Техника и технология освоения скважин свабированием с информационным геофизическим сопровождением автономной и дистанционной аппаратурой на примере скважин Усинского месторождения

В разрезе палеозойских отложений выделяются следующие основные водоносные комплексы.

1. Водоносный комплекс каменноугольно-нижнепермских отложений (С-Р₁) снизу ограничен толщей ангидритов серпуховского яруса мощностью 150 м, а сверху - глинистыми отложениями нижней перми. Особенностью формирования водоносного комплекса является высокое гипсометрическое положение отложений, которое существовало к началу верхнепермской геологической эпохи. Минерализация вод колеблется в пределах 59-96 г/л - рассолы хлоркальциевого типа.

Водоносный комплекс карбонатных отложений фаменского яруса. Водоупором для него служит маломощная пачка (около 10 м) глин, залегающая в подошве визейского яруса, Дебиты воды колеблются от 0,05 до 0,27 м³/сут. Воды фаменского яруса имеют минерализацию от 60,8 до 80,7 г/л, относятся к хлоркальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе и характеризуются сравнительно высокими коэффициентами метаморфизации (134-253). Содержание брома изменяется от 143,86 до 379,42 мг/л и возрастает с увеличением минерализации. Характерно высокое содержание хлоридов щелочей (60,5-80,9%). Содержание хлоридов и сульфатов щелочно-земельных металлов составляет 39,0-18,7%, бикарбонатов мало 0,22-0,42%.

В составе растворенных газов преобладает метан (44%), содержание азота составляет 12,2%.

Водоносный комплекс среднедевонско-нижнефранской терригенной толщи (Д₂+Д₃ f₁). Водоупорами для данного водоносного комплекса служат сверху - глины кыновско-саргаевсих отложений, а снизу - глинисто-алевролитовая пачка афонинского горизонта. Дебиты основной толщи водоносного горизонта при исследовании скважин 4 и 30 составили 5,2 и 39,3 м³/сут при депрессиях от 2,85 и 2,25 МПа. Минерализация вод характеризуется как аномально пониженная, относится к хлоркальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе.

В солевом составе пластовых вод преобладают хлориды щелочей (83,9-87,6%). Хлориды и сульфаты щелочно-земельных металлов составляет 12-16%, бикарбонатов 0,14-0,88%. Давление насыщения воды газом колеблется от 4 до 10,7 МПа. В составе газа преобладает метан (76,4-87%), содержание азота изменяется в пределах от 4,5 до 9,4%.

Водоносный комплекс карбонатной толщи силура и нижнего девона (S-Д₁). Рассматриваемый комплекс изучен слабо. Вскрытая мощность его - 558 м. Водоупором для данного комплекса служат глины афонинского горизонта. Водоносный комплекс представлен известняками с прослоями глин и мергелей. Воды представлены рассолами хлоркальциевого типа с минерализацией 126-217 г/л. Концентрация брома от 240 до 932 мг/л, йода - 6,5-18,7 мг/л.

1.6 Физические свойства пород

Пористость

Для определения открытой пористости использовался способ насыщения образцов керосином по методу Преображенского.

Пористость нефтенасыщенных песчаников продуктивных пачек I+II по керну изменяется от 6,9% до 19,3% и в среднем по 753 определениям составляет 12,62% при коэффициенте вариации равном ± 21,08%.

В III-ей пачке среди продуктивных поромд преобладают (88% образцов) песчаники с пористостью 8-16%. В среднем по 211 определениям открытая пористость пород-коллекторов составляет 11,81%, при коэффициенте вариации, равном ± 22,6%.

Пористость нефтенасыщенных песчаников верхней (IV) пачки изменяется практически в тех же интервалах, что и в основной продуктивной толще. Однако полигон распределения образцов по пористости имеет левостороннюю (положительную) асимметрию со смещенным максимумом, раным 9%. В среднем, по 50 определениям, открытая пористость составляет 11,04% при коэффициенте вариации, равном ± 28,44%.

В целом по IV, III, II+I продуктивным пачкам можно сказать следующее: полигоны распределения пористости пород-коллекторов этих продуктивных пачек не противоречат нормальному закону распределения, четко прослеживается ухудшение емкостных свойств коллекторов снизу вверх по разрезу продуктивных отложений среднего девона (мода смещается влево, медиана по кумулятивным кривым уменьшается). Максимальные среднеарифметические значения пористости (14-15,8%) пород-коллекторов по керну для I+II пачек в основной толще наблюдаются в скважинах, пробуренных в центральной части месторождения, в области наибольших эффективных нефтенасыщенных толщин.

Проницаемость

Проницаемость пород по газу определялась на приборе ГК-5, а по керосину на установке УИПК-1М по общепринятой методике. Отклонения между основными и контрольными определениями по отдельным классам газопроницаемости колеблются в пределах 0,13-11,84 мД.

Среднегеометрическое значение газопроницаемости пород-коллекторов составляет по пачке I+II (745 определений) 71 мД, по пачке III (194 определения) 45 мД. Среднеарифметическое значение газопроницаемости по этим же образцам составило по пачкам I+II - 146,6 мД и по пачке III - 101 мД. Необходимо отметить удовлетворительную сходимость определения проницаемости по керну и по данным гидродинамических исследований скважин.

Песчаники верхней (IV пачки) по 46 определениям характеризуются более низкими фильтрационными свойствами. Газопроницаемость коллекторов изменяется в пределах 1-80 мД и среденгеометрическое ее значение составило 7,6 мД. Среднеарифметическое значение газопроницаемости по 46 определениям составило 12,1 мД.

Остаточная нефте-водонасыщенность

Всего было произведено 947 определений остаточной нефтенасыщености образцов керна с проницаемостью более 1 мД, из них 903 - по основной толще и 44 определения - по верхним (IV) пачке.

Средняя остаточная нефтенасыщеность песчаников основной толщи составила 16,3% при колебании по отдельным образцам от 2% до 64%. Большинство (80%) образцов имеют остаточную нефтенасыщенность в пределах 8-20%. Образцы, отобранные из зоны водонефтянного контакта (скв.452, интервал 3455-3465 м), характеризуются повышенным (40-64% от объема пор) содержанием остаточной “окислившейся” нефти.

Средняя остаточная нефтенасыщенность песчаников верхней (IV) пачки составила 26,2%, при колебании по отдельным образцам от 8%-до 44%.

Остаточная водонасыщенность песчаников продуктивных пачек I+II основной толщи по 220 определений в капилляриметрии в среднем составила 16,2%, по 263 определениям в центрифуге 17,3% и по 12 определениям по кривым капиллярного давления (ртутная порометрия ) - 10%. Песчаники III пачки основной толщи по 13 определениям в капилляриметре, 23 определениям в центрифуге и 23 определениям по кривым капиллярного давления содержат в среднем 12,1% остаточной воды. Водонасыщенность верхней (IV) пачки по 33 определениям в центрифуге в среднем составила 23,5% и 4 определениям по кривым капиллярного давления - 11%.

Порометрическая характеристика

В объеме порового пространства песчаников с газопроницаемостью 4-67 мД преобладают поры радиусом 7-2,5 мкм, составляя 52% от общего объема пор. Основная часть порового пространства состоит из мелких пор (r меньше 9 мкм составляет 80%). Средний радиус пор, рассчитанный для каждого из 16 исследованных образцов по кумулятивным кривым распределения, колеблется в пределах 2,1-5,3 мкм и в среднем составляет 4,4 мкм.

В объеме порового пространства песчаников с газопроницаемостью 100-1000 мД преобладают поры радиусом 5-25 мкм, составляя 75% от общего объема пор. Средний радиус пор, расчитанный для каждого из 21 изученного образца по кумулятивным кривым распределения, колеблется в пределах 5,4-22,0 мкм и в среднем составляет 8,6 мкм. Содержание пор радиусом 1 мкм, с которыми связана в основном остаточная водонасыщенность, не превышает 12%.

Электрические свойства

Измерения электрического удельного сопротивления (ЭУС) производились в стандартных (атмосферных) условиях по общепринятой методике двухэлектродной мостовой схемы на образцах керна правильной геометрической формы (кубики и цилиндры) после полного насыщения порового пространства их 4-н раствором NаCl. Последний характеризуется ЭУС 0,046-0,048 при t = +20^оС и плотностью 1,15 г/см3. Полнота насыщения образцов контролировалась путем сопоставления значений открытой пористости по керосину и модели пластовой воды.

Практически все образцы пород-коллекторов, насыщенные 4-н раствором NаCl имеют электрическое удельное сопротивление в пределах 0,8-4 омм, а плотных пород (неколлектор) - в пределах 4-16 омм, редко 24 омм. По 277 образцам пород среднего девона она выражается уравнением Рп=1,27xКп^-1,63 при коэффициенте корреляции, равном минус 90. Следует отметить, что для образцов пород с открытой пористостью менее 8% наблюдается значительный разброс значений Рп при одинаковых значениях Кп.

На Усинском месторождении исследование керна в условиях, близких к пластовым, не проводились.

Таким образом, для определения нефтенасыщенности терригенных пород-коллекторов среднего девона при количественной интерпретации диаграмм ГИС рекомендуется использовать зависимости Рн=1,17xКов^-1,6 и Рппл=0,77xКппл^-2. Они близки аналогичным зависимостям для продуктивных песчаников среднего девона на соседней Южно-Возейской площади.

Акустические свойства

При измерении открытой пористости пород от 2 до 19% интервальное время пробега продольной волны меняется в пределах 200-330 мкс/м. Зависимость Дt=f(Кп) не линейна.

Она в билогарифмическом масштабе в интервале открытой пористости 4-19% выражается уравнением связи Дt=167,5xКп^0,2 при коэффициенте корреляции 0,78.

2. Методы вызова притока

2.1 Основы теории методов вызова притока

Комплекс работ по вызову притока из пласта в скважину, обеспечивающего ее продуктивность в соответствии с местными добывными возможностями пласта или с достижением крайне важной приемистости (для нагнетательных скважин) называется освоением скважин.

На этапах завершения бурения, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны призабойная зона пласта, особенно поверхность вскрытой части скважины? бывает загрязнена тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. По этой причине и в результате некоторых других физико-химических процессов образуется зона с пониженной проницаемостью, иногда непроницаемая. Цель освоения -- восстановление естественной проницаемости пород призабойной зоны и достижение притока, соответствующего добывным возможностям скважины или нормальной приемистости нагнетательных скважин [1].

Сущность освоения скважины состоит в создании перепада между пластовым и забойным давлениями, с превышением пластового давления над забойным, т. е. депрессии. Достигается это двумя путями? либо уменьшением плотности жидкости в скважине, либо снижением уровня (столба) жидкости в скважине.

В первом случае буровой раствор последовательно замещают водой, затем -- нефтью.

Во втором случае уровень в скважине понижают одним из нижеописанных способов? оттартыванием желонкой или поршневанием; продавкой сжатым газом или воздухом (компрессорным способом); аэрацией (прокачкой газожидкостной смеси); откачкой жидкости штанговыми скважинными насосами или погружными центробежными электронасосами.

Таким образом, можно выделить следующие шесть основных способов вызова притока? замена скважинной жидкости на более легкую, компрессионный метод, аэрация, откачка глубинными насосами, тартание, поршневание.

Перед освоением на устье скважины устанавливают арматуру в соответствии с применяемым методом и способом эксплуатации скважины. В любом случае необходимо, чтобы на фланце обсадной колонны была установлена задвижка высокого давления на случай необходимости перекрытия ствола.

Замену скважинной жидкости выполняют по следующей схеме. После перфорации эксплуатационной колонны в скважину до уровня фильтра опускают насосно-компрессорные трубы (НКТ). Далее в межколонное пространство между эксплуатационной колонной и спущенными трубами под давлением закачивают воду. Буровой раствор, находящийся в скважине, вытесняется из нее по НКТ. В случае если после замены бурового раствора водой вызвать приток не удается, то переходят на промывку скважины нефтью. После промывки скважины водой или дегазированной нефтью возможно добиться уменьшения давления на забой.

Сущность продавки с помощью сжатого газа или состоит в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной колонной. Сжатый газ выдавливает жидкость, заполняющую скважину, через спущенные в нее НКТ на поверхность.

Аэрация -- процесс смешивания жидкости с пузырьками сжатого газа (воздуха). При аэрации за счёт постепенного смешивания сжатого газа (воздуха) и жидкости, заполняющей скважину (бурового раствора, воды, нефти), уменьшается плотность жидкости и тем самым плавно снижается забойное давление.

Для аэрации к скважине помимо водяной (нефтяной) линии от насоса подводят также газовую (воздушную) линию от компрессора. Жидкость и газ (воздух) смешиваются в специальном смесителе (эжекторе) либо в газопроводящей линии скважины, и аэрированная жидкость (газожидкостная смесь) нагнетается в ее затрубное пространство. При смене жидкости, заполняющей скважину, этой смесью забойное давление понижается, и, когда оно становится ниже пластового, нефть поступает из пласта в скважину.

Освоение при помощи скважинных насосов используют в скважинах, которые предполагается эксплуатировать глубинно-насосным методом. В некоторых случаях перед спуском НКТ забой очищают при помощи желонки. Если ствол и забой чистые, то в скважину опускают НКТ, штанговый насос, монтируют станок-качалку, и запускают скважину в эксплуатацию. Скважины, которые будут эксплуатироваться погружными электронасосами, осваиваются точно так же.

Освоение нагнетательных скважин аналогично освоению добывающих. В них, как и в добывающих, после получения притока из пласта необходимо производить долгий отбор жидкости для очистки призабойной зоны и пор пласта от проникших в пласт при бурении глинистого раствора, взвешенных частиц (гематита? барита), продуктов коррозии и т. д. Отличие состоит в том, что, в случае если добывающие скважины рекомендуется осваивать постепенным увеличением отборов, то внагнетательных в процессе освоения следует стремиться к отборам большого количества жидкостей и механических примесей (песка, ржавчины и пр.). Это обеспечивает большую приемистость или поглотительную способность скважин.

Дренируют пласт так же, как и при вызове притока в добывающих скважинах? поршневанием, применением сжатого воздуха, откачкой жидкости центробежными глубинными электронасосами, т. е. методами, допускающими откачку большого колическтва жидкости.

Тартание -- извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) стальном канате с помощью лебедки. Желонку изготовляют из трубы длиной 8 м и диаметром не более 0,7 диаметра обсадной колонны. В нижней части желонка имеет клапан со штоком, открывающимся при упоре, в верхней части -- скобу для прикрепления каната. За один рейс (спуск-подъем) выносится не более 0,06 м3 жидкости.

Тартание -- малопроизводительный, трудоемкий способ понижения уровня жидкости в скважине с очень ограниченными возможностями применения: только в скважинах, где не ожидается никаких фонтанных проявлений, - так как устьевая задвижка должна быть открыта до извлечения из скважины желонки и каната. К недостаткам этого способа относится загрязнение окружающей среды. Но данный метод дает возможность извлечения осадка с забоя и контроля положения уровня жидкости в скважине.

При свабировании (поршневанеии) уровень жидкости в скважине понижается с помощью cваба (поршня) с одной или несколькими манжетами, работающими по принципу обратного клапана. Сваб контактирует непосредственно с насосно-компрессорной трубой (НКТ), и в сочетании с канатным подъемом это обеспечивает возможность сверхдлинноходовой откачки жидкости. За один раз сваб может поднять столб жидкости высотой более 800 м. Периодическим спуском и подъемом cваба постепенно достигается необходимое для вызова притока гидростатическое давление на забой. При этом полностью исключается возможность проникновения промывочной жидкости в продуктивные пласты. Изменение уровня жидкости после каждого цикла свабирования позволяет оценить состояние призабойной зоны пласта (ПЗП). Если восстановление уровня в скважине происходит гораздо медленнее, чем отбор, это указывает, как на геологические условия (низкие параметры коллектора, снижение пластового давления и т.п.), так и на технологические (загрязнение ПЗП продуктами фильтрации нефти, наличие зон кольматации), что встречается гораздо чаще.

Для возбуждения скважины свабированием в нее до фильтра спускают НКТ. Каждую трубу шаблонируют. При спуске поршня под уровень (обычно на глубину 75--150 м) жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме его клапан закрывается, а манжеты, распираемые под действием давления столба жидкости, прижимаются к стенке трубы и уплотняются. За один подъем выталкивается столб жидкости, находящейся над поршнем на глубине погружения под уровень жидкости. Свабирование в 10--15 раз эффективнее тартания.

При непрерывном свабировании уровень жидкости в скважине понижается и соответственно снижается давление на забой, что вызывает приток в скважину жидкости из пласта [5].

Свабирование применяется:

Для удаления бурового раствора из скважины.

Для удаления продуктов распада после кислотной обработки.

После проведения гидроразрыва пласта.

Перед ПВР (снижение уровня перед перфорацией).

После ПВР для увеличения притока.

Выявление динамического положения уровня жидкости в скважине - определение глубины установки насоса.

Замена жидкостей в скважине.

Запуск скважин путем создания перепада давления.

Определение наличия какого-либо притока жидкости.

Разгрузка газовой скважины и удаление жидкости, которая снижает или полностью останавливает добычу газа [3].

2.2 Методика полевых работ при свабировнии

Методика свабирования должна обеспечивать возможность создания регулируемой максимальной депрессии на пласт, допустимой по геологическим условиям залегания продуктивного горизонта, прочности коллектора, эксплуатационной колонны, цементного камня, возможностей используемого оборудования.

В зависимости от поставленных задач, свабирование осуществляется по эксплутационной колонне или колонне насосно-компрессорных труб.

Эксплутационная колонна в интервале работы cваба должна быть выполнена из труб одного диаметра и не иметь цементных мостов, «летучек» и пр.

Колонна НКТ должна быть составлена из труб одного диаметра и стенкой одинаковой толщины без выступов и покрытий, уменьшающих внутренний диаметр труб.

Схема обвязки устья скважины должна обеспечивать: контроль давления в линии нагнетания и затрубном пространстве, герметизацию устья и извлечение скважинного оборудования под избыточным давлением в скважине, предотвращение попадания воздуха в скважину при свабировании, исследование скважины, предотвращение аварийного выброса скважинного оборудования при бурном проявлении скважины в процессе вызова притока, глушение скважин.

При подаче жидкости в сборный коллектор, поднимаемая высота столба жидкости уменьшается на соответствующую давлению в коллекторе величину.

При осуществлении технологии должны быть обеспечены:

-герметизированное устье, по одной из рекомендуемых схем, согласно плану работ используемых технологических приемов свабирования;

-определение режимов работы;

-извлечение оборудования из скважины при избыточном давлении;

-контроль технологического параметра свабирования;

-исследование скважины;

-применение стандартного оборудования и методов измерения;

-использование оборудования, применяемого в нефтяной промышленности;

-мобильность и автономность комплекса применяемого оборудования;

-экологическую чистоту процесса свабирования;

-безопасность проведения работ.

Готовность скважины к исследованиям оформляется двухсторонним актом, на котором расписываются представитель недропользователя, постоянно находящийся на скважине при производстве работ, и начальник партии.

Наземное оборудование расставляют согласно схеме расстановки оборудования при свабировании (рис. 2.).

Рисунок 2 Схема расстановки оборудования и специальной техники при понижении уровня жидкости в колонне методом свабирования

Натяжной мерный ролик крепят к фланцу устьевой арматуры, подвесной - за крюк талевого блока. Специальный бронированный кабель заводят от подъемника под натяжным роликом, через навесной ролик и сальник лубрикатора.

Для крепления лубрикатора последовательно устанавливают на центральную задвижку тройник-переходник (тройник-разрядник), обеспечивающий прохождение cваба и кабеля в вертикальной плоскости и имеющий в горизонтальной плоскости отвод для излива отбираемой жидкости, переходную план-шайбу (катушку) и превентоp лубрикатора.

Подготовленный сваб или манометр с якорем подсоединяют к специальному бронированному кабелю и заводят в приемную камеру лубрикатора, после чего лубрикатор монтируют на превентоp лубрикатора, закрывают центральную задвижку, подсоединяют линию обвязки к тройнику-переходнику, закрывают задвижку на выкиде и затем проверяют герметичность лубрикатора, повышая постепенно давление жидкости.

Опускают в скважину и устанавливают на якорь автономный манометр.

При присоединенном свабе устанавливают «ноль» счетчика глубин. Его установку проверяют каждые два цикла свабирования (один цикл - 5-6 спуско-подъемов cваба).

При открытых центральной задвижке и задвижке тройника-переходника опускают сваб в скважину без перепусков кабеля. Скорость спуска должна быть не более 3000 м/ч в воздухе и 500 м/ч в жидкости.

Глубина погружения сваба под уровень жидкости не должна превышать 600 м при работе с манжетами на цельнометаллической оправке и 300 м, если манжеты выполнены на проволочном каркасе.

Подъем cваба выполняют без остановок на максимально возможной скорости, которую обеспечивает двигатель подъемника. Рекомендуемая скорость - не менее 3500 м/ч. С глубины 100 м до устья скважины скорость ограничивают до 500 м/ч.

Для предупреждения аварийной ситуации, связанной с возможным выбросом cваба в начальный момент работы высокопродуктивного пласта или пласта, содержащего нефть с большим значением газового фактора, процесс движения cваба по стволу скважины контролируют по показаниям манометра, датчику натяжения и провисанию кабеля.

Свабирование прекращают после получения устойчивого фонтанного притока флюида, снижения уровня жидкости в скважине до заданного или отбора запланированного объема флюида.

Свабирование экстренно прекращают при возникновении следующих аварийных ситуаций:

- интенсивного притока разгазированной жидкости;

- прихвата и обрыва cваба или специального кабеля;

- неисправности подъемника или лубрикатора;

- при загазованности рабочей площадки.

По окончании работ отдельным спуском кабеля извлекают из скважины автономный манометр.

Содержание и объемы выполненных работ указывают в акте, который подписывают представители недропользователя и производителя работ.

Для контроля результатов свабирования свабирующее устройство оснащают датчиками для измерения давления жидкости над свабом, содержания воды в нефти (влагомер), удельной электрической проводимости скважинной жидкости (резистивиметр), температуры жидкости, нагрузки (натяжения кабеля) на сваб и ускорений cваба (акселерометр), которые устанавливают непосредственно над свабом и присоединяют к кабелю.

В насосно-компрессорные трубы ниже заданного уровня понижения жидкости устанавливают на якоре автономный манометр с термометром, который опускают и извлекают с помощью геофизического кабеля, оснащенного разъемным кабельным наконечником [5].

2.3 Технологическое оборудование для свабирования скважин

Для освоения скважины и вызова притока необходимо следующее оборудование и техника:

Специальная техника и оборудование, предоставляемая каротажной партией, которая несет ответственность за его исправную работу:

- лаборатория ЛКС-7;

- каротажный подъемник и кабель;

- лубрикатор (вмещает СВАБ с кабельной головкой, вертлюжком и грузом), раз в полугодие опресcованный в механической мастерской на пробное давление, предусмотренное паспортом.

- верхний подвесной ролик с устройством подвески за крюк талевого блока;

- нижний натяжной ролик с креплением его к фланцу устьевой арматуры;

- СВАБ;

- груз, массой 30 кг;

Подъемник по свабированию скважин без собственной мачты должен располагаться к оси агрегата по ремонту скважин под углом не более 45⁰.

Установки оснащены следующими средствами контроля:

- указателем положения сваба в скважине;

- датчиком контроля натяжения тягового органа;

- датчиком входа сваба в лубрикатор;

- манометром;

- датчиком контроля скорости сваба.

В качестве тягового элемента сваба применяется стальной канат, лента, геофизический кабель. В конце каната должен быть установлен наконечник для присоединения скважинного оборудования.

Выше канатного наконечника должны быть установлены как минимум две метки, служащие для визуального контроля подхода cваба к устью.

Лубрикатор нужен для обеспечения спуска и подъема скважинных приборов на кабеле без разгерметизации устья скважины. Его устанавливают на буферной задвижке фонтанной арматуры действующих скважин.

Лубрикатор содержит снизу вверх следующие основные функциональные элементы:

- переходник для соединения с буферной задвижкой;

- превентоp для аварийного перекрытия скважины с кабелем;

- сигнализируещее устройство (ловушку) для индикации входа прибора в лубрикатор при подъеме и предотвращения падения прибора в скважину в случае его аварийного отрыва от кабеля в лубрикаторе;

- камеру для размещения прибора с грузами;

- уплотнительное устройство для герметизации кабеля.

Переходник должен быть оборудован фланцем, параметры и размеры которого соответствуют размерам фланца буферной задвижки фонтанной арматуры скважины.

Превентоpа представляет собой цилиндр с размещенной в нем парой цилиндрических плашек с торцевыми уплотнениями для герметизации скважины. Перемещение плашек при закрытии или открытии превентоpа осуществляется вручную при помощи резьбовой пары винт-гайка или дистанционно при помощи цилиндра с гидравлическим приводом. В зависимости от условий применяют одинарные пpевентоpы с одной парой плашек и многорядные - с двумя и более рядами плашек, размещенных в разных корпусах или в одном корпусе.

Ловушка снабжена поворотной заслонкой с гидравлическим или ручным приводом для обеспечения пропуска прибора в скважину при выходе его из лубрикатора. Заслонка автоматически пропускает прибор в лубрикатор при подъеме, после чего перекрывает входное отверстие.

Камера для размещения прибора с грузами состоит из секционных труб, свинчиваемых между собой с помощью накидных гаек с трапецеидальной резьбой. Длина набора секционных труб должна быть на 1 метр больше длины спускаемого прибора и набора грузов, которые устанавливают над кабельным наконечником для преодоления выталкивающей силы, пропорциональной давлению в скважине и площади поперечного сечения кабеля.

Уплотнительное устройство при работе с геофизическим кабелем представляет собой комбинацию уплотнителей нескольких типов. По принципу действия различают уплотнители: контактные - действующие за счет обжатия кабеля резиновой втулкой при помощи гидравлического цилиндра с гидроприводом; гидродинамические (газодинамические), в которых герметизация кабеля создается за счет гидродинамических (газодинамических) потерь и снижения давления на выходе из уплотнителя при протекании отводимого в дренажную систему флюида, заполняющего скважину, через зазоры между кабелем и калиброванным отверстием; гидростатические, в которых герметизация осуществляется подачей в зазор между кабелем и калиброванным отверстием уплотняющей смазки под давлением, превышающем устьевое, специальной станцией подачи смазки.

Типоразмеры лубрикаторов определяются набором основных параметров, главными из которых являются давление на устье скважины и условное проходное сечение камеры для размещения приборов. Оптимальный параметрический ряд главных значений устьевого давления - 2, 10, 14, 35, 70, 105 МПа; а параметрический ряд числовых значений условного проходного сечения - 50, 65, 80, 100 мм.

Лубрикаторы используют вместе с верхними и нижними направляющими роликами для пропуска кабеля. Верхний ролик устанавливают на уплотнительном устройстве лубрикатора и при помощи поворотного кронштейна или закрепляют на автономном грузоподъемном устройстве. Нижний ролик закрепляют на фонтанной арматуре скважины либо на автономном грузоподъемном устройстве.

Монтаж и демонтаж лубрикатора на устье скважины осуществляют, при использовании грузоподъемной лебедки, которая устанавливается на фонтанной арматуре или на мачте (стойке) лубрикатора, или при помощи специального грузоподъемного устройства (например, геофизической вышки).

После установки лубрикатора на фланец буферной задвижки фонтанной арматуры проверяют его на герметичность путем постепенного повышения давления скважинного флюида.

Использование в эксплуатации лубрикаторов, в том числе их гидравлические испытания и опреccовку, осуществляют в соответствии с требованиями действующих нормативных документов и эксплуатационной документации.

В качестве запорныx элементов должны применяться полнопроходные пробковые или шаровые краны.

Оборудование и специальная техника, предоставляемая Заказчиком (буровой компанией), которая несет ответственность за его исправную работу:

- устьевое оборудование, предусмотренное проектом на строительство (фонтанная арматура), устьевая площадка);

- подъемная установка;

- емкость с уровнемером, объемом V=10-20 м3;

- цементировочный агрегат ЦА - 320;

- автоцистерна АЦН

- паровая установка ППУ (при температуре окружающего воздуха ниже 0є С);

- НКТ - 73 мм (НКТ - 89 мм) в количестве, необходимом для спуска до интервала перфорации.

Автономный манометр-термометр АМ-1, используемый для контроля результатов свабирования, предназначен для регистрации давления и температуры при гидродинамических исследованиях бурящихся, эксплуатационных и нагнетательных скважин. Запись информации осуществляется в электронную память скважинного прибора, имеющего автономное питание, через равные временные интервалы с привязкой начала измерений к текущему времени. Имеется возможность отложенного запуска прибора.

Технические данные:

- В прибор встроены 4 батарейных модуля, подключающиеся по мере разрядки предыдущего;

Диапазон измерения давления от 0 до 40 Мпа;

Диапазон измерения температуры от -10С до +120С;

Разрешающая способность по давлению 0,02 МПа;

Абсолютная погрешность измерения по температуре, не более 0,5С;

Программируемый интервал времени между измерениями 1….255с;

Программируемый запуск в режим измерения по значению давления с шагом 0,16Мпа от 0 до 1 диапазона Р;

Программируемый запуск с задержкой по времени с шагом 1мин. от 0 до255мин;

Объем памяти обеспечивает регистрацию не менее 32000 значений Р и Т;

Продолжительность хранения информации не менее 700 суток;

Напряжение внешнего источника питания 91V;

Продолжительность работы не менее: 40 суток- при использовании литиевых батарей типа TАDIRАN 3,6V; 8 суток- при использовании батарей типа DURАCЕLL 1,5V;

Габаритные размеры - диаметр36мм, длина - 1600мм.

Принцип работы:

Скважинный прибор АМ-1 содержит тензопреобразователь - датчик давления, термопреобразователь - датчик температуры, блок обработки аналоговых сигналов, микропроцессор, электрическиопрограммируемую память, приемопередатчик RS-232, источник питания +5В, источник питания -5В, коммутатор питания, батарейный блок.

Указанные устройства обеспечивают в автономном режиме питание тензо-, термопреобразователя и других составных частей электронного блока, первичную обработку информации, поступающей от датчиков P и T, преобразование ее и запись в электрически программируемую память ЕЕPRОM.

Измерение давления осуществляется с помощью тензопреобразователя, который представляет собой тензометрический мост и производит пропорциональное преобразование воздействующего на него скважинного давления в выходной электрический сигнал (напряжение постоянного тока). Этот аналоговый сигнал усиливается, нормируется, преобразуется в двенадцатиразрядный параллельный двоичный код и записывается в ППЗУ прибора.

Измерение температуры производится при помощи резистивного температурного датчика, обеспечивающего пропорциональное преобразование температуры окружающей среды в электрическое напряжение постоянного тока, которое усиливается, нормируется, преобразуется в двенадцатиразрядный двоичный код и записывается в ППЗУ прибора.

При поднятии скважинного прибора на поверхность информация может быть извлечена на жесткий диск компьютера. Информация переносится при помощи программы обслуживания АМ-1, которая работает в среде Windоws [5].

2.4 Обработка и интерпретация результатов свабирования

Есть методы обработки данных КВУ (кривая восстановления уровня) позволяющие определить гидропроводность пласта и оценить состояние призабойной зоны через скин-фактор. Это операционный метод Баренблатта и обобщенный дифференциальный метод Мясникова. Для их корректного использования необходим учёт всей истории изменения дебита и забойного давления в скважине [1].

Гидропроводность характеризует способность пласта-коллектора пропускать через себя жидкость, насыщающую его поры (способность пласта-коллектора пропускать газ называется проводимостью) и выражается формулой:

где у -- гидропроводность пласта;

k -- проницаемость;

h -- толщина пласта;

м -- вязкость жидкости, насыщающей поры пласта.

Скин-фактор - это гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению дебита по сравнению с совершенной скважиной. Причинами скин-фактора являются загрязнение прискважинной зоны и прочие нелинейные эффекты, другими словами, гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта. Применяя уравнение Дюпюи для плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине:

где K-- коэффициент продуктивности;

Q --дебит;

ДP -- разность давления.

Получаем выражение для скин-фактора:



где S -- это скин-фактор;

K₀ -- потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора);

K -- фактическая продуктивность реальной скважины;

Rк -- радиус контура питания (воронки депрессии), то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами);

r_c -- фактический радиус скважины по долоту в интервале вскрытия пласта [6].

3. Теоретические и экспериментальные исследования автора

3.1 Факторы, учитываемые при выборе депрессии на пласт для вызова притока

Вызов притока нефти или газа в скважину возможен лишь при условии, если p_пл ^> Рз ⁺ Р_доп где р_пл - пластовое давление; р₃ - забойное давление; Р_доп ~ дополнительное давление, необходимое для преодоления сопротивлений, которые встречает жидкость или газ, перемещаясь к забою скважины. Эти сопротивления создаются природными и искусственными причинами, возникающими в процессе бурения (загрязнение призабойной зоны).

Пластовое давление - параметр, неизменный в процессе освоения скважины. Поэтому, чтобы удовлетворить вышеописанное неравенство, могут изменяться р, Н, р_доп.

Другими словами, приток жидкости из пласта начинается тогда, когда давление столба жидкости в скважине становится меньше пластового давления, т.е. при создании депрессии на пласт.

При вызове притока флюидов из коллектора необходимо учитывать вещественный состав пласта, качество его сцементированности, условия залегания, характер проявления вод и пр. Недоучет конкретных условий может привести к разрушениям слабосцементированной породы в приствольной зоне, деформации эксплуатационной колонны, нарушениям цементного кольца, прорыву посторонних вод и т.д.

Считают, что приток будет интенсивным при создании высоких депрессий на пласт, достигаемых за короткий промежуток времени, причем после начала притока рекомендуется некоторое время поддерживать форсированный режим работы скважины для хорошей очистки призабойной зоны пласта. В некоторых случаях (прочный пласт-коллектор, отсутствие подошвенной воды) подобный подход приемлем, но указанная точка зрения противоречит современным требованиям к освоению скважин. Результативность ее зависит от эффективности разрушения блокады в ПЗП. Вид блокады характеризует степень ущерба для реактивного пласта и определяет эффективное воздействие, обеспечивающее прорыв этой блокады и восстановление продуктивности скважины (пласта). Блокады могут быть вызваны большой продолжительностью времени с момента вскрытия и до вызова притока, повышенной репрессией, низкой активностью физико-химических процессов в ПЗП, Засорением твердой фазой бурового раствора и т.п.

Эти процессы неравнозначны, и оценить их влияние на фильтрационные характеристики пласта можно только при учете реальных геологических условий.

Значительно влияют на подвижность углеводородов в зоне проникновения перераспределение водонефтегазонасыщенности и наличие внесенных или сконденсированных в пластовых условиях веществ, находящихся во взвешенном состоянии.

Технология вызова из продуктивных пластов притока должна учитывать категорию блокады ПЗП.

Универсального способа разрушения любого типа блокады ПЗП при вызове притока в настоящее время нет, поэтому при выборе метода воздействия на пласт необходимо учитывать состояние призабойной зоны, особенно в низкопроницаемых пластах. Различия в характере воздействия разными способами вызова притока определяются уровнем депрессии, скоростью и цикличностью ее приложения. Выбор способа вызова притока для конкретных объектов в скважине производят с учетом объективных возможностей производства. В условиях поисково-разведочного бурения определение категории блокады ПЗП затруднено и низка вероятность получения притока из низкопрочных коллекторов при приложении высоких депрессий. В этих условиях рекомендуется вызов притока из пласта осуществлять поэтапно обеспечивая последовательное наращивание возбуждающего действия на ПЗП. Показателями этогощвоздействия являются перепад давления (депрессия) и характер его приложения, разность пластовой и забойной температур. Непосредственному вызову притока из пласта может предшествовать физико-химическое воздействие нащпризабойную зону за счет регулирования состава жидкости освоения.

Абсолютное значение депрессии определяют, исходя из величины максимальной гидравлической репрессии, которая была при циркуляции бурового раствора в процессе вскрытия продуктивного пласта бурением. Величина депрессии должна быть как минимум в 2 раза больше. Тогда коэффициент восстановления нефтепроницаемости ПЗП достигает 60-70%.

Минимальная депрессия, обеспечивающая разрушение блокады и движение фильтрата раствора к забою, в низкопроницаемых отложениях должна быть не менее 6,5 -- 8 МПа. Однако при депрессиях такого уровня восстановление проницаемости призабойной зоны невысокое.