Освоение скважин азотом на Южно-Ягунском месторождении

Недокомпенсированная закачка по 10 блоку связана с бездействием скважины 2179\31. Наблюдается тенденция на увеличение компенсации выше допустимой по 11;12 блокам.

В летний период планируется остановить скважины №№ 2660\34;2204\34 ( 11 блок), 2229\37 (12 блок). Понижение компенсации со 136% и 121% до 113% и 117% по 13;14 блокам соответственно связано с закачкой в пласт СПС. Снижение компенсации по 15 блоку планируется осуществить остановкой скважин 2327\55; 2332\57; 2323\55 под циклическую закачку.

По пласту 1БС11 компенсация составила с начала разработки 52.5% по сравнению с январем 1997 год (49.4%), текущая компенсация на уровне 150%. Закачка по 1БС11 ведется по четырем блокам №№ 1;2;5;6. С начала 1997 года в пласт закачено 442.241 тыс.м3. с начала разработки 2936.536 тчс.м3.

По пласту 2БС11 закачка с начала года составила 7548.586 тыс.м3. и с начала разработки 98250.113 тыс.м3. воды.

Компенсация по пласту с начала разработки составила 101.2%, текущая 95.3%. Анализируя динамику изменения компенсации с начала 2001 года наблюдаем снижение компенсации по 16;17 блокам со 148% до 41%,и со 105% до 85% соответственно, это обусловлено остановкой скв 2373\62 и 1894\181, 2348\60 и 2774\173. Планируется увеличить компенсацию, т.е. перевести под закачку скважины №№ 2819\181; 2367\64;2779\175, и увеличить приемистость на скв:№№ 2817\180;2820\177.

Тенденция на увеличение компенсации с начала года по 15 блоку планируется ограничить путем остановки нагнетательных скважин №№ 2313\52;2315\52;2317\52 под циклическую закачку и продолжением закачки СПС по этому блоку.

Снижение текущей компенсации по 13;14 блокам до 110-105% осуществить путем остановки скважин№№ 2285\48;2283\53;2251\43 на циклическую закачку. Компенсация по блокам №№ 9;10;11;12 считается удовлетворительной. Увеличить компенсацию по 3;4;5 ому блокам в районе ЦДНГ-1 планируется путем перевода под нагнетание скважины №№ 2915\ 118, 2918\236; 2927\240; 2919\236; 2924\240. Компенсация по 1;2- ому блоку считается удовлетворительной.

Итого по пластам БС компенсация с начала года составила 109.2%, с начала разработки 109.6%,текущая 111%. С начала года закачено в пласты 18008 тыс.м3. воды с разработки 212481 тыс.м3.

Система заводнения не полностью сформировалась, так как часть нагнетательных скважин находится в отработке на нефть.

3.4 АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ, ХАРАКТЕРИСТИКА ИХ ПРОДУКТИВНОСТИ И РЕЖИМОВ

На Южно - Ягунском нефтяном месторождении проводится обязательный комплекс гидродинамических исследований скважин. Он включает замеры:

- дебитов добывающих скважин,

- приемистости нагнетательных скважин,

забойных и пластовых давлений,

динамических и статических уровней жидкости в добывающих скважинах,

статических уровней в нагнетательных скважинах,

прослеживание восстановления уровня жидкости (КВУ),

прослеживание восстановления давления (КПД).

Эти исследования проводятся цехом ЦНИПР НГДУ “Когалымнефть” с целью контроля за текущим состоянием разработки.

По стволу скважин проводится комплекс геофизических исследований в нефтяных и нагнетательных скважинах. Объемы работ проводились ОАО «Когалымнефтегеофизика».

Основная часть исследований приходится на контроль за энергетическим состоянием залежей, определение добывных возможностей скважин и пластов, замер дебитов добывающих и расхода нагнетательных скважин, изучение профилей притока и приемистостей.

Замеры пластового давления в скважинах служат основой для потроения карт изобар.

Результаты исследования скважин, выполняемые на месторождении, в основном качественные и пригодны для использования.

В таблице 3.3. приведены основные результаты исследований скважин и пластов. Необходимо отметить, что по основным объектам даны показатели, рассчитанные по скважинам, охваченных исследованиями.

Разработка всех залежей объектов осуществляется с поддержанием пластового давления с начала эксплуатации. Режим залежей характеризуется как жесткий водонапорный.

Таблица 3.3 Результаты исследования скважин и пластов

Наименование	1БС10	2БС10	1БС11	2БС11	ЮС1
Средневзвешенное пластовое давление, атм	219,0	228,4	218,0	232,0	234,2
Пластовая температура, єС	71	73	80	82	83
Ср.дебит нефти, т/сут	16,4	35,6	27,8	33,6	3,5
Обводненность весовая, %	34	25,4	46	40,4	67,1
Газовый фактор, м3/т	53	45	46	72	83
Коэффициент продук-тивности, м3/сут*атм	0,25	0,389	0,18	0,375	0,072
Гидропроводность, мкм/мПа*с	1,75	32	50,7	50,7	1,56
Проницаемость, мкм	14	117	39	101	14

Объем исследованных скважин для определения коэффициента продуктивности составляет 13% от всего пробуренного фонда. При расчетах были учтены коэффициенты продуктивности по результатам опробования скважин.

По Южно - Ягунскому месторождению были проанализированы данные исследований 23 нагнетательных скважин по пласту 2БС10 и 33 нагнетательных скважин по пласту 2БС11.

Результаты исследования нагнетательных скважин приведены в таблице 3.4.

Как видно из таблицы, по пласту 2БС10 толща охвачена заводнением на 32% от всего числа пропластков, а по пласту 2БС11 этот показатель составляет 36.8%.

Таблица 3.4 Результаты исследования нагнетательных скважин

Количество скважин	Число перф.интерв.	Работающие пропластки, %	Не охвачено заводнением, %
		верх	середина	низ
Пласт 2БС10
23	25	36	12	20	32
Пласт 2БС11
33	33	23,7	10,5	20	36,8

Также на Южно-Ягунском месторождении проводятся геофизические исследования. За 2001 год было проведено 366 исследований в 306 скважинах, что составляет 29% действующего фонда. В 321 скважине проведено 276 исследований с целью определения герметичности колонны.

Проводятся гамма - каротаж (ГК),основной замер 100 метров на подъеме с захватом вышележащего водоносного пласта, контрольный замер 50 м в интервале перфорации и в местах искажения ГК проявлением радиоактивных аномалий. Высокочувствительная термометрия (ВЧТ)- в остановленной на 6-8 часов скважине. Выполняются основной и контрольный замеры. При необходимости остановка скважины контролируется глубинным манометром по восстановлению забойного давления. Влагометрия (ВГД) в остановленной скважине - производится запись ВНР, если пласт работает через застойную воду ( на поверхности - нефть, в интервале пласта - вода).

Технология исследования скважин с закачкой меченого вещества.

Решаются задачи выделения интервалов обводнения, отдающих (поглощающих) пластов, определения профиля отдачи ( поглощения ), остаточной нефтенасыщенности, установления негерметичности цементного колодца и возможных заколонных перетоков, получения опорной информации для оценки степени выработки запасов на месторождениях, вступивших во вторую и третью стадии разработки.

Технология включает закачку в прискваженную часть пласта вещества с аномальными нейтроннопоглащающими свойствами и проведение фоновых и повторных измерений методом импульсного нейтронного каротажа (ИНК , чувствительным к содержанию таких веществ в околоскважинном пространстве. Основным интерпретационным параметром ИНК является декремент затухания плотности тепловых нейтронов Л, в качестве дополнительных параметров может быть использовано время жизни тепловых нейтронов Т, скорость счета во временных окнах на задержках после импульса нейтронов.

В качестве меченного вещества используют хлористый натрий, хлористый кальций, хлористый калий, соляную кислоту. Соляная кислота хорошо пропитывает низкопроницаемые глинистые породы, насыщенные нефтью и обеспечивает большой охват вытеснением неоднородных по проницаемости коллекторов по сравнению с водными растворами. Ее целесообразно использовать для решения качественных задач контроля за разработкой. Этот вид исследования только недавно начал внедряться на Южно - Ягунском месторождении. В 2001 году исследовались 5 скважин.

Скажины 1396/126, 2923/118, 772/44 были исследованы методом шумометрии. Объем исследований РГТ за 2001 год составил 103 скважины.

Объем исследований высокочувствительным термометром в добывающих скважинах составил 306 скважин, по определению притока исследовались 200 скважин, по отбивке забоя 59 скважин, по проверке на герметичность 47 скважин.

На Южно - Ягунском месторождении планируется использование всевозможных методов увеличения нефтеотдачи пластов и вовлечение в разработку слабодренируемых запасов, в том числе 8 ГРП, 80 системных технологий, 102 ОПЗ, 19 переходов. Необходимо более широко внедрять циклическую закачку в комплексе с системными технологиями и одновременно проводить селективную изоляцию на добывающих скважинах.

Контроль за объемами закачки воды осуществляется с помощью счетчиков СВУ. 85% замеров телемеханизированы, остальные замеряются в ручном режиме. Все действующие скважины оборудованы замерными устройствами. Контроль ведется по кустовым насосным скважинам, по направлениям и по скважинам.

На нагнетательных скважинах за прошедший год проведено 28 капитальных ремонтов и 136 текущих. С целью увеличения приемистости нагнетательных скважин проведено 21 кислотных обработок.

В таблице 3.5. приведены обемы промысловых геофизических и гидродинамических исследований, выполненных на Южно-Ягунском месторождении в 2001 году

Таблица 3.5 ПГИ и ПГД за 2001 год на Южно-Ягунском месторождении.

№ п/п	Вид исследований	Количества
		Скважин	Замеров
1	Определение профиля притока, источника обводн. и тех. сост. добывающих скважин	59	63
2	Определение профиля приемистости, тех. состояния нагнетательных скважин	208	211
3	Исследования гироскопичес. инклинометром	121	121
4	Определение Рпл.	177	419
5	Определение Нст.	753	2525
6	Определение Ндин.	1082	8121
7	Исследование методом КВУ	230	266
8	Исследование методом ПД	92	180
9	Замер дебита добывающих скважин	920	58717
10	Отбор устьевых проб на водосодержание	920	37350
11	Замер приемистости нагнетательных скважин	160	7370

Геолого-технические мероприятия (ГТМ)

На месторождении планомерно внедряются различные методы повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.

В 2001 году на Южно-Ягунском месторождении проведено 239 ГТМ с суммарным приростом дебитов добывающих скважин 1995т/сут. За счет этих мероприятий за год добыто 309,193 т.т. нефти.

Их перечень приведен в таблице 3.6.

Таблица 3.6 ГТМ за 2001 год.

Е	Вид мероприятий	Кол-во скв-н	Добыча нефти, т.т.	Средний при-рост дебита на 1скв-ну,т/сут
1	Ввод новых скважин	4	10,47	14,4
2	Ввод из бездействия	35	72,38	11,7
3	Ввод из консервации, пьезометра	42	21,48	2,6
4	Перевод на мех.добычу	3	6,02	12,7
5	Оптимизация режимов работы скважин	120	100,21	5,0
6	Ремонтно-изоляционные работы	18	15,4	8,2
7	Интенсификация притоков (ОПЗ)	53	65,01	10,1
8	Возврат с других горизонтов	9	10,5	7,1
	ИТОГО	293	309,19	6,8

Как видно из таблицы 3.6. наиболее эффективны (по приросту дебита скважин) такие ГТМ, как перевод скважин на мех. добычу, ввод новых скважин, ввод скважин из бездействия.

В течение года выполнено 132 капитальных ремонтов добывающих скважин силами подрядных организаций: УПНП и КРС, «Когалымнефтепрогресс», Woodbine. При среднегодовой успешности ремонтов 80,0%, по всем отремонтированным скважинам добыто 284,5т.т нефти, из них 183,86т.т.-дополнительная добыча. На нагнетательных скважинах проведено 23 капитальных и 42 текущих ремонтов. Введено под нагнетание 15 скважин.

Эффективность методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов приведена в следующей таблице 3.7.

Таблица 3.7 Эффективность МУН применяемых в месторождений

№ п/п	Метод, технология	Количество, скв./обр.	Доп. добыча нефти, т.т.
1 2 3	Химические МУН ОПЗ добывающих скважин Гидродинамические МУН Физические МУН	87/95 49/50 84 12	258,2 66,65 106,04 48,14

За текущий год по НГДУ «Когалымнефть» за счет применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (ГРП, СПС, ВДС, ЭСС, КМЭ и их композиций) дополнительно добыто 306,344т.т. нефти, за счет форсированного отбора и циклической закачки (ГМУН) - 106,04 т.т.

скважина азот месторождение геологический

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН, ТЕХНОЛОГИЯМ И ПРОИЗВОДСТВУ БУРОВЫХ РАБОТ

Важнейшим этапом проектирования, обуславливающим качество строительства скважин, а также дальнейшую эффективную и длительную эксплуатацию является выбор рациональной конструкции скважины.

Конструкция должна быть экономичной и обеспечивать: эксплуатационную надежность скважины как технического сооружения, проектный уровень ее эксплуатации, оптимальный режим проводки ствола скважины на уровне современной техники и технологии, предупреждение осложнений и аварий, а также охрану недр в процессе бурения и в период эксплуатации, качественное разобщение продуктивных и проницаемых горизонтов.

В соответствии с этим, а также с учетом конкретных геолого-физических характеристик залегаемых пород и условий вскрытия продуктивных пластов для Южно-Ягунского месторождения рекомендуются следующие варианты конструкций, скважин в зависимости от применяемой технологии.

При вскрытии продуктивных пластов БС11-1, ЮС1 и ЮС2 рекомендуется следующая конструкция скважин:

направление диаметром 425 мм спускается на глубину 30-50 м, трубы отечественного производства с резьбой типа ОТТМ. Цементируется раствором нормальной плотности до устья;

кондуктор диаметром 324 мм в добывающих скважинах - на глубину 400-450 м, а в нагнетательных, как минимум, на 20 м ниже подошвы люлинворской свиты. Трубы отечественного производства с резьбой типа ОТТМ. Цементируется раствором нормальной плотности до устья;

при установке в верхней части кондуктора спец. приспособлений для удержания цементного раствора в кольцевом пространстве (при опускании его уровня в процессе ОЗЦ) возможен вариант бурения без спуска направления. Однако, необходимо иметь ввиду, что подъем цементного раствора до устья за кондуктором во всех скважинах не гарантируется. Тем самым не всегда обеспечивается изоляция верхних водоносных горизонтов и, как следствие, не исключает их загрязнение.

Предпочтительнее спуск и цементирование направления. В нижней части кондуктор центрируется с целью предотвращения возможных осложнений в процессе дальнейшего углубления скважины.

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на проектную глубину - на 50 м ниже подошвы эксплуатационного объекта.

В интервале продуктивных отложений, а также башмака кондуктора колонна центрируется.

При толщине перемычки, разделяющей продуктивный и ближайший водоносный горизонты, до 8 м в добывающих и до 12 м в нагнетательных скважинах колонна оборудуется пакером, устанавливаемым в этой перемычке.

Высота подъема тампонажного раствора за эксплуатационной колонной в добывающих скважинах устанавливается на 100 м выше башмака кондуктора, в нагнетательных - до устья. В реальных условиях, учитывая снижение уровня в процессе ОЗЦ, тампонажный раствор должен быть поднят, как минимум, в добывающих скважинах - в башмак кондуктора, в нагнетательных - должна быть перекрыта люлинворская свита.

За колонной в интервале от башмака до уровня на 150 м выше продуктивного пласта размещается седиментационно устойчивый цементный раствор нормальной плотности, выше-облегченный глиноцементный.

В случае, если закачивание воды в нагнетательные скважины будет осуществляться через НКТ, оборудованные пакером, при надлежащем контроле за режимом работы скважины, необходимо поднять тампонажный раствор во всех категориях скважин до уровня на 100 м выше башмака кондуктора.

Для скважин Южно-Ягунского месторождения с целью недопущения гидроразрыва пластов и уменьшения поглощения цементных растворов эксплуатационными объектами рекомендуется цементирование в две ступени.

Разрыв времени между окончанием цементирования нижней ступени и началом цементирования верхней должен быть не менее удвоенного времени начала схватывания тампонажного раствора в условиях температуры и давления нижней ступени цементируемого интервала. Во время ОЗЦ нижней ступени необходимо периодически восстанавливать циркуляцию через отверстия муфты для ступенчатого цементирования.

Следует иметь ввиду, что существующая технология крепления обеспечивает надежность разобщения пластов продуктивной части разреза при среднестатистической величине депрессии 1Мпа на 1м интервала разделяющей непроницаемой перемычки. В реальных условиях непроницаемый раздел может быть незначительным, либо вообще отсутствовать. В этих случаях возникновение заколонных перетоков или подтягивание подошвенной воды неизбежно и определяется только фактором времени.

Для обеспечения качественного крепления ствола скважины и надежного разобщения проницаемых горизонтов должны применяться специальные технические средства на обсадные колонны (скребки, турбулизаторы, центраторы).

Основной функцией тампонажных растворов является изоляция с их помощью флюидосодержащих пластов друг от друга и от земной поверхности. В проекте строительства скважин должны быть предусмотрены следующие технико - технологические решения, обеспечивающие природоохранные функции цементных растворов и ограничивающие их отрицательные воздействия на окружающую среду:

интервалы подъема цементных растворов за обсадными колоннами выбираются в соответствии с требованиями технологических регламентов на крепление скважин и геологической характеристикой разреза данного месторождения; применение токсичных материалов в процессе цементирования является недоступным.

для улучшения сцепления цементного камня со стенками обсадных труб и стенками скважины предусмотрена предварительная прокачка нетоксичной буферной жидкости, разрушающей глинистую корку.

Контроль качества цементирования осуществляется геофизическими методами и опрессовкой колонн согласно «Инструкции по испытанию скважин на герметичность». Устье скважины оборудуется в соответствии с действующими нормативными документами противовыбросовым оборудованием.

Основные требования к организации и производству буровых работ на Южно-Ягунском месторождении - это безаварийная проводка ствола скважины, снижение себестоимости метра проходки и минимально возможное техногенное воздействие на окружающую природную среду, недра и подземные воды при обеспечении запланированных объемов бурения.

Правила выполнения этих требований должны соблюдаться в процессе разработки проектной документации и на всех этапах строительства скважин, включая проведение подготовительных вышкомонтажных работ, бурение, освоение, а также ликвидацию и консервацию скважин. При этом предусматривается постоянный контроль за состоянием окружающей среды.

5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

5.1 ОБЩИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН АЗОТОМ

В настоящее время применения способа освоения скважин азотом на Южно - Ягунском применяется все чаще. Технология применяется в случае необходимости понижения противодавления на пласт, обусловленного наличием в скважине жидкости для глушения или бурового раствора, оставшегося после выполнения операций бурения или капитального ремонта.

Применение газообразных агентов - наиболее перспективное направление развития методов снижения уровня в скважинах. При этом способе освоения обеспечиваются простота и надежность контроля и регулирования процесса в широких пределах расходов и давлений. Газообразные агенты могут обеспечить быстрое опорожнение глубоких скважин, быстрое и резкое или медленное и плавное снижение давления в скважине, дренирование пласта с подпиткой сжатым газом для обеспечения фонтанирования

Технология вызова притока нефти и газа из пласта с использованием передвижных азотных газификационных установок заключается в том, что газообразный азот или газированная им жидкость (пена) нагнетаются в скважину и замещают находящуюся в ней жидкость (буровой раствор, воду или нефть). В результате регулирования плотности закачиваемой в скважину системы и использования упругих свойств газа и пены по мере их удаления из скважины противодавление на пласт можно снизить в необходимых пределах.

Область применения различных азотосодержащих циркуляционных агрегатов (газообразного азота, газированной им жидкости - пены) для вызова притока нефти и газа из пласта зависит от геолого-технических и других условий освоения скважин.

Для создания глубоких депрессий на пласт, вплоть до осушения глубоких скважин (если это допустимо), при плавном темпе снижения забойного давления целесообразно комбинированное применение азотосодержащих систем: последовательная в один цикл и более промывка скважин газированной азотом жидкостью (пеной), которая при необходимости может быть вытеснена из скважины азотом.

5.2 УСТАНОВКИ ДЛЯ ТРАНСПОРТА И НАГНЕТАНИЯ АЗОТА В СКВАЖИНЫ

Для транспорта жидкого азота к скважинам используют азотные газифика-ционные установки. Из выпускаемых отечественной промышленностью установок наилучшими параметрами применительно к нефтегазодобывающей промышленности обладает установка АГУ-6000-500/200 или то же АГУ-8К (далее - АГУ), показанная на рис. 9.1.

Рис. 9.1. Азотная газификационная установка

Установка АГУ состоит из автомашины КРАЗ-219-Б, резервуара ТРЖК-5, резервуара погружного насоса KB 6101 или ТРЖК-7, погружного насоса жидкого азота НЖК-29М или НСГ-500/200, испарителя.

Завод-поставщик гарантирует нормальную работу установки с учетом использования запасных частей в течение 5000 ч.

Резервуар ТРЖК-5 включает сосуд для жидкого азота с арматурой и кожух. Пространство между кожухом и сосудом заполнено порошковым аэрогелем и отвакуумировано. Для увеличения вакуума применяется цеолит.

Сосуд выполнен сварным из листовой стали Х18Н9Т. В нижней части резервуара установлены испарители, изготовленные, как и все элементы обвязки, из стали Х18Н10Т.

Объем сосуда составляет 9500 л, максимальное рабочее давление -0,25 МПа. При хранении (при температуре 20 °С и давлении 0,1 МПа) испаряется 1,75 кг/ч жидкого азота. С учетом потерь и остатка одна установка АГК-8К вырабатывает 20000м³ газообразного азота.

Резервуар погружного насоса KB 6101 выполнен аналогичным образом и отличается от резервуара ТРЖК-5 лишь размерами.

Для перекачки сжиженного азота из резервуара под давлением предназначен насос НЖК-29М или 12НСГ 500-200. Подача насоса по жидкому азоту составляет 500 л/ч при давлении нагнетания 22 МПа. Насос приводится в движение электродвигателем мощностью 13 кВт через редуктор.

Газификация подаваемого насосом жидкого азота осуществляется в испарителе. Испаритель состоит из змеевика, выполненного из латунной трубки и заключенного в наполненный водой алюминиевый кожух. Для уменьшения потерь теплоты в окружающую среду кожух термоизолирован. Для нагрева воды в испарителе используются девять трубчатых электронагревателей мощностью по 6 кВт, напряжением 220 В.

Полная мощность, потребляемая одной установкой, составляет 68 кВт.Для проведения промысловых работ обычно используются две установки. Питание их осуществляется от сети потребителя или от передвижной электростанции мощностью 200 кВт.

5.3 ПОДГОТОВКА ОБОРУДОВАНИЯ И МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН АЗОТОМ

Оборудование позволяет осуществить газификацию на скважине жидкого азота, приготовление и нагнетание в скважину газообразного азота и газированных азотом жидкостей (пен) для вызова притока флюида из пласта.

Схема обвязки наземного оборудования для вызова притока из пласта путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом показана на рис. 9.2

Рис. 9.2. Схема обвязки оборудования и устья скважины при вызове притока путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом:

1/ - азотная газификационная установка АГУ-8К; 2 - электростанция; 3 - газопровод (шланги высокого давления); 4 - обратный клапан; 5 - узел подключения азотных газификационных установок к скважине ("гребенка"); 6 - заглушка на резервном входе "гребенки"; 7 - нагнетательная линия для подачи газа в скважину; 8 - манометр; 9 - тройник для подключения нагнетательной линии к трубному пространству; 10, 11, 13, 14 - 17 - задвижки фонтанной арматуры; 12 - крестовина; 18 - выкидной трубопровод для подачи жидкости и пены из скважины в накопительную емкость; 19 - нефтесборный коллектор; 20 - накопительная емкость; 21 - якорь стопорный для закрепления выкидной линии 18; 22 - пробоотборный кран

Обеспечить наличие на скважине жидкого азота (4,2-8,4 т), а при использовании газированной жидкости (пены) - расчетные количества технической воды и ПАВ. Пенообразующую жидкость следует приготовлять в свободном отсеке мерной емкости цементировочного агрегата непосредственно в процессе закачивания газированной азотом жидкости (пены) в скважину.

Возможен вариант заблаговременного приготовления пенообразующей жидкости в передвижной емкости или в автоцистерне.

На 1 м³ воды необходимо добавлять от 3 до 7 кг (в перерасчете на активное вещество) сульфанола, ОП-10 или других ПАВ.

Количество добавления ПАВ к воде зависит от ее солевого состава, качества ПАВ и может быть уточнено экспериментальным путем. Для этого в лабораторных условиях по методике ВНИИ следует определить зависимость устойчивости пены от концентрации ПАВ, изменяя последнюю в пределах от 0,05 до 1,00 % (по объемной доле) по активному веществу, и принять такое минимальное значение концентрации, при котором устойчивость пены составляет не менее 95 % от максимально возможной.

5.4 РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ АЗОТОМ

Ввиду ограниченного запаса газообразного азота в цистернах АГУ при освоении скважин особенно остро ставится вопрос о его экономном расходовании. До начала освоения с целью обоснования процесса требуется определение основных параметров освоения -- необходимого объема азота, длительности освоения, давления закачки на устье, предельной глубины спуска лифта, при которой возможно освоение газообразным азотом при располагаемом рабочем давлении азотных установок и др.

Расчеты проводились для пласта БС10-2 , куст 659, скважина 601. Так как скважина длиной более 2000м , вызов притока флюида проводился через нкт.

Необходимый объем газообразного азота для вытеснения жидкости в скважине, заполненной до устья, определяют по следующим зависимостям при условии закачки:

;



Зная что , то преобразуем формулу:

;

Зная что ,а ,преобразуем формулу:

;

Данные брались из таблицы 2.3;2.6;2.7;3.3.

;

;

;

где V_Oll, V₀₃ - объем газообразного азота, м³; Н - глубина спуска лифта (НКТ), м; d₀, d_B - соответственно внутренний и внешний диаметры подъемных труб, м; D - внутренний диаметр обсадной колонны, м; р_ср - среднее давление в полости скважины, заполняемой газом, МПа, р_ж - плотность жидкости, находящейся в скважине, кг/см³; Н - глубина спуска лифта, м; р_а - относительная плотность азота по сравнению с плотностью воздуха, р_а = 0,97.

130.023 понадобится для вытеснения жидкости в скважине, заполненной до устья, определяют по следующим зависимостям при условии закачки, это займет :

Продолжительность процесса определяется по формуле:

;

где Т -- длительность работы, ч; V_o -- суммарная производительность азотных установок, участвующих в работе; 1, 2 -- коэффициент, учитывающий подготовительные работы и остановки; q_a - расход азота при закачке в скважину, м³/мин.

В расчетах использовались азотная газификационная установка, с производительностью 500 л/ч при давлении нагнетания 22 МПа.

;

;

Длительность освоения скважины превышает длительность закачки азота в лифт. Соответственно увеличится объем рабочего агента на величину

;

(Тд = 26 ч по опыту освоения скважин на Битковском месторождении).

;

;

Полное потребное для освоения скважины количество газообразного азота:

;

;

Предельное снижение уровня при вызове притока путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом составляет: от 2400м до 2500м.

5.5 ТЕХНОЛОГИЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН АЗОТОМ

Для определения рабочих параметров при замене жидкости в скважине на газообразный азот служат номограммы, приведенные на рис. 9.4. Пользуясь номограммой, можно определить необходимый объем газообразного азота V_T, максимальное устьевое (продавочное) давление р_у и продолжительность операций Т от начала закачивания азота до первого пролета его через башмак лифта или до полного осушения скважины при заданных глубине скважины Н, плотности жидкости в скважине р_ж, темпе нагнетания азота q^ и выбранном варианте закачивания.

Рис. 9.4. Номограмма для расчета процесса по вызову притока из пласта газообразным азотом (р_ж = 786).

Ру Рв ~ соответственно давление на устье и у башмака лифта при нагнетании азота в скважину, МПа; р_ср - среднее давление в скважине, заполненной азотом, МПа; А, Б - закачивание соответственно в лифт(НКТ); d_n = 88,9 мм; D_K = 146 мм

Построение номограмм проведено для скважин, оборудованных 146-мм эксплуатационной колонной и 88,9-мм НКТ при различной глубине их спуска. Температура на устье скважин принята 10 °С, градиент ее изменения составляет 2,4°С на 100 м глубины. Расход газа принят равным 6 и 12 нм³/мин.

Порядок пользования номограммами указан стрелками.

Так, в случае применения двух установок АГУ-8К для освоения скважины, заполненной до устья жидкостью плотностью 786 кг/м³, к моменту прорыва газа через башмак лифта (при Н = 2386 м) необходимо осуществить закачивание 130м³ азота в лифт (при прямой промывке). Длительность нагнетания при работе двух установок АГУ-8К составляет 241 мин. Ожидаемое устьевое давление составляет 21,8 МПа.

Объем газа, установленный по номограмме, должен быть увеличен на значение, необходимое для дренирования пласта в начальной стадии вызова притока.

При пользовании номограммами решаются обратные задачи. Например, можно определить предельную глубину освоения по располагаемому объему азота и др.

Перед проведением работ по вызову притока спустить в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) до забоя и промыть скважину. Затем приподнять НКТ и установить башмак на 5-10 м выше интервала перфорации.

После оборудования устья приступить к замене жидкости в скважине на газообразный азот.

Порядок выполнения операций следующий.

Открыть устьевые задвижки //, 13, 15 и закрыть задвижки 10, 14, 16, 17 (см. рис. 9.2).

С помощью газификационных установок / по шлангам высокого давления 3 через обратные клапаны 4 осуществить подачу газообразного азота в межтрубное пространство скважины через "гребенку" 5, нагнетательную линию 7 и тройник 9. Вытесняемая газообразным азотом и выходящая из скважины жидкость по выкидной линии 18 должна поступать в накопительную емкость 20.

Нагнетание в скважину газообразного азота следует осуществлять в расчетном объеме, не превышая максимального рабочего давления газификационных установок. При необходимости снижения продавочного давления в скважину следует закачать порцию воды, обработанной ПАВ, или нефти.

Контроль за процессом закачивания газообразного азота в скважину вести по показаниям манометра 8 на нагнетательной линии 7 и на щитах управления газификационных установок.

По мере нагнетания газообразного азота в скважину давление в затрубном пространстве повышается вплоть до момента прорыва (пролета) газа через башмак НКТ, после чего оно начинает резко уменьшаться.

Во избежание выброса жидкости и газообразного азота на выкиде скважины 18 необходимо регулировать противодавление в трубном пространстве скважины с помощью задвижки 15, оборудованной штуцером.

Подачу газообразного азота в скважину (при отсутствии притока) вести в количестве, необходимом для создания максимально возможной депрессии на пласт, после чего закрыть задвижку / / и при открытых задвижках 15, 16 на выкиде поставить скважину на ожидание притока на период до 48 ч с прослеживанием уровня жидкости в скважине.

При появлении даже незначительных признаков нефти или нефтяного газа продолжить вызов притока для очистки призабойной зоны пласта, затем закрыть трубное и межтрубное пространство скважины и следить за подъемом давления на устье.

При повышении давления на буфере до величины, достаточной для работы скважины, в системе сбора закрыть задвижки 15, 16, отсоединить трубопровод 18, поставить на место его подключения заглушку и открыть задвижки 15, 17, направив продукцию скважины в нефтесборный коллектор 19.

Размещено на Allbest.ru

...