- •Глава 1
- •1.2. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
- •1.3. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ПО ТЕОРИИ ФИЛЬТРАЦИИ
- •Глава 2
- •2.2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ БУРЕНИЕ И ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
- •2.4. ИЗМЕНЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА.
- •БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН
- •2.5. ГОРИЗОНТАЛЬНОЕ БУРЕНИЕ
- •Глава 3
- •КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН
- •3.1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОНСТРУКЦИЙ СКВАЖИН
- •3.2. ТИПЫ КОНСТРУКЦИЙ СКВАЖИН, ПРИМЕНЯЕМЫХ В НЕКОТОРЫХ РЕГИОНАХ
- •3.3. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА
- •Глава 4
- •КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЕВ СКВАЖИН
- •4.1. ТИПЫ КОНСТРУКЦИЙ ЗАБОЕВ СКВАЖИН
- •4.3. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ
- •4.4. ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
- •4.5. ПАКЕРЫ
- •Глава 5
- •5.1. ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ
- •Глава 6
- •Глава 7
- •7.1. УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ПОТОКА РАСТВОРА И ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ В СКВАЖИНЕ
- •7.4. СХЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ И ОБВЯЗКИ ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ
- •7.5. КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА КАЧЕСТВА КРЕПИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
- •УСТАНОВКА ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ
- •8.1. СПЕЦИФИКА УСТАНОВКИ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ В ГЛУБОКИХ СКВАЖИНАХ
- •8.2. ОСОБЕННОСТИ ВЫБОРА РЕЦЕПТУРЫ РАСТВОРОВ ВЯЖУЩИХ ВЕЩЕСТВ ДЛЯ УСТАНОВКИ МОСТОВ
- •8.3. ОЦЕНКА ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА ИСХОД РАБОТ ПО УСТАНОВКЕ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ
- •8.4. ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ДОСТАВКИ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА В ИНТЕРВАЛ УСТАНОВКИ МОСТА
- •8.5. УПРАВЛЕНИЕ ПРОЦЕССОМ СРЕЗКИ ШТИФТОВ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ РАЗДЕЛИТЕЛЬНЫХ ПРОБОК
- •8.6. ТЕХНИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ
- •8.7. ВЛИЯНИЕ ПОГЛОЩЕНИЯ РАСТВОРА, ВОДООТДАЧИ ИВОДООТСТОЯ
- •8.8. СУБЪЕКТИВНЫЕ ФАКТОРЫ
- •8.10. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К МАТЕРИАЛАМ И ПРОЦЕССАМ ПРИ УСТАНОВКЕ МОСТОВ
- •8.11. ПЛАНИРОВАНИЕ РАБОТ ПО УСТАНОВКЕ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ
- •Глава 9
- •9.1. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УСЛОВИЙ ПРОВЕДЕНИЯ ПЕРФОРАЦИИ
- •9.2. ПУЛЕВАЯ ПЕРФОРАЦИЯ
- •9.3. КУМУЛЯТИВНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ
- •9.4. СКВАЖИННЫЕ ТОРПЕДЫ
- •9.5. ДЕЙСТВИЕ ВЗРЫВА В СКВАЖИНЕ
- •9.6. ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ
- •9.8. ВЫБОР ПЛОТНОСТИ ПЕРФОРАЦИИ И ТИПОРАЗМЕРА ПЕРФОРАТОРА
- •9.9. СКИН-ЭФФЕКТ ПРИ ПЕРФОРАЦИИ
- •9.12. ОЧИСТКА ПЕРФОРАЦИОННОЙ СРЕДЫ ОТ ВЗВЕШЕННЫХ ЧАСТИЦ
- •9.13. ТЕХНОЛОГИЯ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ ПУТЕМ ПЕРФОРАЦИИ В СРЕДЕ ОЧИЩЕННОГО СОЛЕВОГО РАСТВОРА
- •9.14. ПЕРФОРАЦИЯ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ
- •Глава 10
- •10.1. МЕТОДЫ ОПРОБОВАНИЯ И ИСПЫТАНИЯ
- •10.2. ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ
- •10.3. ТЕХНОЛОГИЯ ОПРОБОВАНИЯ И ИСПЫТАНИЯ
- •10.4. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЙ
- •Глава 11
- •ВОПРОСЫ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
- •11.1. МЕТОДЫ УТИЛИЗАЦИИ ОТРАБОТАННЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И ШЛАМА
- •11.2. МЕТОДЫ ОБЕЗВРЕЖИВАНИЯ ОТРАБОТАННЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И ШЛАМА
- •11.3. ЗАЩИТА ВОЗДУШНОГО БАССЕЙНА
должен предотвратить смешение перфорационной среды и бу рового раствора как в процессе закачки в скважину, так и в те чение последующих нескольких суток при многократных спус ках перфораторов, геофизических приборов и др. Задача эта чрезвычайно сложна, так как связана с необходимостью выпол нения взаимоисключающих требований. С одной стороны, для надежного разобщения систем необходимо создать прочную структуру в буферном разделителе; с другой - показатели структурных свойств буферного раствора должны быть такими, чтобы обеспечивалось свободное прохождение перфоратора.
При использовании водных растворов в качестве буферных разделителей возможно разделение перфорационной жидкости и бурового раствора в процессе последовательного их течения в колонне. Однако при этом отмечается значительное загрязне ние жидкости полимерами, которые отрицательно влияют на фильтрационные свойства коллектора. Предотвратить этот про цесс, а также надежно изолировать жидкость можно при ис пользовании в качестве буферного разделителя инвертной эмульсии. В этом случае буферная жидкость противоположна по природе смачивания разделяемым жидкостям. Взаимного растворения жидкостей не происходит, что предотвращает за грязнение специальных жидкостей (СЖ) компонентами буфер ного разделителя.
Следовательно, можно рекомендовать для изоляции порции солевого раствора при вторичном вскрытии пластов использо вать в качестве буферной жидкости инвертные эмульсии с по вышенным содержанием водного компонента до 60-70 % . Не обходимая термостабильность таких систем достигается за счет выбора соответствующего типа эмульгатора. При забойных температурах до 90 °С в качестве последнего может применять ся широко используемый в нефтяной промышленности эмультал. Плотность инвертных эмульсий можно регулировать путем использования в качестве водного компонента солевых раство ров необходимой концентрации. Повышение плотности эмуль сии более 1,20 г/см8 достигается за счет применения твердых утяжелителей, например мела или барита.
9.12. ОЧИСТКА ПЕРФОРАЦИОННОЙ СРЕДЫ ОТ ВЗВЕШЕННЫХ ЧАСТИЦ
Без тщательной очистки перфорационной жидкости от взвешенных частиц нельзя считать проблему качественно го вскрытия пластов решенной. Однако, как показывает
зарубежный опыт, очистка жидкости с применением фильт ровсложна и очень трудоемка. В различных отраслях промыш ленности практикуется удаление взвесей из воды путем осаж дения их с помощью коагулянтов и флокулянтов. Как правило, этот метод применяется при осветлении слоев небольшой толщины.
Технологическая схема очистки порции перфорационной жидкости (солевого раствора) в скважине включает следующие этапы:
обработка перфорационной жидкости флокулянтом на по верхности;
доставка жидкости в зону перфорации с изоляцией от буро вого раствора буферным разделителем;
отстаивание жидкости на забое для осаждения взвешенных частиц в зумпф.
Метод отстаивания широко применяется для очистки сточ ных вод при комплексной обработке их коагулянтом и флоку лянтом.
Оптимальные условия для очистки перфорационной среды методом отстаивания достигаются при вводе в состав солевого раствора катионов кальция и обработке его 0,005-0,007 % ПАА. Процесс осветления столба солевого раствора высотой 300 м по продолжительности не превышает подготовительных работ к перфорации и, следовательно, не требует дополнитель ных затрат времени.
Таким образом, при разработанной методике очистки порции солевого раствора на забое скважины достигается высокая сте пень удаления взвешенных частиц и в отличие от способов очи стки перфорационной жидкости, применяемых за рубежом, практически не создаются дополнительные задержки в процес се вторичного вскрытия пластов.
9.13. ТЕХНОЛОГИЯ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ ПУТЕМ ПЕРФОРАЦИИ В СРЕДЕ ОЧИЩЕННОГО СОЛЕВОГО РАСТВОРА
На основе проведенного комплекса исследований разработа на технология вторичного вскрытия пластов, предусматрива ющая заполнение зоны перфорации водным солевым раство ром, содержащим катионы кальция и флокулянт, разделение его с буровым раствором порцией инвертной эмульсии, очистку перфорационной среды от твердой фазы методом отстаивания на
ею
забое и проведение работ по перфорации колонны. На подгото вительном этапе реализации технологии выбираются типы и объемы жидкостей для заполнения скважины.
9.13.1. СИСТЕМЫ ДЛЯ ЗАПОЛНЕНИЯ СКВАЖИНЫ
В качестве жидкости для заполнения верхней части ствола скважины используется буровой раствор, применяемый при первичном вскрытии продуктивных пластов. Такой раствор должен обладать хорошей седиментационной устойчивостью для предупреждения выпадения утяжелителя и накопления его на границе с буферной жидкостью (БЖ), что может затруд нить прохождение перфораторов. Дополнительная обработка бурового раствора до требуемых показателей технологических свойств осуществляется перед началом работ по закачке в скважину перфорационной жидкости. Ниже бурового раствора располагается порция буферной жидкости - разделителя (рис. 9.8). Для предотвращения перемещений жидкостей под дейст вием гравитационной силы необходимо, чтобы плотность рас творов, заполняющих скважину, возрастала в направлении сверху вниз не менее чем на 0,20-0,40 г/см3.
Данные о рецептурах и показателях технологических свойств инвертных эмульсий, рекомендуемых для применения в качестве буферных разделителей, приведены в табл. 9.9.
В качестве водного компонента инвертной эмульсии целесо образно использовать солевой раствор того же типа, которым заполняется зона перфорации. Плотность водного компонента рв определяют исходя из необходимой плотности буферной жид кости рбж при заданном значении водосодосодержания В эмуль сии:
л _Рб.ж-Ру(1-£)
(9.22)
Рв в 1
где ру - плотность углеводородного компонента инвертной эмульсии.
Выбор значений В и рв должен, по возможности, исключить или свести к минимуму применение утяжелителя для дости жения нужной плотности БЖ. Объем буферной жидкости опре деляют из расчета на заполнение 100—150 м ствола скважины.
Ниже буферного разделителя располагается перфорацион ная жидкость - перфорационная среда. Солевой раствор, при меняемый в качестве перфорационной среды, должен содер жать не менее 2 г/л катионов Са2+ (коагулянт) и 0,005-0,007 %
Рис. 9.8. Технологическая схема порционной закачки СЖ в зону перфорации с отделением от раствора в скважине буферной жидкостью:
1 - цементировочный агрегат; 2 - мерные емкости; 3 - емкость для затворения соли; 4 - эксплуатационная колонна; 5 - колоннаНКТ
ПАА (флокулянт). Объем порции солевого раствора рекоменду ется определять из расчета на перекрытие нижней части ствола скважины до уровня, расположенного на 50-100 м выше верх них перфорационных отверстий.
Солевой раствор и буферная жидкость готовятся в глиноме шалке или в мерных емкостях цементировочного агрегата (ЦА). В последнем случае для затворения соли используется допол нительная емкость вместимостью 0,5-1 м8. Приготавливать перфорационную жидкость и инертную эмульсию наиболее ра ционально централизованно, на специальном пункте, с достав-
622
Т а б л и ца 9.9 |
|
|
|
|
|
||
Но- |
Компоненты буферной жидкости |
Контролируемые показатели свойств |
|||||
мер |
|
Объемная |
Плотность, |
Условная |
Статическое |
Напряжение |
|
ре |
|
напряжение |
|||||
Наименование |
электропро |
||||||
цеп |
доля, % |
г/см3 |
вязкость, с |
сдвига через |
|||
|
боя, В |
||||||
туры |
|
|
|
|
1/10 мин, дПа |
||
Дизельное топли |
23-28 |
|
|
|
|||
1 |
|
|
|
|
|||
|
во |
2 |
|
|
|
|
|
|
Эмультал |
0,9 2 -0,94 |
100-150 |
15 -35 /2 0 -5 5 |
140 -180 |
||
2 |
Пресная вода |
60 -70 |
|||||
Дизельное топли |
28-38 |
|
|
|
|
||
|
во |
2 |
|
|
|
|
|
|
Эмультал |
0,96 -1,20 |
120-180 |
1 5 -4 0 /2 5 -7 0 |
150-200 |
||
|
Водный раствор |
60 -70 |
|||||
|
CaCi; |
|
|
|
|
|
|
3 |
Нефть сырая |
38 |
|
|
|
|
|
|
Эмультал |
2 |
0,96 -1,16 |
130-135 |
18 -20 /3 0 -3 5 |
180-250 |
|
|
Водный раствор |
60 |
|||||
|
CaCi; |
|
|
|
|
|
|
|
Дизельное топли |
27 -37 |
|
|
|
|
|
|
во |
3 |
|
|
|
|
|
|
Эмульгатор |
|
|
|
|
||
|
“Нефтехим” |
60-70 |
0,96 -1,20 |
110-170 |
15 -35 /2 0 -6 0 |
250-350 |
|
|
Водный раствор |
CaClJ
Максимальная темпера тура приме нения,‘С
90
90
90
150
Значение р —1020+1380 кг/см3.
кой на буровую с помощью автоцистерн. Обработка солевого раствора флокулянтом (ПАА), а также добавление при необхо димости коагулянта (СаС12) осуществляется непосредственно в емкости ЦА при перемешивании в процессе циркуляции по за мкнутому циклу в течение 15-30 мин.
9.13.2. ЗАКАЧКА ЖИДКОСТЕЙ В СКВАЖИНУ
Зона перфорации заполняется порцией солевого раствора по сле опрессовки эксплуатационной колонны. С этой целью в скважину спускают до забоя колонну НКТ и обвязывают ее с ЦА. Одна мерная емкость ЦА заполняется буферным раздели телем, а другая - солевым раствором.
Закачка жидкостей базируется на принципе баланса давле ний в колонне НКТ и затрубном пространстве и осуществляется в определенной последовательности (см. рис. 9.8):
буферный разделитель объемом Vl9 обеспечивающем запол нение кольцевого пространства между обсадной колонной и НКТ на заданную высоту Н ;
солевой раствор в расчетном объеме;
буферный разделитель объемом V29 достаточном для запол нения колонны НКТ в интервале высотой Н;
продавочная жидкость (того же типа, что и заполняющий скважину раствор) в количестве, обеспечивающем доставку перфорационной жидкости в зону перфорации.
Расчет объемов первой и второй порций буферного раздели
теля производится по следующим формулам: |
|
V, =0,785(1)?-1 )22Ш ; |
(9.23) |
72=0,785Я?Я, |
(9.24) |
где Dx - внутренний диаметр эксплуатационной колонны; £ 2> Dz - соответственно наружный и внутренний диаметры НКТ.
Если в скважине перед закачкой перфорационной жидкости находилась вода, а для создания необходимой репрессии на пласт требуется более тяжелая жидкость, то в этом случае по сле завершения продавливания колонну НКТ поднимают до верхней границы буферного разделителя с последующей заме ной воды буровым раствором.
Минимальный разрыв во времени между закачкой СЖ и на чалом перфорации определяется продолжительностью осажде ния взвешенных частиц из зоны перфорации в зумпф. Как пра вило, это время меньше продолжительности подъема колонны