Восстановление скважины путём забуривания бокового ствола

    – Заполняют скважину утяжеленным  глинистым раствором, плотность  которого может быть заранее рассчитана. Если исходить из необходимости  иметь  максимальное давление на пласт, превышающее  в «n» раз гидростатическое, то можно использовать формулу:

             

,                                                                           (2.37 )

    где  n – коэффициент превышения гидростатического  давления;

          Р_гр – давление столба глинистого раствора;

          Р_опр – давление опрессовки колонны.

    –Закачивают в скважину по НКТ: разделительную пачку  углеводородной жидкости или воды в  объеме до 0,2 м³, 2–3–м³  12–15%–ной соляной кислоты, воду в количестве до объема НКТ. При этом давление на устье (на агрегате) составит:

          Р_агр = (Н rr_гр  – Н··rr_в) /10 = Н (rr_гр··rr_в)  / 10, (2.38)

    где rr_гр  – плотность жидкости в затрубном пространстве 

          rr_в  – плотность жидкости в трубах.

    На  пласт в это время будет  давление:

                               Р_пл = Н ·· rr_гр ,                                                               (2.39)  

    – Закрывают затрубное и начинают задавку кислоты в пласт, доводя давление на затрубном до давления опрессовки колонны.

    Если  величина "n" будет задана выше, потребуется раствор с большей  плотностью.

    – При разрыве пласта, факт которого устанавливают по наличию связи  сважины с пластом, т.е. поглощению жидкости, продавку кислоты начинают кислотным раствором. В пласт  закачивают жидкость в следующей  очередности: кислотный раствор, продавочная  жидкость (вода), снова кислотный  раствор и снова вода.

    – После задавки кислоты в пласт  продавочной жидкостью, глинистый  раствор вымывают из скважины прямой или обратной промывкой.

    – Оставляют скважину на реагирование и в зависимости от положения  уровня в скважине проводят работы по извлечению продуктов реакции.

    – Исследуют приток и определяют фильтрационные параметры пласта.

          При работе с пакерами могут быть использованы различные  их модификации: с опорой на забой, шлипсовые, гидравлические. Пакер может быть установлен непосредственно над  скважинным  фильтром,  на  голове  потайной   колонны ( хвостовика) и в любом удобном для работы месте, если давление на колонну не будет превышать максимально  допустимого для этой части колонны.

          Для удержания пакера на месте, если недостаточно веса труб, необходимо использовать гидравлические якори. Размеры пакера и якоря  должны соответствовать.  

1.6.5.5 Воздействие на пласт с помощью многоциклового испытательного инструмента 

          Возбуждение пласта при отсутствии притока можно  осуществлять с помощью многоциклового испытательного инструмента (комплект МИГ и МИК).

          Для этого:

    – устанавливают пакер на 1–2 м выше интервала перфорации;

    – проводят депрессионное и депрессионно–репрессионное воздействие. Депрессионное воздействие  проводят в случае, если скважина заполнена  рабочей жидкостью, содержащей твердую  фазу (например буровым раствором);

    – при депрессионном воздействии  после запакеровки необходимо открыть  впускной клапан и мгновенно создать  депрессию на пласт. Выдержать пласт  под депрессией 5–10 мин., закрыть  клапан и 10–15 мин. ожидать восстановления давления. Проводят 10–15 циклов депрессионного воздействия;

    – при депрессионно–репрессионном воздействии  после запакеровки следует открыть  впускной клапан и создать на пласт  мгновенную депрессию. Выдерживают  пласт под депрессией 5–10 мин., закрывают  клапан и снимают пакер. В результате на пласт воздействует репрессия, равная разности давлений между гидростатическим и пластовым. Под репрессией пласт  выдерживают 4–5 мин, снова запакеровываются и процесс повторяют. В таком  режиме проводят 10–15 циклов воздействия.

    – после как депрессионного, так  и депрессионно–репрессионного  воздействия без подъема инструмента  испытывают объект в режиме приток – восстановление давления с регистрацией кривой притока и восстановления давления. Испытание проводят в один или два цикла. Общее время  периода притока должно составлять 2–5 часов, а восстановление давления – 3– 6 часов.                                                                                      

1.6.6 Методы интенсификации притока 

      Солянокислотные обработки.

          Солянокислотные обработки  относятся к методам химического  воздействия на пласт с целью  повышения проницаемости призабойной  зоны пласта и являются методами интенсификации притока.

          Для солянокислотных  обработок применяется ингибированная соляная кислота. Заводы поставляют кислоту с сильно отличающейся начальной  концентрацией (22–27%), поэтому перед  каждой операцией следует устанавливать  фактическую концентрацию с тем, чтобы использовать для обработки  кислотный раствор с заданными  параметрами. Концентрацию кислоты  определяют по таблицам после замера плотности ее.

          Приготовление раствора заданной концентрации может осуществляться как  перед началом операции, так  и в процессе  закачки кислотного раствора в скважину. В этом случае концентрированная кислота и вода подаются по отдельным трубопроводам до тройника (смесителя), где они смешиваются.

          Количество воды для приготовления раствора заданной концентрации определяется по формуле:

          V_В   =V_р··[(rr_т+rr_з)/(rr_т–1)] , (2.40)

          где     V_р – объем раствора кислоты;

                rr_з – плотность кислотного раствора заданной концентрации, г/см³;

                rr_т – плотность товарной кислоты, г/см³.

          Для целей воздействия  на пласт при испытании скважин  рекомендуется 12–15%–ный раствор соляной  кислоты.

          Кислотная обработка  проводится по плану, образец которого приведен в приложении. План включает в себя основные характеристики процесса: состав, концентрацию и объем кислотного раствора, объем продавочной жидкости, максимальные давления на устье, время  ожидания реагирования, объем исследования до и после. Иногда при проведении специальных обработок предусматривают  расход  при нагнетании раствора и продавочной жидкости или мероприятия  по облегчению вызова притока из скважины после обработки.

          При проведении кислотной  обработки башмак НКТ, как правило, должен быть установлен ниже нижних дыр  перфорации (1–7 м).

          Кислотный раствор  закачивают в скважину по  НКТ  при открытых на затрубном задвижках. Задвижки закрывают после того, как  весь интервал перфорации заполнен кислотным  раствором.

          Объем кислотного раствора на обработку при испытании скважин  определяется, исхода из расхода 0,15 – 0,2 м³ на метр вскрытой мощности пласта. Ориентировочно рекомендуемые для условий белорусских месторождений объемы для первой обработки 6 м³, второй – 12 и третьей – 24 м³ кислотного раствора. Объем продавочной жидкости второй и последующих обработок в 2 раза больше, нежели при предыдущей обработке.

          Время реагирования кислотного раствора устанавливают  в зависимости от карбонатности  пород, концентрации раствора и температуры  скважины. Для концентраций 12 ё¸ 15%  время реагирования после задавки в плает не должно превышать 4 часов.

          При пластовом давлении менее гидростатического необходимо предусматривать принудительную очистку  пласта от продуктов реакции при  депрессии, создаваемой например  свабированием или снижением  уровня с помощью компрессора. Эту  работу следует проводить сразу  по истечении времени реагирования.

          Эффективность о6работки  определяют по разности в производительности (приемистости) скважин на сопоставимых режимах, замеренных после и до обработки.

          Скважина, законченная  испытанием, если в ней получен  промышленный приток нефти и газа, а также если она предназначена  для использования в качестве нагнетания, подлежит освоению.

          Объем работ по освоению зависит от способа эксплуатации. Фонтанная скважина подключается к  замерно–трапным установкам, оборудуется  площадкой для проведения исследовательских  работ. Скважина, эксплуатируемая механизированным способом подключается к трубопроводам  и обеспечивается наземным и подземным  оборудованием, Оборудование выбирают в зависимости от величины ожидаемого дебита.

          Регламентировано  время, по истечении которого после  приема скважины на баланс скважина должна быть введена в действие. Для фонтанных  скважин:

                                                       Т = 8К₁··К₂   ,                                         (2.41)

    Для скважин, оборудованных штанговыми глубинными или погружными электронасосами:

                                                            Т=16К₁ ··К₂ ,                                        (2.42)

    К₁ и К₂ – коэффициенты, учитывающие климатические условия и метод строительства (кустовой или индивидуальный), соответственно выдают плановые отделы.

          Перед стаскиванием (демонтажом) бурового оборудования в  скважину, как правило, закачивают жидкость, давление гидростатического столба которой равно или превышает  пластовое. Поэтому при освоении скважины приходится повторно вызывать приток из пласта. В связи с этим при глушении скважины следует использовать жидкости, не ухудшающие проницаемость, имеющуюся после испытания. Это  хлоркальциевые растворы, пластовая  вода, БИЭР, нефть.

          Вытеснение жидкости глушения в фонтанной скважине осуществляется одним из методов снижения забойного  давления. В насосных скважинах раствор, содержащий твердые частицы, следует заменять на рассол или пластовую воду до спуска насоса.

          С целью сокращения промежутка времени между испытанием и вводом скважины в эксплуатацию, снижения затрат на освоение и получение  дополнительной добычи продукции время  испытания и освоения скважин  следует совмещать.   
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     Заключение

     В процессе выполнения курсового проекта  были выполнены расчеты

     Освоения  скважины, условий фонтанирования, распределения давлений в насосно-компресорных трубах и эксплуатационной колонне, бал выбран способ эксплуатации, закреплены знания по таким дисциплинам как  нефтегазопромысловое оборудование, эксплуатация нефтяных и газовых скважин, разработка нефтяных и газовых скважин,гидравлика.

       Наиболее целесообразно эксплуатировать  скважину фонтанным способом. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

  Список литературы 

    1  Геология Беларуси. А.С. Махнач, Р.Г.  Гарецкий, А.В. Матвеев и др. ─  Мн.:     Институт геологических  наук НАН Беларуси, 2001. ─ 815 с.