Яремійчук Р.С., Возний В.Р. Освоєння та дослідження свердловин

Подождите немного. Документ загружается.

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

В результаті дії на пласт в режимі депресія-репресія очищається

привибійна

зона пласта, і свердловина поступово заповнюється пласто-

вим

флюїдом. Особливістю технології є те, що вона дозволяє створюва-

ти задану депресію на пласт, при необхідності управляти її значенням

та тривалістю, багаторазово повторювати цикли депресій-репресій на

пласт.

Рекомендується на протязі перших п'яти циклів проводити роботи в

«"такому

режимі: 10-15 хвилин - депресія та 5-7хвилин репресія на пласт,

далі поступово збільшується час створення депресії до

25...30

хвилин із

зупинкою

агрегатів на

10...15

хвилин.

При

виклику притоку із пласта і очистці його привибійної зони

рекомендується послідовно реалізовувати три режими роботи:

Рі =

0,5Рдоп\

0,75

Рдоп

та

Рдоп.

При

проведенні технологічного процесу необхідно міряти кількість

поступаючих з пласта рідин і газів, відбирати проби і при можливості

здійснювати аналіз нафти і пластової води, їх процентний вміст,

кількість І склад твердої фази, механічних домішок тощо.

Основним

критерієм визначення тривалості дії (числа циклів) є

стабілізація притоку та відсутність в вихідному потоці механічних домі-

шок.

Після закінчення циклічної дії безперервно на протязі 2.-3 годин

викачується пластова рідина в режимі оптимальної депресії для кінцевої

очистки

привибійної

зони.

При

виході свердловини на режим фонтанування надземні насосні

агрегати зупиняють і свердловину вводять в роботу, направляючи пла-

стовий флюїд через затрубний простір в ліфтову колону до повного

виносу з свердловини залишків робочої рідини. Після цього струмин-

ний

апарат через НКТ підіймається на поверхню.

При

відсутності притоку (або при незначному притоці) рекомен-

дується комбінування, яке поєднує створення багаторазових миттєвих

депресій-репресій і заповнення привибійної зони хімічними реагента-

ми

(кислотами, лугами, ПАВ).

7.3.13.

Технологія виклику притоку і освоєння

свердловин з використанням пересувних азотних

газифікаційних

установок типу

АГУ-8К

Ця

технологія опрацьована ЮД.Качмаром, ЕБРибчаком, ДАЛЇге-

рем в ЦНДЛ об'єднання "Укрнафта" і її призначенням є виклик притоку

нафти

газу

з пласта.

Застосування азотних г&шфікаційних установок передбачається при

освоєнні

свердловин, продукція яких вміщує сірководень, в умовах ма-

лопроникних

колекторів і низьких пластових тисків, в зоні впливу

підземного горіння та в тих випадках, де існуючі методи освоєння є.

малоефективними

і не забезпечують вибухобезпечності робіт, а також

при

освоєнні свердловин в суворих кліматичних умовах при температурі

навколишнього

повітря від мінус ЗО С до плюс 50 С.

_ ____—_. _______ _______

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

Технологія виклику притоку нафти і

газу

з пласта з використанням

пересувних азотних газифікаційних установок типу

АГУ-8К

полягає в

тому, що газоподібний азот або розгазована ним рідина (піна)

нагнітається в свердловину

заміщає в ній рідину, якою вона заповнена.

Внаслідок цієї операції знижується протитиск на пласт в необхідних

границях. Для створення глибоких депресій на пласт, аж до повного

осушення,

при необхідності, глибоких свердловин при плавному темпі

зменшення

вибійного тиску доцільно комбіноване застосування азо-

товміщуючих систем, послідовна за один або більше циклів промивка

свердловини рідиною, яка газована азотом (піною), та яка при не-

обхідності може

бути

витісненою азотом.

Технологія передбачає газифікацію на свердловині рідкого азоту,

приготування і нагнітання в свердловину газоподібного азоту і газова-

них

азотом рідин (пін) для виклику притоку флюїду. Ця технологія

значно

підвищує вибухобезпечність робіт по освоєнню свердловин.

Граничне зниження рівня при виклику притоку з свердловини газо-

подібним азотом складає

2700

м, якщо перед тим свердловина

була

заповнена

водою

3300

м та якщо вона

була

заповнена нафтою з густи-

ною

550 кг/м .

Найбільш

доцільна технологія освоєння свердловин з глибиною від

2000

до

5000

м - це з використанням газованих азотом систем

(пін).

При

цьому: продуктивний пласт повинен являти собою міцні поро-

ди;

тиск нагнітання в свердовину азотно-рідинної суміші при викори-

станні

аераторів не повинен

бути

більшим від 20 МПа, при використанні

рідинно-газових ежекторів - 35 МПа з врахуванням міцності експлуа-

таційної колони і гирлової арматури; величина створюваної депресії на

вибої не повинна перевищувати допустимих значень, що визначаються

геологотехнічними умовами і розрахунком на міцність обсадної колони

на

змяття зовнішнім тиском; при роз'єднанні непроникним пропласт-

ком

об'єкта, що освоюється, з водяним пластом

зверху

або знизу про-

дуктивного пласта перепад тиску на 1 м висоти цементного кільця на

ділянці непроникливих порід не повинен перевищувати 2,0 МПа.

При

освоєнні азотом використовується таке обладнання:

1. Установка

АГУ-8К

з продуктивністю по газоподібному азоту

345±35нм

/год при максимальному тиску 22 МПа-2 шт.

2. Пересувна електростанція з потужністю не менше 200 кВт (якщо

нема

інших джерел електроенергії) - 1 шт.

Вузол

підключення пересувних азотних газифікаційних установок

типу

АГУ-8К

до свердловини - 1 шт.

Азот

рідкий 3-го сорту: для повної заправки однієї установки

АГУ-8К

- 4,2 т.

В число додаткового обладнання входить:

1) цементуючий агрегат типів ЦА-320, ЗЦА-400А - 1 шт.;

2) ежектор рідинно-газовий - 1 шт.;

3) автоцистерна для води - 1 шт.;

4) чан для технічної води об'ємом 50 м ;

5) ПАР сульфанол, ОП-7, ОП-10, та інші.

303

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

На

рис. 7.45, 7.46 зображені схеми обн'нзки надземного обладнання

гирла свердловини при виклику притоку з пласта шляхом витіснення

рідини

з свердловини газоподібним азотом або з використанням газо-

ваної азотом рідини

(піни).

Обв'язка ежектора здійснюється так, щоб

його боковий патрубок з зворотним клапаном був направлений верти-

кально

вниз.

Біля засувок фонтанної арматури 5 (рис. 7.46} і 22 (рис.

7.47) встановлюються регулюючі штуцери діаметром від 8 до 16 мм.

Кінець

лінії 7 розділювача втрат 8 (рис. 7.47) опускається до дна кож-

ного відсіку мірного чану насосного агрегату (для попередження

спінений

рідини) і закріплюється. Всі напірні трубопроводи опресову-

ються гідравлічним тиском па нівтораразовий тиск від очікуваного мак-

симального робочого

ТИСКУ.

Газові лінії опресовуються газоподібним

азотом на максимальний тиск тарифікаційної установки.

Рис.-7.45.

Схема обв'язки обладнання гирла свердловини виклику

притоку шляхом витіснення рідини з свердловини газоподібним

азотом:

/ -

азотна

газифікаційна установка

АГУ-8К;

2 - електростанція;

газопровід

(шланги

високого

тиску); 4 -

зворотний

клапан; 5 - вузол

підключення азотних газифікаційних

установок

до

свердловини

("гребінки"); 6 - заглушка на

резервному

вході

"гребінки";

7 -

напорна

лінія

для

подачі

газу в

свердловину;

8 -

манометр;

9 - трійник для підключення

шпорної

лінії

до

трубного

простору;

10, 11, 13, 14, 15, 16, 17-засувки

фонтанної

арматури;

12 -

хрестовина;

18 - викидний

трубопровід

для

подачі

та піни з

свердловини

нагромаджувальнип

чан; 19-

нафтозбірний

колектор; 20 -

нагромаджувальнип

чан; 21 - якір

стопорний

для

закріплення викидної

лінії

18; 22 -

пробовідбірний

кран.

Для приготування газованої азотом рідини (піни) з необхідним сту-

пенем

газифікації використовується ішгоутворююча рідина, яка по-

дається в змішувач 14 (рис. 7.46) за допомогою розділювача витрати

рідини

8 при незмінній витраті газу,

який

також подається в змішувач

304

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

14. Наприклад, зміна витрати пІноутворюючої рідини від 1 до 4 л/с при

постійній

подачі азоту 200 л/с, що відповідає одночасній роботі двох

установок АГУ-8К, забезпечує регулювання від 50 до 200. Піноутворю-

юча рідина подається агрегатом 6 в змішувач 14 через розділювач вит-

рат 8, фільтр 10 і зворотний клапан 4. Азот подається в змішувач 14 по

газових лініях 3 через зворотний клапан 4.

Рис. 7.46. Схема

обв'язки

обладнання і

гирла

свердловини при

виклику

притоку

з застосуванням газованої

рідини

азотна

газифікаційна установка; 2 - електростанція; 3 -

газопровід

(шланги

високого

тиску); 4 -

обернений

клапан; 5 - вузол підключення

газифікаційних

установок

до

свердловини

("гребінка"); 6 -

насосний

агре-

гат; 7 -

трубопровід

для скиду

рідини

в чан

насосного

агрегату

(опу-

скається до дна

мірного

чану); 8 - вентиль або

блок

вентилів для

регулю-

вання витрати

пІноутворюючої

рідини

(ділитель витрат); 9 - трійник;

фільтр;

11, 16, 31 -

манометри;

12 - запірний

пристрій

для

відключення ліній, підключений до

насосного

агрегату;

ІЗ -

штуцер;

14 -

змішувач

рідкої

та

газоподібної

фаз (трійник,

аератор

або еже-

ктор); 15 - трійник для підключення

напірної

лінії

до

трубного

простору

свердловини;

17 - заглушка на

резервному

вході

"гребінки";

18, 19, 20, 21,

22, 24, 25 - засувки

фонтанної

арматури;

23 -

хрестовина;

26 - викидний

трубопровід

для

подачі

рідини

І піни з

свердловини

нагромаджувальний

чан; 27' -

нафтозбірний

колектор; 28-

нагромаджувальний

чан; 29-якір

стопорний

для закріплення викидної

лінії

26; ЗО -

пробовідбірний

кран.

Задана

витрата пІноутворюючої рідини забезпечується шляхом

підтримки постійним певного перепаду тиску на штуцері 13 шляхом

регулювання ступеня відкриття вентиля розділювача витрат 8. Контро-

305

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

люється перепад тиску на штуцері 13 за показниками манометрів 11,31,

а за витратою рідини - за зміною її рівня в чані насосного

агрегату

куди скидається по лінії 7 надлишок рідини.

Для визначення робочих параметрів при заміні рідини в свердловині

на

газоподібний азот служать номограми (рис. 7.47,

7.48).

Користую-

чись номограмами, можна визначити необхідний об'єм газоподібного

азоту К

Гі

максимальний продавочний тиск на гирлі свердловини Р

тривалість операції Т від початку нагнітання азоту і до першого його

прольоту через башмак ліфта або до повного осушення свердловини при

даній глибині свердловини Н, густині рідини в свердловині рр, темпі

нагнітання

азоту д

І вибраному варіанті нагнітання (в трубний або

затрубний простори). Номограми побудовані для свердловин, обладна-

них 146-мм експлуатаційною колоною і 73-мм НКТ при різній глибині

їх спуску. Температура на гирлі свердловини прийнята 10 °С, градієнт

Спосіб'

бміжлрудн.

в*іфт

Рис. 7.47.

Номограма

для

розрахунку

процесу

виклику

притоку

з пла-

ста

газоподібним

азотом

(рр = 850 кг/м ; й

= 73 мм; и

= 146 мм)

Ру , Рб -

відповідно

тиск

на

гирлі

біля

башмака

ліфта

при

помпуванні

азоту

свердловину,

МПа;

Рср -

середній

тиск

свердловині,

заповненій

азотом,

МПа;

А,

Б-

помпування

вміжтрубний

простір

та

ліфт

відповідно.

306

РОЗДІЛ

7. —_____

Освоєння

свердловин

її зміни складає 2,3 °С на 100 м глибини. Витрата

газу

дорівнює 6 і 12

нм

/хв.

Порядок

користування номограмами вказано стрілками.

Так,

наприклад, у випадку використання

двох

установок

АГУ-8К

(д

= 12 нм /хв.) для освоєння свердловини, заповненої до гирла

рідиною з густиною 1000 кг/м до моменту прориву

газу

через башмак

ліфта (при =

3000

м), необхідно здійснити нагнітання 2,1 тис. нм

азоту

ліфт (при прямій промивці) або 5,5 тис. нм

азоту в затрубний простір

при

зворотній промивці. Тривалість нагнітання при роботі 2-х устано-

вок

АГУ-8К

складає 3 і 8,2 години відповідно. Очікуваний тиск на гирлі

свердловини складає 21,8 МПа. Об'єм

газу,

встановленого за номогра-

Т,год.

М*

Т2

Спосіб'

б/ііф/п

9 6 З

з7

тис.м

Рис.

_£-

Номог

Рама

для

розрахунку

процесу

по

виклику

притоку

пласта

газоподібним

азотом/л,^

1000 кг/м; йл = 73 мм;

Ок = 146 мм)

Яа

продуктивність

газифікаційноїустановки,

нм

/хв;

А,

Б-

помпування

міжтрубний

простір

та

ліфт

відповідно.

307

Освоєння

свердловин РОЗДІЛ 7.

мою,

повинен

бути

збільшеним на значення, необхідне для дренування

пласта в початковій

стадії

виклику притоку,

Цей

додатковий об'єм

газу

У%

визначається з рівняння

=О

оЧа

, (7.50)

де

Т%

- тривалість робіт, зв'язаних з дренуванням пласта, починаючи

моменту першого прольоту

газу

до закінчення робіт по виклику при-

току або до пуску свердловини в роботу, год.

На

величину У# необхідно мати запас азоту. Номограмою можна

визначити

і граничну глибину освоєння при наявній кількості азоту.

Порядок

проведення робіт такий.

В свердловину спускається НКТ до вибою, промивається її, а після

цього башмак НКТ встановлюється на 5-Ю м вище від інтервалу пер-

форації. Після обладнання гирла приступають до заміни рідини в свер-

дловині на газоподібний азот. Для цього відкривають засувки

11,13,15

та закривають засувки 10, 14, 16 і 15 (рис.

7.45).

З газифікаційних

установок по

трубах

високого тиску З через зворотні клапани 4

здійснюється подача газоподібного азоту в затрубний простір свердло-

вини

через "гребінку" 5. нагнітальну лінію 7 і трійник 8. Рідина, що

витісняється

газоподібним азотом, виходить зі свердловини по вихідній

лінії 18 і поступає в накопичувальний чан 20.

Для зниження тиску продавки в свердловину можна подати порцію

води, обробленої ПАР, або нафти. Подачу газоподібного азоту в сверд-

ловину (при відсутності притоку) необхідно вести в кількості, яка не-

обхідна для створення максимально можливої депресії на пласт, після

чого залишається свердловина на період очікування притоку

до48

годин

контролем за рівнем рідини в свердловині. Роботи ведуться при за-

критій

засувщ 11 і при відкритих засувках 15 та 16 на викиді.

При

підвищенні тиску на буфері, достатньому для роботи свердлови-

ни

в систему збору, закриваються засувки

15,16,

від'єднується трубоп-

ровід 18, ставиться на місце його підключення заглушку, відкриваються

засувки 15 і 17, направляючи продукцію свердловини в нафтозбірний

колектор 19.

Для визначення робочих параметрів при заміні рідини в свердловині

на

піну з наступним її самовпливом, незалежно від діаметрів обсадної

колони

і ліфта служать номограми, зображені на рис. 7.47 і 7.48.

Корис-

туючись номограмою, можна визначити необхідну ступінь газифікації

, об'єм газоподібного азоту У

і максимальний гирловий тисків тах,

який

забезпечує тиск на вибої при заданих на глибині свердловини і

густині рідини в свердловині^ = 1000 кг/м .

Необхідний об'єм газоподібного азоту визначається з рівняння

Уг = | У

| У

[нм

/хв]

(7.51)

де

]

| - відносний об'єм газоподібного азоту,

який

визначається з

номограми;

308

РОЗДІЛ

Освоєння

свердловин

- об'єм простору свердловини, в

який

здійснюється нагнітання

ПІНИ,

М -

Необхідний об'єм піноутворюючої рідини У

визначається з залеж-

ності

Р = ~^а , (7.52)

де а - ступінь газифікації, визначається з номограми (рис.

7.51).

Наприклад,

при Н =

3000

м, Д, = 1000 кг/м і Р

= 15,0 МПа

величини

а, Рг тах, \Уг | складають 28, 4,8 МПа і 22 МПа відповідно.

Тоді, згідно з формулами 7.51 і 7.52

Уг = 22 У

, [нм

] (7.53)

М'

(7.54)

Для визначення робочих параметрів при заміні рідини в свердловині

відносний

об'єм

газу Рг

ступінь газифікації

_ максимальний гирловий тиск

ч,

^*-

•ч.

>,.

ч_

•

1,2,3,4,5,

б -

глибини,

тис.

метрів

Рв -

вибійний

тиск

Рис.

7.4У

1,2

ти

ви

,3,4-гус-

на

рідини

свердло-

н і-80 0, І

'),

1000 .

кг/м

(

ЮОО 2000

ЗООО

4000 5000 Н-М

Рис. 7.50

піною

і її самовпливом з наступним "осушенням" свердловини газо-

подібним азотом, незалежно від діаметрів колони і ліфта, служать номог-

рами,

зображені на рис. 7.49, 7.50. Користуючись номограмами, може-

мо визначити необхідний (мінімальний) об'єм

газу

14, в тому числі і для

приготування піни К

пр

, необхідний ступінь газифікації а; максималь-

309

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

ний

продавочний тиск на гирлі Ргтах, який забезпечує вибійний тиск

при заданих глибині свердловини Н, густині рідини в свердловині

Рр І пр и умові мінімізації об'єму використовуваного азоту.

Об'єм пІноутворюючої рідини визначається з рівняння

пр

(7.55)

де \У

р І ,

<2,

отримують з діаграм (рис.

7.51).

Наприклад,

при Н =

3000

м, рр = 1000 к г/м

значення

а, У

, У

, Р

тах , Р«, згідно номограми складають 86,67К

, 55И

, 9,0

МПа

і 2,5 МПа відповідно.

Тоді

максимально-необхідний

відносний

об'єм

газу

[Уг];

ступінь

газифікації

[Щ;

відносний

об'єм

газу

для

приготування

піни

[Упр];

1,2,3,4

густина

рідини

свердловині

800,

900, 1000, 1100 кг/м

20О0

ЗООО

4ОО0

•5000

Рис. 7.51

310

РОЗДІЛ 7.

[м

]

Освоєння

свердловин

(7.56)

В міру нагнітання газованої азотом рідини (піни) в свердловину тиск

затрубному просторі підвищується аж до моменту прориву піни через

башмак ліфта, після чого він починає зменшуватись.

Після

першого проходження піни через башмак ліфта необхідно

зменшити подачу пІноутворюючої рідини і вести промивку свердлови-

ни

при підвищеному ступені газифікації або приступити до осушення

свердловини газоподібним азотом.

При

використанні аератора або трійника в якості змішувача тиск

піиоутворюючої рідини, яка подається в змішувач насосним аератором,

не

повинен перевищувати граничного максимального тиску, який роз-

вивається азотною установкою.

Тиск

газу

на викиді азотних установок в процесі нагнітання газованої

рідини (піни) повинен поступово зростати. У випадку підвищення тиску

газу

до величини, максимально допустимої для

АГУ-8К

або експлуа-

таційної колони, треба короткочасно, на 2-3 хвилини, зупинити подачу

газоподібного азоту, продовжуючи нагнітання рідини насосним агрега-

том до зниження тиску нагнітання.

Після

закінчення промивки свердловини піною здійснюється протя-

гом 1-1,5 годин самовплив піни одночасно з трубного і затрубного

простору. Якщо приток не отримано, то свердловину залишають на 48

годин для очікування притоку з одночасним контролем за рівнем в

свердловині.

При

наявності притоку нафта і газ направляються в нафтозбірний

колектор.

7.3.14.

Технологія виклику притоку в

сірководеньвміщуючих свердловинах з аномально-низь-

ким

або нормальним тиском

Відомо, які складні проблеми виникають в процесі експлуатації свер-

дловин, з яких видобувається нафта або газ і які вмІїцують в собі в

границях від 4...5 до

15...20%

сірководню. Звичайно, в таких свердлови-

нах необхідно передбачити відповідні марки стелей, які використову-

ються як для обсадної колони і

НКТ,

так і для всього комплекту надзем-

ного обладнання. Для умов, характерних для родовища Жаножол, запро-

понована

технологія освоєння свердловин з використанням азоту. Схе-

матично технологія зображена на рис. 7.52. Згідно з цією схемою, пере-

дбачено після перфорації свердловини спуск в неї

КТ разом з пакером,

який

встановлюється вище інтервалу перфорації. Після операції паке-

рування здійснюється заміна бурового розчину на нафту, змішану з

інгібітором корозії, через циркуляційний клапан 3. Після цього нафта

заміщується азотом або піною певного ступеня газон

асичення.

За схе-

мою (рис. 7.53) азотну газифікаційну установку

АГУ-8К

обв'язують з

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

- розчин

- інгібована нафта;

- пластова нафта;

- піна (азог).

- НКТ;

2 - обсадна колона;

3 - нижня свердловинна

камера;

4 - пакер;

5 - інгібіторний клапан.

- перфорація; II - інгібування труб; III - витіснення нафти піною або

азотом; IV - виклик притоку; V - робота свердловини.

Рис.

7.52

гирлом свердловини. При відкритих трубному і затрубному просторах

здійснюється подача газоподібного азоту в НКТ до створення на гирлі

розраховуваного тиску. Нафту, що витісняється Із затрубного простору,

направляють в спеціальний чан. Після цього закривається затрубний

простір, через НКТ в циркуляційному клапані ставиться

глухий

кран,

після чого скидається азот з НКТ з темпом зниження тиску в межах

0,15...0,20

МПа за хвилину за допомогою штуцера.

312

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

Розрахунок створення депресії на пласт з використанням

азотної газифікаційної установки

АГУ-8К

Необхідна величина зниження вибійного тиску внаслідок нагнітання

свердловину азоту

наступного викиду його в атмосферу визначається

залежністю

АРв = ЛР

ПА

НУ

+Р

(7.57)

де АР- необхідна величина депресії на пласт, МПа;

Рпл - пластовий тиск, МПа;

р„ - густина заповнюючої свердловину нафти, кг/м ; (рн = 850

кг/м

;)

Н - глибина залягання пласта, м;

Ро - атмосферний тиск, МПа (Р

= ОД МПа).

За

значенням АР

, визначеним залежністю

(7.56)

за допомогою

графіка (рис.7.54) визначається величина глибини продавлювання азо-

ту її в НКТ.

За

знайденим значенням Н по рис. 7.54 визначається величина

кінцевого гирлового тиску Рг, до якого необхідно здійснювати нагні-

тання

азоту

в НКТ. За значенням глибини продавлювання азоту за

допомогою графіка на рис. 7.55 визначаються:

- об'єм нафти У

, який необхідно витіснити з ліфта;

- об'єм азоту при нормальних умовах У

г, який необхідно подати в

свердловину;

- об'єм рідкого азоту У

- час нагнітання азоту

хвилин.

Найбільш точний контроль за закінченням процесу нагнітання азоту

повинен

здійснюватися по досягненню необхідного значення Р

*, який

необхідно визначати в статичних умовах при зупинці подаючого азот

насосу установки

АГУ-8К.

При

наявності можливості виміру об'єму витісненої нафти контроль

за проведенням процесу може

бути

здійснений по величині Ун (рис.

7.55).

Орієнтований контроль за закінченням процесу подачі азоту в свер-

дловину може

бути

здійснено за значеннями об'єму газоподібного азоту

Уог,

який нагнітався в свердловину, об'єму рідкого азоту У

і часу нагні-

тання

т.

Схема обв'язки установки

АГУ-8К

з гирлом свердловини при

заміщенні рідини в НКТ азотом зображена на рис. 7.53.

313

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

-АГУ-8К;

2 - електростанція; 3

-зворотній

клапан; 4

-манометр-

5 -

нагнітальна

лінія; 6 - НКТ; 7 - викидна лінія; 8 - чан; 9 -

обсадна

колона;

свердловина.

Рис. 7.53

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

Приклад

розрахунку

параметрів

процесу.

Вихідні дані: допущена величина депресії на пласт 10 МПа; глибина

залягання

шіастаЯ =

2800

м, густина нафтир = 850 кг/м , пластовий

тиск

Рпл

= 28 МПа.

За

залежністю (7.57) визначається

дЯ. = 10 - 28

^Ц^

0,1 = 6,8 ЛШ» .

За

допомогою залежності АР

=/ (Л ) з рис. 7.54 визначається

(вказано

стрілками) значення

= 800 м, яке відповідає значенню

ДР« = 6,8 МПа.

Для Н = 800 м за допомогою залежності Р? = / (А ) на рис. 7.53

визначається

значення Р* = 6,2 МПа.

рис. 7.55 за значенням

визначаються інші параметри процесу:

- об'єм витісненої нафти У

= 3,12 м

;

- витрачений об'єм рідкого азоту =

0,288

м ;

- об'єм заповненого свердловиною азоту У

г = 200 м';

- тривалість процесу нагнітання азоту X = 34 хвилини;

- маса витраченого рідкого азоту.

Са = У

ра

0,288

•

0,808

0,232

т ,

де рар - густина рідкого азоту.

ті

500 1000 1500

100

500 /000 /500 ЛА-

Рис. 7.54

. 7.55

315

Освоєння свердловин

РОЗДІЛ

Таблиця 7.16

Міцніша характеристика з'єднань насосно-компресорних труб за

стандартами АНІ та інших фірм

Тип

з'єднання

(АНІ)

Гладкі

труби(АНІ)

Інтеграл

(АНІ)

А,

фірма

" Хандріл'

А-95,фірма

" Хандріл'

"Омега', фірма

ФЕНІКС-РАЙН-

РОР

ГЬ,

фірма

" Хайдріл'

РЬ-40,

фірма

" Хандріл'

Група

міц-

ності

сталі

Н-40

[-55

С-75

-80

Р-105

Н-40

1-55

С-75

-80

1-55

-80

1-55

-80

1-55

С-75

-80

Р-105

1-55

-80

Н-40

1-55

-80

Розладнуюче

навантаження

(кН) при

зовнішньому

діаметрі

труби,

мм

26,7 33,4

42,2

Товщина

стінки,

мм

2,87

3,91

•

3,38

100

135

145

120

170

180

4,55

3,56

130

140

101

138

183

201

160

230

170

230

240

3,18

101

138

4,85

105

316

РОЗДІЛ

Освоєння

свердловин

Продовження

табл. 7.16

Тип

з'єднання

(АНІ)

Гладкі труби

(АНІ)

Інтеграл

(АНІ)

А,

фірма

" Хайдріл'

А-95,фІрма

" Хайдріл

"Омега

, фірма

ФЕНІКС-РАЙН-

РОР

РЬ,

фірма

" Хандріл'

РЬ-40,

фірма

" Хандріл'

Група

міц-

ності

сталі

Н-40

1-55

С-75

-80

Р-105

Н-40

1-55

С-75

-80

1-55

-80

1-55

-80

1-55

С-75

-80

Р-105

1-55

-80

Н-40

1-55

-80

'озпадвуюче

навантаження

(кН) при

зовнішньому

діаметрі

труби,

мм

48,3

523

60,3

Товщина

стінки,

мм

3,68

120

160

170

122

168

228

244

190

280

200

280

290

3,18

122

168

5,08

105

3,96

162

223

304

324

220

320

230

320

340

4,24

140

190

260

270

290

4000

420

4,83

160

220

300

320

430

260

380

310

450

330

450

470

620

260

290

6,45

440

460

610

580

610

810

317

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ

Продовження

табл. 7.16

Тип

з'єднання

(АНІ)

Гладкі

труби

(АНІ)

Інтеграл

(АНІ)

А, фірма

Хайдріл'

А-95,фірма

Хайдріл

"Омега',

фірма

ФЕНІКС-РАЙН-

РОР

ЇХ, фірма

Хайдріл'

РЬ-40, фірма

Хайдріл'

Група

міц-

ності

сталі

Н-40

1-55

С-75

-80

Р-105

Н-40

1-55

С-75

-80

1-55

-80

1-55

-80

1-55

С-75

-80

Р-105

1-55

-«0

Н-40

1-55

-80

'обладнуюче навантаження (кН) при зовнішньому

діаметрі труби, мм

73,0 88,9

Товщина

стінки,

мм

5,5

240

330

450

480

630

360

530

430

630

450

630

660

860

380

430

7,82

680

720

950

860

900

1180

10,0

1050

1110

1460

5,49

300

400

550

590

560

770

870

254

330

380

6,45

360

500

680

720

950

520

750

610

890

650

890

940

1230

560

640

•

7,34

420

580

790

840

730

1010

1060

650

740

318

РОЗДІЛ

сеоєння

свердловин

Продовження

табл. 7.16

Тил

з'єднання

(АНІ)

Гладкі

труби

(АНІ)

Інтеграл

(АНІ)

А, фірма

Хайдріл'

А-95,фїрма

Хайдріл'

"Омега

, фірма

ФЕН

ІКС-РАЙ Н-

РОР

РЬ,

фірма

Хайдріл'

РЬ-40, фірма

Хайдріл'

Група

міц-

ності

сталі

Н-40

1-55

С-75

-80

Р-105

Н-40

1-55

С-75

-80

1-55

-80

1-55

-80

1-55

С-75

-80

Р-105

1-55

-80

Н-40

1-55

-.0

розладнуюче навантаження (кН) при зовнішньому

діаметрі труби, мм

101,6

114,3

Товщина

стінки,

мм

9,52

1050

1120

1470

1260

1330

1750

5,74

330

450

610

650

670

920

970

310

410

460

6,65

610

890

770

1060

1120

690

790

7,26

760

860

6,88

470

650

890

950

720

1040

900

1240

1300

319

Гідродинамічні

дослідження

свердловин

РОЗДІЛ 8.

8. Гідродинамічні дослідження свердловин

8.1.

Класифікація методів досліджень

Метою гідродинамічних досліджень свердловин є визначення

фільтраційних характеристик пласта при відомих змінах тиску і швид-

кості фільтрації рідини в деяких точках пласта або досліджуваної її

ДІЛЯНКИ.

Гідродинамічні методи досліджень, які застосовуються для визна-

чення

фільтраційних параметрів пласта, можна розділити на дві основні

групи:

1) методи, що базуються на вивченні усталеної фільтрації рідин, газів

газорідинних сумішей;

2) методи, що базуються на вивченні неусталеної фільтрації ріди",

газів і газорідних сумішей в пласті.

До першої групи відносятся:

метод визначення параметрів пласта за даними відновлення тиску

(рівня)

в самій свердловині;

метод визначення параметрів пласта за даними простежння впливу

зміни

режиму роботи даної сердловини на режими роботи віддалених

від неї реагуюючих свердловин.

Методи

другої

групи досліджень мають деякі преваги перед першою

групою. При проведенні таких досліджень визначається більша кількість

параметрів пласта. До них відноситься визначення середніх

фільтраційних характеристик в деякій області пласта та їх зміна на

певній

віддалі

від свердловини.

Це

дозволяє уточнити границі поширення пласта, положення гра-

ниць

різкої зміни фільтраційних параметрів пласта, положення границь

фазової зміни насичуючих колектор рідин, місць перетоку із одного

пласта в інший. Методи

другої

групи менш трудомісткі і дозволяють

провести дослідження з меншими затратами часу і засобів.

Але не

слід

робити висновок про те, що при гідродинамічних

дослідженнях не потрібно застосовувати методи першої групи. Умови

формування,

залягання і розробки родовищ нафти І

газу

настільки

різноманітні,

а рішення зворотної задачі теорії фільтрації рідини

настільки складне, що тільки використання всього арсеналу

гідродинамічних методів досліджень пластів і свердловин, до того ж з

обов'язковим

обліком результатів досліджень іншими методами, дозво-

ляє

правильно вирішити задачу визначення фільтраційних характери-

стик

пластів і свердловин.

8.2. Усталений режим фільтрації

Усталеного припливу рідини у свердловину 0 (і) —

соті

в реаль-

них

пластах не існує, поскільки такий приплив можливий тільки при

постійному

живленні пласта, рівному установленому відбору рідини із

320

—

РОЗДІЛ 8.

Гідродинамічні

дослідження

свердловин

свердловини на протязі необмеженого

часу.

Однак при довготривалій

роботі свердловини в обмеженому часі спостережень зміни припливу

стають непомітними в межах точності вимірувальних приладів і при-

плив

рідини в цьому випадку приймається практично стаціонарними,

підлеглим законам усталеної фільтрації.

Таким

чином, при дослідженні свердловин використовується метод

послідовної зміни стаціонарного стану.

Дослідження свердловин при усталених режимах фільтрації полягає

одержанні залежності

дебіту

від величини депресії 0 = /{Рпл

~~Рв

Графічний

вигляд цієї залежності дістав назву індикаторної діаграми.

Індикаторна

діаграма характерезує продуктивність свердловини і

може

бути

використана для визначення проникності пласта. Цей метод

дуже

простий і може застосовуватись за

всіх

режимів роботи родовища

широко використовується в промисловій практиці при дослідженні

різних категорій свердловин. Отримана залежність

дебіту

від депресії

виражається прямою, випуклою чи вгнутою до осі

дебіту

Індикаторною

діаграмою. Якщо пряма і зворотна індикаторні криві співпадають або

відрізняються між собою не більше ніж на 2-3 %, то результати

досліджень обробляють за формулами стаціонарного припливу, а якщо

вони

істотно розходяться, то обробці не підлягають (рис. 8.1).

Рис. 8.1

Приклади

співпадання

розходження

індикаторних

кривих при

збііьшенні

зменшенні

депресії:

а)

співпадання

кривих; в)

розходження

кривих

321