• Что такое депрессия и репрессия на пласт

    Однако репрессии не сломили социал-демократическую партию, деятельность которой была перестроена применительно к условиям нелегального существования: за границей издавался центральный орган партии — газета Социал-Демократ и регулярно собирались партийные съезды ( 1880, 1883 и 1887); в Германии, в подполье, быстро возрождались социал-демократические организации и группы, во главе которых стоял нелегальный ЦК. Одновременно партия широко использовала легальные возможности для укрепления связи с массами, ее влияние непрерывно росло: число голосов, поданных за социал-демократов на выборах в рейхстаг, увеличилось с 1878 по 1890 год более чем в три раза. [31]

    При репрессии на пласт ( избыточном забойном давлении), превышающей уровень касательных напряжений, происходит разрыв пласта — деформация разрушения стенки скважины. [32]

    При репрессии на пласт в призабойной зоне продуктивного пласта образуется блокирующая зона, состоящая из пристенной кольматационной ( толщиной до 5 — 1 5 мм) и инфильтраци-онной ( радиусом до 300 — 1000 мм) зон. Чем больше репрессия на пласт ( а также водоотдача бурового раствора и время контакта его с продуктивным пластом), тем более мощная блокирующая зона образуется при первичном вскрытии пласта. [33]

    Как репрессии 1935 — 1937 гг., так и репрессии послевоенного времени-1949 — 1950 гг. были совершены или по прямым указаниям Сталина, или с его ведома и одобрения. Какой огромный вред стране нанесло это истребление кадров, ставшее возможным только в условиях безудержного господства во всей жизни культа личности Сталина. [34]

    При репрессии пласт перфорируют без герметизации устья, так как скважину заполняют плотной жидкостью, предотвращающей фонтанирование. Такая перфорация является наиболее простой, но может снизить проницаемость пласта и, следовательно, производительность скважины. Поэтому перфорацию при репрессии рекомендуют применять в хорошо проницаемых и малозагрязненных пластах, способных самоочищаться при дальнейшей эксплуатации. Желательно, чтобы скважинная жидкость достаточной плотности не содержала твердой фазы. [35]

    Поскольку репрессия на пласт при вскрытии его перфорацией существенно снижает пропускную способность перфорационных каналов, логично предположить, что для достижения одинакового коэффициента гидродинамического совершенства и, следовательно, одинакового дебита скважины плотность перфорации в случае вскрытия пласта на утяжеленном растворе в условиях репрессии необходимо и достаточно увеличить в несколько раз по сравнению со случаем вскрытия пласта при депрессии. Однако на практике оказывается, что повышение плотности перфорации при вскрытии пласта в условиях репрессии в ряде случаев не обеспечивает достижения производительности скважин, соответствующей перфорации в условиях депрессии. Большую роль здесь играют свойства пласта-коллектора, плотность и физико-химические свойства промывочной жидкости. В условиях депрессии влияние плотности раствора на эффективность вкрытия пласта незначительно. Можно также отметить, что при коэффициенте kc, близком к единице, даже большое увеличение диаметра, длины канала и плотности перфорации не приводит к значительному увеличению дебита. [36]

    Кроме репрессии конечным продуктом, характерной для анаболических путей, описан тип репрессии, называемой катаболитной и заключающейся в том, что быстро используемые клеткой источники энергии способны подавлять синтез ферментов других путей катаболизма, участвующих в метаболизировании сравнительно медленно используемых источников энергии. [37]

    При репрессии свыше 100 кгс / см2 раскрываются трещины, и в них проникает буровой раствор до тех пор, пока они не наполнятся или пока давление раствора по трещинам не уравняется с противодавлением на пласт. Кроме того, необходимо учесть, что воздействие столба бурового раствора на ПЗП и проникновение его по трещинам во время вскрытия пласта и ожидания освоения скважины происходит в течение длительного времени — от 5 до 30 суток. При освоении скважины в первые часы депрессия на пласт в большинстве случаев выше репрессии от столба бурового раствора, так как при продувке ствола скважины компрессором или при ее поршневании уровень снижается до 0 4 — 0 7 глубины скважины. [38]

    При репрессии на пласт в прйзабойной зоне продуктивного пласта образуется блокирующая зона, состоящая из пристенной кольматационной ( толщиной до 5 — 1 5 мм) и йнфильтрационной ( радиусом до 300 — 1000 мм) зон. Чем больше репрессия на пласт ( а также водоотдача бурового раствора и время контакта его с продуктивным пластом), тем более мощная блокирующая зона образуется при первичном вскрытии пласта. [39]

    При репрессии следует вскрывать объект, пластовое давление в котором равно гидростатическому или выше него независимо от местонахождения интервала перфорации, в том числе и в прикон-турных ( ВНК, ГНК), а также при наличии в нефти агрессивных компонентов. [40]

    Однако репрессии не сломили социал-демократическую партию, деятельность которой была перестроена применительно к условиям нелегального существования: за границей издавался центральный орган партии газета Социал-Демократ и регулярно ( в 1880, 1883 и 1887 годах) собирались партийные съезды; в Германии, в подполье, быстро возрождались социал-демократические организации и группы, во главе которых стоял нелегальный ЦК. Одновременно партия широко использовала легальные возможности для укрепления связи с массами, — ее влияние непрерывно росло: число голосов, поданных за социал-демократов на выборах в рейхстаг, увеличилось с 1878 по 1890 год более чем в три раза. [41]

    Политика репрессий , административного надзора и преследований крайне отрицательно отразилась на состоянии библиотечного дела России и привела к упадку публичных библиотек в губернских и уездных городах. [42]

    Масштаб репрессий в отношении членов Компартии был значителен: 80 % большевиков с дореволюционным стажем были арестованы. [43]

    Нарастание репрессий вело к тому, что ведомство Семена Годунова стало приобретать все более широкие политические функции. [44]

    Политика репрессий приводит к тому, что в тюрьмах постоянно содержится большое количество лиц, арестованных за политическую и профсоюзную деятельность. Их число периодически увеличивается за счет новых арестов на короткий срок, к которым обычно прибегают фашиствующие круги, чтобы запугать ка-селение и держать его в напряжении. [45]

    Nav view search

    Понятие о бурении с депрессией на пласт

    Из самого термина следует, что условия депрессии на пласт возникают каждый раз, когда эффективное циркуляционное давление бурового раствора, рабочей жидкости для заканчивания, интенсификации или ремонта скважины (гидростатическое давление столба жидкости плюс давление, развиваемое буровыми насосами при циркуляции или нагнетании жидкости, и сопутствующий перепад давления из-за сил трения) оказывается меньше, чем

    эффективное поровое давление в продуктивном пласте.

    За исключением случаев аномально высокого пластового давления, столб бурового раствора на водной основе создает избыточное противодавление на продуктивный пласт. При разбуривании горизонтов с аномально высокими пластовыми давлениями и использованием буровых растворов на водной или нефтяной основе условия депрессии на пласт создаются естественным путем. Такие условия характеризуются термином «бурение с притоком из скважины», если они возникают в ходе бурения. Этот метод успешно применялся при разбуривании таких формаций, как Austin Chalk в штате Техас и штате Луизиана, а также в Мексике, Китае, и в других регионах, где имеются продуктивные пласты с запасом энергоносителей и наличием сероводорода.

    При достаточно низком пластовом давлении в скважине нельзя получить условия депрессии на пласт с использованием обычных буровых растворов на водной или нефтяной основе. В этих случаях для получения депрессии на пласт в циркулирующий буровой раствор вводится неконденсируемый газ, в результате чего понижается плотность бурового раствора. Этот метод часто называют «искусственным созданием условий депрессии на пласт». При вскрытии истощенных продуктивных пластов для достижения депрессии на пласт часто используется азот криогенного происхождения или полученный мембранным методом. Все более широкое распространение для получения условий депрессии на пласт получают рабочие агенты в виде пены, в основном потому, что стабильная пена имеет наиболее высокую выносную способность по сравнению с любой другой рабочей жидкостью при данной скорости подъема в кольцевом пространстве.

    В условиях высочайшей конкуренции на мировом нефтегазовом рынке для России чрезвычайно важно обеспечение максимальной продуктивности добывающих скважин (в т.ч. и на поздних стадиях эксплуатации). Очевидно, что достичь этого можно лишь применением технологий, в каждом отдельном случае являющихся оптимальными для сохранности естественной проницаемости пластов. С точки зрения соотношения величины давления, создаваемого в колоннах, к аналогичному давлению в пластах таких технологий две – бурение на депрессии и на репрессии.

    Бурение на репрессии и его недостатки

    Бурение на репрессии представляет собой исторически традиционный метод, при котором внутреннее давление в коллекторе превышает пластовое гидростатическое. В этом случае вскрытие пласта происходит за счет циркуляции бурового раствора средней плотности 1,2 – 1,3 т/м3. Подобное бурение на репрессии достаточно эффективно (в т.ч. и на скважинах незначительной глубины и в неустойчивых грунтах), однако быстро понижает дебит. Спустя 15-20 лет продуктивность добычи, в зависимости от ряда дополнительных характеристик месторождения, снижается от 5 до 60 раз, и даже текущие и капитальные ремонты восстановить хотя бы 50%-ную первоначальную отдачу оказываются не в состоянии. Причина этого – в возникновении явления кольматации и, как следствие, быстром падении под репрессивным воздействием скважинного ПЗП (проницаемости забойного пласта), независимо от используемого инструментария и типа бурового оборудования.

    Бурение на депрессии и его преимущества

    По этой причине подавляющее число ведущих мировых и российских нефтегазовых компаний везде, где допустимо применение иной технологии, используют бурение на депрессии. Кардинальное ее отличие состоит не в повышенном, а пониженном (по отношению к пласту) создаваемом давлении в шахте – что не только вызывает приток флюидов с той же степенью эффективности, но и сохраняет естественные для породы коллекторные характеристики проницаемости на протяжении гораздо более долгого времени.

    Таким образом, с точки зрения не только долговечности эксплуатации, но и экологической безопасности бурение на депрессии для скважин значительно целесообразней – что полностью подтверждается и мировым опытом. При этом эффективность данного метода одинакова на всех разновидностях скважин – и вертикальных, и наклонно направленных, и горизонтальных.

    Условия применения бурения на депрессии

    К сожалению, неустойчивость некоторых призабойных зон приводит к малому предельно допустимому скелетному напряжению, в связи с чем разрешенный уровень депрессии может колебаться в самых широких пределах, а в отдельных случаях – и вовсе являться недопустимым. Последнее относится, прежде всего, к уже истощенным крупным месторождениям (особенно газоконденсатным и газовым), где падение пластового давления к первоначальному уровню доходит до 3-4 раз. Тем не менее, использование технологии депрессивного бурения возможно и на них – но лишь с учетом величины коэффициента аномального давления пластов (kа) в зависимости от глубины.

    Влияние различных промывочных жидкостей на коллекторские свойства пласта. Требование к промывочным жидкостям и применяемые промывочные агенты для вскрытия продуктивного пласта Вскрытие пластов с АНПД и АВПД. Противовыбросовое оборудование устья скважин(самостоятельно)

    При сложившейся к настоящему времени практике принципиально существует три основных метода первичного вскрытия продуктивных горизонтов:

    1) На репрессии — гидростатическое давление столба промывочной жидкости превышает пластовое.

    2) На равновесии — гидростатическое давление столба промывочной жидкости соответствует пластовому.

    3) На депрессии — гидростатическое давление столба промывочной жидкости меньше пластового.

    На текущем этапе развития техники и технологии основной объем бурения скважин ведется в условиях превышения забойного давления над пластовым. т.е. при репрессии на пласт. В соответствии с требованиями действующих Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [3]. созданное столбом раствора гидростатическое давление на забое скважины должно превышать проектные пластовые давления на величину не менее:

    — 10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м):

    — 5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

    В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1.5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см2 (2.5-3.0 МПа) для более глубоких скважин.

    Преимуществом метода вскрытия пластов на репрессии является сравнительная простота его реализации. Т.е. для вскрытия продуктивных горизонтов не требуется никаких специальных технологий или технических средств, для этого достаточно применения стандартного противовыбросового оборудования и успешного регулирования параметров промывочной жидкости.

    К недостаткам следует отнести:

    — снижение фильтрационно-емкостных свойств пород, слагающих коллектор в прискважинной зоне вследствие проникновения в них дисперсной фазы и дисперсионной среды промывочных жидкостей:

    — поглощения промывочных жидкостей под действием перепада давления, действующего со стороны ствола скважины:

    — потенциальную опасность возникновения прихватов буритьной колонны вызванных дифференциальным давлением, действующим на стенки скважины против интервалов проницаемых пород:

    — снижение механической скорости разрушения горных пород на забое скважины, обусловленное избыточным давлением столба промывочной жидкости.

    За рубежом в последнее время при вскрытии высоконапорных пластов с низкой проницаемостью применяют метод бурения с низким давлением (забойное давление ниже пластового). Сущность указанного метода заключается в том. что для промывки забоя подбирается буровой раствор такой плотности, чтобы суммарное давление, создаваемое им. на забой было меньше пластового- В этом случае вскрытие пласта сопровождается притоком пластовой жидкости в скважину. Однако реализация этих условий вскрытия пластов возможна только при наличии надежного устьевого оборудования, способного герметизировать устье скважины при бурении в продуктивном пласте и выдерживать возникающие перепады давления между стволом скважины и поверхностью земли (имеются в виду системы стационарных и вращающихся превенторов). Зарубежный опыт показал, что применение этого метода позволяет получить положительные результаты:

    — значительное повышение продуктивности нефтегазонасыщенных пластов:

    — сокращение затрат и времени на освоение скважин:

    — повышение коэффициента извлечения продукции пластов:

    — повышение скорости проходки и ресурса породоразрушающего инструмента:

    — предотвращение поглощений бурового раствора:

    — снижение вероятности прихватов бурильного инструмента.

    Гибадуллин Н.З. (АНК «Башнефть»)
    Лугуманов М.Г. (НПФ «Геофизика»)
    Иконников И.И. (ДООО «БашНИПИнефть»)

    В последние годы практически все нефтяные компании России большое внимание уделяют качеству строительства скважин и вскрытия продуктивных пластов. Для этого широко привлекают новые прогрессивные технологии бурения. Одной из таких технологий является бурение на равновесии или при депрессии на пласты. Вскрытие пластов в условиях депрессии создает предпосылки для сохранения естественного состояния вскрываемых продуктивных пород. Традиционно бурение осуществляется на репрессии, когда давление рскв промывочной жидкости в скважине выше пластового давления рпл. Следствием этого является проникновение промывочной жидкости (ПЖ) в пласты и их кольматация (рис.1). Бурение в условиях депрессии, когда рскврпл, наоборот, вызывает приток пластового флюида в скважину, сохраняя при этом естественные коллекторские свойства пород. Режим бурения на депрессии наиболее оптимален также для проведения геолого-геохимических исследований.

    Рис. 1. Взаимодействие в системе «скважина — пласт» при бурении на депрессии и репрессии

    Одним из наиболее технологичных способов бурения, обеспечивающих вскрытие продуктивных пластов на депрессии, является применение колтюбинга. Колтюбинговый способ бурения (coiled tubing) , основанный на использовании безмуфтовых гибких труб, находит широкое развитие при бурении новых скважин и новых стволов из старых скважин. Высокая техническая и экономическая эффективность достигается при бурении наклонных и горизонтальных боковых стволов из существующих скважин. Особенно эффективным колтюбинг может оказаться на месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки, для реанимирования старого фонда скважин путем зарезки боковых стволов.

    Для бурения боковых горизонтальных стволов малого диаметра в АНК «Башнефть» начата реализация проекта по разработке и освоению технологии бурения на депрессии с применением облегченных ПЖ и колтюбингового способа бурения. Проект реализуется преимущественно на отечественном оборудовании. По заказу АНК «Башнефть» разработаны и изготовлены колтюбинговая установка, закрытая циркуляционная система с управляемой системой дросселирования на выходе из скважины, аппаратурно-программный комплекс для контроля параметров ПЖ в циркуляционной системе. Разработаны также компоненты специализированного КНБК малого диаметра, в т.ч. забойный двигатель, управляемый отклонитель и другое. Гибкая безмуфтовая труба, внутренний диаметр которой 60,3 мм, имеет встроенный 7-жильный каротажный кабель, который используется для передачи информации с забойной телеметрической системы «Надир», разработанной в ОАО НПФ «Геофизика». Система «Надир» позволяет контролировать следующие забойные параметры: зенитный и азимутальный углы, положения отклонителя, давление в трубе и в затрубье, нагрузку на долото, выполнять гамма- каротаж.

    Бурение осуществляется с применением закрытой циркуляционной системы, а в качестве промывочных жидкостей используются несколько типов промывочных жидкостей, в том числе раствор на нефтяной основе, разбавленный азотом. Для поддержания требуемого давления ПЖ в призабойной зоне и регулирования его значения на устье скважины создается избыточное давление, которое поддерживается управляемой системой дросселирования. Таким образом, забойное давление регулируется двумя способами: увеличением или уменьшением избыточного давления на устье или обеспечением необходимой плотности ПЖ, которая достигается ее аэрацией инертным газом (азотом). Процессом бурения управляют два специалиста: оператор колтюбинговой установки и оператор по режиму бурения и промывочной жидкости. Оператор колтюбинговой установки размещается в кабине управления, в которой на экране компьютеров отображается информация со всех контрольно- измерительных приборов. Кабина размещена за барабаном с гибкой трубой на одной линии с устьем скважины. Оператор по режиму бурения отвечает за работу циркуляционной системы, контролирует параметры циркулирующей ПЖ и обеспечивает заданный уровень депрессии. Оператор по режиму бурения размещается в отдельной кабине, где на информационном табло компьютера отображается информация со всех наземных датчиков.

    Информация с забойной телеизмерительной системы и наземных датчиков позволяет определить положение долота относительно продуктивного интервала, а управляемый с устья отклонитель позволяет оперативно вносить коррективы в траекторию ствола скважины.

    Совершенно очевидно, что преимущества данной технологии могут быть полностью реализованы только при строгом соблюдении в заданных интервалах технологии бурения и точном поддержании режимов бурения и параметров циркулирующей ПЖ. Поэтому крайне важны оперативный контроль параметров в режиме реального времени и непрерывный анализ регистрируемой информации. Традиционные технические и программно-методические средства ГТИ для решения этих задач малопригодны, так как выносное оборудование (датчики, дегазатор, табло бурильщика и т.д.) невозможно установить на установке колтюбинга и на узлах закрытой циркуляционной системы. Многие алгоритмы и методы (например, измерение веса колонны, нагрузки на долото, глубины скважины и др.) не пригодны для данной технологии бурения, поэтому для контроля наземных параметров колтюбингового бурения разработан специализированный аппаратурно-программный комплекс.

    Аппаратурно-программный комплекс включает:

    устройство сбора информации и сопряжения с датчиками (УСО);

    модуль управления исполнительными механизмами бурового оборудования и циркуляционной системы;

    комплект соединительных кабелей;

    рабочее место оператора колтюбинговой установки;

    рабочее место оператора по режиму бурения.

На рис. 2 схематично изображены технологическое оборудование, входящее в состав закрытой циркуляционной системы, и места установки датчиков. В целом циркуляционная система состоит из ряда емкостей и механизмов, соединенных между собой соответствующими трубопроводами. Циркуляционная система начинается от отводной линии превентора, на которой установлен блок дросселирования. С блока дросселирования промывочная жидкость поступает в шламоотделитель, где она отделяется от твердой фракции. Часть ПЖ направляется в блок пробоотборника, который улавливает шлам из скважины для геологического анализа. После очистки от твердой фазы промывочная жидкость попадает в сепаратор, в котором происходит разделение газа и жидкости. Газ через регулятор давления поступает на факельную линию или в атмосферу, а жидкость сливается в приемную емкость. Давление в системе «шламоотделитель — сепаратор — приемная емкость» составляет от 0,1 до 0,3 МПа, что обеспечивает последующую подачу ПЖ на вход бурового насоса.

Рис. 2. Схема размещения датчиков в закрытой циркуляционной системе для вскрытия пластов на депрессии

На входе в скважину в линии высокого давления циркуляционной системы установлены следующие датчики ПЖ: давления, расхода, плотности и температуры. Датчики установлены в специальном блоке манифольда, который монтируется в линию высокого давления с помощью быстросъемных соединителей БРС- 60. Для контроля расхода азота в нагнетательной линии азотной установки монтируется газовый расходомер.

На выходе из скважины в линии низкого давления после блока дросселирования установлены датчики ПЖ: давления, расхода, плотности, температуры и электропроводности. Датчики также смонтированы на специальном блоке, который устанавливается в циркуляционную систему через быстросъемные соединители БРС–73.

На сепараторе устанавливается датчик давления, а на факельной линии , соединяющей сепаратор с факельной установкой, вмонтирован датчик суммарного газосодержания. С этой же линии, при необходимости, газ снимается для покомпонентного анализа его состава.

На приемной емкости установлены контактный датчик раздела сред воды и нефти, датчик уровня и датчик давления. На компенсационной емкости установлен датчик уровня.

Сигналы с датчиков через распределительные коробки, установленные в местах компактного размещения датчиков, поступают на устройство сбора информации и сопряжения с датчиками (УСО), находящееся в кабине оператора колтюбинговой установки, и далее через СОМ порт в компьютер оператора. Программное обеспечение позволяет регистрировать и визуализировать на экране компьютера всю информацию в удобном для восприятия виде. Оно имеет многооконную структуру, позволяющую одновременно контролировать информацию с забойной телеметрической системы и с датчиков, смонтированных на колтюбинговой установке. Компьютер оператора колтюбинговой установки соединен в единую сеть с компьютером оператора по режиму бурения; регистрируемая информация дублируется на двух компьютерах одновременно.

Программное обеспечение позволяет контролировать и поддерживать заданный уровень ПЖ в приемных и компенсационных емкостях. При увеличении или уменьшении уровня ПЖ в приемной емкости по сравнению с заданным компьютер выдает управляющий сигнал на модуль управления исполнительными механизмами, который включает перекачивающие насосы на закачку или на откачку.

Следует отметить, что данная работа является одним из первых опытов разработки отечественной аппаратуры и технологии геолого-технологических исследований в процессе бурения на облегченных ПЖ с применением колтюбинговых установок. Следует ожидать, что работы в этом направлении будут продолжены, а технические средства и методы контроля и управления процессом колтюбингового бурения будут развиваться и совершенствоваться.

Как уже указывалось, при разработке залежи в продуктивном пласте образуются воронки депрессии давления — общая по залежи в целом и локальные в районе каждой добывающей и нагнетательной скважины.

Перепад давления, соответствующий локальной воронке, применительно к добывающей скважине называют депрессией на забое скважины DРскв.д, применительно к нагнетательной скважинерепрессией на забое скважины DРскв.д. В качестве обобщающего термина (для добывающих и нагнетательных скважин) наиболее часто применяют термин перепад давления в скважине.

В добывающей скважине забойное давление DРзаб.д меньше текущего пластового давления DРпл.тек величину депрессии, в нагнетательной скважине DРзаб.н больше DРпл.тек на величину репрессии. Соответственно перепады давления в добывающей и нагнетательной скважинах определяются выражениями

При установившейся фильтрации жидкости депрессия на забое добывающей скважины и репрессия на забое нагнетательной скважины находятся в прямой связи соответственно с дебитом по жидкости qж и приемистостью W:

Здесь К’ и К»—коэффициент продуктивности и коэффициент приемистости скважины, выражаемые соответственно в (т/сут)/0,1 MПа и в (м 3 /сут)/0,1 МПа и характеризующие изменение дебита и приемистости скважины на единицу изменения перепада давления в скважине. Коэффициенты К’ и К.» для одной и той же скважины обычно имеют разные значения. Поэтому для скважины, сначала дававшей нефть, а затем переведенной под нагнетание воды с целью совершенствования системы воздействия, эти коэффициенты должны определяться самостоятельно при добыче нефти и при закачке рабочего агента.

Дебит скважины по жидкости qж и приемистость скважины W при установившейся фильтрации жидкости определяют по уравнениям:

где kпр — проницаемость пласта; h — толщина пласта; DРскв.д(н) =Рпл-Рзаб в добывающей (нагнетательной) скважине; Rк — радиус условного контура питания скважины: rпр — приведенный радиус скважины; и m,— соответственно вязкость нефти и воды.

Радиус условного контура питания скважины Rкпринимают равным половине расстояния между скважинами.

Приведенный радиус скважины rпррадиус условной совершенной скважины, принимаемой в качестве эквивалента реальной скважины, несовершенной по качеству и степени вскрытия пласта, но имеющей те же дебит и депрессию.

Соответственно : коэффициенты продуктивности и приемистости представляют собой комплексные характеристики соответственно добывных возможностей и приемистости скважины.

На практике коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом установившихся отборов. Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы) (рис. 86). При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по всей длине или на начальном участке.

Рис. 86. Индикаторные диаграммы добывающих (а) и нагнетательных (б) скважин:

q„ — дебит скважин по нефти; W — приемистость скважин; Др — депрессия (репрессия) на забое скважины

По добывающим скважинам при больших значениях дебита они могут быть изогнутыми в результате нарушения линейного закона фильтрации вблизи скважины, уменьшения проницаемости в связи со смыканием трещин при значительном снижении забойного давления. По нагнетательным скважинам основной причиной искривления индикаторных линий является раскрытие микротрещин в пласте по мере увеличения забойного давления.

Уравнение прямолинейной индикаторной линии добывающей нефтяной скважины имеет вид

При прямолинейном характере индикаторной кривой коэффициент K'(K») остается постоянным в интервале исследованных режимов и численно равен тангенсу угла между кривой и осью перепада давления.

На искривленном участке индикаторной кривой коэффициент продуктивности (приемистости) изменчив и для каждой точки кривой определяется как отношение дебита (приемистости) к соответствующему перепаду давления. Значение коэффициента продуктивности (приемистости) используют для прогноза дебитов (приемистости) скважины при перепадах давления, допустимых в рассматриваемых геологических и технических условиях.

В промыслово-геологической практике часто пользуются удельным коэффициентом продуктивности (приемистости) Куд, характеризующим значение коэффициента продуктивности (приемистости) К’ ( К») на 1 м работающей толщины пласта h:

Этот показатель используют при обосновании кондиционных значений параметров продуктивных пластов, при сравнении фильтрационной характеристики пластов разной толщины и в других случаях.

Дебит газа qг в скважине при установившейся фильтрации прямо пропорционален разности квадратов значений давления P 2 пл — P 2 заб

где kпр — коэффициент проницаемости; h — эффективная толщина; Тст = 273 К; Тст — (273 — tпл); Pат = 10 5 Па; m -вязкость пластового газа; Z — коэффициент сверхсжимаемости газа; Rк – условный радиус контура питания; rпр – приведенный радиус скважины.

В отличие от уравнения притока нефти к скважине в уравнении притока газа дробь в его правой части не является коэффициентом продуктивности, так как в связи с нелинейностью фильтрации газа дебит его пропорционален не депрессии, а некоторой нелинейной функции давления. Этот коэффициент пропорциональности может быть определен с помощью индикаторной линии, построенной в координатах qг и (P 2 пл.тек – Р 2 заб)/ qг (рис. 87). Уравнение индикаторной линии имеет вид

где А и В— коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров пласта в призабойной зоне (А) и от конструкции скважины (В).

Коэффициент А численно равен значению (P 2 пл.тек – Р 2 заб)/ qг в точке пересечения индикаторной линии с осью ординат. Дробь в правой части уравнения соответствует 1/А, т.е.

По данным исследования скважин (по методу установившихся отборов) оценивается основная фильтрационная характеристика пласта — коэффициент проницаемости, а также комплексные характеристики пластов, учитывающих одновременно два-три основных свойства продуктивных пластов, оказывающих влияние на разработку залежей.

Ниже приводятся наиболее широко применяемые комплексные характеристики продуктивных пластов.

Владельцы патента RU 2451172:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам освоения скважины путем создания депрессии на пласт. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет применения стабильной пенной системы и возможности регулирования величины депрессии на пласт в процессе освоения скважины. Сущность изобретения: способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб — НКТ, замену жидкости, заполняющей скважину, на газированный водный раствор поверхностно-активного вещества — ПАВ, кислотную обработку пласта, вызов притока жидкости из пласта. Согласно изобретению освоение скважины производят в виде последовательного использования циклов закачки газированного раствора ПАВ и кислотной обработки. Цикл закачки газированного раствора ПАВ осуществляют спуском внутрь колонны НКТ гибких труб — ГТ не ниже нижней кромки колонны НКТ. Газирование раствора ПАВ производят на устье скважины до получения необходимого объема стабильной пенной системы, который закачивают по ГТ с заполнением внутреннего пространства колонны НКТ. После вызова притока пластовой жидкости ГТ опускают до забоя и производят промывку скважины технологической жидкостью с последующим определением приточно-добывных характеристик пласта. После этого производят цикл кислотной обработки пласта, включающей последовательную закачку по ГТ 1/3 от общего объема соляной кислоты и 2/3 глинокислоты с продавкой в пласт технологической жидкостью. После этого выдерживают технологическую паузу, необходимую для максимальной эффективности кислотной обработки, и ГТ поднимают до входа в колонну НКТ в требуемый интервал, после чего осуществляют цикл закачки газированного раствора ПАВ. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам освоения скважины путем создания депрессии на пласт.

Известен способ освоения скважины (авторское свидетельство №1767163, МПК 8 Е21В, Е21В 43/18, Е21В 43/27, опубл. в бюл. №37 от 07.10.1992 г.), включающий замену жидкости, заполняющей скважину, водой с последующим пуском скважины в эксплуатацию по колонне подъемных труб, причем замену жидкости, заполняющей скважину, на воду осуществляют двумя циклами, в первом из которых производят закачку в межтрубное пространство воды в объеме не менее объема подъемных труб с добавлением в нее реагента, способного в пластовых условиях разлагаться с образованием газов, а во втором — закачку воды в объеме не более объема межтрубного пространства скважины. В качестве реагента, способного в пластовых условиях разлагаться с образованием газов, добавляют карбонат аммония.

Недостатками данного способа являются:

— невозможность применения данного способа в поглощающих скважинах и скважинах с низким пластовым давлением, а также отсутствие возможности оперативного регулирования параметров освоения скважины;

— не предусмотрена очистка ПЗП скважины в процессе освоения от кольматирующих веществ, что приводит к снижению дебита (приемистости) скважин, вплоть до отсутствия притока даже в осушенной скважине, что требует дополнительных затрат на проведение работ по интенсификации добычи.

Наиболее близким по технической сущности является способ освоения скважины созданием депрессии на пласт (патент RU №2272897, МПК 8 Е21В 43/18; В 43/27, опубл. в бюл. №9 от 27.03.2006 г.), включающий замену жидкости, заполняющей скважину, на раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) с последующим его газированием путем подачи в скважину газообразователя в виде карбоната аммония, при этом перед подачей газообразующих веществ призабойную зону подвергают кислотной обработке с продавкой кислоты в пласт, в качестве реагентов-газообразователей дополнительно используют водные растворы нитрата натрия NaNO2 и соляной кислоты HCl; водные растворы реагентов-газообразователей закачивают порционно по 0,5-2,0 м 3 в следующей последовательности: карбонат аммония, соляная кислота, нитрит натрия, при этом каждый последующий раствор имеет плотность, большую, чем предыдущий, объем закачиваемых реагентов составляет 0,3-1,0 объема скважины, но не менее 1,1 внутреннего объема напорной колонны, и обусловлен полезным объемом скважины, а раствор поверхностно-активного вещества дополнительно содержит полые стеклянные микросферы.

Недостатком данного способа является:

— во-первых, газирование раствора ПАВ происходит непосредственно в скважине путем подачи газообразующих веществ в призабойную зону скважины, при этом возможны изменения последовательности течения химических реакций и температурного режима, что может привести к изменению физических и химических свойств заменяющей жидкости, в том числе и разложению газированной жидкости на газ и воду, что в целом снижает успешность освоения скважины;

— во-вторых, величина создаваемой на пласт депрессии не регулируется;

— в-третьих, невозможно эффективно осваивать пласты с загрязненной призабойной зоной, тем более, если эти загрязнения проникли глубоко в пласт, так как для их успешного освоения, кроме кислотной обработки, необходимо значительно увеличивать величину депрессии на пласт.

Технической задачей изобретения является обеспечение возможности освоения скважины стабильной газожидкостной смесью расчетной плотности (пенной системой), приготовленной на устье скважины с возможностью регулирования величины депрессии на пласт в процессе освоения скважины, а также с возможностью эффективного освоения пластов с загрязненной призабойной зоной.

Поставленная задача решается способом освоения скважины созданием депрессии на пласт, включающим спуск колонны насосно-компрессорных труб НКТ, замену жидкости, заполняющей скважину, на газированный водный раствор поверхностно-активного вещества ПАВ, кислотную обработку пласта, вызов притока жидкости из пласта.

Новым является то, что освоение скважины производят в виде последовательного использования циклов закачки газированного раствора ПАВ и кислотной обработки, причем цикл закачки газированного раствора ПАВ осуществляют спуском внутрь колонны НКТ гибких труб ГТ не ниже нижней кромки колонны НКТ, а газирование раствора ПАВ производят на устье скважины до получения необходимого объема стабильной пенной системы, который закачивают по ГТ с заполнением внутреннего пространства колонны НКТ, после вызова притока пластовой жидкости ГТ опускают до забоя и производят промывку скважины технологической жидкостью с последующим определением приточно-добывных характеристик пласта, после чего производят цикл кислотной обработки пласта, включающей последовательную закачку по ГТ 1/3 от общего объема соляной кислоты и 2/3 глинокислоты с продавкой в пласт технологической жидкостью, после чего выдерживают технологическую паузу, необходимую для максимальной эффективности кислотной обработки, и ГТ поднимают до входа в колонну НКТ в требуемый интервал, после чего осуществляют цикл закачки газированного раствора ПАВ.

Также новым является то, что каждый раз после снижения производительности пласта циклы кислотной обработки и закачки газированного раствора ПАВ повторяют.

На фигуре изображена схема реализации предложенного способа.

Способ освоения скважины созданием депрессии на пласт производят в виде последовательного использования циклов закачки газированного раствора ПАВ и кислотной обработки следующим образом.

В скважину 1 производят спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 2. Далее, внутрь колонны НКТ 2 спускают колонну гибких труб (ГТ) 3 посредством специальной установки «Колтюбинг» 4 не ниже нижней кромки 2′ колонны НКТ 2. После чего на устье скважины обвязывают газокомпрессорную установку 5 с емкостью 6, заполненной приготовленной заранее технологической жидкостью расчетного объема, например 5 м 3 . Технологическую жидкость приготавливают в виде водного раствора с ПАВ. В качестве ПАВ могут использоваться известные пенообразующие поверхностно-активные вещества, например, может использоваться МЛ-81Б по ТУ 2481-007-48482528-99 (в концентрации — 0,1%), неонол АФ 9-4, АФБ 12 по ТУ 2483-077-05766801-98 (в концентрации — 0,2-0,3%) и др., приготавливаемые в мерной емкости на растворном узле (не показано), после чего завозят на скважину 1, например, в автоцистерне АЦ-10 (емкость 6).

Далее с помощью насоса и компрессора (не показано), размещенных в составе газокомпрессорной установки 5, газируют технологическую жидкость, выводят на режим освоения газокомпрессорную установку 5, получив на выходе стабильную пенную систему. После чего закачивают газированный раствор ПАВ (стабильную пенную систему) по ГТ 3 с заполнением внутреннего пространства колонны НКТ 2, например, прокачивают газированный раствор ПАВ в вышеупомянутом объеме 5 м 3 под давлением 10 МПа через колонну ГТ 3 по кольцевому пространству 7 между НКТ 2 и ГТ 3 в желобную емкость 8, т.е. осуществляют цикл закачки газированного раствора ПАВ.

При этом сначала происходит вытеснение скважинной жидкости, находящейся во внутреннем пространстве ГТ 3 и кольцевом пространстве 7, в желобную емкость 8 и ее замена на газированный раствор ПАВ. При этом снижается депрессия на пласт 9 и происходит вызов притока скважинной жидкости из пласта 9.

В процессе вызова притока из пласта 9 скважины 1 величину снижения депрессии на пласт 9 регулируют глубиной — L спуска ГТ 3 в колонну НКТ 2, причем чем ниже ГТ 3 размещена в колонне НКТ 2, тем больше создаваемая депрессия на пласт 9, и, наоборот, чем выше гибкая труба 3 размещена в колонне НКТ 2, тем ниже депрессия.

Величину создаваемой депрессии на пласт 9 в процессе вызова определяют опытным путем в зависимости от геолого-технических условий. После чего отключают компрессор и с помощью насоса газокомпрессорной установки 5 промывают забой 10 скважины 1 технологической жидкостью, например водным раствором с ПАВ МЛ-81Б в расчетном объеме, например, не менее 4 м 3 с спуском ГТ 3 до забоя 10. При наличии притока из пласта 9 определяют приточно-добывные характеристики скважины любым известным способом, например дебитомером.

При отсутствии притока из пласта 9 в скважину 1 производят обработку призабойной зоны пласта (ПЗП) закачкой кислотного раствора в расчетном объеме в зависимости от толщины пласта 9. Для этого отсоединяют нагнетательную линию 11 газокомпрессорной установки 5 от установки «Колтюбинг» 4 и подсоединяют к ней нагнетательную линию кислотного агрегата (не показано) и перекрывают кольцевое пространство 7 между НКТ 2 и ГТ 3 с помощью задвижки 12.

Устанавливают низ колонны ГТ 3 напротив «подошвы» интервала перфорации обрабатываемого пласта 9, т.е. нижний конец ГТ 3 размещается ниже нижней кромки 2′ НКТ 2. После чего производят цикл кислотной обработки пласта 9, включающей последовательную закачку по ГТ 1/3 от общего объема соляной кислоты и 2/3 глинокислоты с продавкой в пласт технологической жидкостью. Т.е. посредством кислотного агрегата последовательно закачивают соляную и глинокислоту соответственно по 1/3 и 2/3 части от общего объема кислотного состава и производят продавку кислотного состава в пласт любой технологической жидкостью, например пресной водой ρ=1000 кг/м 3 под давлением 12 МПа. Например, общий объем закачки кислотного агрегата составляет 4,5 м 3 , тогда объем соляной кислоты составляет 1,5 м 3 , а объем глинокислоты составляет 3 м 3 .

Концентрация и состав соляной кислоты и глинокислоты берутся в любой известной пропорции, применяемой при обработке призабойной зоны пласта 9. Например, используют кислоту соляную ингибированную по ТУ 2122-205-00203312-2000, а глинокислоту — по ТУ 02-1453-78. После чего выдерживают технологическую паузу, необходимую для максимальной эффективности кислотной обработки, и ГТ 3 поднимают до входа в колонну НКТ 2 в требуемый интервал, т.е на глубину — L. После чего отсоединяют нагнетательную линию кислотного агрегата от установки «Колтюбинг» 4 и подсоединяют нагнетательную линию 11 газокомпрессорной установки 5.

После чего цикл закачки газированного раствора ПАВ и кислотной обработки повторяют, как описано выше, расчетное количество раз, обычно от 3 до 5 циклов. При наличии притока из пласта 9 определяют приточно-добывные характеристики скважины любым известным способом. Объемы закачки газированного раствора ПАВ и кислотной обработки в каждом цикле определяются опытным путем.

Каждый раз после снижения производительности пласта, например при снижении дебита из пласта добывающих скважин или при снижении приемистости пласта нагнетательных скважин более чем на 50%, цикл кислотной обработки и закачки газированного раствора ПАВ повторяют.

Способ освоения созданием депрессии на пласт позволяет произвести освоение скважины стабильной газожидкостной смесью (стабильной пенной системой) расчетной плотности, приготовленной на устье скважины с возможностью регулирования депрессии на пласт в процессе освоения скважины путем изменения глубины спуска колонны ГТ, а также повысить эффективность освоения пластов с загрязненной призабойной зоной пласта за счет изменения величины депрессии.

1. Способ освоения скважины созданием депрессии на пласт, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб — НКТ, замену жидкости, заполняющей скважину, на газированный водный раствор поверхностно-активного вещества — ПАВ, кислотную обработку пласта, вызов притока жидкости из пласта, отличающийся тем, что освоение скважины производят в виде последовательного использования циклов закачки газированного раствора ПАВ и кислотной обработки, причем цикл закачки газированного раствора ПАВ осуществляют спуском внутрь колонны НКТ гибких труб — ГТ не ниже нижней кромки колонны НКТ, а газирование раствора ПАВ производят на устье скважины до получения необходимого объема стабильной пенной системы, который закачивают по ГТ с заполнением внутреннего пространства колонны НКТ, после вызова притока пластовой жидкости ГТ опускают до забоя и производят промывку скважины технологической жидкостью с последующим определением приточно-добывных характеристик пласта, после чего производят цикл кислотной обработки пласта, включающей последовательную закачку по ГТ 1/3 от общего объема соляной кислоты и 2/3 глинокислоты с продавкой в пласт технологической жидкостью, после чего выдерживают технологическую паузу, необходимую для максимальной эффективности кислотной обработки, и ГТ поднимают до входа в колонну НКТ в требуемый интервал, после чего осуществляют цикл закачки газированного раствора ПАВ.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что каждый раз после снижения производительности пласта циклы кислотной обработки и закачки газированного раствора ПАВ повторяют.

3.1. ОБОСНОВАНИЕ ЗНАЧЕНИЙ ДЕПРЕССИИ И РЕПРЕССИИ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ

Многолетний отечественный и зарубежный опыт бурения нефтяных и газовых скважин в различных горно-геологических условиях свидетельствует о том, что одним из определяющих условий безаварийной их проводки является поддержание (регулирование) заданного дифференциального давления в системе скважина – пласт. Область изменения дифференциального давления выбирается из условий предупреждения возможных поглощений промывочной жидкости, флюидопроявлений, осыпей, обвалов и других осложнений ствола скважины, а также из требований охраны недр и экологии.

В настоящее время этим требованиям в полной мере отвечают технологии бурения скважин на депрессии и равновесии давлений в системе скважина – пласт, которые эффективны как при проводке вертикальных скважин (ВС), так и наклонно направленных и горизонтальных скважин (НН и ГС).

В последней редакции Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [6], утвержденных постановлением Госгортехнадзора России № 24 от 9.04.1998 г., разрешается проведение буровых работ с регулированием дифференциального давления в системе скважина – пласт. Допустимая депрессия на стенки скважины при бурении не должна превышать 10–15 % эффективных скелетных напряжений (разность между горным и поровым давлением пород). При освоении скважин допустимая депрессии определяется из условия обеспечения устойчивости призабойной зоны пласта и сохранности цементного кольца за обсадной колонной.

Однако в одних случаях допустимая депрессия в 10–15 % эффективных скелетных напряжений будет пренебрежимо

мала, в других – очень велика, а в третьих – бурение на депрессии вообще недопустимо. Для определения области применения технологии бурения на депрессии приведен расчет ее допустимого значения?pдеп на пласты, залегающие на глубине от 500 до 4500 м, при коэффициентах ka аномальности пластового порового давления от 0,25 до 2,0 (табл. 3.1).

При значениях коэффициента аномальности пластового давления 0,25–0,50, характерных для некоторых крупнейших истощенных газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ России (Уренгойское ГКМ, Ставропольское, Пунгинское ПХГ и др.), бурение на депрессии целесообразно вести с глубин более 1000 м. Причем с ростом глубины более 2000 м нет необходимости поддерживать депрессию, равную предельно допустимой, т.е.?p = 0,1(pгор – pпл), так как ее значение превышает 3,1–2,6 МПа. При таких депрессиях может произойти разрушение околоствольной зоны вскрываемого пласта, а также могут возникнуть условия, осложняющие нормальный процесс бурения. Следовательно, в условиях АНПД применение технологии бурения на депрессии реально только с глубины 1000 м и более. При глубине бурения более 1500 м необходимо уменьшать депрессию ниже 10 % эффективных скелетных напряжений горных пород.

В условиях АВПД реализовать бурение на депрессии возможно с глубин более 2500 м при kа = 1,5, а также с глубин более 4000 м при kа = 2,0.

Т а б л и ц а 3.1

Изменение допустимой депрессии?pдеп = 0,1 (pгор – pпл), МПа, на пласты горных пород в зависимости от глубины и пластового давления

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500

1670 1700 1750 1820 1900 2000 2150 2300 2400

Горное давление pгор, МПа

8,2 16,7 25,8 35,7 46,6 58,9 73,8 90,3 105,9

Рубрики: Вредные привычки