15 ВЫЗОВ ПРИТОКА

15.1.ВЫБОР СПОСОБА ВЫЗОВА ПРИТОКА

Вызов притока из пласта достигается во всех случаях путем снижения забойного давления одним из методов, указанных в таблице 15.3. Забойное давление снижается до получения притока либо до достижения допустимой депрессии на пласт. Способ создания депрессии выбирается исходя из конкретных условий: глубины скважины, пластового давления, технического состояния скважины, наличия оборудования, материалов, технических средств и опыта освоения аналогичных объектов.

Понижение давления у забоя скважины может быть достигнуто следующими способами:

- заменой бурового раствора раствором меньшей плотности (разница в плотности последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,5 г/см³);

- заменой бурового раствора водой;

- снижением уровня жидкости в скважине (свабирование, поршневание);

- использованием струйных насосов;

- использованием аэрированных жидкостей и пенных систем;

- промывкой скважины (фонтанной) находящейся в стволе жидкостью при практическом равенстве давлений пластового и в ПЗП.

Результативность при вызове притока 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). Приведенные в таблице 15.1 категории блокады ПЗП классифицированы по степени загрязнения с учетом процессов, происходящих с той или иной интенсивностью в ПЗП при вскрытии пласта бурением.

Эти процессы неравнозначны и оценить степень влияния их на фильтрационные характеристики пласта можно лишь при учете реальных горно-геологических условий. В таблице 15.2 процессы, происходящие в ПЗП, систематизированы по признакам воздействия. Движущей силой приведенных в таблице 15.2 процессов являются:перепады давления на пласт и интенсивность их приложения;разность забойной и пластовой температур;

результирующее давление физико-химических процессов, которые определяются наличием контракционного градиента, градиента напряжения смачиваемости, электродвижущими силами и т.д. Воздействие на ПЗП приводит к снижению подвижности агентов, насыщающих эту зону, к изменению структуры и объема фильтрующего пространства, что в конечном счете снижает продуктивность пласта.

Классификация блокад ПЗП (по В.М. Подгорнову)

Таблица 15.1.

Категория блокады	Характеристика блокады	Признаки, определяющие блокаду	Воздействие, обеспечивающее прорыв блокады
I	Проникновение не изменяет фазовой проницаемости в ПЗП	Нормированная репрессия. Оптимальный состав депрессионной среды бурового раствора. Высокая подвижность пластовых агентов и флюидов. Низкая активность физико-химических процессов в ПЗП	Одноцикловое приложение депрессии при ее оптимальной скорости
II	Блокада фильтратом бурового раствора (снижение подвижности фаз в ПЗП)	Большая продолжительность от момента вскрытия пласта до вызова притока. Повышенная репрессия. Интенсивная прямоточная капиллярная пропитка, осмотические перетоки в пласт. Большая скорость фильтрации раствора в ПЗП. Фазовые переходы в ПЗП	Одноцикловое или поэтапное снижение депрессии с оптимальной интенсивностью; предварительное воздействие с целью сократить зоны проникновения
III	Блокада твердой фазой бурового раствора при несущественном проникновении фильтрата, (изменение структуры фильтрующего пространства)	Низкая проницаемость фильтрационной корки. Высокое содержание в буровом растворе коллоидной глины и барита. Сравнительно высокая вязкость фильтрата	Импульсное приложение максимальной по величине депрессии
IV	Блокада твердой фазой и фильтратом раствора (изменение объема и структуры пространства, снижение подвижности фаз в ПЗП)	Большая репрессия. Высокое содержание в растворе адгезионно-активной фазы и адсорбционно-активных реагентов. Большая скорость фильтрации раствора в ПЗП. Гидрофилизация ПЗП и набухание глинистого цемента	Многоцикловое приложение оптимальной по вели- чине депрессии; предварительное воздействие с целью интенсификации притока
V	Блокада буровым раствором трещин и перфорационных каналов	Гидроразрыв ПЗП и поглощение бурового раствора. Высокая прочность в структуре раствора	Гидровибровоздействие или многоцикловое воздействие с приложением оптимальной депрессии при максимальной скорости

Причины изменения продуктивности ПЗП

Таблица 15.2.

Признак воздействия на ПЗП	Процессы в призабойной зоне продуктивного пласта	Причины блокады ПЗП
Термодинамическая неуравновешенность пластовых и забойных условий	Изменение свойств пластовых флюидов соответственно забойным условиям. Выделение газа из нефти. Конденсирование новообразований	Снижение подвижности пластовых флюидов. Снижение подвижности фаз ПЗП без изменения объема и структуры фильтрующего пространства
Проникновение дисперсной среды буровых растворов в ПЗП через фильтрационную корку¹	Растворение газа в фильтрате. Высаливание и комплексообразование. Перераспределение водонасыщенности. Образование эмульсии и газовых депрессий Набухание гидратирующих минералов. Донасыщение поверхности фильтрующих каналов водной фазой. Гидрофилизация поверхности фильтрующих каналов. Адсорбция асфальтосмолистых компонентов пластовых нефтей. Адсорбция химических реагентов из фильтратов буровых растворов. Адгезия сконденсированной в пластовых условиях твердой фазы	Снижение подвижности фаз ПЗП и снижение эффективного радиуса (объема) фильтрационных каналов
Проникновение тонкодисперсной фазы в ПЗП растворов¹	Адгезия твердой фазы буровых растворов на поверхности фильтрирующих каналов. Частичная или полная закупорка фильтрующих каналов	Изменение структуры фильтрующего пространства (перераспределение пор по размерам)
Проникновение бурового раствора в ПЗП¹	Структурообразование и коагуляция в объеме поглощенного бурового раствора. Формирование внутренней фильтрационной корки на проницаемых стенках каналов и трещин.	Заполнение перфорационных и фильтрующих каналов и трещин загустевающей со временем суспензией
Высокое напряжение на скелет породы²	Образование и деформация трещин. Разрушение скелета породы	Разрушение структуры фильтрующего пространства
¹Формирование зоны проникновения.
²Деформация породы.

Воздействие на ПЗП приводит к снижению подвижности агентов, насыщающих эту зону, к изменению структуры и объема фильтрующего пространства, что в конечном счете снижает продуктивность пласта.

Изменение структуры фильтрующего пространства характеризуется перераспределением размеров пор за счет физического проникновения дисперсной фазы буровых растворов. Это проникновение определяется соотношением размеров частиц твердой фазы и пор и характерно для поверхностных участков ствола, где происходит интенсивная кольматация с перераспределением пор по размерам. Относительно более равномерное изменение объема фильтрующего пространства происходит в результате набухания, формирования или размывания адсорбционных и гидратных пленок на поверхности пор. Существенное влияние на подвижность углеводородов в зоне проникновения оказывает перераспределение водонефтегазонасыщенности и наличие внесенных или сконденсированных в пластовых условиях веществ, находящихся во взвешенном состоянии. Снижение подвижности жидких углеводородов в ПЗП за зоной проникновения происходит при снижении температуры и давления в околоскважинном пространстве при циркуляции бурового раствора за счет фазовых переходов (выделение твердых или газообразных компонентов).Разрушение или деформация проницаемого пространства, которые возможны как при вскрытии пласта бурением, так и при вызове притока из него, определяются уровнем значений репрессий и депрессий на пласт.

Способы вызова притока для различных категорий блокады ПЗП

(по В.М. Подгорнову)

Таблица 15.3.

Способы вызова и интенсификации притока	Категория блокады ПЗП, разрушаемой при применении способа
Замена раствора на более легкий раствор Замена на аэрированные растворы Использование струйных насосов	I; II Ι; Π I; II; IV
Поршневание (свабирование)	I; II
Вытеснение раствора газом Нагнетание газовых пачек	II; IV II; IV
Использование пусковых отверстий	I; II
С помощью испытателя пластов Метод мгновенных глубоких депрессий Метод переменных давлений Метод плавного снижения и мгновенного увеличения депрессии	III III III; IV; V III; IV
Вибровоздействие	II; IV; V

Технология вызова из продуктивных пластов притока должна учитывать категорию блокады ПЗП. В таблице 15.3 приведены рекомендуемые способы вызова притока для различных категорий блокады ПЗП.

15.2.ВЫБОР ВЕЛИЧИНЫ ДЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ

Величина депрессии при вызове притока ограничена следующими требованиями:

А. Градиент давления α на цементную оболочку обсадной колонны со стороны водоносных пропластков или подошвенных вод не должен превышать 2 МПа. Тогда депрессия на пласт определится формулой

где p_пл — давление в водоносном пласте или на ВНК, МПа; h — высота качественной цементной оболочки между водоносным пропластком или ВНК и ближайшим перфорационным отверстием, м.

Б. Перепад давлений на эксплуатационной колонне не должен превышать установленного требованиями проектных и нормативных документов.

В. Устойчивость призабойной зоны пласта обеспечивается при выполнении соотношения

где σ_сж — предел прочности породы пласта на сжатие с учетом его изменения при насыщении породы фильтратом бурового раствора, МПа; р_г — вертикальное горное давление, МПа; ξ — коэффициент бокового распора.

Горные давления определяются средней плотностью вышележащих пород р_ср (г/см³) с учетом содержащихся в них жидкостей:

где Η — глубина залегания пласта, м.

Коэффициент бокового распора определяется через коэффициент Пуассона ν:

Обычно р_ср = 2,3 -и 2,5 г/см³.

Данные о коэффициенте Пуассона приведены в таблице 15.4.

Способ создания депрессии выбирается исходя из конкретных условий: глубины скважины, пластового давления, технического состояния скважины, наличия оборудования, материалов, технических средств и опыта освоения аналогичных объектов.

Модуль упругости и коэффициент Пуассона для горных пород

Таблица 15.4.

Порода	V	Ε 10^-4МПа
Глины пластичные	0,38-0,45	—
Глины плотные	0,25-0,35	—
Глинистые сланцы	0,10-0,20	—
Известняки	0,28-0,33	6-10
Песчаники	0,30-0,35	3-7
Песчаные сланцы	0,16-0,25	2,4-3,0
Гранит	0,26-0,29	6,6

15.3.СПОСОБЫ ВЫЗОВА ПРИТОКА

ЗАМЕНА БУРОВОГО РАСТВОРА ЖИДКОСТЬЮ

МЕНЬШЕЙ ПЛОТНОСТИ

Закачивают жидкость меньшей плотности в затрубное пространство до полной замены ею раствора. Иногда закачку жидкости ведут в НКТ. Преимущество закачки жидкости в затрубное пространство заключается в том, что при получении притока до окончания замены раствора создаются нормальные условия для работы скважины и вынос твердых частиц из интервала перфорации более полный в связи с высокой скоростью движения жидкости.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПЕН

Сущность вызова притока флюида из продуктивного пласта состоит в замене имеющейся в скважине жидкости (после перфорации) на двухфазную пену. В качестве жидкости могут быть буровые растворы или вода.

Вызов притока жидкости и газа может осуществляться двумя способами:

- с применением двухфазной пены;

- с одновременной очисткой призабойной зоны пласта с помощью пен.

Наличие ПАВ в жидкости (воде) резко снижает скорость всплывания пузырька газа, увеличивает прочность оболочек пузырьков, способствует образованию более мелких пузырьков газа, препятствует коалесценции — слиянию отдельных мелких пузырьков газа с образованием более крупных.

Способ освоения скважины с одновременной очисткой призабойной зоны пласта с помощью пен предназначается для вызова притока жидкости и газа из пласта в скважинах, вводимых в эксплуатацию из бурения, для периодической очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) от кольматирующих веществ в эксплуатирующихся скважинах, а также для освоения скважин после производства в них ремонтных работ.

Сущность технологии очистки призабойной зоны пласта состоит в том, чтобы в скважинах, вводимых в эксплуатацию из бурения, до вызова притока очистить пласт от твердой и жидкой фаз бурового раствора. В добывающих скважинах, находящихся длительное время в эксплуатации, необходимо периодически очищать призабойную зону пласта от глинистых частиц, асфальтосмолистых веществ, парафина и т.д. Кроме того, призабойную зону как в новых, так и в старых скважинах следует очищать от воды, проникшей в низкопроницаемые зоны продуктивной толщи.

ВЫЗОВ ПРИТОКА С ПОМОЩЬЮ СТРУЙНОГО НАСОСА УГИС

Устройство типа УГИС состоит из корпуса со встроенным струйным насосом, имеющего проходной канал диаметром 51 мм, и набора функциональных вставок, спускаемых на кабеле. УГИС позволяет создавать на пласты депрессию, осуществлять воздействие на пласты жидкими реагентами, проводить исследования пласта геофизическими приборами на кабеле, обработку пласта ультразвуковым генератором и перфорацию малогабаритными перфораторами во время работы УГИС, производить измерение гидродинамических параметров пласта. Насос работает в паре с установленным ниже него пакером. Работа струйного насоса возможна, когда напорный и всасывающий клапан разобщены и ток жидкости происходит через сопло. Разобщение выполняется с помощью функциональных вставок. Действие насоса (депрессия на пласты) создаётся только в подпакерной зоне, по остальному стволу скважины сохраняется первоначальное давление.

Типовая компоновка устройства (рис.15.1) состоит (снизу вверх):

- воронка (расширитель), устанавливается не ближе 20 м от кровли пласта;

- хвостовик (НКТ диаметром 73 мм);

- пакер;

- одна или несколько труб НКТ диаметром 73 мм;

- струйный насос;

- НКТ диаметром 73 мм до устья;

устье скважины оборудуется превентором, фонтанной арматурой и лубрикатором.

При спуске УГИС трубы шаблонируются шаблоном диаметром 59,5 мм, длиной 500 мм. Все резьбовые соединения между пакером и струйным насосом, резьбовые соединения НКТ уплотняются смазкой ГС.

По окончании работ по вызову притока и очистке призабойной зоны пласта производятся гидродинамические исследования объекта.

Конструкция струйного насоса типа УГИС и комплекс вспомогательного оборудования позволяют производить через него воздействие на пласт жидкими химреагентами. Возможно также прокачивание жидкости через УГИС напрямую в межколонное пространство. После окончания исследований в интервал пласта через колонну НКТ и УГИС закачивается перфорационная жидкость. Затем через струйный насос в обсадную колонну (в межколонное пространство и в НКТ), в интервал выше пласта, закачивается жидкость глушения. Таким способом производится глушение скважины.

Рис. 15.1. Схема обвязки наземного и компоновки глубинного оборудования при проведении работ устройством УГИС: 1 - лубрикатор; 2 - НКТ; 3 - амбар; 4 - УГИС; 5 - глубинный манометр; 6 - пакер; 7 — хвостовик; 8 — каротажная станция; 9 —фильтр; 10 — насосный агрегат; 11 — замерная емкость; 12 — емкость для рабочей жидкости

СВАБИРОВАНИЕ

Сваб — поршень, снабженный клапаном, который спускают на канате в колонну НКТ. Клапан при ходе поршня вниз открывается, а при ходе вверх закрывается. Уплотнение сваба достигается за счет резиновых манжет, укрепленных на металлическом стержне. Свабирование производится с подъёмника А-50 с использованием геофизического подъёмника, оснащённого стальным каротажным кабелем. Уровень жидкости в скважине при свабировании снижается постепенно в течение сравнительно длительного времени, что способствует плавному запуску скважины. Если за один рейс будет извлечена жидкость из 250 м НКТ диаметром 73 мм, то общее снижение уровня в. скважине диаметром 146 мм составит около 60 м.

Постепенное снижение давления на забой не позволяет осуществлять резкую депрессию на пласт, которая иногда необходима для очистки каналов в призабойной зоне пласта. Поэтому по отсутствию притока при свабировании необходимо убедиться в наличии связи пласта со скважиной и принять меры по устранению сопротивления движению жидкости.

Всё про нефть и газ www.neft-i-gas.narod.ru

Литература(Разное)

15 ВЫЗОВ ПРИТОКА