Скважина. УДК М 79 Мордвинов А.А. Освоение эксплуатационных скважин Учебно. Освоение эксплуатационных скважин
 Скачать 1.13 Mb.
|
|
/ , = , (3.3) где Р - давление в скважине на глубине h; ρ ж - плотность скважинной жидкости; g - ускорение земного притяжения; Р доп - максимально допустимое давление нагнетания газа в скважину; г ρ - относительная плотность закачиваемого газа; z - среднее значение коэффициента сжимаемости газа; Т - средняя абсолютная температура газа в скважине. Из выражений (3.2) и (3.3) следует, что формула для определения ис- комой величины максимально допустимого давления нагнетания газа в скважину примет вид ( ) [ ( ) ( ) ] zT h с 03415 0 ж доп г e gh с Р / , / = (3.4) В формуле (3.4) неизвестной является величина h. Глубина h, на ко- торую следует оттеснить жидкость в скважине, может быть определена из следующего баланса объемов жидкости: ( ) тр дин кол дин f h h f h − = , (3.5) где f кол - площадь сечения кольца затрубного пространства; f тр - площадь внутреннего сечения труб колонны НКТ; h дин - расстояние от устья скважины до динамического уровня в момент выравнивания уровней скважинной жидкости в НКТ и в затрубном пространстве. 45 Рис. 3.7. Расчетные схемы двух моментов при прямой закачке газообразного рабочего агента без создания циркуляции 46 Таким образом, при прямой закачке газа максимально допустимая глубина оттеснения жидкости определяется из выражения: ( ) тр кол дин f f 1 h h / + = (3.6) Для случая обратной закачки газа аналогичные рассуждения приво- дят к получению следующего выражения для определения глубины оттес- нения жидкости в затрубном пространстве: ( ) кол тр дин f f 1 h h / + = (3.7) Расстояние от устья скважины до динамического уровня можно оп- ределить через известные величины: ( ) g с р Д P H g с P H h ж пл скв ж заб скв дин / / − − = − = , (3.8) где Н скв - глубина скважины; Р заб - давление на забое скважины; Р пл - давление на контуре питания скважины; ∆р - величина допустимой депрессии. Тогда формулы (3.6) и (3.7) примут следующий окончательный вид. Для прямой закачки газа ( ) [ ] ( ) тр кол ж пл скв f f 1 g с р Д P H h / / + − − = ; (3.9) Для обратной закачки газа ( ) [ ] ( ) кол тр ж пл скв f f 1 g с р Д P H h / / + − − = (3.10) Заметим, что формула (3.4) справедлива как для прямой, так и для обратной закачки газа. Формулы (3.4), (3.9) и (3.10) являются расчетными. Расчеты по пред- ложенным формулам позволят выбрать необходимое оборудование и ра- ционально управлять процессом вызова притока из пласта в скважину. На практике, при применении компрессорного способа вызова при- тока, обычно не учитывают давление, создаваемое столбом газа. Вполне возможно, что это допустимо, когда нет ограничений на величину депрес- сий. Однако, если величина депрессии ограничена, то даже незначительное превышение ее по отношению к допустимому значению может привести к негативным последствиям. Следует иметь в виду, что столб газа дает при- рост давления более чем на 10 % на каждые 1000 метров глубины. 47 Применениескважинныхнасосов Скважины могут быть пробурены на пласты, давление в которых значительно ниже гидростатического. Скважины могут осваиваться после их ремонта, а до ремонта они длительно эксплуатировались механизиро- ванным способом. В этих случаях, как правило, на скважинах не ожидает- ся фонтанных проявлений. Вызов притока в таких скважинах можно осуществить насосным способом путем снижения уровня жидкости (уменьшением величины столба жидкости в скважине). Причем может использоваться именно тот насос, которым эта скважина будет в дальнейшем эксплуатироваться. На- сос может спускаться на проектную глубину в соответствии с предпола- гаемым дебитом и положением динамического уровня при эксплуатации скважины на расчетном технологическом режиме работы. Это экономичный способ вызова притока. Однако, его следует при- менять, если скважина и ее забой предварительно тщательно очищены и не содержат подвижных механических примесей, которые бы осложнили нормальную работу скважинного насоса. Другиеспособывызовапритока Выше были рассмотрены только основные способы вызова притока, которые, по всей вероятности, можно назвать классическими, поскольку именно они признаются нормативными документами. В зависимости от конкретных промысловых и скважинных условий могут применяться какие-либо особые практические приемы, модифици- рующие классические способы вызова притока. При осуществлении способа замены скважинной жидкости на жид- кость меньшей плотности можно нагнетать в скважину или газированную жидкость (жидкость с пузырьками газа), или создавать газовые пачки (пробки) в скважине. Это будет интенсифицировать процесс вызова прито- ка. В качестве газообразного рабочего агента можно использовать азот. Азот является нетоксичным и достаточно инертным газом. Он взрывобезо- пасен, может транспортироваться в жидком виде. Промышленность распо- лагает испарителями для перевода жидкого азота в газообразное состояние. При компрессорном способе вызова притока глубину оттеснения скважинной жидкости, если компрессор не обладает достаточной мощно- стью, можно увеличить путем подкачки какой-либо жидкости или в поток газа, или сверху на столб закачанного газа. В последнем случае на границе между газом и жидкостью желательно иметь вязкоупругий состав, чтобы максимально ограничить перемешивание этих двух агентов за счет разно- сти плотностей. Газирование скважинной жидкости можно обеспечить применением сухого льда. При погружении сухого льда в жидкость он превращается в газообразный диоксид углерода (углекислый газ). Один кубический метр сухого льда может дать около 800 кубических метров газа. Такой прием в 48 отдельных случаях может обеспечить начало притока в скважину даже без применения компрессорных и насосных установок. Понизить давление на забое скважины можно с помощью испытате- лей пластов. Комплект испытательных инструментов (КИИ) на трубах предназначен для испытания перспективных объектов (пластов) на нефть и газ в открытом стволе или в обсадной колонне поисковых и разведочных скважин. Основными узлами КИИ являются пакер, испытатель пластов, система клапанов, глубинные манометры. При спуске испытатель пластов закрыт, поэтому скважинная жидкость не попадает в бурильные трубы, на которых спускается КИИ. Пакер устанавливается над испытуемым пла- стом и, герметично перекрывая обсаженный или необсаженный ствол, изо- лирует подпакерный объем от остальной части ствола скважины. Путем соединения подпакерного пространства с полостью бурильных труб созда- ется депрессия и происходит приток нефти или газа из испытуемого ин- тервала пласта в бурильные трубы. Этот период испытания называется пе- риодом притока. Он может длиться от нескольких минут до нескольких часов. После окончания притока испытатель пластов закрывается без на- рушения герметичности пакеровки и происходит восстановление давления на забое скважины. Изменение давления в периоды притока и восстанов- ления регистрируется глубинными манометрами. КИИ позволяет создавать мгновенную высокую депрессию на испы- туемый пласт, что оказывает в отдельных случаях благоприятное воздей- ствие на процесс очистки порового пространства призабойной зоны. При- чем периоды притока и восстановления давления могут повторяться неод- нократно. Эти факторы, а также относительная простота спуска и надеж- ность герметизации способствовали широкому использованию КИИ для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта при освоении скважин. В Ивано-Франковском институте нефти и газа была разработана тех- нология освоения скважин с очисткой призабойной зоны путем воздейст- вия на пласт цикличными управляемыми депрессиями. Эта технология реализуется при помощи установленного на колонне НКТ пакера и смон- тированного над ним струйного аппарата. Подачей насосным агрегатом рабочего агента к соплу струйного насоса понижается давление в подпа- керной части скважины до требуемой величины. Соответствующим режи- мом работы насосного агрегата необходимое время поддерживается вели- чина депрессии. После прекращения подачи рабочего агента гидростатиче- ское давление на забое скважины восстанавливается. Циклы снижения- восстановления забойного давления повторяются многократно до появле- ния устойчивого притока из пласта. Создание управляемых циклических депрессий на пласт способству- ет извлечению упруго расширяющейся жидкости, попавшей в пласт. Прак- тика применения этого метода освоения скважин показала, что за несколь- ко десятков циклов удается извлечь из пласта на поверхность многие ку- 49 бометры бурового раствора. Струйный аппарат также может быть приме- нен для повышения эффективности кислотных обработок призабойных зон, поскольку обеспечивает быстрое и надежное удаление из породы ос- таточного раствора кислоты и продуктов реакции. Струйные аппараты способны обеспечивать практически любую де- прессию, так как на приеме струйного аппарата может быть получен даже вакуум. Эти устройства способны обеспечивать отборы из скважин до 1000 м 3 /сут. жидкости и более. Расчетпроцессавызовапритока способомзаменыскважиннойжидкости При применении способа вызова притока из пласта в скважину пу- тем замены скважинной жидкости на жидкость (рабочий агент) меньшей плотности необходимо сделать расчеты и определить: - максимальное давление нагнетания; - забойное давление в любой момент процесса; - объем нагнетаемой жидкости; - продолжительность закачки. Для расчета необходимо знать глубину (расстояние по вертикали) интервала перфорации, длину колонны НКТ, местоположение башмака НКТ, средний зенитный угол кривизны скважины, внутренний и наружный диаметры труб колонны НКТ, производительность насосного агрегата, свойства скважинной и нагнетаемой в скважину жидкостей. В расчетах скважину рассматривают как однорядный подъемник. На практике замену скважинной жидкости чаще осуществляют по схеме об- ратной закачки (промывки), т.е. подачи нагнетаемой жидкости в затрубное пространство, имеющее кольцевое сечение. Считается, что перед вызовом притока статический уровень скважинной жидкости находится у устья скважины. Расчетная схема процесса показана на рис. 3.8. Давление в кольцевом (затрубном) пространстве на уровне башмака ко- лонны НКТ (Р баш кол ) можно представить в виде уравнения (баланса давления): наг кол кол наг баш наг баш Др P H g с P − + ⋅ ⋅ = , (3.11) где ρ наг - плотность жидкости, нагнетаемой в затрубное пространство скважины; H баш - глубина (расстояние по вертикали от устья до башмака) башмака НКТ; P наг - давление нагнетаемой жидкости в затрубном пространстве на устье скважины (затрубное давление); ∆р кол наг - потери давления на трение при движении нагнетаемой жидкости в кольце затрубного пространства. 50 Рис. 3.8. Схема скважины для расчета вызова притока способом за- мены скважинной жидкости (скважинного раствора) на рабочий агент меньшей плотности Р наг Р вых h Н баш Н скв 51 Аналогичное уравнение для определения давления в трубе на уровне башмака колонны НКТ (Р баш тр ) имеет вид: ( ) вых скв тр наг тр скв баш наг тр баш P р Д р Д h g с h H g с P + + + ⋅ ⋅ + − ⋅ ⋅ = ,(3.12) где h - глубина нахождения границы раздела нагнетаемой и скважинной жидкостей в колонне НКТ; ρ скв - плотность скважинной жидкости; ∆р тр наг - потери давления на трение при движении нагнетаемой жидкости в колонне НКТ; ∆р тр скв - потери давления на трение при движении скважинной жидкости в колонне НКТ; Ρ вых - давление на выходе жидкости из скважины (устьевое давление). В любой момент времени Р баш наг = Р баш тр . Поэтому из формулы (3.11) и (3.12) следует, что ( ) вых скв тр наг тр наг кол наг скв наг P р Д р Д р Д h g с с P + + + + ⋅ ⋅ − = . (3.13) Максимальная величина давления нагнетания (Р наг макс ) будет в мо- мент, когда нагнетаемая жидкость достигнет башмака НКТ. Формула (3.13) для этого момента принимает вид: ( ) вых скв тр наг кол баш наг скв макс наг P р Д р Д H g с с P + + + ⋅ ⋅ − = . (3.14) Из формул (3.13) и (3.14) следует, что основные расчеты при замене жидкостей в скважине связаны с определением потерь давления на трение. Методики расчета потерь давления на трение различаются для ньютонов- ских и неньютоновских жидкостей. Глинистый раствор, например, отно- сится к неньютоновским жидкостям (конкретно – к вязкопластичным жид- костям), поскольку характеризуется пластической вязкостью (µ 0 ) и пре- дельным динамическим напряжением сдвига (τ 0 ). Численные значения этих реологических характеристик могут быть определены по формулам: 022 , 0 10 033 , 0 впж 3 0 − ρ ⋅ ⋅ = µ − , (3.15) и 7 10 5 , 8 впж 3 0 − ρ ⋅ ⋅ = τ − , (3.16) где ρ впж – плотность вязкопластичной жидкости. Расчеты потерь давления на трение при движении ньютоновских жидкостей ведутся по формуле Дарси-Вейсбаха: 52 ж 2 экв с 2 V d L л Др ⋅ = , (3.17) где λ - коэффициент гидравлического сопротивления, определяемый по соответствующим формулам в зависимости от режима (ламинарный или турбулентный) течения жидкости и от численного значения критерия Рейнольдса (Re); L - длина пути течения жидкости; d экв - эквивалентный диаметр канала течения. Если канал течения круглый, то d экв = d (здесь d - внутренний диаметр труб колон- ны НКТ). Если канал течения кольцевой, то d экв = D - d нар (здесь D – внутренний диаметр труб обсадной колонны, d нар – наружный диаметр труб колонны НКТ); V - линейная скорость течения жидкости; ρ ж - плотность ньютоновской жидкости. Для ламинарного течения ньютоновской жидкости (Re < 2300) ко- эффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле: Re 64 = λ (3.18) Формула для определения численного значения критерия Рейнольдса имеет вид: ж ж экв d V Re µ ρ ⋅ ⋅ = , (3.19) где µ ж – коэффициент динамической вязкости ньютоновской жидкости. Для турбулентного течения, в пределах изменения 2300 < Re < 100000, можно пользоваться формулой: 0,25 Re 3164 , 0 = λ (3.20) При Re > 100000 коэффициент гидравлического сопротивления ре - комендуется определять по формуле Г К Филоненко : ( ) ( ) 2 2 64 , 1 Re ln 79 , 0 64 , 1 Re ln 79 , 0 / 1 − − ⋅ = − ⋅ = λ (3.21) При течении жидкости в кольцевом пространстве возникают допол - нительные потери давления из - за эксцентричного расположения колонны 53 НКТ в обсадной эксплуатационной колонне , из - за сужения кольцевого пространства против муфтовых соединений труб колонны НКТ , из - за ше - роховатости и загрязненности поверхности НКТ Чтобы учесть дополни - тельные потери давления в процессе течения ньютоновской жидкости су - ществуют соответствующие формулы Однако в реальных условиях точ - ных знаний о состоянии поверхности каналов , по которым течет жидкость в скважине , нет Поэтому , для простоты расчетов , можно рекомендовать следующий прием : увеличить полученное по формулам (3.20) или (3.21) численное значение коэффициента гидравлического сопротивления на 30 %. Расчет потерь давления для случая вязкопластичной жидкости мож - но выполнить так Здесь также движение происходит в кольцевом и круг - лом сечениях , при ламинарном ( структурном ) или турбулентном режимах течения В случае вязкопластичной жидкости расчеты для ламинарного те - чения связаны с определением параметров Рейнольдса , Сен - Венана - Илюшина , Хедстрема , а также связаны еще с использованием специальных графиков Для турбулентного режима течения вязкопластичной ( неньюто - новской ) жидкости расчет ведется по довольно простой формуле : экв 2 впж впж d V L с 012 0 Др / , ⋅ ⋅ ⋅ = (3.22) Если для ламинарного режима делать расчеты по формуле (3.22), то получится некоторое завышение ( перестраховка ) полученной величины потерь давления на трение , а также значительное упрощение расчетов То и другое , как правило , полезно в оценочных расчетах В какой - то момент закачки граница раздела жидкостей в колонне НКТ между ее башмаком и устьем скважины примет такое положение , что давление на забое может стать меньше давления в пласте С этого момента может начаться приток из пласта в скважину Из схемы на рис . 3.8. следу - ет , что формула для определения забойного давления имеет вид : ( ) баш скв скв баш заб H H g P P − ⋅ ⋅ + = , (3.23) где Н скв – глубина скважины По формулам (3.12) и (3.23) следует сделать расчеты и построить график в координатах Р заб – h / H баш или Р заб – h. Если в интервале измене - ния h от башмака НКТ до устья скважины забойное давление не станет меньше пластового давления , то для вызова притока следует взять рабочий агент еще меньшей плотности или применить другой способ вызова при - тока из пласта в скважину Для момента , когда забойное давление сравнивается с пластовым , нужно определить объем закачанной в скважину жидкости и продолжи - тельность закачки 54 Количество закачанной в скважину жидкости (V наг ) определяется как сумма объема затрубного пространства и объема , занимаемого нагнетае - мой жидкостью в НКТ : ( ) ( ) ( ) ( ) , cos h H 4 d cos H 4 d D L L 4 d L 4 d D V баш 2 баш 2 нар 2 h баш 2 баш 2 нар 2 наг α − ⋅ π + α ⋅ − π = = − π + ⋅ − π = (3.24) где L баш - длина колонны НКТ ; L h - длина верхней части НКТ , занятой скважинной жидкостью ; α - средний зенитный угол кривизны скважины ; Продолжительность закачки (t наг ) определяется по формуле : н наг наг q V t / = , (3.25) где q н – производительность насосного агрегата Очевидно , что между производительностью насосного агрегата , про - должительностью закачки и положением границы раздела между нагне - таемой и скважинной жидкостями имеется связь Действительно , из фор - мул (3.24) и (3.25) следует , что 2 н наг 2 2 нар 2 2 баш d cos q 4 t 1 d d d D H h π α ⋅ ⋅ ⋅ − + − = (3.26) Теперь , если в формулу (3.12) вместо h подставить правую часть формулы (3.26), то по формуле (3.23) можно будет построить график изме - нения забойного давления от времени ( график в координатах Р заб – t наг ). Если сделать такую же подстановку в формулу (3.13), то можно будет по - строить график изменения давления нагнетания от времени ( график в ко - ординатах Р наг – t наг ). Аналогичным образом можно сделать расчет по схеме прямой закач - ки с целью вызова притока из пласта в скважину способом замены сква - жинной жидкости на жидкость ( агент ) меньшей плотности Расчетыпривызовепритокакомпрессорнымспособом При компрессорном способе вызова притока наиболее важными ве - личинами для расчета являются : 55 - глубина ( по вертикали ), на которую компрессор сможет оттеснить уровень жидкости в скважине ; - продолжительность нагнетания газа до достижения этой глубины Наибольшее давление на забое скважины будет наблюдаться в мо - мент ввода газа в задавочную скважинную жидкость Сжатый газ вводится в скважинную жидкость или через башмак НКТ , или через пусковые от - верстия ( пусковые муфты ), или через пусковые клапаны Глубина ввода сжатого газа обычно определяется возможностями компрессора Для схе - мы обратной закачки газа глубина ввода ( Н ввода ) может быть определена из выражения : ( ) ввода тр ввода кол 0 0 к 0 г скв вых к ввода ввода L Др L Др T z P T P с с g б cos б cos P P б cos L H + + ⋅ ⋅ ⋅ − ⋅ ⋅ − = = ⋅ = , (3.27) где L ввода - длина колонны НКТ от устья до точки ввода сжатого газа в скважинную жидкость; P к - давление, создаваемое компрессором; ρ г 0 - плотность газа при стандартных условиях; Т 0 - стандартная температура, равная 293К; Р 0 - давление, равное 101325 Па; ∆р кол - потери давления на трение газа в затрубном пространстве; ∆р тр - потери давления на трение скважинной жидкости в колонне НКТ. Потери давления на трение в формуле (3.27) отнесены к длине. Это упрощает расчеты. Формулы для расчета потерь давления на трение анало- гичны тем, которые приведены для способа замены скважинной жидкости на жидкость меньшей плотности. Продолжительность нагнетания газа (t наг ) определяется по формуле: ( ) T z P q 2 T P P V t 0 0 г 0 ввода к наг наг ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ + ⋅ = , (3.28) где V наг - объем скважины, занимаемый нагнетаемым газом в момент его поступления в скважинную жидкость; P ввода - давление на глубине ввода газа в скважинную жидкость, определяется по барометрической формуле (3.3); 56 q г0 - производительность компрессора, приведенная к стандартным условиям. Расчетыприциркуляциивскважинепены Приведем формулы для расчета процесса циркуляции в скважине пенной системы по схеме обратной закачки. Циркуляция пены происходит через башмак НКТ. Поэтому величину забойного давления следует определять по формуле (3.23). Для определе- ния Р баш можно воспользоваться одной из формул: вых в тр баш в п баш P р Д H g с P + + ⋅ ⋅ = (3.29) или н кол баш н п наг баш р Д H g с P P − ⋅ ⋅ + = , (3.30) где ρ пв - плотность восходящего потока пены; ρ пн - плотность нисходящего потока пены; ∆р трв - потери давления на трение восходящего потока пены в колон- не НКТ; ∆р колн - потери давления на трение нисходящего потока пены в за- трубном пространстве. Из формул (3.29) и (3.30) следует, что формула для определения давле- ния нагнетания пены в затрубное пространство на устье скважины имеет вид: ( ) вых в тр н кол баш н п в п наг P р Д р Д H g с с P + + + ⋅ ⋅ − = (3.31) Для восходящего потока плотность пены определяется формулой: ( ) T z Р Т Р 1 0 0 к в 0 г в ж в п ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ + − = (3.32) Плотность пены для нисходящего потока определяется формулой: ( ) Т z Р Т Р 1 0 0 к н 0 г н ж пн ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ + − = (3.33) Формула для определения истиной концентрации газа в восходящем потоке имеет вид: T z P Q T P Q 1 05 0 1 0 0 г 0 к ж в ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ + − = , , (3.34) 57 где Q ж - объемный расход жидкости для приготовления пены ; Q г0 - объемный расход газа , приведенный к стандартным условиям Истинная концентрация газа в нисходящем потоке определяется как T z P Q T P Q 1 05 0 1 0 0 г 0 к ж н ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ + + = , (3.35) Величину коэффициента гидравлического сопротивления при тече - нии пены обычно не рассчитывают , а принимают равной 0,03. Тогда фор - мула для определения потерь на трение при движении пены в затрубном пространстве запишется : ( ) нар пн 2 кол баш н кол d D с V L 015 0 р Д − ⋅ ⋅ ⋅ = / , (3.36) Для восходящего потока пены в колонне НКТ потери давления на трение определяются: d с V L 015 0 Др в п 2 тр баш в тр / , ⋅ ⋅ ⋅ = (3.37) Скорость течения пены в кольцевом пространстве определяется как ( ) 2 нар 2 п кол d D / Q 4 V π − π ⋅ = (3.38) Для восходящего потока линейная скорость течения пены в колонне НКТ определяется как 2 п тр d Q 4 V π ⋅ = / , (3.39) где Q п - расход пены. Расход пены следует определять по формуле: 0 к 0 0 г ж п T P T z P Q Q Q ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ + = (3.40) Восстановлениепроницаемостипороды призабойнойзоныпласта Если проницаемость породы призабойной зоны пласта по какой-либо причине существенно снизилась, то вызов притока следует начинать толь- 58 ко после проведения каких-либо мероприятий, направленных на восста- новление продуктивной характеристики ПЗП. В противном случае сква- жина окажется существенно гидродинамически несовершенной по качест- ву вскрытия пласта, а приток в скважину при применении классических способов вызова произойдет только по немногочисленным отдельным пропласткам, имеющим относительно высокую проницаемость. Это, как уже было объяснено, приведет к неравномерной по толщине выработке пласта и низкой конечной величине углеводородоотдачи. Для газонасы- щенных пластов, например, вообще характерно поступление газа из пласта только по наиболее крупным каналам фильтрации, если относительно мел- кие каналы принудительно не освобождены от воды или жидких углеводо- родов. К настоящему времени разработаны многие десятки методов воздей- ствия на призабойную зону с целью восстановления и повышения прони- цаемости породы. Иногда эти методы еще называют методами интенсифи- кации притока. В научно-технической и учебной литературе можно встретить раз- личные классификации методов интенсификации притока в скважины, ос- нованные на воздействии на призабойную зону пласта. Однако, системную классификацию этих методов, по всей вероятности, разумно сделать в со- ответствии с основными фундаментальными науками. Тогда все известные методы воздействия можно поделить на: • химические; • физические; • биологические; • комбинированные. Ниже будет дано краткое описание методов интенсификации прито- ка в соответствии с предложенной классификацией. Подробное их описа- ние можно найти в учебниках, учебных пособиях, многих научно- технических изданиях. Дело в том, что воздействие на призабойную зону – это отдельный самостоятельный раздел знаний в нефтегазовом деле. В учебных программах дисциплин по изучению вопросов эксплуатации неф- тяных и газовых скважин эти методы рассматриваются также как отдель- ный самостоятельный раздел. Химические методы. Основаны на химическом взаимодействии ки- слот с породой, а также с некоторым загрязняющим материалом. Классика химических методов – это солянокислотные обработки (СКО). Хлористо- водородная (соляная) кислота способна активно растворять известняки и доломиты, из которых, в основном, состоят карбонатные породы. Замеча- тельным свойством такого взаимодействия является то, что продукты ре- акции – хлористый кальций, хлористый магний, диоксид углерода – хоро- шо растворимы в воде, что позволяет удалить их из зоны реакции. Таким образом, в зоне взаимодействия рабочего кислотного раствора увеличива- 59 ются в размерах имеющиеся каналы фильтрации и (или) появляются новые каналы. Эти каналы часто называют каналами растворения. К настоящему времени разработаны технологии, способные воздей- ствовать на нужный интервал пласта, т.е. селективно, разработаны техно- логии с регулированием глубины воздействия, что исключительно важно с практической точки зрения. Различными добавками к кислотному раствору можно надежно защитить металлическое оборудование скважин от хими- ческой коррозии. Разработаны технологии эффективного воздействия как на карбонатные, так и на терригенные породы. Накоплен опыт применения не только растворов соляной, но и многих других кислот (фтористоводо- родная, хлористый ацетил, сульфаминовая, уксусная и др.). Физические методы. Это самый многочисленный класс методов воз- действия на призабойную зону. Поэтому этот класс резонно еще раз разде- лить, например, в соответствии с основными разделами физики. Тогда внутрифизическая классификация может выглядеть следующим образом: – механические; – тепловые; – волновые; – осушающие; – растворяющие; – поверхностно-молекулярные. Классический представитель механического воздействия на приза- бойную зону – это гидравлический разрыв пласта (ГРП) с закреплением трещин кварцевым песком или каким-либо другим расклинивающим мате- риалом. Сущность ГРП заключается в раскрытии существующих или соз- дании новых трещин в призабойной зоне пласта за счет высокого давления фильтрующейся в пласт жидкости разрыва, нагнетаемой насосными аген- тами на забой скважины через колонну НКТ. Получающиеся трещины в сечении имеют форму, похожую на треугольник. Раскрытие трещин у стенки скважины (основание треугольника) может изменяться в пределах от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров. Длина трещин может составлять десятки метров. Если трещину (или трещины) умеренно рыхло заполнить каким-либо прочным гранулированным материалом, то этот материал, во-первых, не позволит трещине сомкнуться, когда давле- ние на забое скважины будет снижено до величины, при которой осущест- вляется нормальная эксплуатация этой скважины. Во-вторых, остаточная проницаемость трещины будет иметь величину, на порядки превышаю- щую проницаемость породы призабойной зоны, которую порода имела до создания трещины. В результате средняя проницаемость породы кратно увеличивается, что приведет, соответственно, к значительному увеличе- нию притока в скважину. Несмотря на то, что ГРП применяется на про- мыслах страны многие десятки лет, технология этого основного из меха- нических методов постоянно совершенствуется. Здесь важно, чтобы ис- пользуемые основные рабочие агенты (жидкость разрыва, жидкость песко- 60 носитель, расклинивающий материал) наиболее точно отвечали предъяв- ляемым требованиям, чтобы использовался необходимый набор оборудо- вания (в том числе надежно работающие пакеры). С целью снижения вели- чины давления разрыва и инициирования трещин в нужном интервале за- боя скважины рекомендуется провести дополнительную перфорацию ку- мулятивными или гидропескоструйными перфораторами. В последние го- ды на промыслах страны стали активно применять глубокопроникающие гидравлические разрывы пластов, которые еще называют массированными ГРП. Метод ГРП очень дорогой. Однако, качественное его исполнение может кратно увеличить приток в скважину. Тепловое воздействие на забой и призабойную зону целесообразно, когда нефть или газовый конденсат содержат большое количество асфаль- тосмолопарафиновых веществ, а также в случаях, когда залежи содержат высоковязкие нефти. Физическая предпосылка здесь совершенно понятная: при повышенных температурах твердые асфальтосмолопарафиновые ве- щества переходят в жидкообразное состояние и становятся подвижными, а вязкость нефти существенно уменьшается. Поскольку при разбуривании продуктивного пласта из-за циркуляции бурового раствора призабойная зона в той или иной степени охлаждается, то вполне возможна кристалли- зация в поровом пространстве асфальтосмолопарафиновых веществ, со- держащихся в нефтях и некоторых конденсатах. Прогрев забоя и приза- бойной зоны может быть осуществлен с помощью теплоносителя или за- бойного нагревателя. Теплоноситель может нагреваться на дневной по- верхности или на забое скважины. В качестве забойного нагревателя обычно используются электронагреватели, хотя известны нагреватели дру- гого принципа действия. Методы волнового воздействия особенно активно разрабатываются в последние годы. Волны (упругие, электромагнитные и др.) – это возмуще- ния, распространяющиеся с конечной скоростью в пространстве и несущие с собой энергию без переноса вещества. Волновые возмущения могут соз- даваться однократно или многократно с какой-то периодичностью. В по- следнем случае волновые возмущения можно назвать колебаниями. Коле- бания – это движения, обладающие той или иной степенью повторяемости. Механические колебания в технике часто называют вибрацией. Наиболь- ший интерес у исследователей вызывают упругие колебания низкочастот- ного диапазона от 20 до 300 герц (Гц). Исследования показали, что упругие колебания именно такой частоты наиболее эффективно и положительно воздействуют на призабойную зону пласта. Разработаны технологии и устройства воздействия на пласты с по- верхности и с забоя скважин. Для целей освоения скважины высокую ре- зультативность можно ожидать от комбинации скважинных генераторов колебаний со струйными насосами. 61 Многими известными исследователями проведен большой объем экспериментальных и промысловых исследований по изучению влияния упругих колебаний на продуктивные пласты. Последствия и механизм воздействия упругих колебаний представ- ляется, примерно, следующим. Происходит ускорение релаксации нега- тивных механических напряжений в призабойной зоне пласта, являющихся следствием вскрытия продуктивных пластов бурением и перфорацией, что приводит к восстановлению исходной проницаемости породы. Разрушают- ся облитерационные слои на поверхности поровых каналов, в результате чего увеличивается эффективное сечение пор, что приводит к повышению подвижности жидкостей особенно в каналах малого поперечного сечения. Увеличивается сплошность раздробленных в поровых каналах жидкостей. Частицы, кольматирующие поровые каналы, отрываются от поверхности пор и свободнее проходят через сужения поровых каналов. Меняются рео- логические свойства жидкостей, уменьшается предельное напряжение сдвига неньютоновских систем, повышается подвижность нефтей с высо- ким содержанием асфальтосмолопарафиновых веществ. Происходит более интенсивная дегазация жидкостей. Следует отметить, что пока еще нет единой стройной гипотезы, дос- таточно полно и достоверно объясняющей механизм воздействия упругих колебаний на породу продуктивных пластов, нет надежных методик расче- та технологий воздействия, подбора оборудования и параметров его рабо- ты. Здесь имеется обширное поле для экспериментальных, теоретических и промысловых исследований, как говорится, – для молодых умов. В то же время мнение о том, что волновое воздействие на призабойные и уделенные зоны пластов является перспективным, не подлежит сомнению. При освоении добывающих скважин необходимо снизить водона- сыщенность породы призабойной зоны нефтяного пласта. Вода часто на- ходится в каналах малого поперечного сечения, исключая эти каналы из процесса фильтрации нефти. С целью осушки порового пространства мож- но применять спирты (метиловый спирт, гликоли) и обращенные микро- эмульсии. Внешней фазой обращенных микроэмульсий является вода, что позволяет ей поглощать воду. Метиловый спирт является относительно дешевым агентом, не требующим сложных технологий его применения. Накопленный ретроградный конденсат вблизи забоя газоконденсатных скважин рекомендуется удалять путем обработок ПЗП сухим углеводород- ным газом. Растворители применяются для удаления из порового пространства призабойной зоны пласта твердых осадков нефти. В качестве растворите- лей могут применяться газы, жидкости на углеводородной основе, микро- эмульсии с углеводородной внешней фазой. Сложность технологии прове- дения мероприятий зависит от вида применяемого агента. Диапазон стои- мости агентов-растворителей очень широкий. 62 Основное назначение применения поверхностно-активных веществ – снижение поверхностного натяжения на границе фаз. Это, как правило, до- рогостоящие агенты. Обработка призабойной зоны пласта добывающей скважины некоторыми поверхностно-активными веществами увеличивает подвижность нефти, увеличивает вытесняющую способность нефти по от- ношению к воде, снижает толщину неподвижных слоев жидкости на по- верхности пор. В случае газоконденсатных скважин с помощью ПАВ ре- комендуется гидрофилизировать поверхность породы ПЗП. Биологическое воздействие. Биотехнологические методы зароди- лись, по всей вероятности, по причине занесения в пласты микроорганиз- мов при бурении скважин и при закачке воды в продуктивные пласты при поддержании пластового давления. Биотехнологическое воздействие основано на использовании бакте- рий. Одни бактерии (аэробные) хорошо развиваются в кислородной среде, другие (анаэробные) – в бескислородной среде. В процессах добычи нефти могут применяться оба вида бактерий. Биотехнологическое воздействие на конкретную скважину может быть применено, чтобы добиться следующих результатов: – очистки от парафина ствола скважины, забоя скважины, призабой- ной зоны пласта; – регулирования профиля притока и профиля приемистости; – увеличения пористости и проницаемости породы призабойной зоны пласта. Для получения перечисленных результатов в скважину и в ПЗП вво- дятся специально полученные микроорганизмы часто вместе с питатель- ной средой. В качестве питательной среды может использоваться, напри- мер, меласса (отходы свеклосахарного производства). Для активизации жизнедеятельности микроорганизмов рекомендуется еще закачивать рас- творы солей азота и фосфора. Источником углерода для бактерий может быть не только меласса, но и нефть. Поэтому имеются технологии приме- нения аэробных микроорганизмов, способных расти на нефти. В процессе жизнедеятельности бактерий могут образоваться газы (CH 4 , CO 2 , N 2 , H 2 H 2 S), органические и жирные кислоты, растворители (ацетон, метанол и др.), полимеры, поверхностно-активные и другие веще- ства. В результате происходит деструкция тяжелых фракций нефти, угле- водородная фаза увеличивается в объеме, вязкость нефти уменьшается, породы частично растворяются, изменяется поверхностное натяжение на границе фаз. Могут образовываться или разрушаться нефтяные эмульсии. Может происходить закупорка высокопроницаемых поровых каналов. Комбинированные методы. Многие из применяемых в настоящее время методов воздействия на призабойную зону пласта носят комбиниро- ванный характер. Причем комбинации могут состоять как из внутрифизи- ческих методов, так и физико-химического и физико-биологического ха- 63 рактера. Термокислотная обработка, гидрокислотный разрыв, вибровоз- действие с кислотным раствором, гидравлический разрыв с закачкой мик- роорганизмов, разрыв пласта давлением пороховых газов, термогазохими- ческое воздействие – вот далеко неполный перечень комбинированных ме- тодов. Новые методы, новые технологии воздействия на ПЗП, очевидно, будут возникать именно на стыке наук и на стыке научных направлений. Гидродинамическиеисследования приосвоениискважин Без проведения гидродинамических исследований скважин невоз- можно: – узнать продуктивную характеристику удаленной и призабойной зон пласта и самой скважины; – принять обоснованное решение о необходимости применения мето- дов воздействия на призабойную зону пласта; – количественно оценить гидродинамический результат проведенных методов воздействия на ПЗП; – узнать потенциальную продуктивность скважины; – принять обоснованное решение об установлении нормы отбора из пласта, чтобы установить технологический режим ее эксплуатации. Правила безопасности при проведении исследований скважин изло- жены в прил. 7. Гидродинамические исследования желательно дополнять термоди- намическими. Дело в том, что обработка результатов термодинамических исследований скважин позволяет также определять фильтрационные пара- метры пластовой системы. Однако, этот вид исследований скважин на промыслах не получил должного распространения. Обычно ограничивают- ся замерами температуры по длине скважины или определением макси- мальной температуры в точке нахождения скважинного манометра во вре- мя гидродинамических исследований скважин. Очень важно провести исследования профиля притока в добываю- щих скважинах и исследования профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Применение дебитомеров (расходомеров) даст важную инфор- мацию о действительно работающих интервалах по толщине вскрытого в этой скважине пласта, о долевом участии каждого интервала, о результатах применяемых методов воздействия на забой и призабойную зону пласта. Задачей гидродинамических методов исследования скважин является изучение коллекторских, фильтрационных, геометрических и других свойств проницаемых пластов и продуктивных характеристик скважин. По результатам гидродинамических исследований скважин можно опреде- лить: – режим работы пласта; – режим фильтрации (линейный или нелинейный) жидкости и газа в пласте; 64 – коэффициент продуктивности скважины; – коэффициент гидропроводности пласта; – коэффициент подвижности (отношение проницаемости пласта к вяз- кости флюида); – коэффициент проницаемости пласта; – коэффициент гидродинамического совершенства скважины; – коэффициент пьезопроводности пласта; – положение межфлюидальных разделов в пласте; – строение пластов и другие параметры. При проведении исследований измерять непосредственно можно только дебиты, давления и расстояния между скважинами. Численные же значения параметров, характеризующих гидродинамические и продуктив- ные свойства пласта и скважин, определяются расчетами путем решения обратных задач подземной гидрогазомеханики. На промыслах страны наибольшее распространение получили два метода исследования: − исследование скважин на установившихся режимах работы (снятие ин- дикаторной диаграммы); − исследование скважин на неустановившихся режимах работы (снятие кривой восстановления забойного давления). В принципе, эти методы применимы для любой категории эксплуа- тационных скважин, меняется только технология проведения исследования и методика обработки результатов исследований. Сущность исследования скважин на установившихся режимах ра- боты заключается в замерах дебита и забойного давления скважины на не- скольких (не менее трех) установившихся режимах ее работы. Изменение режима работы скважины достигается за счет изменения забойного давле- ния. За установившееся состояние работы скважины принимается такое состояние, когда изменением величины дебита скважины и изменением величины давления на забое практически можно пренебречь. Время уста- новления нового режима в зависимости от конкретных условий колеблется в широких пределах (от десятков минут до нескольких суток). Таким обра- зом, считается, что при установившемся режиме работы скважины приток жидкости из пласта в скважину постоянен во времени. Замеры дебита скважины осуществляются мерником или другими, более совершенными, замерными устройствами (тахометрическими расхо- домерами, лопастными счетчиками, щелевыми расходомерами, дебитоме- рами объемного типа и т.д.). Одновременно с замерами дебита измеряется забойное давление скважинными манометрами. В процессе исследования величина пластового давления считается постоянной. При фонтанном способе эксплуатации изменение режима работы скважины достигается за счет изменения противодавления на устье путем изменения диаметра дросселя (штуцера). При газлифтном способе эксплуа- 65 тации изменение режима работы скважины достигается изменением расхода рабочего агента или созданием различных противодавлений на устье. Изменение режима работы скважины, оборудованной штанговым скважинным насосом, обычно достигается следующими способами: − изменением длины хода полированного штока; − изменением числа качаний станка-качалки; − одновременным изменением числа качаний и длины хода полирован- ного штока. При эксплуатации скважин электроцентробежными или электро- винтовыми насосами изменение режима осуществляется или с помощью дросселя на устье скважины, или путем изменения числа оборотов элек- тродвигателя. По результатам замеров дебита и забойного давления на устано- вившихся режимах работы скважины строится индикаторная диаграмма. Метод исследования скважин на установившихся режимах работы прост в осуществлении как самого процесса исследования, так и в отноше- нии методики обработки замеренных в процессе исследования параметров. Сущность исследования скважин на неустановившихся режимах работы заключается в измерении изменяющегося давления либо на устье, либо на забое возмущающей или реагирующей скважины. Давление на устье замеряется образцовыми манометрами, давление на забое замеряется скважинными абсолютными или дифференциальными манометрами. Дан- ный вид исследования реализуется на промыслах обычно в виде метода снятия кривой восстановления давления на той же скважине, на которой изменяется режим работы. Поэтому этот метод иногда называют самопро- слушиванием скважины, поскольку измерение изменения давления ведется на той же скважине, на которой изменяли дебит. Обработкаиндикаторныхдиаграмм Индикаторные диаграммы (ИД), построенные по результатам иссле- дования нефтяных скважин во время их освоения, обычно имеют вид пря- мой линии (рис. 3.9) или вид выпуклой линии к оси дебитов (рис. 3.10). Приток жидкости в исследуемую скважину при линейном законе фильтрации описывается уравнением: p Q ⋅ = , (3.41) где Q - объемное количество притекающей в скважину жидкости в единицу времени в пластовых условиях (т.е. дебит скважины в пластовых условиях); η - коэффициент продуктивности скважины; ∆р - депрессия (разница между пластовым давлением на контуре питания скважины и давлением на забое скважины). 66 Рис. 3.9. Индикаторная диаграмма (приток линейный) Рис. 3.10. Индикаторная диаграмма (приток нелинейный) Рис. 3.11. Обработка индикаторной диаграммы графическим способом Q ′ Q ″ Q 0 ∆р′ ∆р″ ∆р α Q 0 ∆р Q 0 ∆р Q β a 67 Дебит нефти, определенный в поверхностных условиях (например, в стандартных условиях), пересчитывается в пластовые условия через объ- емный коэффициент. Объемный коэффициент определяется по результа- там лабораторных исследований проб пластовой нефти. Коэффициент продуктивности содержит в себе фильтрационные па- раметры, что становится ясно, если уравнение притока записать в виде формулы Дюпюи: с к ср с к ср R R ln p 2 R R ln p h k 2 Q ∆ ⋅ ε ⋅ π = ⋅ µ ∆ ⋅ ⋅ ⋅ π = , (3.42) где k ср - средневзвешенная проницаемость всей зоны дренирования (от контура питания до стенки скважины); h - эффективная толщина пласта; µ - коэффициент динамической вязкости притекающей жидкости; ε ср - средневзвешенная гидропроводность всей зоны дренирования. Таким образом, уравнение притока (3.41) – это свернутый вид фор- мулы Дюпюи. В случае притока жидкости в скважину по линейному закону Дарси, коэффициент продуктивности определяется по формуле: ( ) p p Q Q tg ′ ∆ − ′′ ∆ ′ − ′′ = α = η , (3.43) где Q Q ′ ′′, - численные значения дебитов на индикаторной диаграмме; p p ′ ′′, - соответствующие значения депрессии давления. Далее по формуле (3.42) можно будет определить ε ср и k ср Если индикаторная диаграмма получается выпуклой к оси дебитов (рис. 3.10), то обработку результатов следует проводить по формуле, полу- ченной на основе двучленного уравнения для градиента давления: 2 Q b Q а р ⋅ + ⋅ = , (3.44) где а и b – коэффициенты фильтрации, характеризующие условия притока однородной несжимаемой жидкости к забою скважины. Нарушение линейности фильтрации в формуле (3.44) учитывается слагаемым b⋅Q 2 . Наиболее вероятная причина нарушения линейности при- 68 тока – это проявление инерционных сил, которые интенсивно увеличива- ются с ростом скорости фильтрации. На преодоление сил инерции затра- чивается значительная доля общего перепада давления. Индикаторная диа- грамма, начиная с какого-то значения депрессии, начинает искривляться, поскольку темп роста дебита при дальнейшем увеличении депрессии су- щественно замедляется. В скважинах, завершенных бурением, и в скважи- нах, вышедших из ремонта, основной причиной подобного искривления обычно является возникновение дополнительных фильтрационных сопро- тивлений в ПЗП из-за снижения проницаемости породы. Это последствия применения нерациональных технологий вскрытия пластов и ремонта скважины. Дополнительные фильтрационные сопротивления возникают из- за того, что уменьшается количество каналов фильтрации и уменьшается полезное сечение каналов фильтрации в породе призабойной зоны пласта. Чтобы получить параметры пласта в этом случае, сначала надо оп- ределить коэффициенты a и b. Эти коэффициенты обычно определяются графически по методу проф. Е.М. Минского. Для этого уравнение (3.44) переписывается в виде: Q b a Q р ⋅ + = ∆ , (3.45) т е линеаризуется Криволинейная индикаторная диаграмма перестраивается в коор - динатах Q Q p − ∆ ( рис . 3.11). В этих координатах индикаторная диаграмма превращается в прямую линию Отрезок , отсекаемый от оси ординат про - должением полученной прямой линии , будет соответствовать коэффици - енту а Тангенс угла наклона прямой линии к оси абсцисс будет соответст - вовать коэффициенту b: ( ) Q Q Q p Д Q p Д в tg b ; Q p Д a ′ − ′′ ′ − ″ = = = (3.46) По коэффициенту а определяется коэффициент продуктивности скважины : a 1 = (3.47) Обработкакривойвосстановлениядавления Изменение давления на забое нефтяной скважины после ее , напри - мер , мгновенной остановки ( мгновенного прекращения притока из пласта в скважину ) подчиняется законам теории упругого режима работы пласта и описывается уравнением : 69 ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ = − = 2 пр R t ч 2,25 ln h k 4р м Q (0) заб Р (t) заб P (t) заб Др , (3.48) где Р заб (t) - давление на забое исследуемой скважины в момент времени t; Р заб (0) - установившееся давление на забое исследуемой скважины в момент ее остановки ( перед исследованием ); k - коэффициент эффективной проницаемости удаленной от скважины зоны пласта ; χ - коэффициент пьезопроводности пласта ; t - время , отсчитываемое с момента остановки скважины ; R пр - приведенный радиус скважины Графическое изображение формулы (3.48) показано на рис . 3.12 и на - зывается кривой восстановления давления ( КВД ). Представим формулу (3.48) в виде : ( ) ( ) t ln h k 4 Q 2 пр R ч 2,25 ln h k 4 Q t заб p Д ⋅ ⋅ π µ ⋅ + ⋅ ⋅ ⋅ π µ ⋅ = (3.49) и введем следующие обозначения : ⋅ = ⋅ ⋅ ⋅ = 2 пр R ч 2,25 ln B 2 пр R ч 2,25 ln h k р 4 м Q A ; (3.50) ( ) е р 4 Q h k р 4 м Q tg B ⋅ = ⋅ ⋅ ⋅ = γ = , (3.51) где γ - угол наклона прямолинейного участка КВД в полулогарифмиче - ских координатах С учетом (3.50) и (3.51) запись уравнения (3.49) упрощается и прини - мает линейный вид : ( ) t ln B A (t) заб р ⋅ + = ∆ (3.52) Графическое изображение уравнений (3.49) или (3.52) показано на рис . 3.13 и называется КВД в полулогарифмических координатах Таким образом , коэффициент гидропроводности удаленной от скважины зоны пласта после графических построений определяется из формулы (3.51). 70 3.12. Кривая восстановления забойного давления Рис 3.13. Кривая восстановления забойного давления в полулогарифмических координатах γ 0 ln t ∆p заб (t) 0 t ∆p заб (t) А 71 Особенностиосвоенияводонагнетательныхскважинах На нефтяных промыслах широко применяется воздействие на пласты с целью поддержания пластового давления На абсолютном большинстве месторождений давление поддерживается путем нагнетания воды в сква - жины с законтурным или внутриконтурным их расположением Принципиальная разница освоения нагнетательных скважин состоит в том , чем насыщена порода в той точке пласта , в которой пробурена скважина , осваиваемая под закачку воды Если скважина находится за пре - делами контура нефтеносности , то порода на 100 % насыщена водой Ос - ваивать такую скважину под закачку значительно легче Если скважина находится внутри контура нефтеносности , то , как правило , величина коэффициента нефтенасыщенности породы существен - но больше коэффициента водонасыщенности Это значительно осложняет процесс освоения второй группы скважин , поскольку требуется провести мероприятия по уменьшению нефтенасыщенности породы призабойной зоны пласта Когда требуется освоить под закачку воды внутриконтурный ряд на - гнетательных скважин , то логично осваивать скважины через одну , т е ко - гда в одну скважину уже закачивают воду , а две соседние ( с обеих сторон в ряду ) эксплуатируются как нефтяные с максимально возможным отбором жидкости Максимально возможный отбор из скважин нагнетательного ряда , предназначенных к освоению , осуществляется до тех пор , пока они не бу - дут обводняться пресной водой , нагнетаемой в соседние , уже освоенные под закачку и работающие как нагнетательные скважины Такая последо - вательность освоения позволит сформировать в нефтенасыщенной части пласта линейный фронт нагнетаемой воды , вытесняющий нефть к рядам эксплуатационных скважин Все нагнетательные скважины следует интенсивно и тщательно про - мывать , чтобы исключить быстрое заиливание взвешенными частицами боковой поверхности скважины , поскольку эта поверхность в нагнетатель - ной скважине выполняет роль фильтра Подводящие трубопроводы пред - варительно следует очистить от любой грязи и продуктов коррозии Выбор методов воздействия на породу призабойной зоны пласта при освоении нагнетательных скважин должен , в первую очередь , быть наце - лен на то , чтобы освободить ПЗП от твердых отложений нефти и от самой нефти Если известно , что скважина будет нагнетательной , то при вторич - ном вскрытии пласта можно рекомендовать применение повышенной плотности перфорации , особенно в низкопроницаемых интервалах вскры - ваемого пласта 72 Установлениетехнологическогорежимаэксплуатации ипускскважинвработу После получения устойчивого притока из пласта скважина должна некоторое время поработать , чтобы произошла самоочистка призабойной зоны и ствола скважины от оставшегося загрязняющего материала Диа - метр дросселирующего устройства фонтанирующей скважины выбирается с таким расчетом , чтобы не возникло чрезмерно большой депрессии и не началось разрушение скелета пласта и цементного камня Продукция скважины при самоочистке направляется в специальные сборные емкости Длительность режима самоочистки зависит , в основном , от дебита сква - жины , состояния призабойной зоны и забоя и обычно не превышает дли - тельности рабочей смены , а в высокодебитных скважинах – двух часов При самоочистке необходимо вести постоянный контроль за составом продукции скважины , величиной устьевого давления , величиной дебита скважины Стабилизация этих показателей указывает на окончание режима самоочистки После самоочистки приступают к исследованию скважины гидроди - намическими и другими методами со спуском глубинных манометров Гидродинамические исследования проводятся с целью определения пара - метров пласта и продуктивных характеристик скважин Сначала исследу - ют скважину на установившихся режимах работы Исследование прово - дится на четырех - восьми режимах , начиная с минимального дебита сква - жины ( прямой ход ). Затем скважина исследуется на режимах с умень - шающимися дебитами ( обратный ход ). По результатам строятся индика - торные диаграммы и выявляется оптимальный режим притока , т е норма отбора из пласта Далее проводится замер дебита на выбранном оптималь - ном установившемся режиме и регистрируется КВД По результатам ис - следований делают оценку степени гидродинамического совершенства скважины по методикам , изложенным в следующем разделе После проведенных исследований скважина пускается в эксплуата - цию Первые две - три недели необходимо вести постоянный контроль за составом продукции и основными показателями технологического режима эксплуатации скважины Этот период называется периодом кратковремен - ной пробной эксплуатации добывающей скважины |