 до 5,0 Гидрофобизатор от 1,0 до 3,0 Метанол от 20 до 40 Вода остальное В результате закачки многокомпонентной пены указанного состава в призабойной зоне создается физико-химическая обстановка, способст- вующая очистке породы от твердых частиц и воды, которые затем успешно удаляются при последующем вызове притока. Гидроокись натрия (NaОH) в сочетании с ПАВ усиливает диспергирование и пептизацию (распад аг- регатов из коллоидных частиц) твердых частиц, одна часть которых затем поглощается мицеллами в результате явления солюбилизации (коллоидное растворение – самопроизвольное проникание низкомолекулярного вещест- ва внутрь мицелл), а другая – прилипает к пузырькам пены. Гидрофобиза- тор в сочетании с ПАВ обеспечивает надежную гидрофобизацию поверх- ности твердых частиц, которые впоследствии легко прилипают к пузырь- кам газа. Метанол способствует дегидратации низкопроницаемых пластов и прослоев, благодаря чему восстанавливается их естественная проницае- мость. Указанный состав смешивают, а затем вспенивают. Удельная кон- центрация газа в пене в пластовых условиях может достигать величины 1,5. 38 Технология применения многокомпонентной пены следующая. По- сле замены скважинной жидкости однокомпонентной пеной по схеме пря- мой циркуляции в колонну НКТ закачивают сначала около 3 м 3 пенообра- зующей многокомпонентной жидкости (водный раствор ПАВ с добавкой гидроокиси натрия, тонкодиспергированного гидрофобизатора и метано- ла), а затем – двухфазную многокомпонентную пену. После вытеснения всего объема многокомпонентной пенообразующей жидкости из НКТ в кольцевое пространство последнее герметизируют, и начинают процесс продавливания многокомпонентной пены в призабойную зону до достиже- ния давления на забое скважины примерно на 5 МПа выше гидростатиче- ского. После этого скважину выдерживают до 4 часов и приступают к вы- зову притока из пласта с применением однокомпонентной пены по схеме обратной циркуляции. Концентрация газа в пенной системе зависит от свойств и расхода пенообразующей жидкости и глубины скважины. При вызове притока из пластов, находящихся на глубине, например, до 3000 метров, достаточно компрессоров, создающих давление до 10 МПа, и насосных агрегатов, обеспечивающих расход жидкости до 5 л/с. Количество используемой на- сосно-компрессорной техники при этом может не зависеть от глубины скважины. На рис. 3.4 показана примерная схема расположения наземного оборудования при вызове притока с применением двухфазной пены. Вна- чале насосом 2 раствор ПАВ из мерной емкости 1 через смеситель 3 по ли- нии 8 начинают закачивать в колонну НКТ 9. Содержимое скважины из за- трубного пространства 10 будет поступать в емкость 11. Как только поя- вится циркуляция, в смеситель 3 компрессором 4 следует подавать сжатый газ. Контроль за процессом обеспечивается манометрами 6 и расходоме- ром газа 5. Обратные клапаны 7 предотвращают попадание газа в насос, жидкости в компрессор. Сжатый газ в смеситель следует подавать, плавно наращивая, начиная с малых доз. В нужный момент прямая система пода- чи пены в скважину меняется на обратную. Компрессорныйспособ Компрессорный способ вызова притока из пласта в скважину нахо- дит широкое применение при освоении нефтяных и газовых скважин, экс- плуатировать которые планируется фонтанным или газлифтным способа- ми. Компрессорный способ может быть единственным из известных при освоении скважин в зимних условиях, поскольку для вызова притока здесь используется газ (углеводородный, азот, углекислый). Таким образом, нет опасности замерзания используемого рабочего агента. Сущность компрессорного способа заключается в нагнетании в скважину сжатого газа с целью удаления задавочного скважинного агента (однородной жидкости или раствора) для уменьшения величины столба этого агента. Из формулы (3.1) следует, что в результате уменьшения ве- личины столба скважинной жидкости или скважинного раствора уменьша- ется величина забойного давления. 39 Рис. 3.4. Схема расположения наземного оборудования при вызове при- тока скважины с применением двухфазной пены 40 Теоретические основы лифтирования – подъема жидкости по верти- кальным трубам с помощью сжатого газа – подробно рассматриваются при изучении способов эксплуатации скважин. Здесь же достаточно отметить, что физическая сущность лифтирования заключается в получении такой газожидкостной смеси, плотность которой будет существенно меньше плотности лифтируемой (поднимаемой) жидкости. Уменьшение плотно- сти, как известно, ведет к увеличению объема. Поэтому, при неизменном объеме скважинного пространства выше точки ввода сжатого газа в жид- кость, увеличение объема полученной смеси приведет к подъему послед- ней по скважине вплоть до устья скважины. Установится циркуляция, в ре- зультате которой будет происходить удаление (отбор) жидкости из сква- жины. Из скважины будет удаляться как задавочный агент, которым до вызова притока был задавлен пласт, так и флюид, который начнет посту- пать из пласта в скважину, когда в результате циркуляции газа давление на забое станет меньше давления пластового. Скважина перед закачкой в нее сжатого газа может быть заполнена задавочным агентом (жидкость, раствор) полностью или частично. В по- следнем случае в колонне НКТ и в затрубном пространстве еще до освое- ния уже установился уровень задавочного агента на каком-то расстоянии от устья скважины. В момент поступления через затрубное пространство или через НКТ сжатого газа в задавочный скважинный агент последний может изливаться из скважины через другое пространство (колонна НКТ или затрубное пространство) или еще не достичь устья скважины. Все эти случаи не меняют по-существу процесс вызова притока с помощью сжато- го газа. В то же время следует отметить, что наиболее частым является случай, когда излив из скважины начинается еще во время продавки, т.е. еще до поступления сжатого газа в задавочный скважинный агент. При применении компрессорного способа вызова притока скважина должна быть оборудована колонной НКТ и фонтанной арматурой. Газ в скважину, как правило, нагнетается с помощью передвижного компрессо- ра. Колонна НКТ может иметь (может и не иметь) пусковые отверстия или пусковые клапаны. В простейшем случае сжатый газ поступает в задавочный скважин- ный агент через башмак (нижнее окончание) колонны НКТ. Давление на выходе из компрессора, при котором рабочий агент начинает поступать в задавочный скважинный агент, принято называть пусковым. Чем глубже находится башмак колонны НКТ, тем больше будут величина пускового давления и время продавки сжатого газа до башмака. Время продавки так- же зависит и от производительности компрессора. В глубоких скважинах пусковые давления могут составлять сотни атмосфер, а время продавки превышать двое суток. На рис. 3.5 показано поведение давления закачиваемого газа на устье скважины. Нарастающая ветвь кривой соответствует оттеснению закачи- ваемым газом скважинной жидкости до башмака НКТ. 41 Рис. 3.5. График изменения избыточного давления на устье скважи- ны при компрессорном способе вызова притока (Р пуск – пусковое давление, Р раб – рабочее давление) Р пуск Р раб Д ав ле ни е Время 0 42 На участке правее максимального значения давления (Р пуск ) протека- ют сложные неустановившиеся процессы, в которых принимают участие закачиваемый газообразный агент, скважинная жидкость, пластовый флю- ид. Чем слабее себя проявляет пласт после снижения забойного давления ниже пластового, тем глубже создается депрессия. Кривая останется ниже линии, соответствующей рабочему давлению (Р раб ), если пласт или себя не будет проявлять вообще (пунктирная линия), или интенсивность проявле- ния пласта будет меньше производительности газлифтного подъемника. С целью уменьшения пускового давления, с целью уменьшения вре- мени продавки по длине колонны НКТ устанавливаются пусковые отвер- стия или пусковые клапаны. Эти пусковые устройства одновременно иг- рают роль диспергаторов, обеспечивающих лучшее перемешивание зака- чиваемого газа со скважинной жидкостью, в результате уменьшается удельный расход газа, улучшается процесс лифтирования, снижается веро- ятность вибрирования скважинного и устьевого оборудования. Варианты осуществления компрессорного способа вызова притока рекомендуется классифицировать следующим образом: • создание циркуляции рабочего агента через башмак насосно- компрессорных труб по схеме прямой или обратной закачки без при- менения пусковых отверстий или клапанов; • создание циркуляции рабочего агента по схеме прямой или обратной закачки через пусковые отверстия или клапаны; • прямая или обратная закачка рабочего агента без создания циркуляции. При компрессорном способе вызова притока в околоскважинной зо- не пласта могут создаваться очень высокие градиенты давления из-за де- прессий, возникающих во время интенсивного газирования и выброса за- давочного раствора, которым заполнена скважина. Большие по величине депрессии способствуют частичной очистке перфорационных каналов и каналов фильтрации от загрязняющего материала, т.е. частичному восста- новлению продуктивности скважин. В то же время высокие депрессии, как уже отмечалось, могут приводить к ряду негативных последствий. Таким образом, в большинстве случаев вызов притока должен происходить при строго ограниченной величине депрессии. При компрессорном способе осуществить вызов притока при строго ограниченной величине депрессии можно, если применить прямую или обратную закачку газа в скважину без создания циркуляции рабочего аген- та (рис. 3.6). Технология вызова притока по этому варианту заключается в следующем. В скважину под определенным давлением нагнетается рабо- чий агент – газ. Закачка газа обеспечивает вытеснение части скважинной жидкости на дневную поверхность. Нагнетание газа в скважину прекраща- ется, когда уровень жидкости в колонне НКТ или в затрубном пространст- ве (в зависимости от схемы нагнетания рабочего агента в скважину) оттес- няется на требуемую глубину, соответствующую заранее рассчитанной ве- личине давления закачки газа. Значение величины давления нагнетания га- за контролируется по манометру, находящемуся на подводящем трубопро- воде или на устьевой арматуре скважины. 43 Рис. 3.6. Схемы прямой и обратной предельной закачки в скважину газообразного рабочего агента при компрессорном способе вызова притока без создания циркуляции 44 После прекращения закачки газа подводящая линии сообщается с атмосферой, что приводит к выравниванию уровней оставшейся скважин- ной жидкости в НКТ и затрубном пространстве. Установившийся в момент выравнивания динамический уровень жидкости в скважине будет опреде- лять и величину забойного давления, и величину депрессии. На примере схемы прямой закачки газа получим необходимые рас- четные формулы. На рис. 3.7 показаны два крайних случая: положение границы газ-жидкость в колонне НКТ в момент достижения наибольшего давления нагнетания рабочего агента в скважину (схема слева) и положе- ние динамического уровня в скважине в момент наименьшего забойного давления (схема справа), соответствующих максимально допустимой ве- личине депрессии. Примем следующие допущения: скважина вертикаль- ная, башмак колонны НКТ находится в середине интервала перфорации, скважина заполнена задавочной жидкостью до устья, поглощение жидко- сти в пласт при закачке газа отсутствует. Давление на глубине h может быть записано следующими выражениями: gh P ж ρ = , (3.2) ( ) ( ) [ ] zT h с 03415 0 доп г e P P |