Документы



Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и icon

Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра "нефтегазовое дело" лекци и

НазваниеМинистерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра "нефтегазовое дело" лекци и
страница5/8
МУХАМЕДШИНА Л.С
Дата05.09.2013
Размер1.67 Mb.
ТипПротокол
скачать
1   2   3   4   5   6   7   8
1. /Бурение2.docМинистерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра "нефтегазовое дело" лекци и
Тема 5. ОСВОЕНИЕ И ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН.


План темы:

1. ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ К ОСВОЕНИЮ.

2. ВТОРИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ПЕРФОРАЦИЕЙ.

3. СПОСОБЫ ВЫЗОВА ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ.

4. ПРИНЦИПЫ СТИМУЛИРУЮЩЕГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИН

5. ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИНЫ

6. ВРЕМЕННАЯ КОНСЕРВАЦИЯ И ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИН.


Используемая литература:

1. Е.М.Соловьев, Бурение нефтяных и газовых скважин, М., Недра, 1988 г.

2. Е.П.Минеев, Н.А.Сидоров, Практическое руководство по испытанию скважин, М., Недра, 1981 г.


1. ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ К ОСВОЕНИЮ. После завершения буровыхработ скважину готовят к вызову притока пластовой жидкости киспытанию. Для этого на верхний конец эксплуатационной колонныустанавливают фонтанную арматуру, а на территории близ скважиныразмещают и обвязывают с этой арматурой емкости для сбора ихранения жидкостей, сепараторы, факельное устройство, мерники,аппаратуру для измерения дебитов жидкой и газообразной фаз, давления и температуры для отбора проб жидкости, выходящей изскважины. Временно устанавливают и обвязывают с устьем скважины компрессоры и насосные агрегаты, которые нужны для промывки скважины и вызова притока пластовой жидкости.

Фонтанную арматуру можно разделить на две части: трубную головку и фонтанную елку. Трубная головка служит для подвески НКТ, а фонтанная елка - для отвода добываемой из скважины жидкости в наземные емкости и для герметизации устья. Между трубной головкой и фонтанной елкой расположена центральная задвижка высокого давления. Трубная головка и фонтанная елка снабжены боковыми отводами, каждых из которых оборудован двумя задвижками высокого давления, манометрами, а отводы елки - также термометрами и штецерными камерами. К боковым отводам трубной головки при необходимости подсоединяют компрессоры и насосные агрегаты (например, для вызова притока из пласта, глушения скважины).

Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не меньше наивысшего ожидаемого давления на устье скважины. До установки на скважине арматуру опрессовывают пробным давлением, указанным в паспорте. После монтажа арматуры на устье проверяют опрессовкой герметичность трубкой головки и фонтанной елки. Штурвал управления центральной задвижкой арматуры выводят на расстояние не менее 10 м от устья скважины в сторону от выкидных линий и ограждают щитом с навесом.


До начала работ по испытанию скважины необходимо тщательно очистить все емкости от грязи, промыть и заполнить темы жидкостями, которые потребуются для вторичного пласта и вызова притока из него, а также промывкой жидкостью с плотностью, достоточной для глушения нефтегазопроявлений в случае, если в этом возникнет небходимость. Объем последней должен быть не менее двух

объемов эксплуатационной колонны.


2. ВТОРИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ПЕРФОРАЦИЕЙ.

После первичного вскрытия в большинстве случаев всю скважину укрепляют эксплуатационной обсадной колонной, а заколонное пространство цементируют. Чтобы после этого можно было получить приток пластовой жидкости в скважину, необходимо пробить достаточно большое число отверстий через обсадную колонну, тампонажный камень и кольматационный слой. Операцию по созданию таких отверстий называют вторичным вскрытием продуктивного пласта.

В настоящее время известны три способа вторичного вскрытия пласта для обеспечения гидродинамической связи обсаженной скважины с пластом: перфорация кумулятивными или пулевыми перфораторами; гидропескоструйная (гидроабразивная) перфорация; торпедирование.

Вскрытие пластов гидропескоструйной перфорацией (ГПП) применяется в основном в глубоких разведочных скважинах или же в

скважинах, где другие виды перфорации оказались неэффективными.

Торпедирование как метод вскрытия пластов используется редко. Его считают крайнем средством для получения притона из пласта, так как торпедирование почти всегда приводит к разрушению колонны.

Кумулятивная и пулевая перфорация обеспечивают высокую производительность труда. В абсолютном большинстве случаев удается

достигнуть гидродинамической связи с пластом. Кумулятивная перфорация эффективнее и производительнее пулевой.

Для создания нормальных условий притока пластовой жидкости в скважину плотность прострела эксплуатационной колонны стреляющими перфораторами должна быть от 10 до 20 отверстий на длине в 1 м. За один рейс в зависимости от типоразмера перфоратора

можно пробыть от 2 до 10 отверстий на такой длине. Поэтому перфоратор приходится спускать в скважину неоднократно.

Стреляющие перфораторы можно подразделить на три группы:

перфораторы, которые спускают в эксплуатационную колонну присутстствия в ней НКТ; перфораторы, спускаемые через колонну

НКТ, и перфораторы, спускаемые на колонне НКТ. От того, какой вид перфоратора будет использован для вторичного вскрытия, за висят характер и объем работ по подготовке скважины к перфорации, необходимое число рейсов с перфоратором и продолжительность перфорационных работ, эффективность вторичного вскрытия, а также ущерб, который может быть нанесен крепи скважины в процессе прострелочных работ.

Для пострела отверстий перфораторами первой группы эксплуатационную колонну заполняют промывочной жидкостью такой плотности, чтобы давление в скважине было выше пластового, но не более чем на 2-3 МПа. Для того чтобы свести к минимуму возможное загрязнение продуктивного пласта промывочной жидкостью через каналы, пробиваемые при перфорации, целесообразно нижний участок колонны до сечения, расположенного на 100-200 м выше верхней границы перфорации, заполнять жидкостью, не содержащей твердой фазы либо содержащей только частицы кислоторастворимого утяжелителя и обработанной реагентами, понижающими водоотдачу. Чтобы получить наибольший эффект от применения жидкостей без твердой фазы, полезно до закачки в скважину их профильтровать, хранить в тщательно очищенных от грязи и ржавчины емкостях, а внутренние полости эксплуатационной колонны и НКТ предварительно очистить с помощтю скребков.

До начала перфорации на крестовину трубной головки устанавливают перфораторную задвижку и опрессовывают ее давлением не выше допустимого для эксплуатационной колонны. Штурвал задвижки выводят на расстояние не менее 10 м от устья и защищают щитом с навесом.

Когда скважина подготовлена, в эксплуатационную колонну спускают на кабеле заряженный перфоратор и пробивают отверстия в заданных интервалах против продуктивного коллектора; простреливать отверстия против глинистых пропластков в коллекторе не следует.

При каждом залпе перфоратора из скважины в пласт уходит некоторое количество промывочной жидкости. Во избежание преждевременного начала притока из продуктивного пласта необходимо своевременно доливать в колонну промывочную жидкость и поддерживать уровень ее у дневной поверхности.

По окончании перфорации поднимают из скважины кабель, спускают в нее колонну НКТ, нижний конец которой устанавливают близ верхней границы перфорации, а если коллектор продуктивного пласта неустойчив, - на 100-150 м выше.

Прострелочные работы с помощью перфораторов двух других групп выполняют при герметизированном устье скважины. Это позволяет при вторичном вскрытии поддерживать заданную депрессию и предотвратить зарязнение коллектора жидкостью, содержащейся в эксплуатационной колонне.

Если для прострелочных работ должен быть использован перфоратор второй группы, скважину заполняют жидкостью с таким расчетом, чтобы давление в интервале перфорации было меньше пластового на заданную величину; нижний конец НКТ устанавливают несколько выше верхней границы интервала перфорации; устье герметизируют фонтанной арматурой, в которой буфер заменяют специальным лубрикатором. Перфоратор на кабеле спускают через внутреннюю полость НКТ. После завершения прострелочных работ лубрикатор с елки снимают, а вместо него вновь устанавливают буфер с манометром.

Перфоратор третьей группы перед спуском в скважину присоединяют с помощью специального переводника к нижнему концу колонны НКТ. Длина перфоратора может достигать 50 м. Если продуктивный пласт содержит несколько пропластков-коллекторов, в перфораторе кумулятивные заряды размещают с таким расчетом, чтобы

были пробиты отверстия только против заданных пропластков. Перфоратор спускают с помощью колонны НКТ до заданного интервала,

устанавливают на устье фонтанную арматуру, заполняют скважину жидкостью с таким расчетом, чтобы давление столба последней было на заданную величину меньше пластового. Затем в НКТ сбрасывают резиновый шар и проталкивают его до перфоратора, нагнетая в трубы жидкость насосом либо воздух компрессором.

Когда шар сядет на упор штока перфоратора, нагрузка на шток резко возрастет под действием избыточного давления сверху и шток переместится вниз; при этом приозойдет взрыв капсюля детонатора и перфоратор начнет работать. По окончании перфорации скважину можно испытывать, не поднимая наверх перфоратор. При использовании кумулятивных перфораторов третьей группы сводятся к минимуму затраты времени на вторичное вскрытие продуктивного пласта и может быть получена наибольшая продуктивность по сравнению с другими группами стреляющих перфораторов.

Основные недостатки стреляющих перфораторов: а) длина канала, пробиваемого в породе, существенно уменьшается с увеличением прочности последней на сжатие и прочности тампонажного камня в заколонном пространстве; часть этого канала оказывается занятой либо пулей, либо остатками металлической облицовки кумулятивного заряда; б) порода в поверхностных слоях стенок каналов уплотнена, проницаемость ее существенно меньше проницаемости глубинных участков пласта; в) при перфорации нередко возникают дефекты как в эксплуатационной колонне, так и в заколонном тампонажном камне. Дефекты в колонне могут снизить ее сопротивляемость избыточному наружному давлению со стороны неустойчивой породы коллектора; трещины же в тампонажном камне, если они распространяются за пределы толщины продуктивного пласта, могут послужить каналами для заколонных перетоков.

Вероятность образования дефектов возрастает при большой плотности перфорации, при залповой перфорации; при торпедной и пулевой перфорации она выше, чем при кумулятивной; при отсутствии контакта колонны с камнем или при плохом контакте вероятность повреждения колонны больше, чем при плотном контакте камня с обсадными трубами и стенками скважины. Целесообразно поэтому способ и плотность перфорации выбирать с таким расчетом, чтобы не происходило опасных повреждений крепи, а прострел вести не залпами, а последовательными выстрелами.

Наиболее эффективный способ вторичного вскрытия, особенно продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами, гидроабразивная перфорация. Технология и теория этого способа подробно обсуждаются в учебнике по курсу "Технология и техника добычи нефти".

3. СПОСОБЫ ВЫЗОВА ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ. Под освоением подразумевают комплекс работ по вызову притока жидкости из продуктивного пласта, очистке приствольной зоны от загрязнения и обеспечению условий для получения возможно более высокой продуктивности скважины.

Чтобы получить приток из продуктивного горизонта, необходимо давление в скважине снизить значительно ниже пластового. Существуют разные способы снижения давления, основанные либо на замене тяжелой промывочной жидкости на более легкую, либо на плавном или резком понижении уровня жидкости в эксплуатационной колонне. Для вызова притока из пласта, сложенного слабоустойчивыми породами, применяют способы плавного уменьшения давления или с небольшой амплитудой колебания давлений, чтобы не допустить разрушения коллектора. Если же продуктивный пласт сложен весьма прочной породой, то часто наибольший эффект получают при резком создании больших депрессий. При выборе способа вызова притока, величины и характера создания депрессии необходимо учитывать устойчивость и структуру породы коллектора, состав и свойства насыщающих его жидкостей, степень загрязнения при вскрытии, наличие близрасположенных сверху и снизу проницаемых горизонтов, прочность обсадной колонны и состояние крепи скважины. При очень резком создании большой депрессии возможно нарушение прочности и герметичности крепи, а при кратковременном, но сильном увеличении давления в скважине - поглощение жидкостив продуктивный пласт.

Замена тяжелой жидкости на более легкую. Колонну НКТ спускают почти до забоя, если продуктивный пласт сложен хорошо устойчивой породой, или примерно до верхних отверстий перфорации, если порода недостаточно устойчива. Замену жидкости обычно ведут способом обратной циркуляции: передвижным поршневым насосом в межтрубное пространство закачивают жидкость, плотность которой меньше плотности промывочной жидкости в эксплуатационной колонне. По мере того, как более легкая жидкость заполняет межтрубное пространство и вытесняет более тяжелую жидкость в НКТ, давление в насосе возрастает. Оно достигает максимума в тот момент, когда легкая жидкость подходит к башмаку НКТ.


pумт =(рпрож )qzнкт +pнкт +pмт ,


где pпр и pож -плотности тяжелой и облегченной жидкостей, кг/м ;

zнкт -глубина спуска колонны НКТ, м; pнкт и pмт -гидравлические потери

в колонне НКТ и в межтрубном пространстве, Па.

Это давление не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны

pумт < pоп .


Если же порода слабоустойчива, величину снижения плотности за один цикл циркуляции уменьшают еще более, порою до p -p = 150-200 кг/м3. При планировании работ по вызову притока следует учитывать это и заблаговременно готовить емкости с запасом жидкостей соответствующих плотностей, а также оборудование для регулирования плотности.

При закачивании более легкой жидкости следят за состоянием скважины по показаниям манометров и по соотношению расходов закачиваемой в межтрубное пространство и вытекающей из НКТ жидкостей. Если расход выходящей жидкости увеличивается, это признак начавшегося притока из пласта. В случае быстрого увеличения расхода на выходе из НКТ и падения давления в межтрубном пространстве выходящий поток направляют через линию со штуцером.

Если замены тяжелой промывочной жидкости на чистую воду или дегазированную нефть недостаточно для получения устойчивого притока из пласта, прибегают к другим способам увеличения депрессии или стимулирующего воздействия.

Когда коллектор сложен слабоустойчивой породой, дальнейшее снижение давления возможно заменой воды или нефти газожидкостной смесью. Для этого к межтрубному пространству скважины подсоединяют поршневой насос и передвижной компрессор. После промывки скважины до чистой воды регулируют подачу насоса так, чтобы давление в нем было значительно ниже допустимого для компрессора, а скорость нисходящего потока была на уровне примерно 0,8-1 м/с, и включают компрессор. Поток воздуха, нагнетаемого компрессором, смешивается в аэраторе с потоком воды, подаваемой насосом, и в межтрубное пространство поступает газожидкостная смесь; давления в компрессоре и насосе при этом начнут возрастать и достигнуть максимума в момент, когда смесь подойдет к башмаку НКТ. По мере продвижения газожидкостной смеси по колонне НКТ и вытеснения негазированной воды давления в компрессоре и насосе будут снижаться. Степень аэрации и уменьшения статического давления в скважине увеличивают небольшими ступенями после завершения одного-двух циклов циркуляции так, чтобы давление в межтрубном пространстве у устья не превышало допустимого для компрессора.

Существенный недостаток этого способа - необходимость поддержания достаточно больших расходов воздуха и воды. Значительно сократить расход воздуха и воды и обеспечить эффективное уменьшение давления в скважине можно при использовании вместо водо-воздушной смеси двухфазной пены. Такие пены готовят на основе минерализованной воды, воздуха и подходящего пенообразующего ПАВ.

Снижение давления в скважине с помощью компрессора. Для вызова притока из пластов, сложенных прочными, устойчивыми породами широко применяют компрессорный способ снижения уровня жидкости в скважине. Сущность одной из разновидностей этого способа такова. Передвижным компрессором нагнетают воздух в межтрубное пространство с таким расчетом, чтобы возможно глубже оттеснить уровень жидкости в нем, аэрировать жидкость в НКТ и создать депрессию, необходимую получения притока из продуктивного пласта. Если статический уровень жидкости в скважине перед началом операции находится у устья, глубину, до которой можно оттеснить уровень в межтрубном пространстве при нагнетании воздуха.

Если zсн > zнкт , то нагнетаемый компрессором воздух прорвется в НКТ и начнет аэрировать жидкость в них, как только уровень в межтрубном пространстве опустится до башмака НКТ.

Если же zсн > zнкт, то предварительно при спуске НКТ в скважину

в них устанавливают специальные пусковые клапаны. Верхний пусковой клапан устанавливают на глубине z'пуск = z'сн - 20м. При нагнетании воздуха компрессором пусковой клапан откроется в тот момент, когда давления в НКТ и в межтрубном пространстве на глубине его установки сравняются; при этом воздух начнет выходить через клапан в НКТ и аэрировать жидкость, а давления в межтрубном пространстве и в НКТ будут снижаться. Если после снижения давления в скважине приток из пласта не начнется и практически вся жидкость из НКТ выше клапана будет вытеснена воздухом, клапан закроется, давление в межтрубном пространстве вновь будет возрастать, а уровень жидкости опускаться до следующего клапана. Глубину z'' установки следующего клапана можно найти из уравнения если положить в нем z =z'' + 20 и zст = z'сн.

Если перед началом операции статический уровень жидкости в скважине расположен значительно ниже устья, то при нагнетании воздуха в межтрубное пространство и оттеснении уровня жидкости до глубины zсн давление на продуктивный пласт возрастает, что может вызвать поглощение части жидкости в него. Предотвратить поглощение жидкости в пласт можно, если на нижнем конце колонны НКТ установить пакер, а внутри НКТ - специальный клапан и с помощью этих устройств отделить зону продуктивного пласта от остальной части скважины. В этом случае при нагнетании воздуха в межтрубное пространство давление на пласт будет оставаться неизмененным до тех пор пока давление в колонне НКТ над клапаном не понизится ниже пластового. Как только депрессия окажется достаточной для притока пластовой жидкости, клапан приподнимется и пластовая жидкость начнет подниматься по НКТ.

После получения притока нефти или газа скважина должна в течение некоторого времени поработать с возможно большим дебитом, чтобы из приствольной зоны можно было удалить проникшую туда промывочную жидкость и ее фильтрат, а также другие илистые частицы; дебит при этом регулируют так, чтобы не началось разрушение коллектора. Периодически отбирают пробы вытекающей из

скважины жидкости с целью изучения состава и свойств ее и контроля за содержанием в ней твердых частиц. По уменьшению содержания твердых частиц судят о ходе очистки приствольной зоны от загрязнения.

Если, несмотря на создание большой депрессии, дебит скважины оказывается низким, то обычно прибегают к различным способам стимулирующего воздействия на пласт.


24. 3 0ПРИНЦИПЫ СТИМУЛИРУЮЩЕГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИНЫ. Существует достаточно много методов воздействия.

Их можно подразделить на несколько групп. К одной группе можно отнести методы кислотной обработки, в основе которых лежит растворение карбонатных частиц пласта соляной кислотой, а силикатных и глинистых - фтористоводородной. Методы второй группы основаны на воздействии на продуктивный пласт резкими колебаниями давлений. Третью группу составляют методы гидравлического разрыва пласта и гидроабразивной перфорации. К четвертой группе можно отнести методы обработки растворителями и ПАВ. Применяют также методы термохимического воздействия, кислотных гидроразрывов и другие комбинации названных выше методов.

К методам гидромеханического воздействия на пласт относятся:

дренирование пласта, возбуждение знакопеременными нагрузками, разрыв пласта для создания новых каналов и очистки имеющихся от различных закупоривающих веществ.

Химические методы воздействия на призабойную зону пласта с целью вызова и интенсификации притока основаны на свойстве горных пород вступать во взаимодействие с некоторыми химическими веществами, а также на свойстве некоторых химических веществ влиять на поверхностные и молекулярно-капиллярные связи твердых и жидких фаз в породах. Методы химического воздействия на пласт позволяют: очистить и расширить каналы для движения флюида из пласта к скважине; образовать новые каналы за счет растворения минералов, входящих в состав пород; изменить фазовую проницаемость пласта.


5. ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН. Испытание - заключительный этап выполнения работ по строительству скважин. От их результативности во многом зависит выполнение планов прироста запасов и, как следствие, возможность увеличения объемов добычи нефти и газа.

В современных условиях пласты, вскрытые скважиной, испытывают на различных этапах строительства скважины. В процессе бурения, например, с помощью испытателей пластов производят опробование пласта. При этом определяют, чем насыщен пласт, его давление и температуру, а также проводят ограниченный комплекс исследовательских работ.

Испытание скважины проводят после окончания бурения. Под испытанием понимается комплекс мероприятий по вызову и интенсификации притока флюида и определению дебита, физико-химических свойств жидкостей и газа, давления и температуры. На основе этих показателей можно найти некоторые фильтрационные характеристики пласта.

В промысловой практике еще нередки случаи, когда скважину, из которой получен приток нефти или газа, закрывают вследствие отсутствия или несвоевременной установки эксплуатационного оборудования и монтажа нефтесборных трубопроводов. После обустройства приходится производить повторный вызов притока.

Законченную испытанием продуктивную скважину осваивают. Освоению подлежат как эксплуатационные, так и разведочные скважины, давшие промышленный приток нефти и газа, а также нагнетательные скважины.

Таким образом, в промысловой практике выполняют три качественно отличающейся друг от друга процесса: опробование пласта, испытание и освоение скважины. Поскольку при выполнении этих процессов есть одинаковые технологические операции, в практике часто разные процессы называют одинаково - освоением, испытанием, опробованием. Чтобы избежать терминологической путаницы в оценке отличающемся по характеру и назначению процессов получения притока из пластов, предлагаются следующие определения.

Опробование пласта - процесс, связанный с вызовом притока и исследованием пласта с помощью испытателей пластов различного типа при бурении скважины. Использование испытателей пластов для получения притока флюидов после окончания бурения относится к испытанию скважины.

Испытание скважины - процесс вызова и интенсификации притока из обсаженной или не обсаженной скважины, его исследования с целью определения добычных возможностей скважины и физико-химических свойств пласта и пластового флюида.

Освоение скважины - процесс, связанный с выполнением работ по вводу эксплуатацию скважины, законченной испытанием.

На успешность и продолжительность работ по испытанию скважин влияет ряд факторов, среди которых ведущее место занимают физические характеристики пласта и насыщающих его жидкостей, состояние геолого-геофизической изученности разреза, качество вскрытия пласта бурением, качество крепления пласта, способ вскрытия пласта перфорацией, продолжительность между вскрытием пласта бурением и началом испытания, техническое состояние

скважины, уровень организации работ.

По числу применяемых методов испытания и способов их осуществления, числу проводимых операций, а следовательно, и времени испытания скважины могут быть подразделены на три группы

сложности.

В скважинах первой группы приток из пласта получают после осуществления одного из способов снижения давления на забой, что достигается заменой бурового раствора водой, поршневанием, снижением уровня в скважине с применением компрессора.

В скважинах второй группы после использования двух-трех методов испытания удается получить приток, удовлетворяющий заданным условиям.

В скважинах третьей группы приток из пласта незначительный или отсутствует вообще. Вызвать приток или увеличить его не удается даже после неоднократного применения различных методов испытания скважин.

Метод испытания скважины выбирают исходя из конкретных условий, к которым относятся: глубина скважины, ее техническое состояние, геолого-геофизические характеристики пласта, наличие оборудования и материалов. Основным фактором, влияющим на выбор метода испытания, является величина ожидаемого пластового давления. По этому показателю скважины делят на две группы: с давлением меньше гидростатического и больше гидростатического.

Для вызова притока из пласта можно применять как методы плавного увеличения депрессии, так и большие знакопеременные нагрузки на пласт, способствующие улучшению условий притока флюидов.

Работы по испытанию скважин начинают после проверки эксплуатационной колонны на герметичность.

Особое место в испытании скважины занимают исследовательские работы. По результатам исследований определяют добывшую способность, а также гидродинамические характеристики скважины и пласта. Таким образом в процессе испытания скважины выполняют комплекс работ, обеспечивающих установление оптимальных условий ее эксплуатации.

6. ВРЕМЕННАЯ КОНСЕРВАЦИЯ И ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИН. Если при испытании из пласта получен промышленный приток нефти или газа, но площадь не обустроена и не подготовлена к эксплуатации, скважину временно консервируют, т.е. закрывают так, чтобы позже ее можно было ввести в эксплуатацию. Способ консервации выбирают в зависимости от продолжительности последней и от коэффициента анормальности пластового давления.

Если k >1, нижний участок скважины заполняют такой жидкостью повышенной плотности на нефтяной или минерализованной

водной основе, которая не может вызвать заметного ухудшения коллекторских свойств пласта. Над интервалом перфорации устанавливают цементный мост высотой не менее 25 м, а остальную часть эксплуатационной колонны заполнют седиментационно устойчивой промывочной жидкостью с относительной плотностью p=(1,05-1,1) k . Самый верхний участок колонны длиной примерно 30 м, а в многолетнемерзлых породах от устья до глубины на 50-100 м ниже границы с нулевой температурой заполняют незамерзающей жидкостью. На время консервации насосно компрессорные трубы оставляют в эксплуатационной колонне над цементным мостом.

Если k <1, то при консервации скважины на несколько месяцев можно не устанавливать цементный мост; насосно-компрессорные трубы оставляют в скважине над верхними отверстиями перфорации.

Устье консервируемой скважины должно быть оборудовано фонтанной арматурой, все задвижки которой плотно закрыты. С задвижек снимают штурвалы, фланцы закрывают заглушками, а в патрубки вместо манометров ввинчивают пробки. Если k <1, то при продолжительности консервации более 1 года из газовых скважин глубиной до 2000 м и из нефтяных скважин НКТ извлекают; на устье же устанавливают задвижку высокого давления, закрытую глухим флан-

цем, и контрольный вентиль.

Территорию консервируемой скважины огораживают; на ограждении указывают номер скважины, название месторождения, наименование предприятия и срок консервации. В первые 10 дней консервации ежедневно проверяют состояние оборудования и отсутствие пропусков газа. В дальнейшем состояние скважины проверяют не реже одного раза в месяц, измеряют давление на буфере, в межтрубном и заколонном пространствах и результаты проверки заносят в специальный журнал.

Если при испытании разведочной скважины приток промышленного значения не был получен не из одного объекта, ее ликвидируют. Для этого против каждого испытанного объекта устанавливают цементный мост с таким расчетом, чтобы подошва его была на 20-30 м ниже, а кровля - выше границ интервала перфорации. Если объекты расположены поблизости друг от друга, можно установить единый мост. Кровлю моста над самым верхним испытанным объектом размещают не менее чем на 50 м выше верхней границы перфорации.

На устье ликвидированной скважины устанавливают репер, на котором при помощи электросварки указывают номер скважины, названия площади и предприятия, пробурившего скважину, дату окончания бурения.

Если трубы эксплуатационной колонны не извлечены из скважины, устье закрывают глухой заглушкой или глухим фланцем с вваренным вентилем; заглушку и болты, скрепляющие фланец с колонной, прихватывают сваркой, Если же верхние трубы эксплуатационной колонны подняты из скважины, то в кондуктор или в промежуточную колонну на глубину не менее 2 м, а в случае многолетнемерзлых пород - несколько ниже границы мерзлоты спускают манжетную пробку и пространство над нею до устья заполняют бетоном. Над устьем скважины устанавливают бетонную тумбу размером 1х1х1 м. Извлекать из скважины трубы разрешается в том случае, если это не приведет к возникновению межпластовых перетоков и к загрязнению целебных и артезианских вод.


КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ


1. В чем заключается подготовка скважины к освоению?

2. Дайте определение вторичного вскрытия продуктивного пласта. Цель проведения вторичного вскрытия продуктивного пласта.

3. С помощью каких аппаратов осуществляется вторичное вскрытие продуктивного пласта?

4. Как осуществляется вторичное вскрытие продуктивного

пласта?

5. На какие группы подразделяются стреляющие перфораторы? В чем различие их применения?

6. Основные недостатки стреляющих перфораторов.

7. Какие имеются способы снижения давления в скважине?

8. Что необходимо сделать чтобы получить приток из продуктивного горизонта?

9. Как осуществляется замена тяжелой жидкости на более легкую и в чем недостаток этого способа?

10. В чем заключается сущность снижения давления в скважине с помощью компрессора?

11. Какие имеются методы воздействия на пласт при освоении скважины?

12. С какой целью проводят испытание скважины?

13. С какими видами работ связаны опробование, испытание о освоение скважин?

14. В каких случаях скважину ликивдируют?

15. Чем и как оборудуется устье консервируемой и ликвидиро ванной скважины.


ОПОРНЫЕ ВЫРАЖЕНИЯ

Пластовая жидкость, вызов притока, испытание скважин, фонтанная арматура, рабочее давление, вскрытие пласта, перфораторы, плотность прострела, загрязнение продуктивного пласта, реагенты, кумулятивные заряды, торпедная, пулевая перфорация, освоение скважины, депрессия, поглощение жидкости, тяжелая жидкость, коллектор, аэрация, водовоздушная смесь, пакер, дебит, кислотная обработка, гидравлический разрыв пласта, ПАВ, испытание, информация, интенсификация, консервация, ликвидация.


1   2   3   4   5   6   7   8



Похожие:

Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconМинистерство высшего и среднего специального образования республики узбекистан министерство здравоохранения республики узбекистан
Государственных программ «Год молодёжи», «Год гармонично развитого поколения», соответствующих приказов Министерства высшего и среднего...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconДокументы
1. /О ПРЕОБРАЗОВАНИИ БУХАРСКОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА ПИЩЕВОЙ И ЛЕГКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconМинистерство образования и науки российской федерации министерство высшего и среднего специального образования республики узбекистан федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconСеминар проекта темпус для вузов ферганской долины
Министерство высшего и среднего специального образования Республики Узбекистан, Национальный офис Темпус Узбекистана, Ферганский...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconСовместный приказ Министра обороны и Министра высшего и среднего специального образования Республики Узбекистан №412/151
Министра обороны и Министра высшего и среднего специального образования Республики Узбекистан №412/151
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconПостановление Президент а республики узбекистан 20. 06. 2006 г. N пп-381 об организации информационно-библиотечного обеспечения населения республики
Министерства по делам культуры и спорта, Министерства высшего и среднего специального образования, Министерства народного образования...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconЭлектронную конференцию вступительным словом открыли Заместитель Спикера Законодательной палаты Олий Мажлиса Республики Узбекистан, руководитель фракции сдпу «Адолат» Исмаил Саифназаров
Сдпу «Адолат» в Законодательной палате Олий Мажлиса Республики Узбекистан совместно с Министерством высшего и среднего специального...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconПостановление Кабинета министров республики узбекистан "16" января 2002 й г. №22 Тошкент ш г. Ташкент об организации международного вестминстерского университета в г. Ташкенте
Министерства иностранных дел, Министерства высшего и среднего специального образования Республики Узбекистан, Британского Совета...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconПресс-релиз международная ярмарка «образование и профессия 2013»
Карьера+ и Представительство Россотрудничества в Узбекистане. Выставка пройдет при поддержке Фонда Форума и Министерства высшего...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconПресс-релиз VI республиканский дискуссионный форум «дилемма»
Министерство высшего и среднего специального образования руз и Представительство Британского совета в Узбекистане, представляет собой...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconСанитарные правила и нормы, гигиенические нормативы республики узбекистан
Гигиенические требования к изданиям учебным для общего среднего и среднего специального, профессионального образования
Загрузка...
Разместите кнопку на своём сайте:
Документы


База данных защищена авторским правом ©uz.denemetr.com 2000-2015
При копировании материала укажите ссылку.
обратиться к администрации