Техника технология и технические средства применяемые при реконстру

Lc - длина скважины, м;

а - угол отклонения скважины от вертикали, град. Если забойное давление больше пластового (Рпл), то на

пласт действует репрессия ДРр,

При проявлении репрессии часть жидкости глушения может поглощаться пластом. Процесс снижения противодав­ ления на пласт может быть осуществлен разными техниче­ скими средствами, при этом возможны последовательно реа­ лизуемые варианты изменения забойного давления, пред­ ставленные в табл. 17.

Таблица 17

Фазы вызова притока жидкости из пласта

пПоглощение пластом жид­ Снижается до величины

шПоглощение пластом жид­ Снижается ниже величи­ кости глушения прекраща­ ны пластового (создается ется полностью. Начинается определенная депрессия

Физические основы вызова притока и освоения скважи­ ны заключаются в исследовании степени и характера изме­ нения противодавления на пласт, что связано с необходимо­ стью проведения ряда гидродинамических расчетов техноло­ гических процессов вызова притока и освоения [44].

201

16. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Гидродинамические исследования проводятся с целью определения рациональных режимов эксплуатации скважин, коэффициента гидропроводности пласта в районе исследуе­ мой скважины, пьезопроводности, коэффициента гидродина­ мического совершенства скважины, оценки качества сква­ жин.

По каждой выводимой из строительства скважине с за­ конченным бурением БС проводится комплекс гидродинами­ ческих исследований, включающий:

- исследование методом установившихся отборов (не ме­ нее чем на трех режимах) с построением индикаторных диа­ грамм, определением коэффициента продуктивности и оценкой величины гидропроводности по каждому рабо­ тающему пласту (пропластку);

-исследование методом восстановления давления с оп­ ределением коэффициента гидропроводности пласта и ко­ личественной оценки коэффициента продуктивности, приве­ денного радиуса скважины и коэффициента гидродинамиче­ ского совершенства скважины;

-исследование профиля притока с получением зависи­ мости суммарного расхода жидкости и ее обводненности от глубины измерения в пределах общего интервала перфора­ ции и определением дебита жидкости и обводненности для отдельных участков перфорированного интервала;

-отбор и исследование глубинных проб нефти с целью определения в пластовых условиях давления насыщения, со­ держания растворенного газа, вязкости, плотности, объемно­ го коэффициента нефти.

Гидродинамические исследования и измерения, обра­ ботка результатов исследований осуществляются в соответ­ ствии с требованиями «Инструкции по гидродинамическим методам исследований пластов и скважин» (РД 39-3-593-81)

202

и методических указаний «Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохими­ ческих исследований нефтяных и газовых месторождений (РД 153-39.0-109-01).

Фильтрационные характеристики продуктивного пласта определяют по данным гидродинамических исследований скважин. Существуют два основных способа проведения ис­ следований: при установившихся и неустановившихся режи­ мах.

При проведении гидродинамических исследований при установившихся режимах строят индикаторные диаграммы - графики в координатах «Дебит - Депрессия».

Порядок интерпретации индикаторных диаграмм (рис. 44) следующий. Фактические значения дебитов и де­ прессий наносятся на график в координатах (АР, Q). Если полученные точки соединяются прямой линией, выходящей из начала координат, то делается вывод о том, что в пласте имеет место установившееся движение жидкости по линей­ ному закону фильтрации, т.е. справедлива формула Дюпюи:

^1п ^

к.

где Q - дебит скважины;

Рnjj, Рзаб - соответственно пластовое и забойное давле­

ния;

к - проницаемость пласта, h - его толщина;

|х - динамическая вязкость нефти; гК, гс - соответственно радиусы контура питания и сква­

жины.

На линии выбирается произвольная точка, для которой определяются значения дебита и депрессии, по которым оп­ ределяется коэффициент продуктивности:

203

Рис. 44. Обработка индикаторной диаграммы по формуле Дюпюи

По определенному коэффициенту продуктивности в со­ ответствии с формулой (2) можно вычислить значение коэф­ фициента проницаемости.

Если индикаторная диаграмма выпукла к оси дебитов, то ее интерпретация выполняется в соответствии с двучленной формулой притока:

где А - коэффициент фильтрационных сопротивлений, обу­ словленный проявлением сил вязкостного трения;

В - коэффициент фильтрационных сопротивлений, обу­ словленный проявлением инерционных сил.

Для обработки индикаторной диаграммы уравнение (4) преобразуется:

204

мои линиеи.

Рис. 45. Обработка индикаторной диаграммы по двучленной формуле

Прямая линия отсекает на оси ординат отрезок А, по уг­ лу ее наклона определяют коэффициент В = tga.

Коэффициенты А и В несут информацию о процессе фильтрации, также по их значениям определяются другие ве­ личины, например коэффициент проницаемости:

2nAh

Коэффициент проницаемости, полученный при обработ­ ке результатов исследования скважин при установившихся режимах, характеризует всю зону дренирования пласта в среднем.

Самый распространенный способ исследования скважин при неустановившихся режимах - снятие кривой восстанов­ ления давления. Для этого скважину, работающую при уста-

205

новившемся режиме, останавливают и фиксируют темпы восстановления забойного давления. По результатам замеров строится график - кривая восстановления давления (КВД) (рис. 46).

Рис. 46. Кривая восстановления давления в координатах Р - 1

Чаще всего обработку КВД производят в соответствии с методом касательной, основанным на использовании ос­ новного уравнения упругого режима:

206

В соответствии с формулой (10) КВД в координатах АР - Inf является прямой линией. Однако на форму фактиче­ ской кривой восстановления давления влияют некоторые факторы, которые обусловливают отклонение начального участка фактической КВД от прямой (рис. 47).

Рис. 47. Фактическая (/) и теоретическая (2) кривые восстановления давления

Для обработки следует выбирать участок, на котором КВД приближается к своей асимптоте. Продолжением пря­ молинейного участка до оси ординат определяют значение А, по уклону этого участка - В (В = tg а) (рис. 48).

207

В соответствии с формулой (9) определяется гидропро­ водность

Проницаемость, определенная при обработке КВД мето­ дом касательной, характеризует удаленную зону пласта. Для оценки состояния призабойной зоны пласта производят рас­ чет скин-фактора 5, который выражает потерю полезной де­ прессии вследствие дополнительных фильтрационных сопро­ тивлений в этой зоне. Величина S будет положительной, если проницаемость ПЗП меньше проницаемости его удаленной зоны. И наоборот, при улучшенном состоянии ПЗП скинфактор отрицательный.

Для определения скин-фактора в РД предложено ис­ пользовать формулу

V

где А - отрезок, отсекаемый продолжением выделенного при обработке методом касательной прямолинейного участка на оси ординат [44].

208

17. АВАРИИ И ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ БОКОВОГО СТВОЛА

17.1. Классификация аварий и осложнений

Аварией считается нарушение непрерывности техноло­ гического процесса строительства (бурения и испытания) скважины (бокового ствола), требующее для его ликвидации проведения специальных работ, не предусмотренных проек­ том. Аварии происходят из-за поломки, оставления или паде­ ния в скважину элементов обсадных или бурильных колонн, из-за неудачного цементирования обсадных колонн, прихва­ та, открытого фонтанирования и падения в скважину различ­ ных предметов.

Нарушения непрерывности технологического процесса строительства (бурения и испытания) БС при соблюдении технического проекта и правил ведения буровых работ, вы­ званные явлениями горно-геологического характера, такими как поглощение, нефтегазопроявление, выбросы, осыпи, об­ валы, желобные выработки, искривление ствола и другими, а также стихийными бедствиями в отличие от аварий назы­ вают осложнениями.

В зависимости от вины исполнителя работ, определяю­ щей порядок и размер оплаты труда за время проведения ли­ квидационных работ, аварии подразделяются на две группы:

1 Аварии, возникшие по субъективным причинам и про­ исшедшие, как правило, по вине исполнителя работ.

2. Авария, возникшие по объективным причинам. Наибольшее число аварий в скважинах возникает по

субъективным причинам. Поэтому одной из основных мер профилактики и сокращения числа аварий является строгое соблюдение требований, регламентируемых в геолого­ техническом наряде, и положений, излагаемых в производст­ венных инструкциях.

209

Началом аварии следует считать время ее возникнове­ ния, а не обнаружения, так как во времени они часто не сов­ падают из-за недостаточной квалификации обслуживающего персонала, а также слабой оснащенности буровых установок (подъемных агрегатов) контрольно-измерительной и регист­ рирующей аппаратурой или ее неисправного состояния. Окончанием аварии считается момент восстановления усло­ вий, предусмотренных геолого-техническим нарядом, произ­ водственными инструкциями, дополнительными указаниями лиц геолого-технического персонала.

В зависимости от характера возникновения выделяют следующие группы аварий:

-аварии с элементами бурильной колонны;

-обрыв бурильных труб;

-авария с долотами;

-прихваты бурильных и обсадных колонн (хвостовиков);

-аварии с обсадной колонной (хвостовиком) и элемен­ тами ее оснастки;

-аварии из-за неудачного цементирования; аварии с за­ бойными двигателями;

-падение в скважину посторонних предметов;

-прочие аварии.

К прочим авариям, происшедшим в процессе бурения, относятся аварии при промыслово-геофизических работах в скважине (прихваты и оставление в скважине каротажного кабеля, различных приборов, грузов, шаблонов, торпед

идругих устройств, применяемых при исследовании скважи­ ны и вспомогательных работах в ней), а также аварии с ис­ пытателями пластов при опробовании скважин в процессе бурения и аварии I и II категорий, расследуемые в соответст­ вии с инструкцией Ростехнадзора.

Внефтегазодобывающей промышленности и геолого­ разведочных работах распределение аварий по категориям I

иII следующее:

210