Вызов притока поршневанием

Способ вызова притока поршневанием

   Способ заключается в понижении уровня в скважине при помощи сваба. Сваб - это поршень, снабженный резиновыми манжетами и спускаемый и извлекаемый из скважины на тонком стальном канате. Конструкция сваба может включать обратный клапан. Скважина должна быть оборудована колонной НКТ и устьевой арматурой. Одна из конструкций сваба приведена на рис. 3.2.
Глубина погружения сваба под уровень жидкости зависит от прочности каната, и обычно не превышает 300 метров. Достоинство поршневания - возможность плавного снижения уровня. Основные недостатки способа во многом аналогичны применению желонки.
Поршень для снижения уровня жидкости в колонне НКТ:
1 - канат;
2 - грузовая штанга;
3 - клапан;
4 - полость патрубка;
5 - поршень

Последовательная замена скважинного раствора на рабочие агенты меньшей плотности

   В целях экономии рабочих агентов, а главное, в целях сохранности от разрушения породы ПЗП и, что особенно важно, в целях сохранности надежного сцепления цементного кольца с металлом обсадной эксплуатационной колонны и с породой пласта рекомендуется делать выдержки после замены в скважине одного агента на другой. В данном случае выдержка - это прекращение закачки в затрубное пространство очередного рабочего агента. При этом давление на забое уменьшается на величину, равную потерям давления на трение в колонне НКТ. Выдержка может длиться от десятков минут до нескольких часов. Во время выдержки может произойти приток из пласта в скважину, не надо будет закачивать в нее новый рабочий агент меньшей плотности. Во время выдержки необходимо осуществлять контроль за поведением скважины.
Применение жидких агентов позволяет сколь угодно плавно уменьшать давление на забое скважины. Однако, степень уменьшения забойного давления ограничена и определяется плотностью дегазированной нефти. Поэтому с помощью жидких агентов нельзя вызывать приток в скважины, пробуренные на пласты с внутрипоровым давлением существенно ниже гидростатического.
В случае низких пластовых давлений вызов притока из пласта в скважину может быть осуществлен, если использовать пенные системы. Технологически можно создать пенные системы с очень широким диапазоном изменения плотности - от 900 до 100 кг/м3.
Пены - это структурированные дисперсные системы, в которых дисперсной фазой являются пузырьки газа, разделенные тонкими прослойками жидкой дисперсионной среды.
Пены делятся на двухфазные и трехфазные, на однокомпонентные и многокомпонентные. Двухфазная однокомпонентная пена, например, образуется всего тремя составляющими: жидкостью, газом и каким-либо поверхностно-активным веществом (рис. 3.3). Массовая доля ПАВ в пенах обычно составляет не более 2 % Поверхностно-активные вещества служат пенообразователями. Для пенообразования могут использоваться как ионогенные, так и неионогенные ПАВ.
Схема строения пузырька двухфазной пены:
1 - газ;
2 - жидкость;
3 - молекулы поверхностно-активного вещества
   Технология применения многокомпонентной пены следующая. После замены скважинной жидкости однокомпонентной пеной по схеме прямой циркуляции в колонну НКТ закачивают сначала около 3 м3 пенообразующей многокомпонентной жидкости (водный раствор ПАВ с добавкой гидроокиси натрия, тонкодиспергированного гидрофобизатора и метанола), а затем - двухфазную многокомпонентную пену. После вытеснения всего объема многокомпонентной пенообразующей жидкости из НКТ в кольцевое пространство последнее герметизируют, и начинают процесс продавливания многокомпонентной пены в призабойную зону до достижения давления на забое скважины примерно на 5 МПа выше гидростатического. После этого скважину выдерживают до 4 часов и приступают к вызову притока из пласта с применением однокомпонентной пены по схеме обратной циркуляции.
Концентрация газа в пенной системе зависит от свойств и расхода пенообразующей жидкости и глубины скважины. При вызове притока из пластов, находящихся на глубине, например, до 3000 метров, достаточно компрессоров, создающих давление до 10 МПа, и насосных агрегатов, обеспечивающих расход жидкости до 5 л/с. Количество используемой насосно-компрессорной техники при этом может не зависеть от глубины скважины. На рис. 3.4 показана примерная схема расположения наземного оборудования при вызове притока с применением двухфазной пены. Вначале насосом 2 раствор ПАВ из мерной емкости 1 через смеситель 3 по линии 8 начинают закачивать в колонну НКТ 9. Содержимое скважины из затрубного пространства 10 будет поступать в емкость 11. Как только появится циркуляция, в смеситель 3 компрессором 4 следует подавать сжатый газ. Контроль за процессом обеспечивается манометрами 6 и расходомером газа 5. Обратные клапаны 7 предотвращают попадание газа в насос, жидкости в компрессор. Сжатый газ в смеситель следует подавать, плавно наращивая, начиная с малых доз. В нужный момент прямая система подачи пены в скважину меняется на обратную.
Схема расположения наземного оборудования при вызове притока скважины с применением двухфазной пены
   В принципе последовательную замену можно назвать промывкой скважин, но с той особенностью, что закачиваемый рабочий агент для промывки должен иметь плотность меньшую, чем среда, заполняющая скважину. Последовательная замена является самым распространенным способом вызова притока благодаря своей универсальности и возможности применения в случае, когда пласт сложен плохо сцементированными породами. Технология способа заключается в следующем.
Операция по вызову притока осуществляется или в скважинах, завершенных бурением, или в скважинах, завершенных ремонтом. В первом случае скважины, как правило, заполнены буровым раствором с плотностью, величина которой регламентируется правилами безопасности. Во втором случае скважина, как правило, заполнена или буровым раствором, или специально приготовленным раствором. Это обычно водный раствор определенной минерализации с добавками поверхностно-активных веществ. В обоих случаях пласт должен находиться под репрессией, величина которой регламентируется правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Число скважин, имеющих забойный клапан-отсекатель и не нуждающихся в задавке при ремонтных работах, сравнительно мало.
При применении способа последовательной замены приток флюида из пласта в скважину вызывается путем создания необходимых депрессий за счет, в основном, следующих двух подходов:
- замены в скважине бурового или другого специально приготовленного раствора, которые обеспечивали задавку пласта, на раствор меньшей плотности, на техническую воду (с поверхностно-активными веществами или без них), на дегазированную нефть;
- использования пенных систем.
   По правилам безопасности разница в плотностях последовательно закачиваемых агентов не должна превышать 600 кг/м3. Такая большая разница допустима только в случае хорошо сцементированных пород и очень высокого качества крепления обсадной колонны.
Закачка жидких агентов при вызове притока производится через затрубное пространство с помощью насосных агрегатов. Можно также использовать цементировочные агрегаты и буровые насосы. Жидкие агенты обычно доставляются на скважину автоцистернами. То, что вытесняется из скважины, необходимо собирать в емкости с целью или повторного использования, или захоронения, или обезвреживания. В скважине и в призабойной зоне пласта находится много твердых частиц. Никогда не известно, при каком значении забойного давления начнется приток из пласта в скважину. Поэтому применение технологии выпуска из скважины ее содержимого через колонну НКТ обеспечит большую надежность и безопасность ведения работ.
Применение жидких агентов для последовательной замены содержимого скважин позволяет сколь угодно плавно уменьшать давление на забое скважины. Это, бесспорно, важнейшее преимущество способа. Способ также характеризуется наибольшей простотой и, как правило, недефицитностью применяемых жидких агентов.
Во время операции по замена содержимого скважины на агент меньшей плотности необходимо постоянно контролировать состав и свойства выходящего из скважины потока. Это позволит надежно управлять процессом промывки скважины.
   Трехфазная пена содержит твердую фазу. Твердая фаза в виде мельчайших частиц (например, глины) распределяется в прослойках жидкой дисперсионной среды, упрочняет жидкостный каркас, придает пене свойства восстанавливаемости (тиксотропности) исходной структуры. Устойчивость от разрушения трехфазных пен существенно выше, чем двухфазных.
При освоении скважин могут применяться как однокомпонентные, так и многокомпонентные двухфазные пены. Даже простейшая пенная система обладает вязкопластичными и упругими свойствами, которые способны оказывать положительное влияние на результативность процесса вызова притока из пласта в скважину.
Применение пенных систем предотвращает проникновение в призабойную зону дополнительного количества фильтрата, а также может обеспечить полную очистку призабойной зоны от глинистых частиц и воды, проникших в пласт в процессе его вскрытия бурением и перфорацией. С целью предотвращения проникновения дополнительного количества фильтрата вызов притока следует осуществлять заменой скважинной жидкости однокомпонентной двухфазной пеной с малой степенью аэрации при прямой схеме циркуляции. После полной замены скважинной жидкости пеной необходимо приступить к закачке в скважину пены с меньшей плотностью, но уже по кольцевой схеме циркуляции, т.е. новые порции пены меньшей плотности направлять в скважину через затрубное пространство.
   Освоение скважин пеной с полным удалением проникшего в пласт промывочного раствора состоит в том, что до вызова притока в скважину закачивается многокомпонентная пена до достижения давления на забое выше гидростатического. Рекомендуется следующий состав многокомпонентной пены (массовая доля, %): ПАВ от 1,0 до 2,0; Гидроокись натрия от 3,0 до 5,0; Гидрофобизатор от 1,0 до 3,0; Метанол от 20 до 40; Вода остальное. В результате закачки многокомпонентной пены указанного состава в призабойной зоне создается физико-химическая обстановка, способствующая очистке породы от твердых частиц и воды, которые затем успешно удаляются при последующем вызове притока. Гидроокись натрия (NaОH) в сочетании с ПАВ усиливает диспергирование и пептизацию (распад агрегатов из коллоидных частиц) твердых частиц, одна часть которых затем поглощается мицеллами в результате явления солюбилизации (коллоидное растворение - самопроизвольное проникание низкомолекулярного вещества внутрь мицелл), а другая - прилипает к пузырькам пены. Гидрофобизатор в сочетании с ПАВ обеспечивает надежную гидрофобизацию поверхности твердых частиц, которые впоследствии легко прилипают к пузырькам газа. Метанол способствует дегидратации низкопроницаемых пластов и прослоев, благодаря чему восстанавливается их естественная проницаемость. Указанный состав смешивают, а затем вспенивают. Удельная концентрация газа в пене в пластовых условиях может достигать величины 1,5.
                             Содержание
01. Освоение нефтяных скважин после бурения.
02. Основные схемы эксплуатационного забоя скважин.
03. Снижение проницаемости нфтяного пласта после бурения.
04. Снижение  проницаемости нфтяного пласта при перфорации.
05. Техника перфорации скважин. Виды скважинных перфораторов.
06. Гидропескоструйная перфорация. Схема обвязки оборудования.
07. Гидроразрыв пласта. Схема обвязки оборудования.
08. Вызов притока. Методы и условия вызова притока.
09. Способ вызова притока поршневанием.
10. Компрессорный способ вызова притока.
11. Восстановление проницаемости призабойной зоны пласта.
12. Расчет формулы вызова притока.
13. Исследования при освоение скважин.