11. Виды несовершенных скважин

Гидродинамическое несовершенство скважин

Гидродинамически совершенной считается скважина, которая полностью вскрыла пласт от кровли до подошвы и в которой забой полностью открыт по боковой поверхности, т.е. приток жидкости в скважину происходит через всю боковую поверхность забоя, не испытывая никаких искусственных сопротивлений.

Практически гидродинамически совершенных скважин не бывает, поэтому различают скважины гидродинамические несовершенные по степени вскрытия пласта и по характеру вскрытия , а также с двойным видом несовершенства – по степени и характеру вскрытия.

Несовершенная по степени вскрытия скважина вскрывает не весь пласт, а лишь какую-то его часть. Несовершенная по характеру вскрытия скважина сообщается с пластом не через всю боковую поверхность ствола, а лишь через перфорационные или фильтровые отверстия.

12. Приток жидкости к перфорированной скважине.

При фильтрации жидкости подчиняющейся линейному закону приток жидкости к скважине можно выразить следующим образом:

где R_ф - фильтрационное сопротивление.

Приток жидкости к перфорированной скважине

будет отличаться тем, что вследствие сгущения линий тока у перфорационных отверстий возникнет дополнительное фильтрационное сопротивление R_доп:

де С - некоторая геометрическая характеристика.

С увеличением числа перфорационных отверстий n, их диаметра d, а также глубины L перфорационных каналов в породе пласта дополнительное фильтрационное сопротивление Rдоп должно уменьшаться, а следовательно, должно уменьшаться С.

Приток жидкости к перфорированной скважине было решено методом электрогидродинамических аналогий, основанном на тождественности уравнений фильтрации и распространения электрического тока в геометрически подобных системах.

13. Для расчёта дебита несовершенной по степени вскрытия пласта скважины используется более простая формула, чем (3.28) М. Маскета, предложенная И. Козени:

Дебит гидродинамически несовершенной скважины подсчитываются по формуле  (3.31) где С=С₁ +С₂ - дополнительное фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенством скважины по степени вскрытия пласта (С₁) и характеру вскрытия (С₂).

14. Какие выделяют основные способы освоения нефтяных скважин?

Освоение скважины — комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответ­ствующей локальным возможностям пласта. После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона и особенно поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Кроме того, воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот при перфорации вызывает иногда необрати­мые физико-химические процессы в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды, размеры пор которой соизмеримы с размерами этих пограничных слоев с аномальными свойст­вами. В результате образуется зона с пониженной проницаемостью или с полным ее отсутствием.

Цель освоения — восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной по­верхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т.е. давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой и плавной.

Различают методы освоения пластов с высоким начальные давлением, когда ожидаются фонтанные проявления, и с малым давлением (на разработанных площадях), когда угрозы откры­того фонтанирования нет и предполагается механизированный способ эксплуатации. В практике нефтедобычи известно много случаев открытого нерегулируемого фонтанирования скважин с длительными пожарами в результате нарушения технологии вскрытия пласта и освоения скважины. Такие явления не только выводят из строя саму скважину, но и приводят к исто­щению самого месторождения.

Можно выделить шесть основных способов вызова притока:

• тартание,

• поршневание,

• замена скважинной жидкости на более легкую,

• компрессорный метод,

• прокачка газожидкостной смеси,

• откачка глубинными насосами.

Перед освоением на устье скважины устанавливается арма­тура или ее часть в соответствии с применяемым методом и предлагаемым способом эксплуатации скважины. В любом слу­чае на фланце обсадной колонны должна быть установлена задвижка высокого давления для перекрытия при необходи­мости ствола скважины.

Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение за­бойного давления на величину

(1)

где —плотность глинистого раствора; —плотность промы­вочной жидкости; L —глубина спущенных НКТ; —средний угол кривизны скважины.

Таким способом осваиваются скважины с большим пласто­вым давлением и при наличии коллекторов, хо­рошо поддающихся освоению. Как видно из формулы (1), при смене глинистого раствора ( =1200 кг/м³) на нефть ( =900 кг/м³) максимальное снижение давления составит всего лишь 25 % от давления, создаваемого столбом глинистого раствора.

Этим по существу и ограничиваются возможности метода. Замена жидкости в скважине проводится с помощью на­сосных агрегатов, а иногда и буровых насосов. В некоторых случаях, когда по опыту освоения скважины данного месторож­дения имеется уверенность в безопасности, применяют допол­нительно поршневание для отбора части жидкости из скважины и дальнейшего снижения забойного давления.

15. Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освое­ние скважин путем закачки газированной жидкости заключа­ется в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зави­сит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. По­скольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чи­стого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.

Для такого освоения к скважине подвозится передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре. Про­цесс этот сложный. Однако можно записать уравнение баланса давлений с усредненными параметрами смеси и расхода.

При закачке газожидкостной смеси (ГЖС) на пузырьки воздуха действует архимедова сила, под действием которой они всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости состав­ляет 0,3—0,5 м/с. Поэтому скорость движения жидкости вниз должна быть больше скорости всплытия пузырьков газа. Иначе газ не достигнет башмака НКТ и давление на забое не сни­зится. Для создания достаточно больших скоростей жидкости необходимы большие расходы. Поэтому при закачке ГЖС предпочтительно это делать не через кольцевое пространство, а че­рез НКТ, так как малое их сечение позволяет получить доста­точно большие нисходящие скорости при умеренных объемных, расходах жидкости. Считается, что для успешного осуществления процесса достаточно иметь нисходящую скорость жидкости порядка 0,8 — 1 м/с.

Для выноса с забоя тяжелых осадков (глинистого раствора, утяжелителя и частиц породы) обычно применяется обратная промывка. Поэтому закачка ГЖС, которая осуществляется после промывки, также производится по схеме обратной промывки без изменения обвязки скважины.

Запишем баланс давлений при закачке ГЖС в кольцевое пространство в тот момент, когда давление на насосе будет максимально. Рассмотрим случай, когда НКТ до башмака заполнены жидкостью, а затрубное пространство заполнено ГЖС; причем обе системы движутся со скоростями, соответствующими, темпу нагнетания ГЖС.

а_т — удельные потери на трение в НКТ при движении по ним жидкости, выраженные в м столба жидкости;

а_к — удильные потери на трение в кольцевом пространстве, выраженные в м столба ГЖС.

При обратной промывке давление у башмака НКТ со стороны кольцевого пространства равно

. (5)

Давление у башмака со стороны НКТ равно

, (6)

где — среднеинтегральное значение плотности ГЖС в коль­цевом пространстве; — плотность скважинной жидкости;

L — длина НКТ; — средний угол отклонения ствола скважины от вертикали; р_к — давление нагнетания на устье скважины в кольцевом пространстве; р_у — противодавление на выкиде;

g — ускорение свободного падения.

Очевидно, р_т=р_см, поэтому, приравнивая (5) и (6) и решая относительно L, получим

. (7)

Формула (7) определяет предельную глубину спуска башмака НКТ при заданных параметрах процесса ( , , р_к, р_у, а_т, а_к). Из формулы (7) получим давление на устье скважины, необходимое для закачки ГЖС при заданной глубине L спуска НКТ:

. (8)

Величины р_у, L, , обычно известны. Величины a_т, а_к и определяются: а_т—по обычным формулам трубной гид­равлики, а а_к и —сложными вычислениями с использова­нном ЭВМ для численного интегрирования дифференциального уравнения движения ГЖС.

При освоении скважины газированной жидкостью к устью присоединяется через смеситель линия от насосного агрегата, ко второму отводу смесителя — выкидная линия компрессора. Сначала запускается насос и устанавливается циркуляция. Скважинная жидкость (глинистый раствор) сбрасывается в земляной амбар или другую емкость. При появлении па устье нагнетаемой чистой жидкости (вода, нефть) запускается компрес­сор, и сжатый газ подается в смеситель для образования тонкодисперсной ГЖС.

По мере замещения жидкости, газожидкостной смесью дав­ление нагнетания увеличивается и достигает максимума, когда ГЖС подойдет к башмаку НКТ. При попадании ГЖС в НКТ давление нагнетания снижается.