книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

обеспечить при имеющемся компрессорном оборудовании, то необходимо выполнить частичный цикл закачивания пены.

При проведении частичного цикла необходимо выбрать максимальное значение степени аэрации и соответствующее ей значение для имеющегося типа компрессора (рис. 6.10). По­

31 Заказ 39

заданному значению Ар, установить необходимость проведе­ ния одного, двух или частичного циклов закачивания пены. Для этого по номограмме (рис. 6.12} необходимо провести до пересечения друг с другом перпендикуляры из точек на осях, соответствующих значениям Ар, и Н. Если точка пересечения перпендикуляров находится в области, ограниченной кривы­ ми 1 и 2, то следует совершить процесс за один цикл закачи­ вания пены, а если точка находится в области, ограниченной

кривыми 1 и 3, то за два цикла.

Если точка находит­ ся ниже кривой 1, сле­ дует совершить частич­ ный цикл закачивания пены.

Если установлена не­ обходимость проведения одного цикла циркуля­ ции пен по номограмме (см. рис. 6.12} в зависи­ мости от заданных зна­ чений Ар, и Н, то не­ обходимо определить значение рж.

При необходимости проведения процесса в два цикла закачивания пены давление рж в пер­ вом цикле устанавлива­ ется равным 15 МПа, а во втором цикле определя­ ется из рис. 6.12 в зави­ симости от Ар, и Н. При выполнении частичного цикла по заданному зна­ чению Ар, по номограм­

ме (см. рис. 6.11) определяются глубина продавливания пены h и соответствующее ей значение V*./S. При этом значение рж принимается равным 15 МПа. По полученному значению Vx/S и фактическому значению S межтрубного пространства опре­ деляется необходимый объем пенообразующей жидкости.

Относительный объем пенообразующей жидкости Уж/Б для проведения одного цикла определяется по номограмме (см. рис. 6.11), при этом за глубину продавки h принимается глу­ бина спуска лифтовых труб Н, а значение V*/S определяется

482

по глубине продавки. По полученному значению V„/S и факти­ ческому значению S колонны определяется необходимый объ­ ем пенообразующей жидкости. При необходимости проведе­ ния второго цикла объем пенообразующей жидкости для него составляет 70% от значения Уж для первого цикла.

После спуска НКТ, монтажа наземного оборудования, об­ вязки эжектора с компрессором и цементировочным агрега­ том трубопроводное наземное оборудование должно быть опрессовано гидравлическим способом на давление 25 МПа. При этом предварительно отсоединяется воздухопровод от боково­ го патрубка эжектора.

Пневматическим способом опрессовывается выкидной воз­ духопровод на максимальное рабочее давление компрессора, после чего открываются задвижки 15, 6, 7 и закрываются за­ движки 8, 5, 13 (см. рис. 6.8).

При помощи насоса цементировочного агрегата пенообра­ зующая жидкость подается в эжектор. Давление подачи пено­ образующей жидкости в начале процесса закачивания пены в скважину при использовании компрессора буровой установ­ ки или передвижного компрессора определяется так, как это описано выше. После этого подается воздух в эжектор от ком­ прессора. При использовании компрессоров буровой установ­ ки давление воздуха на входе в эжектор должно находиться в пределах от 0,7 до 0,8 МПа. При использовании передвижных компрессоров давление воздуха на входе в эжектор устанавли­ вается произвольно в пределах от 1-2 МПа в начале процесса закачивания пены в скважину и до 2-6 МПа в конце процесса. Величина указанных давлений воздуха определяется величи­ ной давления закачивания жидкости и типами компрессоров.

После заполнения скважины пеной в рассчитываемом объ­ еме, промывки скважины пеной (или при закачке пены в меж­ трубное пространство при частичном цикле) следует закрыть задвижку 15, открыть задвижку 8 и обеспечить на протяже­ нии не менее 1,5 ч самоизлив пены по трубопроводу 10 в нако­ пительную емкость.

При наличии притока нефти или газа из трубного простран­ ства закрывается задвижка 6 и после вытеснения пены из меж­ трубного пространства закрывается задвижка 8, отсоединяется трубопровод 10, устанавливается на место его подключения к устью скважины заглушка 9 и открываются задвижки 6, 7, 13, чтобы направить продукцию скважины в коллектор. В случае применения передвижного компрессора при отсутствии прито­ ка нефти или газа после самоизлива пены на протяжении 1,5 ч необходимо продолжить ее самоизлив до его окончания.

В случае применения компрессоров буровой установки при

отсутствии притока нефти и газа после выполнения первого цикла закачивания пены и ее самоизлива в течение 1,5 ч. не­ обходимо совершить второй цикл закачки и самоизлив пены до его окончания.

Если приток не получен, то скважину оставляют с откры­ тыми задвижками на трубном и межтрубном пространствах в ожидании притока в течение 36 ч.

Если повторные промывки пеной не дают результата, то сле­ дует применить другие методы искусственного воздействия на призабойную зону для интенсификации притока флюида из пласта в скважину.

6.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

(Hydrodynamic researches allow to determine critical zone of formation)

6.4.1. МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ СООТНОШЕНИЯ ФАКТИЧЕСКОЙ И ПОТЕНЦИАЛЬНОЙ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИНЫ

(Control methods for evolution of actual and potential of well productivity)

Наиболее характерный показатель добывающих возможностей скважины —коэффициент продуктивности ц, равный части суточного отбора продукции, которая приходит­ ся на единицу депрессии:

где Q —дебит скважины (м3/сут.) при депрессии (МПа); Ар = = р„, — р р ,„ —пластовое давление, МПа; р3 — забойное дав­ ление, МПа.

Различают фактический коэффициент продуктивности скважины I\р и потенциальный коэффициент продуктивности Г|„, значения которого рассчитывают по известным значениям гидродинамических параметров продуктивных пластов.

Определяют фактический коэффициент продуктивности на основании индикаторных диаграмм (рис. (6.13), которые стро­ ятся по результатам исследования скважины на сложившихся режимах отбора продукции (не менее трех).

Индикаторная диаграмма отображает зависимость дебита (м3/сут) скважины от депрессии

4В4

и дает возможность опре­ делить фактический коэффи­ циент продуктивности Г\ф.

Согласно уравнению Дю­ пюи потенциальный дебит скважины, м3/сут.:

получим выражение для опре­ деления потенциального коэффициента продуктивности сква­ жины, м3/(МПа • сут):

м3/(Па с); Ъ — объемный коэффициент для нефти (коэффи­ циент увеличения объема сепарированной нефти в пластовых условиях); к — проницаемость пластов, м2 ; А — толщина про­ дуктивной части пластов, м; Rk —радиус контура питания (зо­ ны), м; тс — радиус ствола скважины в интервале продуктив­ ных пластов, м.

Для наиболее распространенных значений Rk = 250 м и тс = 0,1 м, которые обеспечивают удовлетворительную для промысловых расчетов точность, уравнение (6.94) принима­

Для определения гидропроводности пластов, охваченных фильтрацией во время отбора продукции, используют кривые восстановления давления на забое скважины, закрытой пос­ ле отбора продукции на протяжении времени Т с дебитом Q (рис. 6.14)

При отсутствии кривых восстановления давления (КВД) па­ раметр гидропроводности можно определить через проницае­ мость и эффективную толщину пластов на основании керно­ вых и промыслово-геофизических исследований.

Обработку КВД проводят, например, по методу Хорнера, в соответствии с которым процесс восстановления давления на забое скважины описывается уравнением

485

ны перед закрытием. При наличии в зоне фильтрации вокруг скважины однород­

ных по проницаемости коллекторов график зависимости (6.96)

в координатах можно изобразить в виде прямой

(рис. 6.15), наклон которой в оси времени

. В С

(6.97)

АВ

По угловому коэффициенту i определяют гидропроводность пластов, м3/(Па • с), в зоне фильтрации вокруг скважины

Если в призабойной зоне скважины гидропроводность пла­ стов ухудшается, тогда на графике восстановления давления (см. рис. 6.15) выделяются два прямолинейных отрезка 1 и 2 с коэффициентами наклона соответственно /, (призабойная зона) и /2 (отдаленная зона), по которым на основании (6.98) опреде­ ляют гидропроводность призабойной и отдаленной зон.

Поскольку продуктивность скважины находится в прямой зависимости от гидропроводности пластов и в обратной зави­ симости от депрессии, то уменьшение гидропроводности или дополнительные потери давления во время фильтрации про­ дукции обусловливают уменьшение дебитов при одном и том же значении депрессии.

Наиболее обоснованные и объективные показатели состоя­ ния призабойной зоны скважины следующие: отношение коэф­ фициентов продуктивности (фактического к потенциальному) ОП;

486

а для значений RK = 250 м; гг = 0,1 м, которые обеспечива­ ют удовлетворительную для промысловых расчетов точность,

Отношение гидропроводностей находят делением парамет­ ра гидропроводности пластов отдаленной зоны на гидропровод­ ность призабойной зоны, значения которых получают на осно­ вании КВД (см. рис. 6.15)

ков кривой восстановления давления в координатах Ар, = /(lgf)

487

{ T +t l

или Ар, = /I lg—— I, соответственно для призабоинои и отдален­

ной зон. При невозможности определить гидропроводность при­ забойной зоны на основании кривой восстановления давления используют зависимость

ропроводность пластов, полученная на основании фактическо­ го коэффициента продуктивности. Гидропроводность пластов, м3/(Па с), определяют по формуле

кй

иЛ

апри значениях RK= 250 м и rt = 0,1 м записывают в виде

Как первый (соотношение продуктивностей), так и второй (соотношение гидропроводностей) метод имеют тот недостаток, что здесь используются значения дебита, пластового давления и депрессии, точность которых в промысловых условиях, осо­ бенно при наличии низкопроницаемых коллекторов, не всегда гарантирована. Поэтому широкое применение, особенно в за­ рубежной практике, получил метод оценки состояния приза­ бойной зоны через скин-эффект S.

6.4.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКИН-ЭФФЕКТА НА ОСНОВАНИИ КРИВОЙ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ

(Skin-effect evaluation with the help of pressure-build­ up curve)

Физический смысл показателя скин-эффекта иллюстрирует зависимость его значения от соотношения меж­ ду проницаемостью пластов удаленной зоны к и призабойной зоны к„:

488

где rs —радиус призабойной (скиновой) зоны; гс —радиус ствола скважины в продуктивном интервале.

Скин-эффект характеризует состояние призабойной зоны скважины, а его значение свидетельствует о наличии или от­ сутствии дополнительных фильтрационных сопротивлений, ко­ торые могут быть обусловлены как низким качеством вскры­ тия пластов, так и изменением фильтрационных параметров призабойной зоны во время отбора продукции. Поскольку та­ кие изменения влияют на процесс восстановления давления в скважине после прекращения нагнетания или отбора, то для оценки наличия скин-эффекта и определения его значения ис­ пользуют КВД, характер которых связан с фильтрационными параметрами зависимостью

где Ар, — прирост давления в течение времени t после за­

крытия скважины, МПа; х = 10—— ------— —пьезопроводность цОяРж+Рл)

пластов, см2/с; i —угловой коэффициент прямолинейного ко­ нечного отрезка кривой восстановления давления в координа­ тах Ар, = m —коэффициент пористости коллекторов; рж,

— коэффициенты сжимаемости жидкости и породы. Правая и левая части уравнения (6.108) равнозначны, ког­

да отсутствуют дополнительные сопротивления в призабой­ ной зоне, а их неравенство свидетельствует о различии между гидропроводностью призабойной и отдаленной зон, что ухуд­ шение гидропроводности призабойной зоны обусловливает не­

обходимость затрат дополнительной депрессии Aps, при неиз­ менном объеме фильтрации продукции:

где Ар, — прирост давления в течение времени t после за­

крытия скважины. Вводя Aps/i = S, получаем уравнение для оп­ ределения скин-эффекта:

Ар

S =— -lg t-c , (6.110) lt

где с —поправка на потери давления на стенке скважины, которую рассчитывают при известных значениях х и гс по фор­

489

муле c = lg—— или берут из табл. 6.7; t —продолжительность

Гс

остановки скважины, мин.

Положительное значение скин-эффекта свидетельствует о наличии дополнительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне скважины, на преодоление которых затрачи­

вается определенная часть депрессии Aps = iS, по которой оце­ нивают соотношение продуктивностей

Примеры решения задач

Задача 23.

Определить состояние призабойной зоны и ка­ чество вскрытия пластов на основании результатов испыта­ ния в процессе бурения скважины.

490