Освоение скважин

Это комплекс работ по вызову притока флюида из скважин (пласта) и исследовании их с целью установления потенциального и технологического режимов. Результатом этих работ должны быть: гидродинамическая характеристика пластов, физико-химическая характеристика пластовых флюидов, методы интенсификации притока, условия нагнетания вытесняющего агента и др.

Одним из важнейших условий повышения эффективности разработки нефтегазовых скважин является высокое качество вскрытия продуктивных пластов. Доказано, что применяемые буровые растворы, приготовленные на водной основе, снижают естественную проницаемость пород на 15-60%. Это происходит из-за проникновения в породы фильтрата и самой промывочной жидкости, т.е. из-за качества ее, величины давления на пласт при их вскрытии и продолжительности вскрытия. Иногда давление настолько велико, что приводит к разрыву пласта и проникновению в него большого количества бурового раствора. Так, только проникновение глинистых частиц в пласт на глубину 2см. может вызвать уменьшение проницаемости пород в 2 раза и более. Фильтрат приводит к набуханию глинистых частиц, находящихся в пласте, образованию стойкой эмульсии типа вода-нефть, с удержанием воды в пористой среде капиллярными силами, с образованием нерастворимых осадков в порах продуктивного пласта при взаимодействии фильтрата с высокоминерализованной водой. Все приводит к увеличению сроков освоения скважин, снижает их производительность, неравномерно вырабатывается залежь, снижается степень извлечения УВ из недр, иногда могут быть не освоены отдельные пропластки. Для определения зоны проникновения используют (рассчитывают) кривую восстановления давления - КВД. К промывочной жидкости предъявляются специальные требования, а именно:

1) минимальное проникновение фильтрата в пласт;

2) предотвращение образования стойких водонефтяных эмульсий;

3) лёгкость извлечения из ПЗП фильтрата и твердой фазы раствора;

4) отсутствие образования осадков, снижающих проницаемость пород;

5) высокие скорости проходки при вскрытии пластов.

Для рационального вскрытия пластов необходимо учитывать Р_пл, вещественный состав коллектора, наличие набухающих глин, трещиноватость, проницаемость, степень сцементирования и др. Все это обуславливает конструкцию забоя скважины.

10.1. Вызов притока флюида из скважины

Условия вызова притока из пласта в большей степени влияют как на успешность освоения, так и на дальнейший режим работы скважины. Наличие газовой шапки, подошвенных вод, посторонних подошвенных вод (в кровле или подошве пласта), несцементированность пород и др. факторы решающим образом определяют способ вызова притока флюида из пласта.

Если ПЗП сильно загрязнена при вскрытии, лучше предварительно очистить ее (ПЗП), чем потом при освоении создавать большие депрессии, что может привести к прорыву газа или воды. Вызов притока производят созданием депрессии на пласт:

1)методом снижением плотности жидкости в стволе скважины;

2)снижением уровня жидкости в скважине свабированием или с помощью компрессора, или газа высокого давления;

3)использованием перфорации на насосно-компрессорных трубах, не заполненных жидкостью;

4)используя допускные муфты запуска скважины;

5)комплексирование названых методов.

Основное в процессе запуска скважины в работу (т.е. вызова притока) - постепенность создания депрессии на пласт.

10.2. Определение коэффициента конденсатоотдачи пласта. Исследование на УКГ-3

Разработка газоконденсатных месторождений ведется либо со снижением пластового давления, либо с поддержанием его путем обратной закачки добытого газа в пласт после отделения от него конденсата. При разработке газоконденсатных залежей, без поддержания пластового давления, часть С_5+В выделяется в пласте и остается не извлеченной. Количество теряющегося в пласте конденсата, зависит от его содержания и свойств газоконденсатной смеси и термодинамических условий пласта. Для определения коэффициента извлечения конденсата из пласта (конденсатоотдачи) необходимо определить пластовые потери конденсата к концу разработки месторождения.

Пластовые потери конденсата определяются до промышленной разработки залежи. В зависимости от содержания C_5+В в пластовом газе, пластовые потери конденсата определяются различными способами. В том случае, когда содержание C_5+В < 30 г/м³, коэффициент конденсатоотдачи определяется по рис. 28 или с помощью несколько усовершенствованной установки УГК-3.

Существующая система измерения давления и температуры в УГК-3 имеет погрешность 0,2%. Устройство для замера жидкости в бомбе PVT позволяет производить визуальный отсчет с точностью 0,01см³. Для обеспечения точности измерения количества жидкости 0,2% необходимо, чтобы объем жидкости в бомбе был не менее 5см³. В зависимости от состава при снижении давления выпадает до 30 об.% конденсата, что вполне достаточно для визуального измерения в процессе экспериментов.

Эксперименты с содержанием C_5+В менее 30 г/м³ можно проводить после модернизации узла визуального наблюдения конденсата УГК-3 и применения несколько иного от применяемого способа подготовки установки и загрузки сырого конденсата. Методика подготовки и погрузки заключается в следующее.

Рисунок 28. Зависимость коэффициента

извлечения конденсата β от отношения

После промывки спиртом и продувки азотом бомбы PVT опустить верхний поршень на 4/5 объема бомбы, а измерительный пресс поджимать вверх до срабатывания концевого переключателя.

Вакуумировать установки до остаточного давления 1—2 мм рт.ст. Повторно вакуумировать после ввода в бомбу ДЭГа. Заполнить объем бомбы PVT между измерительным прессом в его крайнем верхнем положении и мешалкой, опущенной в крайнее нижнее положение, с таким расчетом, чтобы мешалка погружалась в ДЭГ на 0,1—0,2 мм.

Заполнить бомбу сырым конденсатом, пропуская его через неподвижный ДЭГ, что фиксируется визуально через смотровое стекло. Если ДЭГ в момент открытия впускного жидкостного вентиля спускается вниз, увеличивают давление в нужной системе (пробоотборнике), если поднимается вверх — в бомбе.

Опыты, проведенные указанным способом, показали его полную приемлемость при потенциальном содержании C₅ + в 11,7 г/м³.

При содержании в пластовом газе более 30 г/м³ C_5+в коэффициент конденсатоотдачи определяют экспериментальным путем.

Экспериментальное определение k_Кпроводится методом рекомбинирования проб. Рекомбинированная проба составляется в бомбе в соответствии с конденсатным фактором (в см³/м³), замеренным на месторождении при отборе из сепаратора проб сырого конденсата и отсепарированного газа. Определения проводятся в следующей последовательности.

Вакуумируется межпоршневое пространство (до остаточного давления - 3мм рт. ст.).

Бомба загружается пробой отсепарированного газа, под давлением которого поршень уходит в крайнее верхнее положение, после выравнивания давления в бомбе и баллоне последний отключается от бомбы и подключается к поджимке, при помощи которой дополнительно подается необходимое количество газа.

Порядок заполнения бомбы пробой газа с помощью поджимки следующий. Поджимка заполняется пробой газа до остаточного давления в баллоне. Перекрывается баллон и насос соединяется с поджимкой. Подкачивая в запоршневое пространство поджимки гликоль или глицерин, последней создаёт давление газа, выше давления в бомбе. Вся проба газа передавливается в бомбу, затем загружается расчетное количество конденсата. По соотношению количества газа и конденсата можно рассчитать объем извлекаемого конденсата.