При освоении нагнетательных скважин очень важно очистить поровые каналы призабойной зоны от грязи и всех взвешенных частиц, которые могут закупоривать поры пласта при нагнетании воды. Освобождаются от них обычно довольно длительным дренированием пласта тем или иным способом с последующей тщательной промывкой скважины водой, предназначенной для нагнетания. Дренируют пласт теми же методами, что и при вызове притока в нефтяных скважинах: поршневанием, применением сжатого воздуха, откачкой центробежными глубинными электронасосами, т. е. методами, могущими откачивать большое количество жидкости. Однако за последнее время для дренирования нагнетательных скважин получили широкое распространение два способа: 1) поршневание и 2) создание высокой депрессии на пласт путем понижения уровня жидкости в скважине. Второй способ был предложен инженерами УфНИИ Ф. С. Абдули-ным и Ш. С. Гарифуллиным для увеличения проницаемости пластов, сложенных крепкими сцементированными песчаниками или плотными известняками. В скважину на насосно-компрессорных трубах спускают пакер и забойный клапан. При этом колонну насосно-компрессорных труб ставят на забой, чтобы надежно посадить пакер и закрыть клапан. Затем уровень жидкости в трубах снижают поршневанием. После снижения уровня колонну насосно-компрессорных труб приподнимают подъемником на 80—90 см. При подъеме труб клапан открывается и жидкость из пласта под большим перепадом давления устремляется в трубы. Когда уровень жидкости станет близким к статическому, колонну насосно-компрессорных труб опускают, клапан закрывается и происходит посадка пакера. Затем весь цикл повторяется снова. При наличии компрессора понижать уровень можно и при помощи сжатого воздуха. Такой способ освоения нагнетательных скважин и увеличения их приемистости имеет ряд преимуществ по сравнению с обычным поршневанием. Вследствие очень высокой мгновенной депрессии на пласт создается большая скорость движения жидкости в призабойной зоне. Эта скорость в момент открытия клапана ь несколько десятков раз превышает скорость движения жидкости при создании депрессии обычным поршневанием. При этом значительно интенсивнее очищается поверхность фильтрации пласта и норовое пространство у забоя скважины.
Как показала практика применения этого способа, значительно увеличивались и проницаемость призабойной зоны пласта и коэффициент продуктивности.
Билет №35. Техника и приборы для гидродинамических исследований скважины.
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРИ УСТАНОВИВШЕМСЯ ПРИТОКЕ. Этот метод применим для эксплуатационных скважинпри всех способах эксплуатации. Сущность метода состоит в том, что в эксплуатационных скважинах несколько раз изменяют режим работы, т. е. меняют дебит, и всякий раз, когда режим установится, замеряют дебит и забойное давление. В нагнетательных скважинах несколько раз изменяют режим работы путем изменения количества нагнетаемой воды и замеряют установившееся давление нагнетания и расход воды. Полученные данные позволяют построить индикаторную кривую (иначе — индикаторную диаграмму). Для этого на графике в прямоугольных координатах по горизонтальной оси откладывают дебиты, а по вертикальной — депрессии или забойные давления. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРИ НЕУСТАНОВИВШЕМСЯ ПРИТОКЕ. Эти методы исследования основываются на законах упругого режима. Упругие свойства пласта и насыщающей его жидкости (или газа) независимо от размера пластовой системы существенно проявляются при быстром изменении режима работы отдельных скважин или одновременно многих скважин. Такие изменения принято называть возмущениями, а скважины, в которых быстро изменяют режимы работы, возмущающими скважинами или источниками возмущения. Разработаны также методы исследования работы скважин в пласте конечных размеров. Эти методы обычно сложные и, кроме того, требуют более или менее точного представления о размерах пласта. Так как кривые восстановления давления снимаются в большинстве случаев сравнительно недолго, вполне оправдывает себя применение первых методов, в которых пласт рассматривается бесконечно большим. Рассмотрим возмущающую одиночную скважину, работающую в бесконечно большом упругом пласте. Кривые восстановления можно получать во всех скважинах, независимо от способа их эксплуатации и назначения. Достаточно строгая обработка кривых восстановления пока возможна только для условий, когда установившееся забойное давление рзаб выше давления насыщения. Теоретические и экспериментальные исследования в этом направлении продолжаются. Подобно тому как кривую восстановления получают после остановки скважины, ее можно получить и при резком изменении режима работы в сторону уменьшения дебита; наоборот, при резком увеличении дебита получается кривая падения давления, как и после пуска. Таким образом, кривые восстановления (или падения) давления можно получать и без остановки скважины.
Билет №39. Оборудование забоев скважин.
Конструкции забоев нефтяных скважин центрирована по стволу пробуренной скважины, для чего применяют специальные резиновые кольца, пружинные фонари и другие приспособления. Строгое центрирование колонн в стволах пробуренных скважин обеспечивает равномерное распределение цементного раствора за колонной, исключает прорыв посторонних вод в продуктивный пласт, заколонную циркуляцию воды и газа, грифонообразование и другие осложнения. На практике применяют различные конструкции скважин (одно-, двух- и трехколонные, спуск заранее перфорированного «хвостовика», так называемой «летучки», а также различные забойные фильтры и конструкции с открытыми забоями, не закрепленными в пределах продуктивного пласта обсадными колоннами). Оборудование забоев скважин при вскрытии пласта в процессе бурения. На рис. 11.1 показаны наиболее распространенные конструкции забоев скважин. Пласты, выраженные такими плотными породами, как известняк и песчаник,'обычно не перекрывают колонной, а эксплуатируют скважинами с открытым забоем (рис. 11.1, а). Если продуктивный пласт выражен рыхлыми слабо сцементированными! Породами 4* 5i (например, песками), рекомендуется эксплуатационную колонну спускать до забоя и цементировать до перекрытия верхних водоносных горизонтов, а затем перфорировать (простреливать отверстия) по каротажным данным для обеспечения притока нефти и газа в скважину (рис. II.1, б). Спуск в продуктивную часть пласта готового фильтра — хвостовика обеспечивает приток нефти и газа из пласта в скважину (рис. 11,1, в). В этом случае предыдущую обсадную колонну спускают до кровли продуктивного пласта и цементируют. После повторного вскрытия забоя в скважину спускают перфорированный на поверхности «хвостовик», верхний конец которого закрепляют в башмаке обсадной колонны различными сальниками. В ряде случаев применяют другую разновидность этой конструкции: в скважину спускают эксплуатационную колонну, в которой нижние трубы заранее перфорируют на поверхности (по высоте продуктивного пласта), цементируют лишь верхнюю часть колонны путем так называемой манжетной заливки, как это показано на рис. II.1, г. Вскрытие пласта для эксплуатации довольно часто производят путем простреливания (перфорации) отверстий в уже спущенной и зацементированной колонне. Однако до перфорации необходимо вначале оборудовать устье скважины и подготовить наземное оборудование. В противном случае (что нередко бывает на практике) в процессе перфорации могут возникнуть выбросы, открытое фонтанирование, пожар и другие осложнения.
Оборудование устья скважин при вскрытии пласта для эксплуатации. В зависимости от назначения скважины, ожидаемого пластового давления, способа эксплуатации устье скважины может быть оборудовано различными способами. После спуска обсадных колонн производят обвязку устья скважины при помощи специальной колонной головки, которая предназначена для обвязки спущенных в скважину обсадных колонн между собой и для герметизации межтрубного пространства. На колонной головке устанавливают фонтанно-компрессорную арматуру либо планшайбу с подвешенными насосными трубами. АзИНМАШ разработал ряд конструкций колонных головок с клиновой подвеской труб (табл. II.1). Наиболее простая по конструкции колонная головка (рис. П.2, а) применяется для оборудования глубоких одноколонных скважин диаметром 114—168 мм при ожидаемых рабочих давлениях до 150 кгс/см2 (15 МПа). Головка представляет фланец с центрами отверстий и размерами под соответствующие размеры крестовика, тройника или задвижки для перфорации (прострела). Фланец навинчивают на резьбу последней трубы эксплуатационной колонны и затем проваривают двойным швом: снаружи и изнутри.