Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин

нение нашли водные растворы солей, полимерные соляные растворы на углеводородной основе (РУО) и некоторые другие.

При использовании СР при вторичном вскрытии пластов получают более позитивный результат по сравнению с перфорацией в среде глинистого раствора. Однако при этом не исключается кольматация пласта взвешенными частицами, которые попадают в СР во время его приготовления, транспортирования и закачки в скважину.

Основные источники загрязнения СР при закачке их в скважину – остатки бурового раствора в колонне, манифольде, задвижках и других элементах циркуляционной системы.

Данные зарубежных исследований свидетельствуют (рис. 13.4), что при концентрации твердых частиц в СР, составляющей 485 мг/л, резко ухудшаются коллекторские свойства пород.

В связи с этим дальнейшее совершенствование технологии вторичного вскрытия пластов требует решения проблемы глубокой очистки СР от взвешенных частиц. Это является третьим этапом технологии вторичного вскрытия пластов. Суть такой технологии – введение дополнительного комплекса работ по снижению концентрации взвешенных частиц. Это предусматривает замену бурового раствора в скважине на СР в несколько этапов:

замена бурового раствора водой в эксплуатационной колонне; отмывка ствола скважины от остатков бурового раствора путем цир-

куляции воды с добавками спиртов и ПАВ по закрытому циклу: емкость – насос – фильтр; для удаления вымытых твердых частиц: скважина – емкость;

замещение воды отфильтрованной перфорационной жидкостью.

Для изъятия из воды вымытых твердых частиц и очищения СР используют фильтры разных конструкций: сетчатые, с фильтрующими элементами в виде пластин, заполненных кварцевым песком, и др. Такие фильтры позволяют снизить концентрацию взвешенных частиц до 2 мг/л, хотя

Рис. 13.4. Влияние концентрации c твердых частиц в специальных жидкостях на проницаемость пород

419

мерные растворы с содержанием 0,3–0,5 % полиакриламида (ПАА) и 20 % CaCl2 характеризуются коэффициентом β = 0,39ч0,46. Причинами тому являются проникновение макромолекул полимера в коллектор и адсорбция их на поверхности фильтрационных каналов. Наиболее низкие значения β = 0,31ч0,35 получены при использовании ИЭР (32,5 % дизельного топлива + 1,5 % эмультала + 6 % СМАД + 60 % воды).

Применяемые в процессе испытаний СР существенно различаются и по легкости вытеснения фильтратов из коллектора. Максимальные значе- ния ∆pτ/∆p0 при использовании солевых и полимерных растворов значи- тельно меньше, чем в случаях применения ИЭР, т.е. удаление фильтрата из ПЗП происходит при более высокой депрессии.

13.6. БУФЕРНЫЕ РАЗДЕЛИТЕЛИ

При порционном заполнении зоны перфорации СР важен выбор буферного разделителя между буровым раствором и СР. Этот буферный раствор должен предупреждать смешение перфорационной среды с буровым раствором как во время заполнения скважины, так и в течение следующих нескольких суток при многоразовых спусках перфораторов или других геофизических приборов. При этом буферный разделитель должен иметь прочную структуру и создавать возможность свободного прохода сквозь него перфоратора. Для предупреждения процесса смешения рекомендуется применять инвертную эмульсию, в которой буферная жидкость противоположна по природе смачивания обеим разделяемым жидкостям. Одним из типов такой буферной жидкости, разделяющей водный буровой раствор и СР на базе солевых растворов, является инвертная эмульсия следующего состава: дизельное топливо – 48,5 %, эмультал – 1,5 %, вода – 50 %. Повышение плотности такой эмульсии достигается за счет ввода в

нее мела или барита (табл. 13.6).

Рассмотрим очищение перфорационной среды от взвешенных частиц. Одним из надежных методов очистки СР является метод его отстоя под воздействием сил гравитации. Для этого СР обрабатывают на поверх-

421

13.7. ТЕХНОЛОГИЯ ЗАПОЛНЕНИЯ СКВАЖИНЫ СПЕЦИАЛЬНОЙ ЖИДКОСТЬЮ

В верхней части скважины используют буровой раствор, применявшийся при первичном вскрытии продуктивных пластов. Этот раствор должен обладать хорошей седиментационной устойчивостью для предупреждения выпадения утяжелителя и его накопления на границе с буферной жидкостью, что может создать трудности для прохождения перфоратора. Ниже бурового раствора размещается порция буферной жидкостиразделителя. Для предупреждения перемещения жидкостей под воздействием гравитационной силы необходимо, чтобы плотность растворов, заполняющих скважину, увеличивалась в направлении сверху вниз не менее чем на 20–40 кг/м3 (ñì. òàáë. 13.6).

Ниже буферного разделителя размещается СР – перфорационная среда. Солевой раствор, применяемый в качестве перфорационной среды, должен вмещать не менее 2 г/л катионов Са2+ (коагулянт) и 0,005–0,007 % ПАА (флокулянт). Объем порции солевого раствора рекомендуется определять из расчета на перекрытие нижней части ствола скважины до уровня, размещенного на 50–100 м выше верхних перфорационных отверстий. Солевой раствор и буферную жидкость готовят в глиномешалке или в мерных емкостях цементировочного агрегата ЦА. В последнем случае для затаривания соли используют дополнительную емкость объемом 0,5–1 м3. Готовить СР и инвертную эмульсию наиболее рационально централизованно с доставкой на буровую автоцистернами. Обработку раствора флокулянтом (ПАА), а также добавку при необходимости коагулянта (CaCl2) осуществляют непосредственно в емкости ЦА при перемешивании в процессе циркуляции по закрытому циклу на протяжении 15–30 мин.

При использовании специальных жидкостей для вторичного вскрытия пластов дебит скважины возрастает на 25–30 % при сокращении времени освоения на 25–40 %.

13.8. ВЫЗОВ ПРИТОКА ПУТЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ ЖИДКОСТИ

В ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЕ

Для вызова притока из пласта путем замещения в эксплуатационной колонне жидкости с большей плотностью на жидкость с меньшей плотностью спускают НКТ в скважину до уровня перфорационных отверстий. В затрубное пространство подают жидкость меньшей плотности насосным агрегатом, вытесняя в колонну НКТ раствор большей плотности. После того как жидкость с меньшей плотностью достигает забоя и попадает в НКТ, начинает снижаться забойное давление. Когда давление на забое становится меньше пластового, т.е. создается депрессия на пласт, становится возможным приток жидкости из продуктивного горизонта. Если продуктивный горизонт образован трещинными породами, то замещение жидкостей в скважине проводят в несколько этапов, причем плотность жидкости замещения на каждом последующем этапе меньше, чем на предыдущем.

423

Рис. 13.5. Схема вызова притока из пласта методом воздушной подушки:

à – нагнетание воздуха компрессором; á – закачивание воды на воздушную подушку насосом; 1 – эксплуатационная колонна; 2 – ÍÊÒ; 3 – воздух, нагнетаемый компрессором; 4 – устьевая арматура; 5 – обратный клапан; 6 – компрессор; 7 – насосный агрегат; 8 – âîäà,

заполняющая скважину до начала нагнетания воздуха; 9 – продуктивный пласт; 10 – воздушная подушка; 11 – вода, закачанная на воздушную подушку

ной глубины снижения уровня). Воду закачивают с такой скоростью, чтобы пузырьки воздуха не могли перемещаться вверх и накапливаться в затрубном пространстве около устья скважины. К моменту прекращения нагнетания воды ее столб над воздушной подушкой достигает высоты Hâ. Суммарная высота столба жидкости и столба сжатого воздуха должна быть больше глубины снижения уровня в скважине, необходимого для получе- ния притока из продуктивного пласта. После прекращения подачи воды затрубное пространство на устье быстро соединяют с атмосферой, и жидкость, содержащаяся над воздушной подушкой, под действием энергии сжатого воздуха выбрасывается из скважины.

Глубину снижения уровня жидкости в скважине, изменяющуюся в диапазоне от 400 до 1600 м, можно определить из табл. 13.7 по заданному максимальному давлению, создаваемому компрессором, и количеству воды, нагнетаемому в кольцевое пространство.

Если условия вызова притока отличаются от приведенных в табл. 13.7, то используют формулу

ãäå kâ.ï = 0,8 – эмпирический коэффициент; Hâ – высота столба воды, поступившей в затрубное пространство; pê – давление воздуха в кольцевом пространстве (на выходе компрессора) перед нагнетанием воды; S – площадь сечения кольцевого пространства; ρ – плотность воды; SÍÊÒ – площадь проходного сечения колонны НКТ.

Уровень жидкости над воздушной подушкой определяется объемом закачанной жидкости Vâ и площадью внутреннего сечения колонны S:

Hâ = Vâ/S.

425

íå, ì; pêîì – давление на выходе компрессора, Па; ρð – плотность рабоче- го потока, кг/м3; ρã – плотность газа (воздуха), нагнетаемого в затрубное

пространство, кг/м3; pàò – атмосферное давление, Па; ∆L – разность между расчетным и фактическим уровнями размещения клапана, м.

Клапан следует крепить на 20–25 м выше рассчитанного уровня. Второй сверху (и последующие) клапаны размещают на глубине

Глубина размещения нижнего клапана не должна быть меньше, чем уровень, обеспечивающий вызов притока в скважину. При определении уровня размещения клапанов уровень жидкости, содействующий притоку в скважину, может быть задан непосредственно через депрессию на пласт, которую необходимо создать:

Hïð = pïë − ∆ð ,

ρð − g

ãäå pïë – пластовое давление; ∆p – депрессия на пласт, обеспечивающая вызов притока в скважину.

13.11. ВЫЗОВ ПРИТОКА С ПОМОЩЬЮ СТРУЙНЫХ АППАРАТОВ

Вызов притока с применением струйных аппаратов обеспечи- вают путем снижения давления в подпакерной зоне до размеров, меньших гидростатического. Это значение следует поддерживать на протяжении запланированного времени.

Известно, что в струйных аппаратах происходят смешение и обмен энергии двух потоков с разными давлениями, в результате чего образуется смешанный поток с переменным давлением. Поток, соединяющийся с рабочим потоком из камеры низкого давления, называют инжектированным. В струйных аппаратах происходит превращение потенциальной энергии потока в кинетическую, которая частично передается инжектированному потоку.

Во время протекания через струйный аппарат выравниваются скорости потоков и снова происходит превращение кинетической энергии смешанного потока в потенциальную.

Основные элементы струйного аппарата (рис. 13.6) – сопло 1 (рабочая насадка) и приемная камера 2 с диффузором. За счет процессов трения рабочее давление снижается, поток Qð смешивается с инжектированным потоком Qè и на выходе струйного аппарата получаем смешанный по-

òîê Qñ.

Схема размещения струйного аппарата в скважине предполагает его установку в колонне НКТ с пакером. Буровой раствор подается по колонне труб к рабочей насадке аппарата. Расход рабочей жидкости равен расходу поверхностных насосов. Далее поток проходит через камеру смешения аппарата с диффузором и через затрубное пространство направляется к устью скважины. Инжектированный поток (пластовая жидкость) по всасы

427