Исследование скважин при неустановившихся режимах

Если давление на забое Рс, а тем более пластовое Рк превышает давление насыщения Рнас, то предполагается, что перераспределение давления в пласте после любых возмущений происходит по законам упругого режима. В подземной гидродинамике рассматривается задача притока упругой жидкости к скважине в бесконечном упругом пласте после ее внезапного пуска или остановки. Решением этой задачи является формула

, (6.26)

Физическая интерпретация этой формулы следующая: p{r,t) означает изменение давления в упругом пласте в точке М, удаленной от точки возмущения - скважины на расстояние r через время t после начала возмущения.

В данном случае под возмущением понимается либо пуск скважины с дебитом Q, либо внезапная остановка скважины, работавшей перед этим длительное время, с дебитом Q (Q - расход при стандартных условиях). При пуске скважины давление в точке М уменьшается на P по сравнению с первоначальным, а при внезапной остановке скважины, длительно работавшей с дебитом Q, P - увеличение давления в точке М по сравнению с первоначальным, Еi( - х), где x = r²/4t - специальная табулированная экспоненциальная функция, значения которой можно найти в таблицах специальных функций. Здесь  = k/^x - пьезопроводность, причем ^x - приведенный объемный коэффициент упругости среды (вода, нефть, порода), t - время с момента пуска или остановки скважины.

Решение (6.26) является строго аналитическим, поэтому оно справедливо для любых радиусов и в частности для радиуса r, равного радиусу скважины rс. В этом случае формула (6.26) будет описывать закон изменения давления на стенки самой скважины и является характеристикой процесса «самопрослушивания» скважины. Таким образом, если остановить скважину и зарегистрировать изменение во времени давления на забое скважины, можно будет найти те параметры пласта, при которых закон изменения P(t) совпадет с фактически зарегистрированным. Для практического использования формулу (6.26) несколько упрощают. Дело в том, что при исследовании скважин на неустановившихся режимах, т. е. при самопрослушивании, приходится иметь дело с малыми значениями аргумента x = rc²/4t, так как rс - радиус скважины мал, a t составляет сотни и тысячи секунд.

При малых х экспоненциальная функция

хорошо аппроксимируется логарифмической функцией Ei( - х) = Ln (х) +0,5772,

где 0,5772 - постоянная Эйлера. Поэтому формулу (6.26) можно переписать следующим образом:

, (6.27)

Вводя знак минус в скобки и учитывая, что Ln (e) = 1, можем записать:

.

Но e^0,5772 = 1,781.

Следовательно,

или

. (6.28)

Обычно числовой коэффициент под логарифмом округляют, так что 2,24587 = 2,25. Итак, если остановить скважину, работавшую с дебитом Q, то на ее забое давление начнет повышаться в зависимости от времени t согласно формуле (6.28). При этом предполагают, что режим упругий и давление на забое больше давления насыщения.

На формуле (6.28) основана методика исследования скважины при неустаповившихся режимах. Следует отметить, что формула (6.28) предполагает мгновенную остановку скважины (при t = 0, Q = 0). Это равносильно срабатыванию крана или клапана непосредственно на забое скважины. В действительности остановка, например, фонтанной скважины производится на устье путем закрытия задвижки. В НКТ находится газожидкостная смесь, которая после остановки начнет сжиматься под действием возрастающего забойного давления. В затрубном пространстве также произойдет рост давления и сжатие газовой шапки. Мгновенной остановки скважины не произойдет, а будет продолжающийся последующий затухающий приток жидкости из пласта в скважину, чего формула (6.28) не предусматривает. Поэтому последующий приток является источником некоторых погрешностей, которые возможно исключить путем специальной обработки фактических данных.

Возвращаясь к формуле (6.28), перепишем ее так, чтобы время t было выделено, а именно

. (6.29)

Обозначим:

, (6.30)

, (6.31)

Тогда (V1.29) перепишется так:

.

А это есть уравнение прямой, не проходящей через начало координат.

Отсюда следует правило, что фактически снятая на забое скважины кривая восстановления давления (КВД) Р(t), перестроенная в полулогарифмических координатах y = P, x = Lnt, должна иметь вид прямой отсекающей на оси у ординату а, значение которой определяется формулой (6.30), и имеющей угловой коэффициент b, определяемый формулой (6.31).

КВД на забое скважины записывается регистрирующим скважинным манометром с автономной или дистанционной записью показаний. Такой манометр, спускаемый на забой скважины до ее остановки, дает запись изменения Pс в функции времени t. Поэтому фактическую кривую P(t) необходимо перестроить в координаты P(Lnt) и найти ее постоянные коэффициенты а и b (рис. 6.4). Начальный участок КВД не укладывается на прямую, что связано частично с последующим притоком, о котором было сказано выше, и инерцией масс жидкости, которые вообще не учитываются формулой (6.28).

Рис. 6.4. Записанная манометром (а) и перестроенная в полулогарифмические

координаты (б) кривая восстановления давления в остановленной скважине

На перестроенной кривой P(Lnt) отыскивается прямолинейный участок, по двум точкам которого определяется угловой коэффициент

. (6.32)

Вычислив b, можем определить из формулы (6.31) гидропроводность  = kh/:

. (6.33)

Зная , легко найти проницаемость k.

Отрезок а на оси ординат можно получить либо графическим построением, либо аналитически. Из формулы (6.29) имеем

или, подставляя b, получим

, (6.34)

Pi и Lnti - ордината и абсцисса любой точки прямой. Поделив все на b и разложив логарифмы, можно выражение (6.34) переписать следующим образом:

откуда

, (6.35)

(Ln2,25 = 0,80909). Учитывая, что Lnе = 1, можно (6.35) переписать так:

После преобразования получим

. (6.36)

По формуле (6.36) определяется комплекс . Если по другим данным известна пьезопроводность, то можно определить приведенный радиус скважины rпр, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважины, так как известно, что для перехода от совершенной скважины с радиусом rc к несовершенной достаточно подставить вместо радиуса скважины rпр.

Параметры пласта, определенные по КВД описанным методом, характерны для удаленных зон пласта.

Аналогично методом неустановившихся режимов исследуются нагнетательные скважины. Поскольку в нагнетательных скважинах ствол полностью заполнен жидкостью, то погрешности, связанные с явлениями последующего притока, в данном случае не возникают. Кроме того, отсутствие газированного столба жидкости в скважине позволяет измерять давления непосредственно на устье, добавляя к этим показаниям гидростатическое давление столба жидкости в скважине.

Для снятия КВД нагнетательной скважины, работавшей длительное время с дебитом Q, в принципе достаточно на устье закрыть задвижку, т. е. прекратить закачку и снять кривую падения давления P = f(t) на устье. Величина P определяется как разность между давлением на устье при установившемся режиме закачки, т. е. давлением нагнетания, и текущим давлением на устье после прекращения закачки.

Обработка полученных данных для определения пластовых параметров не отличается от описанной выше. Аналитический аппарат для обработки результатов исследования добывающих и нагнетательных скважин на неустановившихся режимах, описанный выше, пригоден и для обработки результатов при ступенчатом изменении дебита на величину Q. Ступенчатое изменение дебита может быть достигнуто сменой штуцера или прикрытием задвижки. При этом скважинным манометром фиксируется КВД P(t) при переходе от начального дебита Q₁ к новому дебиту Q₂, изменившемуся на величину Q = Q₂ - Q_l. В соответствующие формулы вместо Q необходимо подставить Q. В остальном обработка остается прежней.

Аналогичные приемы используются и для так называемого гидропрослушивания пласта. В этом случае в одной скважине вызывается возмущение, т. е. пуск или остановка (начало закачки или прекращение), а в другой - удаленной или в нескольких скважинах - реагирующих фиксируется изменение давления во времени. Для обработки результатов используется также формула (6.26), причем за величину r принимается расстояние между скважинами, за t - время, истекшее с начала возмущения, а за Q - дебит остановленной добывающей или нагнетательной скважины. Поскольку на подобные возмущения удаленные скважины реагируют слабо, то при гидропрослушивании в реагирующих скважинах замеряют изменения статического уровня с помощью опускаемых приборов - пьезографов.

Ранее было отмечено некоторое несоответствие реально протекающего процесса восстановления давления и закрытия скважины, сопровождаемое последующим притоком, с используемым математическим аппаратом, предусматривающим мгновенную остановку скважины. Для устранения этого несоответствия очень многими исследователями были разработаны методы обработки КВД и ряда других дополнительных данных, позволяющих учитывать последующий приток, вносить поправки в линию P(Lnt) и существенно увеличить число точек на прямолинейном участке кривой. Для того чтобы обработать КВД с учетом притока, необходимо знать этот последующий приток в функции времени. Его измеряют хорошо оттарированным и достаточно чувствительным скважинным дебитомером. Однако такие измерения можно произвести только в фонтанных и газлифтных скважинах, в которых НКТ свободны для спуска прибора.

Последующий приток можно определить косвенным путем, хотя и менее точно. Для этого после остановки фонтанной или газлифтной скважины с помощью образцовых манометров записываются изменения давления в затрубном пространстве и на устье скважины. Кроме того, имеется КВД, записанная на забое скважины. Разбивая весь процесс восстановления давления на интервалы по времени и располагая указанными выше данными, которые также разбиваются на те же интервалы по времени, а также зная площади сечения кольцевого пространства и НКТ, можно вычислить объемы жидкости, поступившие в кольцевое пространство и НКТ в течение соответствующего интервала времени. Частное от деления приращения объема жидкости на приращение времени лает расход в данный момент времени. По данным расхода вносится поправка z > 1 в величину P. Это позволяет поднять точки левой, пониженной части кривой P(Lnt и, таким образом, получить большее число точек на прямолинейной части кривой.

Разработано более 30 методов учета последующего притока при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Все они достаточно сложны и требуют кропотливой вычислительной и графической работы. Их можно разделить на две группы: дифференциальные методы и интегральные методы.

Первые заключаются в том, что весь процесс восстановления давления разбивается на этапы по времени - шаги, в пределах которых предполагается линейный закон изменения параметров. Для каждого шага вычисляется поправка для Ар.

Вторые также предусматривают разделение процесса на этапы, но при переходе от точки к точке результаты предыдущих шагов суммируются, т. е. интегрируются. Поправка каждой последующей точки определяется с учетом предыдущих шагов. Все методы дают некоторый разброс в результатах, но, как правило, разброс точек при дифференциальных методах значительнее, чем при интегральных.

Исследование на неустановившихся режимах позволяет качественно оценить изменение проницаемости или наличие непроницаемых включений в удаленных областях пласта. Наличие таких аномалий обусловливает вид концевых участков КВД. Увеличение углового коэффициента b на концевых

22. Основные причины выхода из строя УЭЦН и методы борьбы с ними.

Присутствие эмульгированного газа увеличивает объем смеси, проходящей ч/з первые рабочие ступени насоса, и забирает часть энергии, подводимой к валу насоса, на сжатие газовых пузырьков и их полное растворение в нефти. При откачке однородной несжимаемой жидкости напор h=H/z_о (рис, кривая 1), развиваемый каждым рабочим колесом, одинаковый, а давление в насосе равномерно нарастает от p₁ до p₂. Напор h=H/z_о остается для каждой ступени одинаковый. В результате напоры суммируются, и давление равномерно возрастает от для давления на приеме p₁ до давления на выкиде p₂ (линия 2).

Если на приеме насоса существует газонасыщенность , плотность газонасыщенной смеси при переходе ее от одной ступени к другой в результате сжатия будет увеличиваться. Минимальная плотность будет на входе в первую ступень, максимальная- при давлении насыщения, когда весь газ растворится в нефти ( рис, кривая 3). Тогда  соответствует той ступени насоса _нас, в которой давление равно давлению насыщения p_нас.

Если дисперсность газовых пузырьков велика и газожилкостную смесь можно рассматривать как однородную с пониженной плотностью, то кавитационные явления могут не возникать.В этом случае напор, развиваемый каждой ступенью, может оставаться постоянным, равным h=H/z_о, и соответствующим характеристике насоса при работе его на данном режиме ( Q ).

Однако давление, развиваемое каждой ступенью, равное Δp=h_смg даже при постоянстве напора h будет различным, возрастая по мере увеличения _см.( кривая 4)

Многочисленные исследования работы насоса на газожидкостных смесях показали ухудшение их рабочих характеристик. Установлено, что при 0<β(газонасыщенность)<5—7 % Н(Q) характеристика практически не изменяется. При увеличении β, Н(Q) и η(Q) характеристики смещаются влево, при этом к.п.д. сильно уменьша­ется. Установлено также, что не все насосы одинаково «чувст­вительны» к газосодсржанию на приеме насоса.

Для улучшения работы ПЦЭН при откачке газированной жидкости используют газосе­параторы, устанавливаемые на валу насоса перед первой его сту­пенью. Другим способом улучшения рабочих характеристик ПЦЭН при работе их на газированной жидкости является установка рабочих колес повышенной производительности вместо несколь­ких первых рабочих ступеней насоса.

Работа ПЦЭН при откачке вязкой жидкости также сопро­вождается ухудшением его рабочих характеристик. В теории гидромашин и компрессоров разработаны методы пересчета ра­бочих характеристик центробежных насосов для перекачки вяз­ких жидкостей. Эти методы основаны на обобщении результатов практиче­ских испытаний насосов на жидкостях различной вязкости и определения поправочных коэффициентов к величинам Н, Q и η в зависимости от числа Rе.

23. Этапы проведения, назначение, технологии проведения ГРП.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1-4 мм. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз.

Этапы проведения:

При проведении ГРП выделяется 5 этапов:

1. Опрессовка линии высокого давления на 70 МПа, калибровка предохранительного клапана

2. Мини-разрыв пласта с помощью закачки в пласт небольшого кол-ва жидкости разрыва 10-12 м³ под давлением порядка 65МПа, после чего скважина закрывается на устье и отслеживается изменение давления. На основании полученных определяется эффективность жидкости разрыва, механические с-ва породы и корректируются технологические параметры основного ГРП (давления расходы, концентрации).

3. Создание трещины. Расход жидкости поддерживается порядка 5-6 м3/мин

4. Закрепление трещины, путем подачи пропанта в жидкость разрыва

5. Подача продавочнй жидкости

Непосредственно операция ГРП начиная с расстановки оборудования и заканчивая мобилизацией оборудования для ГРП объемом 25 т пропанта и при отсутсвии осложнений в работе занимает порядка 6 часов. Весь процесс ГРП начиная с подготовки скважины для ГРП и заканчивая выводом скважины на режим занимает около полумесяца при отсутствии осложнений. Проведению ГРП предшествует составлению проекта на ГРП, в котором исходя из поставленных целей, геологии пласта в районе скважины и технического состояния скважины обосновывается технология воздействия.

24. Классификация плунжерных глубинных насосов.

В нефтяной промышленности плунжерные глубинные насосы можно классифицировать по целому ряду признаков:

- по диаметру плунжера, мм: 27 (29); 32; 38; 44; 57; 70; 95;

- исполнению: вставные и невставные;

- вставные насосы подразделяются по типу замкового соединения и его расположению на насосе (верхнее или нижнее), а также насосы с встроенным клапаном отсекателем;

- плунжерные насосы, в зависимости от свойств флюида пласта, выпускают с различными группами «посадок» (зазор между плунжером и цилиндром) Fit 1; Fit2; Fit 3, а также с нормальным или увеличенным проходом седел клапанных узлов;

- заводы –изготовители (по требованию заказчика) выпускают плунжеры в гладком, желобчатом или винтовом исполнении, при этом наружная поверхность плунжера для повышения износостойкости может иметь специальное покрытие хромом или иметь напыление порошком с твердым износостойким составом с последующей термо-механической обработкой поверхности;

- внутренняя поверхность цилиндров плунжерных насосов подвергается покрытию твердым хромом или подвергается азотированию с последующей термической обработкой;

- клапанные узлы имеет различное исполнение: из нержавеющей стали, из сплавов типа ВК, керамические;

- плунжерные насосы выпускают с различной длиной хода плунжера: от 2-х до 6м.

- возвратно- поступательное движение плунжера обеспечивается насосными штангами, а также (экспериментально) ленточной или тросовой сцепкой.

Особую группу плунжерных насосов занимает летающий плунжер. Его движение по колонне насосно-компрессорных труб осуществляется за счет энергии газа (флюида пласта).

25. Влияние газа на работу ШСНУ и методы его снижения.

Влияние газа в откачиваемой жидкости учитывается коэффициентом наполнения цилиндра насоса. Он равен отношению объема жидкости V_ж, поступившей в насос, ко всему объему смеси V_см, состоящему из объема жидкости V_ж и объема свободного газа V_г 

₁^=V_ж /V_см=V_ж /_{_}V_г+V_ж=_{_}1/1+(V_г/V_ж)=1/1+R,

где R-газовый фактор при температуре T_пр, и давлении p_пр на приеме насоса.

Формула не учитывает наличия в ШСНУ вредного пространства и его влияние на коэффициент наполнения при откачке газированной жидкости. Поэтому формула дает завышанный ₁^. Вредным пространством ШСН называют объем, заключенный между всасывающим и нагнетательным клапанами насоса при крайнем нижнем положении плунжера. При ходе плунжера вниз газожидкостная смесь под ним сжимается до давления, равного давлению над плунжером, которое достаточно велико. Газ растворяется в жидкости и, в частности в той, которая находиться во вредном пространстве. При последующем ходе вверх давление под плунжером падает до давления на приеме насоса. Растворенный газ выделяется и задерживает открытие всасывающего клапана, пока давление не упадет до давления приема. В результате под плунжер поступает меньшее количество смеси.

Методы для предотвращения попадания свободного газа в насос основаны на применении гравитационных газосепараторов (газовых якорей). Большинство якорей сконструировано, таким образом, чтобы направить поток жидкости на прием насоса сверху вниз, и при этом максимально снизить скорость потока. В результате, определенная доля газа будет всплывать вверх и уходить в затрубное пространство.

Методы, направленные на снижение вредного влияния газа включают в себя:

- увеличение погружения насоса под динамический уровень (повышает далвение на приеме насоса)

- использование конструкций насосов с малым мертвым пространством

- увеличение длинны хода плунжера (уменьшает относительный объем мертвого пространства)

26. Периодическая эксплуатация УЭЦН.

Однозначно отрицательный. Причем, как у производителей УЭЦН, так и у потребителей. Периодическая эксплуатация скважин УЭЦН применяется, как вынужденная мера, в ситуациях, когда дебит скважин оказывался настолько меньше производительности УЭЦН, что их не удается согласовать дросселированием ЭЦН.

Хотелось бы еще раз развеять распространенное заблуждение, что кратковременная эксплуатация скважин является разновидностью периодической эксплуатации. Это не так. КЭС принципиально отличается от периодической эксплуатации скважин УЭЦН [2-4]

Несмотря на более частые, чем при периодической эксплуатации включения УЭЦН, при КЭС не происходит снижения МРП оборудования, т.к. за счет «мягкого» пуска, ПЧ позволяет устранить ударные пусковые перегрузки.

По характеру гидродинамических процессов в нефтеносном пласте и добывающей скважине кратковременная эксплуатация ближе к непрерывной эксплуатации, чем к периодической. За время откачки жидкости из скважины (несколько минут) динамический уровень и, следовательно, депрессия на пласт меняются незначительно. Поэтому интенсивность притока жидкости из пласта в скважину также меняется очень слабо. Не происходит при КЭС и таких негативных процессов в ПЗП, как тиксотропное упрочнение структуры нефти в отсутствии ее фильтрации или кольматация ПЗП, которые свойственны периодической эксплуатации скважин.

Откачка жидкости с высокой скоростью при КЭС осуществляется преимущественно из межтрубного пространства над приемом насоса. Поэтому она не сопровождается увеличением выноса мехпримесей.

Не существует опасности замерзания жидкости в арматуре устья скважины и выкидной линии в зимнее время, т.к. при КЭС не выполняется необходимое для этого условие: простой скважины в течение 3 часов при температуре -30 °С. Продолжительность накопления жидкости в скважине при КЭС не превышает 2 часов даже на малодебитных скважинах.

Из сказанного можно сделать однозначный вывод, что КЭС не имеет недостатков периодической эксплуатацией скважин, но достоинства ее сохраняет [3]. После внедрения КЭС необходимости в периодической эксплуатации скважин возникать не будет. КЭС ее полностью исключает.

27. Ликвидация скважин.

В процессе разработки месторождения происходит движение фонда скважин, при этом часть из них по различным причинам ликвидируется. Основными причинами ликвидации скважин являются:

1. Невозможность использования скважины по прямому назначению вследствие тяжелой аварии. Которая не может быть устранена, а так же невозможность использовать скважину по новому назначению.

2. Скважина не вскрыла продуктивный горизонт и не может использоваться для других целей.

3. Полное обводнение скважины, невозможность ее использования в качестве нагнетательной или наблюдательной, а так же перевод ее на другой эксплуатационный объект.

4. Форс – мажорные обстоятельства.

5. Обстоятельства, связанные с развитием инфраструктуры региона, например, со строительством поселка, города.

В этих случаях ликвидация скважин обязательна, т.к. они могут стать причиной внутрипластовых перетоков, загрязнения источников питьевой воды, изменения уровня грунтовых вод и т.п., что противоречит условиям охраны недр и окружающей среды.

28. Кислотные обработки прискважинной зоны пласта. Виды, технологии проведения.

29. Причины и технологии консервации скважин.

Консервация скважин - комплекс работ по предотвращению осложнений и аварийных ситуаций в скважинах, находящихся в бурении, законченных строительством и не подключенных к системе сбора или по какой-либо причине остановленной (законсервированной) в процессе эксплуатации.

Консервации подлежат все категории скважин: параметрические, поисковые, разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, поглощающие, водозаборные, наблюдательные, строящиеся для геологического изучения регионов, поисков, разведки и эксплуатации нефтяных, газовых, гидротермальных месторождений, залежей промышленных и минеральных вод, строительства и эксплуатации подземных хранилищ нефти и газ, сброса и захоронения промышленных стоков, токсичных, ядовитых и радиоактивных отходов.

Консервация скважин в процессе строительства:

а) консервации части ствола скважин, защищенного обсадной колонной, при сезонном характере работ – на срок до продолжения строительства;

б) разрушения подъездных путей в результате стихийных бедствий – на срок, необходимый для их восстановления;

в) несоответствия фактических геолого-технических условий проектным – на срок до уточнения проектных показателей и составления нового технического проекта на строительство скважин;

г) при строительстве скважин кустовым способом – в соответствии с действующими правилами строительства на кустах нефтяных и газовых скважин.

Консервация скважин в процессе эксплуатации скважин

а) эксплуатационные скважины на нефтяных и газовых месторождениях после того, как величина пластового давления в них достигает давления насыщения или начала конденсации, - на срок до восстановления пластовых давлений, позволяющих вести их дальнейшую эксплуатацию, что устанавливается проектом разработки месторождения;

б) добывающие скважины в случае прорыва газа, газовых шапок к забоям – на срок до выравнивания газонефтяного контакта (ГНК);

в) добывающие скважины при снижении дебитов до величин, предусмотренных проектом, а также нагнетательные скважины при снижении приемистости – на срок до организации их перевода по другому назначению или приобщения другого горизонта, а также изоляции или разукрупнения объекта эксплуатации под закачку газа (воды) в соответствии с проектом разработки или проведения работ по увеличению приемистости;

г) эксплуатационные и нагнетательные скважины в случае прорыва пластовых или закачиваемых вод – на срок до проведения работ по изоляции, до выравнивания фронта закачиваемой воды или продвижения водонефтяного контакта (ВНК) при наличии заключения проектной организации;

д) скважины, эксплуатация которых экономически неэффективна, но может стать эффективной при изменении цен на нефть (газ, конденсата и тому подобное) или изменении системы налогообложения, если по заключению научно-исследовательской организации временная консервация не нарушает процесса разработки месторождения;

е) эксплуатационные скважины, подлежащие ликвидации по категории 1-б, если они в перспективе могут быть рационально использованы в системе разработки месторождения или иных целях;

ж) эксплуатационные скважины, эксплуатация которых прекращена по требованию государственных органов надзора и контроля на срок - до проведения необходимых мероприятий по охране недр и окружающей природной среды.

Консервация скважин на срок от 3 месяцев до 1 года

Скважина заполняется жидкостью, обработанной поверхностно-активными веществами (ПАВ), исключающей глинизацию пласта и обеспечивающей необходимое противодавление на него. Цементный мост не устанавливается, насосно-компрессорные трубы не извлекаются, а поднимаются над забоем на 50 м. На устье скважины устанавливается трубная головка фонтанной арматуры с контрольным вентилем и по одной центральной и затрубной задвижке.

Консервация скважин на срок более 1 года

При консервации на срок более года скважина после установки над интервалом перфорации цементного моста высотой 25-50 м заполняется жидкостью, исключающей глинизацию пласта, плотность которой позволяет создать требуемое противодавление на пласт. Насосно-компрессоные трубы извлекаются, на устье устанавливается задвижка высокого давления с контрольным вентилем.

30. Глушение скважин, технология, область применения.

Технология1. глушения скважин.

Под глушением скважины понимается комплекс работ по замене скважинной жидкости на жидкость глушения, направленных на прекращение притока жидкости из пласта. При глушении скважины основной задачей является выбор жидкости глушения и ее физические и химические параметры.

Ж-ть глушения кроме необходимой плотности должна быть однородной и соответствующей вязкости не должна снижать проницаемость ПЗП, не должна оказывать корроз-го и абразивного действия на ремонтно – экспл-е об-вание, не вступать в хим.реакцию с породой пласта и образовывать твердые осадки, не замерзать зимой, не быть токсичной, взрыва – пожрано опасной, дорогой и диф – ной, должна сохранять коллекторские свойства продуктивного пласта с целью последующего быстрого освоения. Используются пластовая вода, водный р-р хлористого кальция и глинистый р-р(для глушения скв с высоким Рпл. + низкие ФЕС,+ ограниченное коррозионное воздействие на металл, +отсутствие хим.взаимодействия с породой пласта. К недостаткам: -наличие мех. образованных примесей; -повышенная вязкость, -способность легко насыщаться газом и плохо дегазироваться, -замерзание при низких т-турах). Основными компонентами жидкости глушения являются:

- соли – для снижения интенсивности набухания глин; - полимеры и гидрофобизирующие ПАВ – повышение вязкости и снижение фазовой проницаемости по воде для предотвращения поглощения жидкости; - твердая дисперсная кислоторастворимая фаза (напр. Мел)– тоже, только для высокопроницаемых коллекторов; - ингибиторы коррозии и ингибиторы солеотложения.

Плотность ж-ти глушения (для Рзаб> Рплна 5-10% ): r=(Рпл+(3…5)*10⁵/Н. где Р_пл пластовое давление, (3..5) противодействие на пласт, Н – расстояние от устья до продуктивного пласта по вертикали.

Ж-ти для глушения скв на водной основе оказывают блокирующее действие на пласт, что приводит к увеличению сроков освоения скв и падению темпов добычи нефти. Сохранение колекторских св-в пласта при глушении скв. может быть обеспечено использованием в качестве ж-ти глушения гидрофобно – эмульсионных р-ров т.е на р-рах обратной эмульсии.

Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство.

Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.

Глушение применяют для проведения ремонтных работ в скв, для их консервации и ликвидации. Фонтанные скв глушат за один цикл. Подают в затрубье ж-ть глушения. Насосные – 2 цикла. Первый цикл – рассчитывают ж-ть глушения по плотности, затем прокачивают ч/з ОК. При появлении ж-ти глушения на устье скв закрывают на 4 часа. После 4 часов также закачивают ж-ть глушения. Должен быть запас 3-4 м3 ж-ти глушения, т.к. при поднятии насоса из скв высвобождается занимаемый им объем.

Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости, выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины