Вызов притока пенными системами - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Вызов притока пенными системами

Сущность вызова флюида из продуктивного пласта. Технология применения пенных систем при освоении скважины, последовательность работ. Технология вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов, с применением самогенерирующих пенных систем.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Технология вызова притока пенными системами
Одним из основных этапов заканчивания скважин является этап их освоения, включающий решение задачи получения в минимальные сроки потенциально возможного дебита и передачу скважины в эксплуатацию.
Под освоением скважин мы понимаем комплекс проводимых в них работ по окончании бурения, крепления и перфорации (или капитального ремонта) с целью получить при оптимальных технологических режимах работы эксплуатационного пласта максимального дебита нефти (газа) или лучшей приемистости пласта при закачке в него газа (иных флюидов).
Процесс освоения скважины заключается в возбуждении скважины, очистке ПЗП от жидкости и прочих загрязняющих примесей, находящихся в стволе, в проведении необходимых работ с целью повысить фильтрационную характеристику призабойной зоны продуктивного пласта.
Сущность возбуждения скважины состоит в понижении давления на забой (в ПЗП), создаваемого столбом бурового раствора (или иной жидкости) различными способами до давления меньше пластового, чтобы обеспечить приток нефти или газа в скважину.
В последнее время освоение скважин при помощи пенных систем приобретает все более актуальный характер на месторождениях, как в России так и зарубежом.
1. Освоение скважин с использованием пен
Сущность вызова притока флюида из продуктивного пласта состоит в замене имеющейся в скважине жидкости (после перфорации) на двухфазную пену. В качестве жидкости могут быть буровые растворы или вода. Однако применение пен может быть излишним, если приток флюида из пласта происходит при замене бурового раствора на воду.
Вызов притока жидкости и газа может осуществляться двумя способами:
с одновременной очисткой призабойной зоны пласта с помощью пен.
Наличие ПАВ в жидкости (воде) резко снижает скорость всплывания пузырька газа, увеличивает прочность оболочек пузырьков, способствует образованию более мелких пузырьков газа, препятствует коалесценции - слиянию отдельных мелких пузырьков газа с образованием более крупных.
При групповом поднятии пузырьков в скважине на большие расстояния, необходимо учитывать следующие моменты, которые усложняют происходящие явления:
пузырьки по мере всплывания увеличиваются в объеме вследствие уменьшения гидростатического давления среды;
пузырьки всплывают в "стесненных" условиях группами, замедляя свое движение;
всплывание пузырьков происходит не в спокойной жидкости, а в движущихся в разных направлениях потоках.
ПАВ в объеме аэрированной воды в стволе скважины снижает скорость подъема воздушных пузырьков за счет тормозящего действия на разделе жидкость - воздух вследствие адсорбции ПАВ на поверхности пузырька и предохраняет пузырьки от коалесценции. В результате пузырьки воздуха более равномерно распределяются в стволе скважины, увеличивается полезная работа, выполняемая каждым пузырьком, и уменьшаются потери на относительное движение.
Плотность пены является одной из важнейших физических характеристик пенной системы, определяющей, в частности, статическое давление столба пены в скважине. Плотность пены с п зависит от плотностей пенообразующего раствора с ж и воздуха сг и истинного газосодержания ц:
В силу сжимаемости газовой фазы плотность пены зависит от давления. Если принять, что газ следует закону Бойля-Мариотта, т.е.
где сг -- плотность газа при нормальных давлении Р 0 и температуре T 0 ; Р давление столба пены в скважине; T -- температура в скважине, то
При отсутствии относительного движения фаз истинное газосодержание равно расходному газосодержанию в (отношение расхода газа Q г к расходу смеси (Q ж + Q г ). Тогда плотность пены
где б -- степень аэрации (отношение расхода газа при нормальных давлении и температуре Q г . к расходу жидкости Q ж ).
Известно, что при движении газожидкостной смеси по вертикальной трубе (в скважине) наблюдается проскальзывание газа относительно жидкости. Вследствие этого в восходящем потоке фактическая плотность смеси превышает плотность, рассчитанную по формуле (4) без учета проскальзывания; в нисходящем потоке -- обратное соотношение.
На стендовой установке НГДУ "Абиннефть" объединения "Краснодарнефтегаз" проводили эксперименты по изучению плотности пены. Опыты осуществляли на стальной трубе диаметром 90,8 мм и длиной 18,8 м, установленной вертикально. Пена из аэратора по промывочному шлангу высокого давления подавалась к нижнему концу рабочей трубы. На выкидном трубопроводе была установлена задвижка, которой регулировалось давление в трубе. Для подачи жидкости и воздуха использовали промывочные агрегаты Азинмаш-32М и компрессоры УКП-80. Образование газожидкостной смеси осуществлялось в аэраторе типа "труба в трубе". Для изменения плотности газожидкостной смеси (пены) был применен радиоизотопный плотномер для жидкости типа ПЖР-5. Опыты проводили при давлениях до 8,5 МПа. Расход жидкости в опытах составил 3 и 6 л/с, воздуха -- от 1,8 до 14,4 м 3 /мин, т.е. степень аэрации изменялась от 10 до 80.
В опытах с пеной в качестве пенообразователя использовали сульфонол при концентрации 0,1 % по активному веществу. Поверхностное натяжение раствора ПАВ на границе с воздухом составило около 30 мН/м. Все эксперименты осуществлены при температуре воздуха 22 -- 25 °C
Рис.1.Зависимость плотности пены и водовоздушной смеси (ВВС) от давления ( расход жидкости 3л/с )
Для сравнения опыты проводили также на водовоздушной смеси. Как показали измерения, различия свойств двухфазной пены и водовоздушной смеси весьма существенны. На рис. 1. показана зависимость плотности пены (точки) и водовоздушной смеси (сплошная линия) от давления при фиксированных расходе жидкости и степени аэрации. Пунктирной линией показана расчетная зависимость плотности газожидкостной смеси от давления без учета проскальзывания. Как видно, плотность водовоздушной смеси значительно превышает расчетную, особенно велика разница (до 60 -- 80 %) при давлениях, меньших 2,5 МПа.
Для двухфазной пены за счет пленочного каркаса, обладающего определенной структурно-механической прочностью, скорость проскальзывания воздуха относительно жидкости незначительна и фактическая плотность близка к расчетной. Причем при давлениях до 5 МПа почти полностью совпадают измеренная и расчетная плотности.
Результаты опытов на вертикальном стенде показали, что проскальзывание воздуха относительно жидкости в двухфазной пене, даже не стабилизированной специальными стабилизаторами, невелико. При сравнении истинного и расходного газосодержаний для двухфазной пены отмечено, что истинное газосодержание не более чем на 5 % меньше расходного (в восходящем потоке). Для водовоздушной смеси эта разница составляет более 20 %. Данные опытов на вертикальном стенде (в условиях восходящего потока) сравнивали с данными замеров плотности пены при циркуляции ее в стендовой скважине НГДУ "Абиннефть" с использованием скважинного гамма- плотномера при спуске НКТ диаметром 62 мм на глубину 1500 м. Циркуляцию пены осуществляли по схеме прямой промывки, а затем плотности пены в НКТ -- в условиях нисходящего потока. Концентрация сульфонола в пенообразующем растворе составляла 0,1 % по активному веществу.
Регистрацию плотности пены производили при подъеме гамма-плотномера с глубины 1500 м через каждые 100 м. Циркуляция пены осуществлялась при расходах жидкости 3 и 6 л/с и степенях аэрации б = 10 ч 80
Рис. 2. Распределение плотности пены в нисходящем потоке внутри колонны НКТ при прямой циркуляции.
Плотность пены на устье скважины при циркуляции составляла на входе 0,2 -- 0,48 г/см 3 , на выходе -- 0,07 -- 0,13 г/см 3 . На рис. 2. показаны зависимости плотности двухфазной пены от глубины для нисходящего потока в НКТ диаметром 62 мм при О ж = 3 л/с и б 10 ч 80. Как видно, плотность пены повышается от устья к забою.
Сравнивали данные замера плотности пены на фиксированных глубинах с расчетом плотности по формуле, не учитывающей проскальзывание. Данные о давлениях на соответствующих глубинах были получены параллельно с замером плотности с помощью глубинного геликсного манометра, соединенного с гамма-плотномером.
В табл. 1. приведены сравнительные данные для случая циркуляции пены при О ж = 3 л/с и а = 40.
Как видно из табл. 1, полученные результаты аналогичны данным опытов на вертикальном стенде. При небольших давлениях (малой глубине) фактическая и расчетная плотности почти совпадают, при больших давлениях имеется небольшая разница, причем измеренная плотность меньше расчетной, как это и должно быть для нисходящего потока. Сравнение истинного и расходного газосодержания и в этом случае показывает, что для двухфазной пены разница между ц и в не превышает 5 %. Таким образом, для восходящего и нисходящего течения двухфазной пены на основании проведенных экспериментов можно принять
где K -- коэффициент проскальзывания, равный 0,05 (знак минус относится к случаю восходящего потока, плюс -- нисходящего).
Если установлено, что после полной замены в скважине бурового раствора на воду нет признаков фонтанирования и для вызова притока из пласта требуется снижать уровень жидкости в скважине в целях снижения забойного давления, то устье скважины оборудуют согласно схеме рис. 3 и приступают к выполнению работ по вызову притока двухфазной пеной.
Рис. 3. Схема обвязки устья скважины при освоении пеной:
1-- НКТ; 2 -- манометры; 3 -- расходомер воздуха; 4 -- компрессор; 5-- обратные клапаны; 6 -- аэратор; 7-- нагнетательная линия; 8 -- насос; 9 -- мерная емкость; 10 -- накопительная емкость для пенообразующей жидкости; 11 -- выкид пены; 12 -- затрубное пространство.
Прежде всего буровой раствор в скважине заменяют на водный раствор ПАВ. Концентрацию ПАВ (0П-10, сульфонол, ДС-РАС и др.) принимают в пределах 0,1--0,2 % (по активному веществу). Во избежание контакта больших объемов бурового раствора с вскрытой перфорацией толщиной продуктивного пласта замену бурового раствора на водный раствор осуществляют прямой промывкой. Водный раствор закачивают в НКТ, буровой раствор вытесняют через затрубное пространство. После этого приступают к замене водного раствора ПАВ на двухфазную пену. Как правило, такая замена проводится при обратной промывке, т.е. пена закачивается в затрубное пространство, водный раствор ПАВ вытесняется из скважины по НКТ. Вытесняемый водный раствор ПАВ в дальнейшем используют для образования пены. Однако во избежание контакта большого количества водного раствора ПАВ со вскрытой толщиной пласта, как и при замене бурового раствора водным раствором ПАВ, применяют следующий технологический прием.
Сначала водный раствор ПАВ можно заменить на двухфазную пену с малой степенью аэрации (например, а = 5 ч 10) при прямой промывке до полного удаления из скважины водного раствора ПАВ, а затем приступить к дальнейшим работам по снижению забойного давления путем замены в скважине пены с меньшей степенью аэрации (с большей плотностью) на пену с большей степенью аэрации (с меньшей плотностью). При этом нагнетание осуществляется в затрубное пространство, а вытеснение происходит по НКТ. Описанный технологический прием, т.е. предварительная замена водного раствора ПАВ на двухфазную пену с малой степенью аэрации, можно использовать в тех случаях, когда известно, что такая замена не вызовет притока жидкости и газа из пласта.
Очень важен пусковой момент, т.е. начало замены водного раствора ПАВ в скважине на двухфазную пену. Осуществляется это следующим образом. Из мерной емкости 9 (см. рис. 3) насосом 8 подают в аэратор 6 водный раствор ПАВ, который по линии 7 поступает в НКТ 1, а вытесняемая из скважины жидкость по затрубному пространству 12 направляется на дневную поверхность в емкость 10 или в другую емкость по линии 11. Расход жидкости при этом принимают равным 3 -- 5 л/с. После появления циркуляции во внутреннюю перфорированную трубу аэратора 6 подают компрессором 4 сжатый воздух и по линии 7 в НКТ уже поступает пена, которая начинает вытеснять из скважины жидкость.
В аэратор сжатый воздух подают постепенно, плавно и малыми дозами.
Такой режим образования пены необходим для предотвращения появления в скважине воздушных пробок. Наличие воздушных пробок резко повышает давление, что может вызвать большие осложнения вплоть до выхода из строя компрессора и устьевого оборудования. При больших расходах воздуха в пусковой период возникает резкая пульсация давления, хорошо фиксируемая манометрами 2 и расходомером 3. Правильный режим подачи воздуха для образования пены в аэраторе характеризуется плавным изменением давления жидкости, а затем по мере проникновения пены в НКТ давление постепенно снижается и после полной замены жидкости пеной при данной степени аэрации становится постоянным. Во избежание попадания жидкости в компрессор и воздуха в насос на их нагнетательных линиях устанавливают обратные клапаны 5. Дальнейший режим снижения забойного давления с применением двухфазной пены зависит от параметров применяемого компрессора.
Промысловая практика показывает, что при использовании компрессора типа УКП-80 для образования пены в течение 7-8 ч снижается забойное давление в скважине глубиной 5000 - 6000 м на величину, равную 80-85 % гидростатического. Поэтому нет смысла применять более мощные компрессоры для вызова притока жидкости и газа из пласта двухфазной пеной. Напротив, можно использовать и менее мощные компрессоры. Однако при этом продолжительность вызова притока будет несколько больше. Таким образом, зная характеристику компрессора и задаваясь предельным давлением нагнетания, можно проектировать режим снижения забойного давления с применением двухфазной пены.
Например, если используется компрессор типа УКП-80, то можно установить предельное давление нагнетания в пределах 6-7 МПа, т.е. при нагнетании пены в скважину путем постепенного снижения расхода жидкости и сохранения подачи компрессора на неизменном уровне максимальное давление нагнетания не должно превышать 6-7 МПа. Нижний предел нагнетания устанавливается в процессе постепенного увеличения степени аэрации - уменьшения плотности пены в стволе скважины. При этом важно не допустить пульсацию давления, что обычно характеризует неравномерное уменьшение расхода жидкости при сохранении на неизменном уровне подачи компрессора.
Таким образом, при замене в скважине жидкости на двухфазную пену, а затем пену с большей плотностью на меньшую для постепенного снижения забойного давления необходимо, прежде всего, добиваться устранения пульсации давления. Достигается это путем постепенного и плавного снижения расхода жидкости. При необходимости расход жидкости можно довести до 0,5-0,3 л/с при сохранении подачи компрессора на неизменном уровне.
Таким путем можно добиться существенного снижения давления на забое скважины, соблюдая при этом режим вызова притока жидкости и газа из пласта - плавность и отсутствие пульсации давления. Это очень важно для предотвращения преждевременного прорыва подошвенной воды, нижних и верхних вод, расположенных над кровлей и в подошве продуктивного пласта. Кроме того, плавный и постепенный режим снижения забойного давления предотвратит деформацию цементного кольца за эксплуатационной колонной в интервале продуктивного пласта, а также разрушение призабойной зоны при наличии слабосцементированных коллекторов.
После достижения заданной величины забойного давления с учетом энергии сжатых пузырьков останавливают насос и компрессор. Дальнейшее снижение забойного давления происходит за счет реализации упругой энергии пенной системы, которая выражается в самоизливе пены из скважины. Следует отметить, что некоторые разновидности вызова притока жидкости и газа из пласта, применяемые иногда в промысловой практике, неправомерно противопоставляются пенным системам. Например, вызов притока с применением азота некоторыми промысловыми специалистами считается особым способом. На самом деле азот, как воздух, природный газ и другие, является газовой фазой пенной системы и его использование для образования пены даст лучшие результаты, чем самостоятельное применение азота для вызова притока из пласта. Некоторые специалисты считают возможным после уменьшения забойного давления путем постепенного снижения плотности пены в скважине оставшийся столб пены продавить (удалить из ствола скважины) воздухом. Такой способ совершенно неприемлем, так как применение воздуха в момент начала притока нефти или газа может вызвать серьезные осложнения. Мнение сторонников такого технологического приема, считающих, что применение воздуха на конечном этапе вызова притока из пласта несколько ускорит процесс заканчивания скважин, ошибочно. Во - первых, ускорение в этом случае может измеряться часами, не более. Во - вторых, задача состоит не в том, чтобы ускорить вызов притока на несколько часов или даже на сутки, а главным образом в том, чтобы обеспечить в процессе вызова притока при использовании пенных систем высокую продуктивность скважины за счет очистки призабойной зоны пласта и вовлечения в работу низкопроницаемых прослоев.
Анализ промысловой практики показывает, что применение пенных систем для вызова притока жидкости и газа из пласта является наиболее прогрессивным способом, отвечающим современным требованиям технологии освоения скважин как разведочных, так и добывающих. Дальнейшее совершенствование этого способа должно идти по пути создания более компактных агрегатов для образования пены, условий для быстрого разрушения на поверхности поступающей из скважины пены в целях обеспечения непрерывной циркуляции.
Способ освоения скважины с одновременной очисткой призабойной зоны пласта с помощью пен предназначается для вызова притока жидкости и газа из пласта в скважинах, вводимых в эксплуатацию из бурения, для периодической очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) от кольматирующих веществ в эксплуатирующихся скважинах, а также для освоения скважин после производства в них ремонтных работ. В целях повышения эффективности удаления кольматирующего пласт материала в процессе вызова пластового флюида пенообразующий массовый состав должен содержать компоненты (в %), представленные ниже.
Сущность технологии очистки призабойной зоны пласта состоит в том, чтобы в скважинах, вводимых в эксплуатацию из бурения, до вызова притока очистить пласт от твердой и жидкой фаз бурового раствора. В добывающих скважинах, находящихся длительное время в эксплуатации, необходимо периодически очищать призабойную зону пласта от глинистых частиц, асфальтосмолистых веществ, парафина и т.д. Кроме того, призабойную зону как в новых, так и в старых скважинах следует очищать от воды, проникшей в низкопроницаемые зоны продуктивной толщи.
Как показали лабораторные исследования, с помощью предложенных составов ПЗП очищается вполне удовлетворительно. За счет сочетания ПАВ и едкого натра происходит более эффективная пептизация в кольматирую- щих пласт веществах, которые затем в процессе вызова притока будут вынесены на поверхность. Нефть является гидрофобизатором поверхности частиц кольматирующих веществ, способствует лучшему прилипанию этих частиц к пузырькам пены и последующему выносу их потоком из ПЗП. Этиленгликоль (диэтиленгликоль) является дегидратом, т.е. способствует извлечению воды из низкопроницаемых зон пласта.
В процессе приготовления пенообразующего раствора указанного состава необходимо соблюдать последовательность введения реагентов в раствор. Так, предварительно в пресную воду вводят пенообразователь (сульфонол или 0П-10) и перемешивают до полного его растворения, затем в водный раствор пенообразователя добавляют нефть и все вновь тщательно перемешивают. После получения однородного состава в раствор добавляют этиленгликоль (диэтиленгликоль).
При приготовлении пенообразующего состава на основе 0П-10 содержание активного вещества в нем принимают за 100 %, и тогда концентрация товарного продукта 0П-10 составит 2 % согласно рецептуре.
Концентрация сульфонола в приведенной рецептуре принята из расчета содержания в нем 100 % активного вещества. Однако в товарном продукте сульфонола содержится не более 20 -- 50 % активного вещества, поэтому в промысловых условиях необходимо увеличивать концентрацию сульфонола в рецептуре в зависимости от содержания в нем активного вещества.
Одним из важных условий повышения эффективности проводимого процесса является сохранение в неизменном состоянии полученной на поверхности пены в процессе ее нагнетания в скважину и последующего продавливания в пласт. Для выполнения этого используют буферные жидкости (нижняя и верхняя), в качестве которых применяется пенообразующий раствор вышеуказанного состава.
Последовательность проведения технологии освоения скважин с одновременной очисткой призабойной зоны пласта с помощью пен.
1. Имеющуюся в стволе скважины жидкость после перфорации колонны заменяют на водный раствор ПАВ с концентрацией 0,1-0,2 % (по активному веществу). Замену осуществляют прямой промывкой. Нагнетание водного раствора ПАВ в НКТ обеспечивает контакт минимального количества жидкости со вскрытой толщиной пласта.
2. После полной замены жидкости на водный раствор ПАВ в НКТ нагнетают 1--2 м 3 пенообразующего раствора, затем закачивают пену и поверх пены вновь нагнетают 1--2 м 3 пенообразующего раствора. Таким образом, пена движется в НКТ, находясь между двумя буферными жидкостями.
3. Задвижку в затрубном пространстве закрывают только тогда, когда половина нижней буферной жидкости окажется в затрубном пространстве. После этого начинается продавливание в пласт находящейся в НКТ второй половины нижней буферной жидкости, заданного объема пены и всего объема верхней буферной жидкости водным раствором ПАВ концентрацией 0,1-0,2 %.
4. Объемы нижней и верхней буферных жидкостей (пенообразующий раствор, из которого образуют пену для нагнетания в пласт) в каждом конкретном случае определяют опытным путем.
5. Поскольку освоение скважин обычно проводят компрессорами типа УКП-80, то объем нагнетаемой в пласт пены для очистки его и степень аэрации определяют в зависимости от приемистости ПЗП, величины пластового давления и состояния эксплуатационной колонны. Степень аэрации может колебаться в пределах 0,5-2,0 в пластовых условиях, а объем пены в пересчете на пенообразующий раствор составит 3-10 м 3 .
6. После нагнетания в пласт пены и буферных жидкостей скважину оставляют под давлением в течение 1-3 ч.
7. По истечении указанного времени приступают к работам по вызову притока жидкости и газа из пласта.
Последовательность работ по освоению скважины двухфазной пеной следующая.
1. Постепенно снижают давление, открыв задвижку на устье скважины, и одновременно нагнетают в затрубное пространство двухфазную пену (концентрация ПАВ 0,1-0,2 % по массе активного вещества) для последующей полной замены на нее всей находящейся в стволе скважины жидкости.
2. Во избежание образования в кольцевом пространстве воздушных пробок в кольцевое пространство сначала нагнетают раствор ПАВ при расходе жидкости не более 3 л/с и одновременно подают через аэратор небольшое количество воздуха, постепенно увеличивая его расход до полной подачи компрессора. Отсутствие пульсации после аэратора будет свидетельствовать о равномерности смешивания водного раствора ПАВ с воздухом и образовании двухфазной пены.
3. Для дальнейшего уменьшения забойного давления постепенно снижают расход водного раствора ПАВ при постоянной подачи компрессора, т.е. увеличивая степень аэрации, что приводит к уменьшению плотности пены в стволе скважины.
Эта операция продолжается до получения полного притока нефти и газа из пласта. В процессе этих работ по мере снижения забойного давления ПЗП будет очищаться от загрязняющих пласт веществ. При необходимости повторной очистки ПЗП следует до вызова полного притока повторить нагнетание пены специального состава (ПАВ + едкий натр + нефть + эти- ленгликоль).
На предприятии "Кубаньгазпром" применительно к геолого-эксплуатационной характеристике месторождений региона разработана технология освоения скважин с использованием двухфазных пен.
Сущность этой технологии состоит в том, что для вызова притока из пласта забойное давление уменьшают путем постепенного снижения плотности жидкости в скважине закачкой в нее двухфазной пены с различной степенью аэрации.
Использование пен при освоении скважин имеет ряд преимуществ:
соблюдаются благоприятные условия для планового вызова притока флюида из пласта, так как в результате изменения степени аэрации удается в широком диапазоне регулировать плотность пены и создавать необходимую величину депрессии на пласт;
в связи с плановым изменением депрессии исключается возможность разрушения пород призабойной зоны, цементного кольца и эксплуатационной колонны;
устраняется почти полностью проникновение воды в пласт и ухудшение фильтрационной характеристики призабойной зоны;
предотвращается возможность образования взрывов с разрушением наземного и подземного оборудования, что может быть при освоении скважины с использованием воздуха. Для получения пены в качестве газовой фазы используют воздух и водно-пенообразующий раствор ПАВ (сульфонол, ОП-10, ДС-РАС и др.). Раствор приготавливают следующего состава: ПАВ 0,1-0,3 % по массе, вода остальное. Для повышения стабильности в пенообразующий раствор в качестве стабилизатора добавляются КМЦ-600, РС-2, РС-4 и другие вещества.
Для разрушения пены после выполнения работ по освоению в необходимых случаях используют химические реагенты - пеногасители (триксан и др.).
В зависимости от глубины залегания продуктивного пласта, величины забойного давления, температуры, способа циркуляции (прямая или обратная) и других факторов определяются оптимальное соотношение компонентов в пенообразующей жидкости, плотность пены, степень аэрации, необходимый расход воздуха и жидкости и потребность в технических средствах.
Степень аэрации изменяется в пределах 5-120, расход воздуха - 816 м 3 /мин, плотность пены - 0,90-1,0 г/см 3 .
При отсутствии пенообразующих ПАВ разрешается осваивать скважину увлажненным воздухом (водовоздушная смесь) при выполнении всех параметров и режимов технологического процесса, предусмотренных для пены.
Перед освоением скважины фонтанная арматура должна быть соединена с двумя продувочными отводами, направленными в противоположные направления. Каждый отвод должен иметь длину не менее 100 м и соединяться с факельной установкой с дистанционным зажиганием. Типы резьбовых соединений труб для отводов должны соответствовать ожидаемым давлениям, быть смонтированы и испытаны на герметичность опрессовкой на полуторакратное ожидаемое максимальное давление. Отводы следует крепить к бетонным или металлическим забетонированным стойкам. К фонтанной арматуре должны быть подсоединены линии для глушения скважины через трубное пространство. Линии глушения должны быть снабжены обратными клапанами. Перед освоением на скважине необходимо иметь запас бурового раствора соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины без учета раствора, находящегося в скважине, а также запас химических реагентов и утяжелителя.
Технология освоения скважин с применением пен в зависимости от пластового давления имеет в основном три категории:
где Рпл - давление пластовое; Р г - давление гидростатическое.
Для создания щадящих условий депрессии на пласт, в зависимости от величины пластового давления, в каждом конкретном случае освоение скважины с точки зрения циркуляции в ней пены осуществляется по одному из двух вариантов.
При первом варианте с пластовым давлением первой и второй категории схема циркуляции следующая. Замена столба жидкости в скважине пеной большой плотности производится с малой степенью аэрации при прямом способе циркуляции (пену закачивают через НКТ, а жидкость вытесняется на поверхность через кольцевое пространство). После замены жидкости пеной приступают к вызову притока, используя пену с меньшей плотностью; циркуляцию при этом осуществляют обратным способом -- вытесняющую пену закачивают в кольцевое пространство, а вытесняемую удаляют из скважины через НКТ.
Второй вариант освоения скважины с низким пластовым давлением (третья категория) заключается в том, что циркуляция пены производится сразу обратным способом (закачка пены осуществляется в кольцевое пространство), а вытеснение жидкости и пены из скважины -- через НКТ.
Плотность пены зависит от плотностей пенообразующего раствора и воздуха, истинного газосодержания ф и определяется по формуле
где с п -- плотность пены, кг/м 3 ; с ж -- плотность пенообразующего раствора, кг/м 3 ; с° г -- плотность газа при нормальном давлении р 0 и температуре T 0 , кг/м 3 ; ц -- газосодержание (кг/м 3 ); р -- статическое давление столба пены в скважине, МПа; T -- температура пластовая в скважине °C.
Так как плотность двухфазной пены можно регулировать в пределах от 900 до 100 кг/м 3 , что достигается постепенным увеличением газосодержания, то вызов притока из пласта можно осуществлять плавно.
Скважины глубиной до 3000 м рекомендуется осваивать при расходе пенообразующего раствора 3 -- 5 л/с, а глубже 3000 м -- при расходе 2 -- 6 л/с. При освоении скважин глубиной 5000 -- 6000 м рекомендуется использовать компрессоры, по технической характеристике обеспечивающие давление 8 -- 12 МПа и подачу воздуха 8--16 м 3 /мин.
Таблица 2.Расход газа (воздуха) Q, при определенных значениях расхода жидкости Q > K и степени аэрации а
П р и м е ч а н и е . В числителе приведены величины в л/с, в знаменателе -- в м 3 /мин.
Рис. 4. Зависимость степени аэрации б от расхода воздуха Q в при постоянном расходе жидкости Q ж.
Процесс постепенного повышения степени аэрации при постоянном расходе пенообразующего раствора должен быть прекращен после достижения заданного забойного давления P = P1 - P2
где P1 -- текущее забойное давление в процессе освоения скважины; P2 -- величина снижения забойного давления после остановки насоса и компрессора вследствие самоизлива пены при данной степени аэрации.
К параметрам режима освоения относятся; степень аэрации -- 5, 10, 20, 40, 60, 80, 120; расход сжатого воздуха -- 8--16 м 3 /мин; плотность пены -- 900--100 кг/м 3 ; забойное допустимое давление -- (Pпл + x) МПа, где x -- расчетная величина, равная (0,1ч0,2) Pпл.
Основным параметром освоения скважины является заб
Вызов притока пенными системами курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Фипи Итоговое Сочинение 2022 2022 Направления Критерии
Реферат по теме Православие и природа Крыма
Сочинение На Тему Знаменитый Спортсмен На Английском
Реферат: Наукові концепції праворозуміння
Реферат: Аудит малых предприятий
Творческая Работа На Тему Особенности Этикета Делового Застолья
Практическое задание по теме Исследование распределения потоков мощности в простых замкнутых сетях
Курсовая работа по теме Анализ деятельности АКМПИБ "Медпроминвестбанк"
Курсовая Работа На Тему Информационные Системы В Управлении
Реферат по теме Вредные люди и способы управления ими
Курсовая работа: Анализ финансовой деятельности предприятия 2
Курсовая работа: Электропривод литейного крана по схеме "Преобразователь частоты – асинхронный короткозамкнутый двигатель"
Курсовая работа: Особенности разработки программы KURS.EXE
Скачать Практическую Квалификационную Работу
Курсовая работа по теме Економіко-статистичний аналіз продуктивності праці в тваринництві
Причины Коммуникативных Неудач Реферат
Реферат: Учебно ознакомительная практика на ЗАО Кондитерской фабрике Красная Звезда
Выравнивание Текста В Реферате
Реферат На Тему Природа Стресса И Управление Им
Реферат На Тему Роль И Назначение Международных Стандартов Учета (Финансовой) Отчетности
Подготовка и представление финансовой отчетности - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Фауна гідробіонтів озера Сірче - Биология и естествознание курсовая работа
Борьба с осложнениями при эксплуатации механизированного фонда скважин Таныпского месторождения - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа