«ОСАДЧИЙ Владимир Михайлович Разработка технических средств и технологий свабирования скважин с геофизическим информационным сопровождением (на примере месторождений Западной Сибири) 25.00.10 – геофизика, геофизические ...»

На правах рукописи

ОСАДЧИЙ Владимир Михайлович

Разработка технических средств и технологий свабирования скважин с

геофизическим информационным сопровождением

(на примере месторождений Западной Сибири)

25.00.10 – геофизика, геофизические методы поисков

полезных ископаемых

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель д. т. н., Э.Е. Лукьянов Уфа - 2004 г.

2 Оглавление Введение

Глава 1

Анализ состояния способов и технологий освоения нефтяных и газовых скважин

1.1 Замена бурового раствора

1.2 Снижение уровня жидкости в скважине

1.3 Струйные установки

1.4Тартание, свабирование

1.6 Технологии и способы свабирования скважин

1.7 Определение максимальной и минимальной депрессий на пласт

1.8 Выводы

Глава 2. Разработка и совершенствование технических средств освоения скважин способом свабирования

2.1 История развития способа освоения скважин свабированием……………………........ 2.2 Проведение опытно-экспериментальных работ……………………………………........ 2.2.1 Разработка манжет…………………………………………………………………........ 2.2.2 Разработка подземного (оснастки) свабировочного оборудования………………..... 2.2.3Разработка устьевого оборудования………………………………………………….... 2.2.4.Разработка информационного сопровождения автономной аппаратурой…….......... 2.2.5Разработка информационного сопровождения дистанционной аппаратурой…......... 2.2.6Проведение опытных работ по обоснованию расположения датчиков

2.2.7 Выводы

Глава 3.Теоретические основы свабирования

3.1 Решение прямой задачи…………………………………………………………………... 3.2Решение обратной задачи………………………………………………………………..... 3.3 Выводы

Глава 4. Опробование и внедрение в производство технологии освоения скважин свабированием с геофизическим информационным сопровождением

4.1История разработки технического обеспечения информационного сопровождения свабирования скважин……………………………………………………

4.2Система регистрации, программное обеспечение

4.4Представление, обработка информации

Выводы

Глава5. Результаты внедрения в производство технологии освоения скважин свабированием с геофизическим информационным сопровождением........ 5.1Разработка норм времени для освоения скважин свабированием………………….... 5.2Организация специализированной экспедиции по свабированию скважин............... 5.3Геолого-промысловые результаты……………………………………………………... 5.4Экономический эффект…………………………………………………………………. 5.5Пути совершенствования технологий и технического обеспечения…………..…..... 5.5 Выводы

Заключение

Список литературы

Публикации

Приложения

Приложение №1 Модуль контроля свабирования МКС-45

Приложение№2 Обработка КВД после свабирования

Приложение№3 Обработка кривой восстановления уровня (притока)

Введение Минерально-сырьевая база на данном историческом отрезке является основой экономики России и, в частности, ее топливно-энергетические ресурсы, основные запасы которых сосредоточены в Западной Сибири. В последние годы нефтегазовая отрасль России испытывает значительные трудности как при добыче углеводородного сырья, так и при поисках новых месторождений.

Причинами этого является: значительная выработанность запасов углеводородов основных месторождений, высокая степень обводненности добываемой продукции, уменьшение размеров открываемых месторождений. Существующее в России налоговое законодательство не стимулирует нефтяные компании вкладывать средства в разведку и добычу углеводородов из трудно извлекаемых объектах, доля которых за последние десятилетия значительно возросла. Все вышеперечисленное и колебания цены на нефть на мировом рынке заставляют нефтяные компании постоянно снижать издержки при поисках и добыче углеводородов и искать новые более эффективные способы воздействия на призабойную зону продуктивных пластов.

Практика показывает, что на ряду с другими современными способами (бурение горизонтальных и боковых стволов, гидроразрыв пластов), снижение себестоимости тонны нефти может быть достигнуто за счет оперативного и качественного ввода в эксплуатацию скважин, выходящих из бурения и капитального ремонта. Так как заключительный технологический этап при строительстве любой скважины связан с освоением (вызов притока жидкости из пласта), то от качественной реализации технологии и способа освоения, зависит последующая эффективность эксплуатации продуктивного пласта, состояние окружающей среды.

Анализ материалов по освоению скважин по нефтегазовой промышленности за 1980-1990 гг. показал, что производительное время составило 30%, непроизводительное (ожидание испытаний, простои, ликвидации аварий и осложнений и.т.д.) – 70%. Поэтому повышение эффективности всех видов работ при освоении скважин – значительный резерв для снижения стоимости тонны нефти.

При анализе состояния дел по освоению скважин прослеживается два основных направления повышения эффективности работ:

Улучшение организации работ с целью сокращения значительных потерь непроизводительного времени.

Разработка и внедрение в практику новых технических решений и технологических процессов (более надежных и эффективных).

Данная работа посвящена реализации второго направления - повышение эффективности работ за счет разработки и внедрения в производство технологии освоения скважин свабированием с геофизическим информационным сопровождением.

Целью исследований является рaзработка и совершенствование технологий и технических средств для освоения скважин свабированием с оперативным геофизическим и гидродинамическим сопровождением, обеспечивающим повышение геолого-экономической эффективности геофизических исследований и уменьшение сроков ввода в эксплуатацию скважин, выходящих из бурения и капитального ремонта.

Для выполнения поставленной цели необходимо решить следующие основные задачи исследования :

1. Анализ существующих в практике нефтедобычи технологий и способов освоения скважин.

2. Разработка технологий и комплекса технических средств освоения скважин способом свабирования с геофизическим информационным сопровождением.

3. Разработка методического и программного обеспечения информационного сопровождения технологии свабирования и оперативного определения гидродинамических и геофизических параметров работы продуктивной части пласта.

4. Практическая реализация технических, технологических методических и программных решений по освоению скважин способом свабирования с геофизическим информационным сопровождением.

5. Методы решения поставленных задач.

1. Впервые обоснован и реализован технологический комплекс для освоения и исследования нефтяных скважин, использующий каротажный кабель в качестве тягового элемента при понижении уровня жидкости в скважине и линии связи между скважинным аппаратом, позволяющим вызывать приток жидкости из пласта с одновременным контролем параметров поступающего флюида и наземным регистратором.

2..Предложен аппаратно-технологический комплекс, в котором скважинная и наземная аппаратура, метрологическое и программное обеспечение, а также устьевое оборудование объединены для решения конкретной геолого-геофизической задачи по дистанционному определению забойного давления, температуры, состава и количества поступающего флюида из 3. Впервые предложена и реализована технология информационного сопровождения свабирования скважин автономными аппаратными комплексами с оперативным определением гидродинамических параметров продуктивного пласта Технологические комплексы для освоения и исследования нефтяных скважин в дистанционном и автономном модификациях.

Многоканальные автономные скважинные приборы, устанавливаемые в НКТ, аппараты для извлечения глубинных приборов, регистрирующая наземная аппаратура, программно-методическое обеспечение, устьевое оборудование.

Промышленная конструкция глубинного геофизического аппарата для вызова и контроля процесса притока жидкости из пласта с оптимально-обоснованным количеством геофизических датчиков.

Технологии информационного сопровождения свабирования скважин автономными и дистанционными аппаратными комплексами.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Исследования по теме диссертации позволили разработать и внедрить в производство технологические комплексы для освоения и исследования нефтяных скважин в дистанционном и и автономном модификациях.

В результате внедрения в производство разработок автора, впервые в геофизической практике было организовано специализированное подразделение ЗАО «Нефтегеотехнология» для освоения скважин способом свабирования с оперативным геофизическим информационным сопровождением дистанционной и автономной аппаратурой.

В ОАО « Геотрон» г. Тюмени организовано серийное производство устьевого и подземного свабировочного оборудования для вызова притока жидкости из пласта и оперативным геофизическим и гидродинамическим сопровождением. С 2000 по 2003 годы выпущено и реализовано в различные геофизические компании России и ближнего зарубежья более комплектов подземного свабировочного оборудования с различным набором геофизических датчиков.

В НПЦ «Геомониторинг» г. Уфы разработана и выпущена опытная партия в количестве 14 единиц специально автономного прибора для установки в скважинные камеры при свабировании скважин.

Основные положения диссертационной работы докладывались на совещании «Делового клуба разработчиков, изготовителей и потребителей геофизической научно-технической продукции, заказчиков и подрядчиков в сфере геофизических услуг» (Краснодарский край, Ольгинка,3-4сентября 2001 г); на геолого-геофизической научно-практической конференции ОЕАГО по теме «Состояние и проблемы качества и достоверности геофизических исследований при поисках, разведке и эксплуатации месторождений нефти и газа» (г. Тюмень 16-17 октября 2001 г); на научнопрактической конференции по теме «Физика нефтяного пласта» (г.

Новосибирск май 2002 г.); на научном симпозиуме « Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленности», (г. Уфа 21-23 мая 2002 г ).

На кафедре геофизики физического факультета Башкирского государственного университета (г.Уфа 2003 г). «О контроле процесса свабирования скважин на основе аппаратурно-технологического комплекса АТК-2» (ОАО « Нижневартовскнефтегеофизика» 2001).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ и один патент.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав и заключения, содержит 184 страниц машинописного текста, 37 рисунков и графиков, 21 таблица, библиография содержит 82 названия.

Анализ состояния способов и технологий освоения Одним из основных этапов закачивания скважин после бурения и КРС является их освоение, включающее решение задачи получения в минимальные сроки потенциально возможного дебита и передачу скважин в эксплуатацию.

Под освоением скважины мы понимаем комплекс проводимых в них мероприятий с целью получения, при оптимальных технических режимах работы эксплуатационного пласта, максимального дебита нефти (газа) или лучшей приемистости при закачке в него флюидов (воды, газа). Процесс освоения скважины заключается в возбуждении скважины, очистке призабойной зоны (ПЗП) пласта от загрязняющих примесей, в проведении необходимых работ с целью повысить фильтрационную характеристику продуктивной части пласта.

Сущность возбуждения состоит в понижении давления на забое скважины до давления ниже пластового, чтобы обеспечить приток нефти или газа в скважину.

Понижение давления в скважине может быть достигнуто следующими способами:

Замена бурового раствора жидкостью меньшей плотности.

Снижение уровня жидкости в скважине.

Использование аэрированных жидкостей.

Использование пенных систем.

Поршневание с подкачкой газообразного агента.

Промывка скважины (фонтанной) находящейся в стволе жидкостью при практическом равенстве давлений пластового и в призабойной зоне пласта (ПЗП).

Использование насосов (различных конструкций).

Тартание.

Свабирование и т.д.

Рассмотрим технологические схемы, оборудование, трудозатраты каждого из способов.

1.1 Замена бурового раствора жидкостью меньшей плотности [1] Процесс замены бурового раствора жидкостью меньшей плотности осуществляется по схеме, приведенной на рис.1.

Жидкость меньшей плотности (вода) закачивается насосным агрегатом в затрубное трубное пространство до полной замены раствора. Иногда закачку жидкости ведут в насосно-компрессорные трубы (НКТ).

Преимущество закачки жидкости в затрубное пространство заключается в том, что при получении притока до окончания замены раствора создаются наилучшие условия для работы скважины и выноса твердых частиц из интервала перфорации, в связи с высокой скоростью движения жидкости.

Рис.1. Схема обвязки оборудования для замены бурового раствора водой: 1 насосный агрегат, 2 - емкость для воды, 3 - емкость для сбора бурового раствора, 4 - устье скважины, 5-вода 6-буровой раствор, 7- пласт В зависимости от глубины скважины, прочности обсадной колонны и наличия оборудования снижение уровня жидкости в скважине (давления) осуществляется следующими технологическими приемами : 1. вытеснением (заменой) части жидкости, находящейся в скважине, газом (воздухом); 2.

изменением направления потока сжатого воздуха; 3. применением пусковых муфт и клапанов; 4. нагнетанием в скважину воздушных пачек; 6.

аэрированием жидкости; 7.промывкой пенами.

Каждый из этих приемов осуществляется по своей технологической схеме.

Рассмотрим некоторые из них.

Снижение давления (уровня) воздухом.[1] Снижение уровня (давления) в скважине осуществляется путем нагнетания в затрубное пространство или НКТ воздуха компрессором. Этот способ позволяет производить вызов притока из пласта и создавать значительные депрессии на пласт резко или плавно. Процесс освоения данным способом и применяемое оборудование показаны на рис.2.

Зная диаметры эксплуатационной колонны и спущенных в скважину НКТ, плотность находящейся жидкости, можно определить глубину h, до которой будет снижен уровень при использовании компрессоров различной мощности:

При закачке воздуха в затрубное пространство:

при закачке воздуха в НКТ:

где: H 1 и H2 – глубины снижения уровня в затрубном пространстве и НКТ, Р- максимальное давление, создаваемое компрессором, МПа;

- плотность жидкости, находящейся в скважине, кг/м ;

V3, Vт, Vк – объем единицы затрубного пространства, НКТ и колонны соответственно.

Для того, чтобы произошел прорыв газа через башмак НКТ в заполненной жидкостью скважине, необходимо выполнить условие:

где Рпуск - пусковое давление, МПа;

Н- глубина спуска НКТ, м;

- плотность жидкости, находящейся в скважине, г/см.

Если статистический уровень находиться на каком-то расстоянии от устья, то пусковое давление определяют по эмпирическим формулам: для закачки газа (воздуха) в затрубное пространство:

для закачки газа (воздуха) в НКТ:

где: H– глубина спуска башмака под уровень жидкости, м;

D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

d– внутренний диаметр НКТ, м.

По этим формулам можно вычислить максимальную глубину спуска башмака НКТ под уровень жидкости:

Для обсадной колонны диаметром 146 мм и НКТ диаметром 73 мм при Рпуск = 8 МПа глубина спуска башмака будет равна 600 м.

Рис. 2. Схема обвязки оборудования для снижения уровня жидкости в скважине при помощи воздушного компрессора: 1- компрессор, 2 - емкость для сбора пластовой жидкости, 3 - устье скважины, 4 - воздух, 5 - жидкость глушения, 6- пласт.

Снижение давления (уровня) аэрированием жидкости.[1] Схема подключения оборудования к скважине при проведении аэрирования показана на рис. 3.Технологическая схема процесса включает следующие операции:

- промывку скважины;

- промывку скважины аэрированной жидкостью при совместной работе компрессорной установки и насосного агрегата;

- продувку скважины газом (воздухом).

Известно, что аэрированием можно довести среднюю плотность газожидкостной смеси до 0,3-0,4 кг/м3. Наличие такой жидкости в скважине позволяет использовать мощность компрессорной установки для последующей продувки скважины газом. Однако следует отметить, что продувка скважины газом глубиной более 2000 м. проводится в исключительных случаях, при этом учитываются как расчетные, так и фактические характеристики эксплуатационных колонн. Способ аэрирования жидкости позволяет снизить давление на забое в глубоких скважинах за непродолжительное время.

Одной из разновидностей аэрирования является снижение уровня компрессором с помощью пусковых отверстий в НКТ. Для проведения этого процесса нет необходимости в использовании насосного агрегата.

Аэрирование осуществляется через отверстия (клапаны) в НКТ. Этот процесс объединяет вытесняющую способность нагнетаемого газа и снижение плотности газожидкостной смеси. Аэрирование движущего потока облегчает его движение, уменьшает давление нагнетания на компрессорную установку, создает условие для продвижения газа к следующему отверстию. Таким образом, процесс продолжается до получения заданных параметров.

Практика освоения скважины воздухом сводиться к следующему. В скважину перед освоением спускается колонна НКТ с пусковыми муфтами (отверстиями в НКТ). Конец НКТ оборудуется воронкой и устанавливается на 10-20 м выше интервала перфорации. Диаметры отверстий пусковых муфт и глубину их установки подбирают по таблице 1. [1] При этом требуемую глубину снижения уровня жидкости в скважине можно определить по формуле:

где:

H ж- наибольшая глубина снижения уровня жидкости в скважине при освоении, м;

h- глубина кровли пласта, м;

Рпл – пластовое давление, МПа;

P – депрессия на пласт при освоении, МПа;

Рсб – давление в сборном коллекторе при освоении подачей жидкости в него (при подаче в приемную емкость Рсб =0);

- плотность жидкости в скважине при продувке воздухом, кг/м.

При требуемой глубине снижения уровня жидкости 1260 м, пусковые муфты устанавливаются на глубинах 600,800,1000,1150 и 1260м.

При необходимости снижения уровня жидкости в скважине до кровли вскрытого перфорацией пласта, нижнюю по таблице 1 муфту не спускают (глубины спуска муфты, ее нижнего конца НКТ совпадают).

После сборки выкидной линии в приемную емкость или в свободный коллектор и выпуска через нее газа, накопившегося в затрубном пространстве, скважина обвязывается компрессором согласно рис.3.

Рис. 3. Схема обвязки оборудования при проведении аэрирования жидкости:

1 - компрессор 2 - насосный агрегат, 3 - емкость для воды, 4 - обратный клапан, 5 - аэратор, 6 - устье скважины, 7 –газ, 8 - газ с водой, 9- штуцер, 10пласт.

Требуемая Число Диаметр отверстий пусковых муфт в мм глубина пусковых (числитель) и глубина установки в м уровня в скважине, м 800-1050 3 2,0/550-600; 2,5/700-850; 5,0 (2)/800- 1060-1250 4 2,0/600; 2,5/800-850; 2,5/900-1050; 6,0/1060Примечание: В числителе в скобках дано число отверстий в муфте.

Снижение давления (уровня) с использованием пены. [1] Сущность вызова притока флюида из пласта состоит в замещении имеющейся в скважине жидкости (после перфорации) на 2-х фазную пену.

В качестве жидкости может быть использован буровой раствор или вода.

Если установлено, что после замены в скважине бурового раствора на пену нет притока из пласта, то устье скважины оборудуется согласно схеме рис. 5 и приступают к выполнению работ по вызову притока двухфазной пеной.

Рис.4. Схема обвязки устья скважины при освоении пеной: 1 - НКТ, 2 манометры, 3 – расходомер воздуха, 4 - компрессор, 5 - обратные клапаны, - аэратор, 7 - нагнетательная линия, 8 - насос, 9 - мерная емкость, 10 накопительная емкость для пенообразующей жидкости, 11 - выкид пены, – затрубное пространство.

Прежде всего, буровой раствор в скважине заменяют водным раствором ПАВ. Наличие ПАВ в жидкости (воде) резко снижает скорость всплывания пузырьков газа, увеличивает прочность оболочки пузырьков газа, способствует образованию более мелких пузырьков газа, препятствует коолесценции - слиянию отдельных мелких пузырьков газа с образованием более крупных. Таким образом, ПАВ в объеме аэрированной воды в стволе скважины, снижает скорость подъема воздушных пузырьков за счет тормозящего действия воздушных пузырьков 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.

Как правило, замена бурового раствора на пену осуществляется при обратной промывке, т.е. пена закачивается в затрубное пространство, водный раствор ПАВ вытесняется из скважины по НКТ. Вытесняющий водный раствор ПАВ в дальнейшем используется для образования пены.

Промысловая практика показывает, что при использовании компрессора типа УКП-80 для образования пены в течение 2-8 часов забойное давление в скважине глубиной 5000-6000 м снижается на величину равную 70-80% гидростатического.

Снижение давления (уровня) с использованием азотных установок.[1] предусматривается при освоении скважин, содержащих сероводород, в условиях малопроницаемых коллекторов и низких пластовых давлений, в зоне влияния подземного горения, и в других случаях, где существующие методы мало продуктивны и не обеспечивают взрывобезопасности работ, а также при освоении скважин в суровых климатических условиях при температуре окружающего воздуха (-30оС — -50оС.) Технология вызова притока нефти и газа из пласта с использованием газифицированной установки типа АГУ-8К 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 средней плотности закачиваемой в скважину системы и использования упругих свойств газа и пены по мере их выпуска из скважины можно снизить противодавление на пласт в необходимых пределах. Область применения различных азотосодержащих циркуляционных флюидов – газообразного агента, газированной им жидкости (пены) – для вызова притока нефти и газа из пласта зависит от геолого-технических и других условий освоения скважины.

Для создания глубоких депрессий на пласт, вплоть до осушения глубоких скважин (если это допустимо) при плавном темпе снижения забойного давления целесообразно комбинированное применение азотосодержащих.

Для интенсификации притока нефти и газа применяют азотнокислотную обработку призабойной зоны. Применение азота при кислотной обработке улучшает условие освоение скважины и очистку призабойной зоны пласта после обработки и повышает безопасность работ.

Предельное снижение уровня жидкость при вызове притока путем вытеснения ее из скважины газообразным азотом, составляет 2700 м, если скважина заполнена водой и 3000 м, если скважина была заполнена нефтью плотностью 850 кг/м3.

На рис.5 представлена схема обвязки оборудования и устья скважины при вызове притока путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом.

Рис5. Схема обвязки оборудования и устья скважины при вызове притока путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом: 1-азотная, газофикационная установка, 2 электростанция, 3-газопровод, 4-обратный клапан, 5-узел подключения азотных установок к скважине («гребенка»), 6заглушка на резервном входе «гребенки», 7-нагнетательная линия для подачи газа в скважину, 8-манометр, 9-тройник для подключения нагнетательной линии к трубному пространству, 10,– задвижки фонтанной арматуры, 11-выкидная линия для подачи жидкости и пены из скважины в накопительную емкость, 12-накопительная емкость, 13- нефтесборный коллектор, 14- крестовина фонтанной арматуры.

1.3 Снижение давления (уровня) с помощью струйных установок [6] В последнее десятилетие все более широкое применение находит освоение скважин и улучшение фильтрационных свойств ПЗП путем создания мгновенных депрессий-репрессий на призабойную зону пласта.

Создание таких депрессий осуществляется с использованием оборудования для испытания пластов – КИ-95, КИОД-110 и др. Эта технология нашла широкое применение в Татарии и Башкирии.

В Западной Сибири освоение скважин с созданием депрессийрепрессий производится струйными аппаратами различных конструкций (рис.7).

Механизм воздействия на призабойную зону пласта многократными депрессиями-репрессиями заключается в следующем:

В момент мгновенного снижения или повышения давления возникают высокие градиенты давления, направленные либо из пласта в скважину, либо из скважины в пласт.

Высокий градиент давления из пласта в скважину совпадает практически во времени со снятием давления на забой, и следовательно с отсутствием сил, прижимающих дисперсную фазу к скелету породы, либо к трещинам в пласте, что облегчает вынос частиц в пласт.

Максимальный градиент давления возникает на расстоянии 1,05-1, радиуса скважины.

В призабойной зоне возникают градиенты скоростей распространения депрессионной воронки между скелетом пласта, дисперсной фазой и пластовым флюидом.

При мгновенной смене давления в скважине меняется напряженно дифференцированное состояние из-за смены радиального и кольцевого напряжения, что способствует раскрытию трещин, либо их распространению в сторону пласта.

На рис.6 показана технологическая схема обвязки наземного и подземного оборудования при освоении скважины струйными насосами типа УГИП (УГИС). [6] Сущность технологии заключается в следующем:

На НКТ в скважину спускают направляющую воронку, хвостовик, пакер, корпус УГИС с проходным каналом;

Устье оборудуется фонтанной арматурой и лубрикатором;

К НКТ подключают насосный агрегат;

На кабеле (или проволоке) спускают регистрирующий прибор и герметизирующий узел.

После посадки герметизирующего узла в корпус и установки регистрирующей аппаратуры против пласта, прокачкой через струйный насос рабочей жидкости откачивают из под пакерного пространства жидкость в стволе скважины, снижая давление под пакером и, соответственно, в зоне продуктивного пласта. Величина давления депрессии регулируется изменением давления, создаваемого насосным агрегатом.

Рис.6. Схема обвязки наземного и компоновки глубинного оборудования при проведении работ струйной установкой типа УГИП (УГИС): 1лубрикатор, 2-НКТ, 3-амбар, 4- УГИП, 5-глубинный манометр, 6-пакер, 7хвостовик с фильтром, 8- каротажная станция, 9-фильтр, 10- насосный агрегат, 11-замерная емкость, 12-емкость для рабочей жидкости.

1.4 Освоение скважин способом тартания [2] Снижение уровня способом тартания производится с помощью желонки. Это один из самых старых способов вызова притока жидкости из пласта.

Тартание может быть использовано при испытании неглубоких скважин с низким пластовым давлением. Желонка изготовляется из тонкостенных труб диаметром 89 и 114 мм, в нижней части ее имеется клапан, а в верхней приспособление для крепления клапана. Желонка спускается на канате под уровень жидкости, наполняется, а затем поднимается на поверхность. Иногда желонку опускают в интервал перфорации, и ее многократным спуском и подъемом создается эффект поршневания. Работы по снижению уровня в скважине ведутся медленно, так как объем желонок невелик.

Например, для снижения уровня на 500 м в колонне диаметром 168 мм желонкой диаметром 114 мм и длиной 10 м необходимо сделать более рейсов. Глубина спуска ограничивается прочностью и длиной каната, на котором спускается желонка.

За последние годы тартание при испытании скважин используется редко.

1.5 Освоение скважин способом свабирования (старый способ) [2] Одним из способов снижения давления на забой является свабирование (поршневание).

Сваб (поршень) снабжают клапаном, который спускают на канате в колонну НКТ. Клапан при ходе поршня вниз открывается, а при ходе вверх закрывается. Уплотнение сваба достигается за счет манжет, укрепленных на металлическом стержне. Глубина погружения сваба зависит от мощности агрегата, на котором установлена лебедка, размеров лебедки и прочности каната, на котором спускается сваб.

Различают максимальную глубину спуска и глубину погружения под уровень жидкости в скважине. Первая зависит от прочности каната и мощности агрегата, вторая - от диаметра НКТ, плотности жидкости, прочности каната и технической характеристики манжет сваба. По мере снижения уровня жидкости в скважине, глубина погружения под уровень уменьшается.

Уровень жидкости в скважине при свабировании снижается постепенно, что способствует плавному запуску скважины. Постепенное снижение давления на забое не позволяет осуществить резкую депрессию на пласт.

Приток жидкости из нефтяного пласта при свабировании определяют по появлению в извлекаемой жидкости газа, эмульсии нефти. До 90-х годов прошлого века в России освоение скважин свабированием не находило широкого применения из-за несовершенства оборудования и технологических приемов.

1.6 Выбор и сравнение способов освоения скважин.[1] Приток вызывают из пласта снижением забойного давления. При этом [1] Рзаб = жНq103 Рпл, где:

Рзаб – забойное давление; МПа Рпл – пластовое давление; МПа ж – плотность жидкости; кг/м Н- глубина залегания пласта; м q- ускорение свободного падения; м /сек Депрессия на пласт Р=Рпл- Рзаб должна обеспечить интенсивное дренирование с одновременной очисткой призабойной зоны пласта (ПЗП) от загрязняющих примесей.

Выбор способа вызова притока из пласта базируется на следующей исходной информации: глубина скважины (искусственный забой), диаметр обсадной колонны, диаметр колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), глубина спуска НКТ, пластовое давление, и температура, проницаемость пласта, сведения об эксплуатационных особенностях пласта – коллектора;

сведения о загрязненности призабойной зоны пласта.

Основным источником этой информации являются геофизические исследования при бурении и эксплуатации скважин, технологические регламенты на освоение и испытание скважин в производственных подразделениях нефтяных компаний.

Сведения об эксплуатационных особенностях пласта-коллектора состоят из данных об устойчивости (прочности) пластовых пород и наличии близкорасположенных напорных водоносных горизонтов, а также подошвенных и контурных вод. К прочным пластам-коллекторам относят объекты, представленные породами, которые при проходке, освоении и эксплуатации скважины сохраняют целостность стенок ствола скважины и не разрушаются под действием фильтрационных и статических нагрузок (известняки, доломиты, песчаники, мергели).

К непрочным пластам-коллекторам относят объекты, представленные слабосцементированными породами, которые могут разрушаться и выносить продукты разрушения на поверхность с продукцией скважины (слабосцементированные песчаники, слабоуплотненные глины).

По эксплуатационным особенностям выделяют две группы пластов коллекторов: пласты, имеющие ограничение при вызове притока и пласты, не имеющие этих ограничений. К первой группе относятся пласты, представленные слабосцементированными породами и характеризующиеся наличием близкорасположенных напорных водоносных или газоносных горизонтов, а также подошвенных или контурных вод. Ко второй группе относят пласты, представленные прочными (устойчивыми) породами (без вышеприведенных осложнений геологического характера).

По степени загрязненности также выделяют 2 группы пластовколлекторов – загрязненные и слабозагрязненные.

К загрязненным относят пласты, по которым предшествующие работы (вскрытие пласта бурением, крепление ствола скважины и вторичное вскрытие перфорацией, капитальный ремонт и дополнительное вскрытие) проводились с использованием обычного бурового раствора или солевого на водной основе и при значительных репрессиях на пласт.

К слабозагрязненным относят пласты, по которым указанные работы проводились с учетом сохранения коллекторных свойств пласта:

применялись растворы на нефтяной основе, эмульсии, пенные системы, полимеры или первичное вскрытие пласта проводилось на равновесии (при примерном равенстве забойного и пластового давлений).

На основе этой исходной информации получают ответы на следующие вопросы:

1. Способ вызова притока из пласта.

2. Режимные показатели процесса – забойное давление и депрессия на пласт, темп снижения забойного давления, производительность агрегатов, давление нагнетания режимных агентов, продолжительность процесса.

3. Технические средства (номенклатура и количество).

4. Реагенты и материалы (номенклатура и количество).

5. Стоимость работ.

При выборе способа вызова притока из пласта вначале задают необходимую депрессию на пласт и необходимость осуществления резкого или плавного запуска скважины. Для этого рекомендуется воспользоваться обобщенными данными депрессии на пласт (табл.2), [1] которые корректируются по мере накопления информации по конкретному месторождению (залежи, объекту освоения).

Слабозагрязненный Необходимым условием проведения работ по скважинам, пробуренным на пласты с ограниченными эксплуатационными возможностями (представленными слабосцементированными породами, близко расположенные напорные водо и газоносные горизонты) - является плавный запуск скважины. При этом забойное давление снижают медленно (поэтапно, ступенчато). По скважинам глубиной до 3000 м, плотность раствора снижают за каждый цикл промывки на 0,3-0,4 г/см3, а свыше м – на 0,2-0,4 г/см3.

Затем выбирают способ вызова притока из пласта (табл. 3) [22].

Способ вызова притока из пласта (особенности процесса, рабочий агент) Замена на раствор меньшей плотности:

а) облегченный буровой Замена на газированную жидкость:

а) газирование азотом с 2. б) аэрирование компрессором в) аэрирование компрессором Замена на пену:

а) приготовление пены при 3. б) приготовление пены при помощи компрессоров и Снижение уровня жидкости:

в) Свабирование (старый Свабирование Снижение уровня при помощи струйных Снижение уровня при помощи специального 7. подземного оборудования Способ вызова притока из пласта процесса, рабочий Замена на раствор меньшей плотности:

а) облегченный в) дегазированная Замена на газированную жидкость:

а) газирование азотом б) аэрирование компрессором высокого давления Замена на пену:

приготовление пены при помощи АГУ-8К, Снижение уровня жидкости:

а) при помощи АГУХ в)Свабирование(стары г) Свабирование д) Снижение уровня при помощи специального подземного е) Снижение уровня при помощи струйных 1.7 Технологии и способы свабирования скважин.

Технологические схемы свабирования скважин [82] Основные способы свабирования по областям и эффективности можно разделить на три группы:

1. Свабирование не осложненных скважин (на ранних стадиях разработки месторождений с градиентом давления свыше 1,1...1,2, с проницаемостью коллектора свыше 0,015..0,050 мкм2).

2. Свабирование осложненных скважин (в неблагоприятных геологических условиях, глубоких, горизонтальных, скважины с боковыми стволами и др.).

3. Свабирование с одновременным воздействием на призабойную зону пласта (ПЗП) управляемыми геофизическими полями (гидроволны, акустические волны и др.) – для коллектора, стенки которого сильно закольматированы, или в процессе бурения произошло глубокое проникновение фильтрата в ПЗП.

Существует несколько технологий спусков и подъемов свабов с целью вызова притока жидкости из пласта:

1. Спуск сваба в обсадную колонну на НКТ.

2. Спуск сваба в обсадную колонну на тросе.

3. Спуск сваба в обсадную колонну на НКТ (колонна НКТ оборудована клапаном).

4. Спуск сваба в НКТ на кабеле (затрубное пространство не оборудовано пакером) рис.12.

5. Спуск сваба в НКТ на кабеле (затрубное пространство оборудовано пакером) рис.13.

На практике в основном применяются 2,4,5 способы по нескольким технологическим схемам:

с перемещением отсеченного столба жидкости вместе со свабом до устья скважины; (основная технологическая схема, применяемая на практике);

в режиме глубинного насоса (применяется редко);

в комплекте с испытателем пластов на трубах (применяется в разведочных скважинах).

Выбор технологической схемы определяется поставленными задачами (освоение с ограничением депрессии, без ограничения, при различных неустановившихся режимах, при нескольких квазиустановившихся режимах, извлечение больших объемов жидкости, и т. д.) и производится геологической службой УБР, НГДУ после анализа геолого-технических условий по объекту работ и соседним скважинам.

Технология свабирования с многократным перемещением столба Последовательность проведения работ:

Заказчик до приезда партии по свабированию обязан подготавливать скважину в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтедобывающей промышленности», «Типового технического проекта на промыслово-геофизические работы», «Инструкции (регламента) на производство работ по свабированию скважин» в следующей последовательности:

опрессовать фонтанную арматуру и межтрубное пространство;

смонтировать агрегат (А-50, или др.);

заменить НКТ на технологические (перед спуском НКТ шаблонируются шаблоном диаметром не менее 59 мм.), оборудовав их «стоп-кольцом» (устройство для установки автономного манометра), пакером, фонтанной арматурой;

распакероваться;

смонтировать линию для обвязки тройника (крестовины) лубрикатора с блоком долива или другой емкостью для утилизации скважинной подготовить площадку для установки ППУ (в зимнее время), агрегата ЦА-320, свабировочного комплекса (на шасси ПКС-5).

По прибытии на скважину начальник партии по свабированию проверяет подготовленность скважины к освоению с составлением соответствующего документа и партия совместно с бригадой КРС приступает к монтажу лубрикатора, превентора, роликов, системы управления гидравлического сальникового устройства и т. д.

После монтажа:

Проводят опрессовку лубрикатора с зафиксированным на кабеле сальником при закрытой центральной задвижке;

проводят шаблонирование НКТ свабом с отработанной манжетой;

устанавливают на «стоп-кольцо» глубинный автономный манометр (по заявке «Заказчика»);

опускают сваб на 150-200 м под уровень жидкости и производят подъем отсеченного столба жидкости до устья скважины, не доходя до сальника 20-30 м;

при подъеме по монитору контролируют скорость движения в НКТ свабировочного оборудования, натяжение кабеля, наличие утечки жидкости в манжете сваба, начало и конец отбора скважинной жидкости в емкость, состав откачиваемой жидкости и т. д. Скорость спуска сваба не должна превышать 2500-3000м/ч, скорость подъема не более 6000 м/ч;

последующие спуски производятся на глубину от 150 до 500 м ниже очередного динамического уровня, в зависимости от типа манжет, состояния и типа кабеля, мощности подъемного оборудования и т.д.;

при появлении затяжек, значительных утечек жидкости в манжете сваба производиться подъем подземного оборудования для проведения профилактических работ - смена манжеты, осмотр оборудования, подтяжка резьбовых соединений и др.

Свабирование заканчивается после выполнения поставленной Заказчиком задачи (снижение уровня до определенной глубины, откачка определенного количества скважинной жидкости, снятия кривых КВД, КВУ и др.).

Задачи, решаемые при многократном перемещением столба жидкости в Задача №1: Снижение уровня жидкости в неперфорированной скважине до проектной глубины с целью вторичного вскрытия продуктивного пласта на депрессии.

Задача №2: Снижение уровня жидкости в неперфорированной скважине с целью определения герметичности обсадной колонны.

Задача №3: Снижение уровня жидкости в перфорированной скважине до проектной глубины с целью вызова притока жидкости из пласта (затрубное пространство не оборудовано пакером).

Задача №4: Снижение уровня жидкости в перфорированной скважине до проектной глубины с целью вызова притока из пласта (затрубное пространство оборудовано пакером) Задача №5: Снижение уровня в перфорированной скважине с целью отбора из пласта значительного объема скважинного флюида для очистки призабойной зоны перед спуском насосного оборудования.

последующим пуском скважины на приток в перфорированной скважине с целью интенсификации притока из пласта (производится по согласованию с Заказчиком в случае отсутствия притока из пласта).

Задача № 7: Снижение уровня жидкости в перфорированной скважине до проектной глубины с цель вызова притока из пласта и определения гидродинамических характеристик призабойной зоны (перед свабированием в НКТ устанавливается автономный манометр для снятия кривых КВУ, КВД).

Задача №8: Снижение уровня жидкости в перфорированной скважине с целью получения притока и определения профиля притока, источника обводнения и др. (при наличии притока производятся геофизические исследования дистанционной аппаратурой).

Задача № 9: Удаление бурового раствора.

Задача №10: Удаление кислоты после кислотной обработки.

Задача № 11: Удаление обломков, шлама после перфорации.

Задача № 12: Смена тяжелой жидкости на облегченную после задавливания скважины для выравнивания давления.

Технология свабирования в комплексе с испытателем на трубах (ИПТ).

Данная технология применяется в основном в разведочных скважинах, когда ствол сообщается с пластом малой гидропроводности.

На колонне НКТ в скважину опускают ИПТ, производят пакерование, открывают впускной клапан и по величине выхода воздуха на поверхности из колонны определяют величину притока из пласта. Перед открытием клапана в колонну опускают сваб с набором датчиков, которые позволяют регистрировать процесс притока (давление, температуру, состав поступающей жидкости из пласта). После заполнения колонны пластовой жидкостью и прекращения притока, свабом откачивают поступившую жидкость и снова повторяют испытание. Такая технология позволяет длительно и более успешно испытывать пласты с плохими коллекторскими свойствами.

Технология свабирования в режиме глубинного насоса.[82] На колонне НКТ в скважину опускают цилиндр из труб с внутренним диаметром меньше диаметра НКТ. Ниже цилиндра (в башмаке НКТ) навинчивают всасывающий клапан. Длина цилиндра до 50 метров из труб, состыкованных «торец в торец» без увеличения в муфтовых соединениях.

Опускают сваб до упора в клапан и перемещают его вверх-вниз в пределах длины цилиндра.

Глубина установки цилиндра с всасывающим клапаном зависит от величины разрывного усилия кабеля, расположения первоначального уровня жидкости в НКТ, величины пластового давления, площади порщня-сваба, плотности извлекаемой жидкости.

Скорость подъема сваба подбирается практически наблюдением за величиной натяжения кабеля. Нагрузка возрастает если жидкость, поступающая из пласта, не успевает заполнить объем за перемещаемым свабом-поршнем. В этом случае следует уменьшить скорость подъема поршня-сваба.

Использование данной технологии позволяет получить прямые данные для выбора характеристик глубинного насоса.

1.8 Выбор технологической схемы свабирования.[82] Выбор технологической схемы свабирования должен осуществляться для каждой конкретной ситуации геологическими службами УБР и НГДУ.

Технология свабирования, с отсечением столба жидкости свабом и подъемом столба жидкости до устья применяется в скважинах с Рпл < Рг для всего диапазона гидропроводностей пластов Западной Сибири.

Здесь:

Рпл – пластовое давление, Рг – гидростатическое давление.

Технология свабирования с ограничением отбора и наблюдением за повышением уровня жидкости применяется в поисково-разведочных и других категориях скважин при неизвестных величинах пластового давления и коэффициента гидропроводности.

Технология свабирования в режиме «глубинного насоса»

рекомендуется при пластовом давлении и гидропроводности:

где: k-проницаемость коллектора;

h – эффективная мощность коллектора;

µ- вязкость флюида.

Технология свабирования «Сваб+ ИПТ» рекомендуется при гидропроводности:

1.9 Выбор параметров свабирования (общие положения) Конкретными физическим целями свабирования, в зависимости от условия вскрытия продуктивного коллектора бурением, эксплуатации скважины, или «глушения» пласта после КРС, являются:

декольматация стенок скважины (обычно на глубину 8..35мм), проблема которой наиболее остро возникает в коллекторах с диаметром пор до 5..10мкм;

деинфильтрация стенок (обычно на глубину до 3..7м в обычных скважинах и до 20...25 м – в скважинах глубиной свыше 3..4 тыс. м и в горизонтальных).

При выборе параметров свабирования для максимального приближения естественной проницаемости в ПЗП и в зависимости от физико-химических свойств породы пласта, дополнительно учитывается возможное влияние:

набухания в объеме в 1,5 и более раз (монтмориллонитовых или, так называемых бентонитовых глин - до 16 раз по М. С. Швецову) и пептизации глинистых частиц, содержащихся в породах коллектора, с последующим частичным или полным закупориванием его со снижением, вплоть до многократного, проницаемости призабойной образования в воде нерастворимых осадков и стойких водонефтяных эмульсий в результате взаимодействия фильтрата с пластовой жидкостью;

блокирующего действия воды, обусловленного капиллярным давлением фильтрата в гидрофильных коллекторах, особенно опасно в породах с сильно неоднородными коллекторскими свойствами и в пористо-трещиноватых коллекторах;

закупоривание пор пласта твердыми частицами, проникающими в коллектор вместе с фильтратом.

В зависимости от глубины и интенсивности загрязнения ПЗП выбирают один из методов свабирования, которые по интенсивности воздействия на кальматирующий слой или фильтрат можно разделить на 4 группы в порядке возрастания эффективности, соответствующие следующей очередности:

свабирование с созданием квази или статической депрессии на пласт;

свабирование с понижением давления на пласт с помощью серии гидроударов (имплозии);

гидродинамическими волнами давления жидкости (ГДВ), излучаемыми гидродинамическими генераторами (ГДГ) и распространяемыми по поровым каналам продуктивного коллектора (волновая обработка ПЗП при невысокой депрессии на пласт);

свабирование с предварительной или периодической обработкой ПЗП с помощью распространяющихся, преимущественно по скелету породы (и на большую глубину, чем ГДВ) акустических волн (АВ), излучаемых акустическим генератором с определенной частотой ( кгц для ближней зоны, 6-8 кгц для дальней зоны).

1.10 Общие основы выбора способа свабирования.

Метод квази- или статической депрессии на пласт выбирается в случаях:

использования при первичном вскрытии пласта бурением технологии высокочастотной или струйной кольматации ствола скважины;

обеспечение возможности полной очистки ПЗП от фильтрата промывочного раствора или жидкости глушения (обычно при проникновении фильтрата на глубину не более 1,5..2,5м);

по согласованию с геологическими службами УБР и НГДУ при неполной очистке ПЗП от фильтрата (горизонтальные скважины, нагнетательные и др.).

Во всех остальных случаях используется способ свабирования, входящих в одну из трех других групп, указанных в п. 4.1.

1.11.Определение депрессии на пласт при освоении и исследовании скважин. [10] Все существующие способы освоения скважин основаны на снижении давления на забое ниже пластового и создания тем самым депрессии ( Р = Рпл-Рзаб), достаточной для преодоления фильтрационного сопротивления потока флюида из пласта в ствол скважины. До сих пор у исследователей, практиков нет единого мнения в том какая депрессия лучше: резкая, увеличенная или плавная уменьшенная.

С одной стороны, депрессия должна обеспечивать освобождение призабойной зоны пласта (ПЗП) от предшествующего противодавления, разрушение глинистой корки, очистку от фильтрата бурового раствора или жидкости «глушения».

С другой стороны, создаваемый перепад давления должен обеспечивать целостность обсадной колонны, сохранение цементного камня в заколонном пространстве, а также предупредить возможность разрушения слабосцементированных пород и смыкания трещин в трещиноватых пластах.

При испытании коллекторов, насыщенных газом и газовым конденсатом, а также нефтью с высоким газовым фактором, высокая депрессия может привести в одном случаи к выпадению конденсата в призабойной зоне, а в другом к выделению в свободное состояние растворенного в нефти газа, что в обоих случаях приведет к снижению дебита и точности определяемых гидродинамических параметров.

Ограничение давления необходимо при забойном давлении, превышающем давление насыщения, а также для обеспечения условия линейности фильтрации жидкости в пласте. Это один из важнейших критериев получения качественных кривых восстановления давления (КВД) и кривых восстановления уровня (КВУ), описывающих процесс распространения упругой энергии в однородной пористой среде, насыщенной однородной жидкостью При проектировании освоения скважин максимальную депрессию рассчитывают с учетом следующих факторов:

1. прочности на смятие обсадной колонны;

2. прочности цементного камня за обсадной колонной;

3. предупреждение смыкания трещин или разрушение коллектора в слабосцементированных породах.

характеризуется прочностной характеристикой материала, из которого изготовлены трубы. Поэтому перед снижением уровня жидкости (бурового раствора) в стволе скважины и при создании необходимой депрессии на пласт, для вызова притока из пласта и очистки коллектора проверяют прочность колонны труб на смятие при заданном снижении уровня жидкости в трубах и определяют допустимое его снижение.

Сопротивляемость труб деформации от избыточного наружного давления характеризуется критическим давлением Ркр, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести материала.

Критическое наружное давление смятия труб определяется по формуле Г. М.

Ркр= 1,1Кmin р +Е К ср 1+ ---------- - - р + ЕК ср. 1+ ---------ЕК2 ср р где Кmin = min /Д; Ко = o / Д; min =0,875 и 1) - номинальная величина стенки трубы, см;

2) Д – наружный диаметр трубы, см;

3) p – предел текучести материала труб, МПа;

4) Е – модуль упругости равный 2,1х107 МПа;

e – овальность трубы, которая принимается равной Допустимое наружное давление для труб не должно превышать значения, определяемое по формуле:

Р нар.доп. Ркр/n1, где n1 = 1,1-1,3 - запас прочности.

Тогда допустимое снижение уровня жидкости (м) в скважине равно:

Ндоп.=Ркр/10y гл р. xn1 =Рнар. доп. /10yгл.р. (где y гл.р – плотность.

бур. р-а) Перепад давления на эксплуатационную колонну регламентируется значениями сминающих давлений и закладывается в проект строительства скважин.

Допустимая депрессия на пласт, исходя из условий сохранения прочности цементного кольца, определяется по формуле предложенной Р. Яремийчуком и В. Возным.[10] где:

Рпл – давление в продуктивном пласте МПа;

Рпл1 – давление в водоносном горизонте или в подошве ниже водонефтяного контакта (ВНК) МПа;

h- высота качественного цементного кольца между водоносным горизонтом или ВНК и ближайшим перфорационным отверстием, м;

- допустимый градиент давления на цементное кольцо за обсадной колонной, МПа/м (рекомендуется не более 2,5 МПа/м).

Допустимая депрессия, исходя из условий предупреждения смыкания трещин (для трещиноватых коллекторов) должна отвечать следующим условиям (согласно разработкам «УКРНИИгаз): Рзаб. < Рпл.; о < Рпл.

[10].

Тангенциальные (сжимающие) напряжения определяются по формуле:

где о – коэффициент Пуасона, равный 0,28;

n – плотность пород, кг/м ;

Н – глубина залегания интервала испытания, м;

Рзаб = 0,1Н забойное давление, МПа.

Максимальная депрессия, исходя из условий сохранения устойчивости призабойной зоны пласта, рассчитывается по формуле: [10] Р ( ст. /2) –Ко (Риг – Рол), где ст. – граничная прочность породы на давление при насыщении породы фильтратом бурового раствора, МПа;

Ко – коэффициент бокового напряжения определяется с помощью коэффициента Пуасона ( ) по формуле: Ко = / 1- ;

Рг – вертикальное горное давление, МПа, которое рассчитывается как величина средней плотности вышележащих горных пород – Рср. с учетом вмещающих в них жидкости и глубины залегания пласта Рг = 0,01Рср. Н, где Н – глубина залегания пласта, м;

Рср. = 2,3-2,5 т/м После определения предельных значений депрессии выбирают наименьшее, которое принимают как предельно допустимое значение депрессии при освоении скважины ( Рmax).

Минимальная депрессия ( Рmin) определяется из условия наименьшей разницы между Рпл и Рзаб при которой возможно получение притока пластового флюида.

Минимальная депрессия на пласт определяется противодавлением (репрессией Р*) столба промывочной жидкости в стволе скважины, действующего в процессе первичного вскрытия пласта бурением, а также дополнительным давлением, создаваемым при спуске колонны бурильных труб в скважину, т. е. Рmin = P* - Pпл.

Репрессия, которая создается на пласт в процессе бурения скважин, определяется разницей между давлением в скважине и пластовым давлением:

где б.р. – плотность бурового раствора, кг/м3;

q – ускорение свободного падения, м/с2;

Н – глубина залегания кровли продуктивного пласта, м;

Рпл – пластовое давление, МПа;

Рк.п. – дополнительное давление в скважине, которое возникает при спуске бурильных труб и промывке, МПа;

Дополнительное давление в скважине при спуске бурильных труб рассчитывается по формуле:

где - динамическое напряжения сдвига бурового раствора,МПа;

- пластическая вязкость бурового раствора, Мпас;

L – длина компоновки буровых труб, м;

Dт – средневзвешенные по глубине диаметры скважины и бурильных труб, м;

Vс – скорость спуска труб в скважину, м/с.

В промысловой практике при испытании продуктивных пластов оптимальная депрессия выбирается из условия Ропт = (2,3 –2,5) Рmin.

Приведенные расчеты минимальных и максимальных значений депрессии – приближенные и имеют немалые погрешности, поэтому на практике эти значения рекомендуется проверять экспериментально для каждого месторождения (пласта) отдельно.

Определение минимальной депрессии опытным путем следует проводить, постепенно увеличивая депрессию заменой бурового раствора на воду, нефть или пену.

Если при этом приток из пласта не получен, то снижение забойного давления следует проводить методом плавного понижения уровня жидкости в стволе скважины - свабированием с контролем по датчикам за составом поступающего из пласта флюида. Понижать уровень необходимо ступенчато, постепенно увеличивая депрессию через 5 МПа снижением уровня на 500 м.

Давление на забое скважины понижают до получения притока из пласта или до максимального значения допустимой депрессии, полученной расчетным путем.

После получения притока пластового флюида приступают к определению максимально допустимой депрессии. Для этого устье скважины оборудуют специальной аппаратурой. На конце факельной линии (газовая скважина) устанавливают диафрагменный измеритель критического истечения газа (ДИКТ) или штуцерную камеру на фонтанной арматуре (нефтяная скважина). Для определения количества выносимой потоком жидкой фазы устанавливается малогабаритный сепаратор, а для контроля за выносом твердых частиц – породо- уловитель. Затем устанавливают шайбу (штуцер) небольшого диаметра (2-3 мм) и, постепенно увеличивая диаметр шайбы, снимают 4-5 точек, на которых замеряют забойное давление и дебит. В процессе работы скважины в установленном режиме, постоянно контролируют давление на устье, забое (перед исследованием устанавливают на забое или в НКТ автономный цифровой манометр), количество выносимой газовым потоком воды, конденсата и твердых частиц. По результатам замера количества жидкости рассчитывают водный и конденсатный факторы.

Увеличение в продукции пластовой воды свидетельствует о подтягивании конуса подошвенной воды и является ограничением роста дебита скважины, т. е. увеличением депрессии на пласт. При опробовании продуктивного пласта газоконденсатной залежи, уменьшение конденсатного фактора при увеличении дебита скважины свидетельствует о том, что забойное давление снизилось до значения, при котором газовый конденсат переходит в жидкую фазу, выпадая в призабойной зоне пласта и на забое скважины. Этот факт также является ограничением депрессии. Для любого из перечисленных случаев ограничением депрессии является начало выноса твердых частиц в газовом или жидком потоке, что свидетельствует о начале разрушения продуктивного пласта.

Для определения максимально допустимой депрессии в указанных случаях необходимо перевести скважину на режим работы, при котором не проявлялись бы подобные изменения в потоке. При установившемся режиме фильтрации измеряется забойное давление с помощью глубинного манометра, после чего скважину останавливают и регистрируют кривую восстановления давления (КВД). По результатам проведенных исследований рассчитывается максимально допустимая депрессия для данного продуктивного горизонта и для месторождения в целом. На рисунке 7 представлена блок-схема определения максимальной и минимальной депрессии при освоении и испытании скважин.

Рис.7 Схема определения максимальной и минимальной депрессии.

Проектируемое значение максимальной депрессии ограничивается:

Расчетными значениями прочности обсадной колонны Перепадом давления, обеспечивающим прочность цементного кольца.

Перепадом давления, обеспечивающим сохранность продуктивного пласта от разрушения Корректировка максимальной депрессии осуществляется при проведении контрольных измерений с учетом факторов, предотвращающих подтягивания конуса выноса пластовых вод и обеспечивающих сохранения условий фазовых равновесий пластовых флюидов, а также прочностными и коллекторскими характеристиками продуктивного пласта.

Минимальная депрессия при проектировании работ по освоению скважин определяется противодавлением столба бурового раствора, воздействующего на пласт при его вскрытии в процессе бурения.

Фактически минимальная депрессия при вызове притока из продуктивного пласта определяется началом регистрации притока пластового флюида на устье скважины.

В первой части данной главе проанализированы практически все способы, технологии и применяемое при этом оборудование для вызова притока жидкости из пласта. Способы, технологии, применяемое оборудование систематизированы в таблицах 3, 4 [22].

Из проведенного анализа можно сделать следующие выводы:

Существующие процессы получения притока жидкости из пласта трудоемки, энергозатратны и не всегда достаточно эффективны.

Их реализация требует применения специального, дефицитного и дорогостоящего оборудования, в том числе передвижных, компрессоров высокого давления, азотных установок АГУ-8К, насосных агрегатов, мощных электростанций, специальных химических реагентов, жидких агентов, специальных емкостей и т. д. Многие способы загрязняют окружающую среду, пожаро- и взрывоопасны. Как правило, все способы создают большую репрессию на призабойную зону, что отрицательно сказывается на фильтрационно–емкостных параметрах продуктивного пласта.

Большинство способов из-за отсутствия канала связи не обеспечены современным геофизическим информационным сопровождением с применением компьютеризированных технологий.

Во второй части данной главы проанализированы все существующие способы и технологии свабирования скважин. Рассмотрены различные способы спуска и подъема сваба с целью вызова притока жидкости из пласта и выполняемые при этом задачи. Показаны различные технологические схемы свабирования и способы их выбора, даны рекомендации по выбору параметров свабирования в зависимости от состояния призабойной зоны пласта. Подробно изложен способ определения минимальной и максимальной депрессии на пласт, так как депрессия является одним из самых важных параметров при проектировании работ по опробованию, освоению и исследованию нефтяных и газовых скважин.

Кроме того показано, что современная технология освоения скважин способом свабирования по своим возможностям выгодно отличается от существующих способов вызова притока жидкости из пласта:

Мощность современного подъемного оборудования позволяет поднимать жидкость практически с любых глубин.

Современные спуско-подъемные агрегаты, подземное свабировочное оборудование позволяет снижать уровень жидкости (давление) в скважине как быстро, так и плавно и не создавать репрессию на призабойную зону пласта.

Современное устьевое оборудование обеспечивает безопасность проведения работ и сохранение окружающей среды от загрязнения.

Наличие канала связи (каротажный кабель), цифровых наземных и подземных датчиков, персональных компьютеров, программного обеспечения позволяет организовать информационное сопровождение процесса свабирования на современном уровне.

Данный способ не требует применения дорогостоящего оборудования – насосных агрегатов, компрессоров, установок типа АГУ-8К, мощных электростанций, специальных емкостей и устройств, химических реагентов, жидких агентов и т. д.

Исследование и разработка технических средств освоения скважин способом свабирования с информационным геофизическим сопровождением дистанционными и автономными аппаратными 2.1 История развития и состояние способа освоения скважин свабированием в нефтяной промышленности за период с 1908- 1994 годы История развития способов освоения скважин, технологий, оборудования в основных нефтедобывающих странах (Россия, Румыния и др.) начинается в 80-х годах девятнадцатого столетия. В то время основным способом освоения скважин и добычи нефти был примитивный и непроизводительный способ тартания – подъем нефти из скважин с помощью трубы (желонки), с шаровым клапаном на конце. Тартальная установка (рис.8) представляла собой барабан обычно диаметром 1,2-1,5 м, шкив, стальной канат диаметром порядка 18-20 мм и реверсивную паровую машину. Было замечено, что если диаметр желонки приближался к диаметру обсадной колонны, то такая желонка была гораздо производительней и даже могла вызвать фонтанирование скважины. Некоторые промышленники, желая вызвать фонтан, для усиления всасывающего действия желонки при ее подъеме из скважины, стали укреплять над ней кусок рогожи или войлока, и если скважина выделяла достаточное количество газа, то такой способ откачивания жидкости вызывал более или менее продолжительное фонтанирование. Этот способ постепенно получил название «поршневое тартание»[2]. Первое промышленное поршневое тартание в России было применено на Грозненских промыслах в 1908-1909 годах и сразу дало положительные результаты [2] (см. табл.5).

Из таблицы видно, что по некоторым скважинам при переходе на «поршневое тартание» суточные дебиты увеличились от 2-х до 5-и раз.

(Например: скв. № 4- при тартании желонкой суточный дебит оставлял 13, м3/сут, при поршневом тартании – 40,8 м3/сут; скв № 5 при тартании желонкой – 31,0 м3/сут, при поршневом татртании – 114,1 м3/сут; скв № 1 – при тартании желонкой – 73,4 м3/сут; при поршневом тартании – 163, м3/сут. и т. д.) Постепенно совершенствовалось оборудование, поршни (свабы). Поршни служили несколько месяцев и менялись только манжеты.

По конструкции различали поршни с тарельчатым металлическим клапаном или шаровым, с двумя или тремя бочкообразными манжетами, сжимаемыми резьбовыми нажимными кольцами или пружинами (см. рис.9).

Лишь американский поршень фирмы «Гайберсон-Моверс» [2], который постепенно вытеснил все другие конструкции, имел три эластичных армированных, изготовленных из резины, чашеобразных манжеты, окруженных корзинкой из гибких проволок (см. рис.9).

История разработки этих манжет начинается в США в 1917 году [7], когда некий изобретатель господин Осмин Моверс обратил внимание на водяную скважину, воду из которой качал оригинальный насос. Насос представлял собой древко, (штанга) к которому была прикреплена кожаная манжета. Дело в том, что одной из основных проблем того времени, которая была присуща как водяным, так и нефтяным скважинам было то, что в них быстро происходил вынос песка, что заставляло очень часто поднимать насосы на поверхность для очистки от песка. Осмин Моверс, используя ряд конических манжет, расположенных на штанге через определенные промежутки, с находящимся в каждой манжете шаровым клапаном, разработал насос, который избегал осаждения песка.

Первые успешные испытания манжеты (сваба), изготовленной из коровьих шкур, были проведены в нефтяной скважине в 1917 году на нефтяном месторождении Саратога, Рис 8. Оборудование устья скважины при поршневом тартании.

1-канат; 2, 4-сальник; 3-люк для ремонта и осмотра поршня скв.

Рис.9. Схемы поршней 20-х годов, применяемых на Грозненских нефтяных а- русский поршень ; в- американский поршень; б- поршень со штангой.

штат Техас. Первый патент на манжету из кожи был получен господином Осмин Моверс 23 октября 1920 года, а 3 января 1921 года корпорация «Гайберсон Корпорейшн» подписала с господином Моверсом соглашение о выплате «роялти» за право на изготовление кожаных манжет.

Кожаным манжетам недоставало прочности и устойчивости при подъеме больших столбов жидкости в процессе освоения глубоких скважин.

В конце 1921 года господин Моверс и Гайберсоны изобрели армированную манжету, изготовленную из резины (рис 9В). С тех пор армированные поршни-свабы, изготовленные из резины, выпускаемые компанией «Гайберсон» и заводами других компаний, начали свой путь к огромной популярности в нефтяной промышленности Запада при освоении скважин.

С 1921 по 1985 годы компанией «Гайберсон» и другими фирмами было разработано и запушено в производство более десятка различных модификаций армированных манжет,которые применяются при освоении скважин практически всеми зарубежными нефтяными компаниями. В России в начале развития нефтяной промышленности наибольшее распространение получили поршни с тарельчатыми клапанами (рис.9А), а в 20-е годы – поршни (свабы) компании «Гайберсон».(Рис.9В) В Западной Сибири способ освоения скважин поршнями (свабами) применялся до середины 70-х годов прошлого столетия в разведочных экспедициях Среднего Приобья [5], и число скважин, освоенных свабированием, доходило до 25% от всего объема работ, а производительное время при освоении скважин в некоторых экспедициях возросло до 75% против 30%, когда при освоении применялись другие способы[5]. В силу различных причин в нефтяной промышленности Советского Союза способ освоения скважин с применением поршней (свабов), был вытеснен другим, как тогда считалось белее прогрессивным по тем временам – буферным способом снижения уровня жидкости в скважине (компрессированием).

В массовом порядке этот способ освоения скважин применялся практически на всех нефтяных промыслах России, в том числе и на промыслах Западной Сибири, до середины 90-х годов. К этому времени способ освоения скважин путем снижения уровня жидкости закачкой газа (воздуха) компрессором в затрубное пространство изжил себя морально и физически по нескольким причинам:

1. Физический износ парка компрессорных установок и, в силу создавшихся экономических причин, невозможность его обновить.

2. Официальный запрет «Гостехнадзором» этого способа освоения скважин, как потенциально опасного для жизни и здоровья людей.

3. Резкое возрастание требований государственных органов по охране окружающей среды при добыче нефти и газа.

4. Понимание технической общественностью того, что данный способ освоения скважин является самым неэкономичным и экологически вредным.

Последнее определяется тем, что вытеснение жидкости глушения, с целью понижения ее уровня в скважине для создания на забое скважины давления ниже пластового, и за счет этого получения притока флюида из пласта, происходит за счет создания компрессором на устье скважины высокого давления и последовательного прохождения жидкостью глушения по каналу, образованному обсадной колонной и насоснокомпрессорными трубами (НКТ), т. е. путь увеличивается вдвое, а в движение вовлекаются значительные массы жидкости, на что требуется много времени и энергии. Например, для понижения уровня в скважине с 146-ти мм обсадной колонной на глубину 1000 м. необходимо вытеснить воздухом около 11-12 м3 жидкости глушения, создать давление на устье скважины 10 МПа и затратить на это 8-12 часов. Кроме того, в период вытеснения жидкости глушения создается значительная репрессия и часть жидкости поглощается пластом, что отрицательно сказывается на его фильтрационных характеристиках, а при получении притока часть жидкости глушения смешивается с поступающим пластовым флюидом (нефть, газ, пластовая вода), в результате чего жидкость глушения загрязняется и требует регенерации или полной ее замены.

Применение в последние годы в качестве рабочего агента инертных газов (азот и др.) вместо воздуха могут только улучшить состояние безопасности ведения работ, но не исключают вышеперечисленные недостатки и, кроме того, понижают экономическую эффективность за счет привлечения дорогостоящего дополнительного оборудования и персонала (см. табл. 4).

На основании вышесказанного стало ясно, что к середине 90-х годов (1993-1996 гг.) у нефтяной промышленности России не было альтернативного способа освоения скважин, и российские нефтяные компании стали спешно закупать свабировочное оборудование в США.

Примерно в это же время в России некоторые институты, организации, нефтяные компании, частные лица стали разрабатывать оборудование, поршни (свабы) для освоения скважин способом свабирования. В 1990 году московским институтом ВНИИ был разработан комплекс оборудования для освоения скважин способом свабирования КСС-1.[3](рис10).

Комплекс включал: передвижной агрегат, с основной и вспомогательной лебедками, складной мачтой и кабиной управления, смонтированной на шасси автомобиля высокой проходимости - КрАЗ, устьевое оборудование, состоящее из узла герметизации, тягового органа, лубрикатора, универсального и плашечного превенторов. Скважинное оборудование, в том числе свабы, грузы, шаблоны, складную площадку для работы на устье скважины. Все оборудование в транспортном положении размещается на передвижном агрегате. Он включает установленную на раме основную лебедку с бабиной 3, на которую намотана стальная лента 5, служащая тяговым органом сваба. Между основной лебедкой и кабиной водителя смонтированы электродвигатель 23, гидробак 2 и теплообменник 24 для обогрева кабины оператора 4 и устья скважины за счет тепла, отбираемого от выхлопных газов двигателя автомобиля, или ТЭНов при питании от электросети. Рядом с кабиной оператора, на раме, установлена складная мачта 6 с направляющим роликом для ленты 7. Мачта приводится в рабочее положение гидроцилиндром. Между основанием мачты и основной лебедкой установлена вспомогательная лебедка 22, позволяющая выполнять монтаж и демонтаж рабочей площадки, устьевого оборудования, сборку и разборку грузов сваба и т.п. Для обеспечения устойчивости агрегата и снятия нагрузки с шасси автомобиля в рабочем положении предусмотрены выносные опоры 21. В задней части рамы агрегата помещён бак для сбора утечек. Над баком в транспортном положении крепятся элементы устьевого оборудования, а к его каркасу шарнирно прикреплена складная рабочая площадка 11. Технические характеристики свабировочного комплекса приведены в табл. 5 [3].

При освоении скважина должна быть оборудована устьевой арматурой 17, обвязанной системой сбора или емкостью. Если возможно проявление скважины в процессе освоения, то на выкидной линии устанавливается запорная задвижка с дистанционным управлением 12. До освоения в скважину спускают колонну НКТ 13 с ограничительной муфтой или клапаном 16 на нижнем конце. Агрегат 1 устанавливают относительно мачты так, чтобы при поднятой мачте ось тягового органа совпадала с осью скважины. Затем с помощью вспомогательной лебедки устанавливают рабочую площадку 11, на устьевой арматуре монтируют плашечный 18 и универсальный 9 превенторы и спайдер 19. Используя вспомогательную лебедку, в скважину поочередно спускают грузы 15, удерживая их при соединении спайдером. Затем к грузам присоединяют предварительно введенный в лубрикатор 20 сваб 14, соединенный с тяговым органом стальной лентой, пропущенной через установленный на лубрикатор сальник 8. Во время присоединении сваба к грузам лубрикатор поддерживают в приподнятом состоянии вспомогательной лебедкой. Затем лубрикатор устанавливают на спайдер, герметизируют соединения, подключают сальник и превенторы к гидросистеме агрегата, а линии утечек сальника, излива из устьевого оборудования - к емкости сбора.

Рис.10 Схема комплекса оборудования для свабирования скважин – КСС- [3] :

1. – авт. КРАЗ; 2- гидробак ; 3-основная лебедка с бабиной; 4-кабина оператора; 5- тяговый орган(стальная лента); 6- складная мачта; 7направляющий ролик для ленты; 8-сальник; 9-превентор универсальный;

10-манометр; 11-рабочая площадка; 12-запорный орган с дистанционным управлением; 13-колонна НКТ; 14-сваб; 15-грузы; 6-ограничительная муфта или клапан; 17-устьевая арматура; 18-превентор плашечный; 19спайдер; 20-лубрикатор; 21-выносные опоры; 22-лебедка вспомогательная;

23-электродвигатель; 24-теплообменник для обогрева кабины оператора.

Технические характеристики свабировочного комплекса КСС-1 [3] Тяговое усилие основной лебедки (при минимальном диаметре навивки), кН Скорость подъем (спуска) От 0,1 до сваба, м/с Скорость подъема (спуска) До 0, крюка вспомогательной лебедки, м/с Тяговый орган сваба 50х (0,8+1,2) Стальная лента сечение в мм Вместимость бобины основной лебедки (при толщине ленты 0,8 мм), м Максимальная мощность, потребляемая от двигателя автомобиля, кВт вспомогательной лебедки, т Рабочее давление устьевого оборудования, МПа Диаметр проходного канала устьевого оборудования, мм Масса комплекта грузов, кг Размер пола складной 1500х площадки, мм площадки, мм транспортном положении, м Масса комплекса, кг Приток из пласта вызывают снижением уровня жидкости глушения в скважине путем циклического подъем ее свабом. При этом периодически эхолотом или волномером контролируют уровень в скважине и отбирают пробы поднимаемой жидкости из выкидной линии. Процесс ведут до достижения стабильного притока жидкости из пласта, о чем судят по анализу состава отбираемых проб и поведению уровня в скважине при заданном режиме откачки. При необходимости выполняют пробные откачки на различных режимах. В случае проявления скважины, на что указывает ослабление натяжения тягового органа и возрастание давления в скважине, контролируемого по манометру 10, перекрывают запорную задвижку с дистанционным управлением 12 на выкидной линии. При этом скважина фонтанирует в выкидную линию по затрубному пространству. Затем сваб поднимают, приоткрывая при необходимости (в случае чрезмерного усилия на тяговом органе из-за большого сопротивления движению сваба) запорную задвижку на выкидной линии. По окончании процесса освоения сваб и грузы поочередно извлекают из скважины через лубрикатор с использованием универсального превентора и спайдера без разгерметизации скважины.

Плашечный превентор 18 при необходимости используют, для герметизации скважины при спущенном в нее на ленте свабе, например, при устранении возникших неожиданно нарушений уплотнений в соединениях или других неисправностей в устьевом оборудовании. При освоении скважины с низким пластовым давлением возможна упрощенная компоновка устьевого оборудования, состоящая из спайдера и сальника.

Освоение скважин с помощью свабировочного комплекса КСС-1 имеет следующие преимущества:

1. безопасность для обслуживающего персонала;

2. исключение загрязнения окружающей среды;

3. возможность в широком диапазоне и плавно менять депрессию на 4. возможность освоения скважин с высоковязкими и серосодержащими 5. меньшие энергозатраты (по сравнению с компрессорным способом);

6. меньшие трудоемкость, материалоемкость, число единиц привлекаемой техники (см. табл.4), по сравнению со способами снижения плотности жидкости глушения, например пеной или способом снижения уровня азотными установками;

7. возможность освоения скважин, продуктивные пласты которых сложены слабосцементированными песчаниками, что характерно для большинства продуктивных пластов Западной Сибири;

Опытный образец комплекса был испытан на скважинах ПО «ТАТНЕФТЬ», ОЭНГДУ «Татнефтебитум»[3] и принят межведомственной комиссией. С его применением осваивали скважины в «Главтюменьнефтегазе», в частности использовали при осуществлении гидроразрывов пластов совместно с фирмой «Канадиан Фракмастер».

Таким образом, видно, что созданный в те годы отечественный свабировочный комплекс обладал многими преимуществами перед другими способами освоения скважин. К недостаткам комплекса надо отнести отсутствие контрольно-измерительной аппаратуры, отсутствие линии связи с подземным оборудованием (свабом), отсутствие скважинных датчиков, контролирующих поступления притока жидкости из пласта, что не позволяло выдавать нефтяникам оперативно количественные гидродинамические и геофизические параметры продуктивных пластов.

В 1993 году в ОАО «Пурнефтегаз» для поиска и внедрения новых передовых технологий добычи нефти, методов интенсификации притока и освоения скважин, ремонтно-изоляционных работ было создано ОАО «Нефтеимпульс». В 1995 году специалистами этого общества была разработана и испытана тросовая установка [4] ЛСГМ-40/35 для освоения скважин методом поршневания (свабирования). В качестве поршней использовались отечественные свабы различных конструкций (с резиновым уплотняющим элементом, цельнометаллические). Работы на тросовой установке при освоении скважин показали ее большую эффективность, однако из-за конструктивных недостатков ее внедрение было прекращено.

Из сказанного видно, что разработанной в 1995 году установке ЛСГМ-40/ по освоению скважин способом свабирования присущи те же недостатки, что и комплексу КСС-1, разработанному в 1990 году.

В 1995-1996 гг. в ПО «Удмуртгеология» была разработана и освоена производством в г.Ижевске отечественная конструкция плашечного сваба, который применялся совместно с каротажным подъемником.

На рис.11 [5] показаны основные технические узлы и оборудование, обеспечивающие технологию свабирования. Сюда входят: каротажный подъемник ПКС-5 и устьевое оборудование, включающее в себя лубрикатор 1, фонтанную арматуру 2, посаженную на эксплуатационную колонну 3, насосно-компрессорные трубы 4, каротажный кабель 5, сваб 6, груз 7.

Эксплуатационная колонна 3 в интервале продуктивного пласта 9 имеет перфорационные отверстия 8. Спуск и подъем сваба производится с помощью каротажного подъемника на геофизическом кабеле. Глубина погружения сваба под уровень жидкости, из соображения допустимого усилия нагрузки в узле заделки кабеля, достигающего 3 т, не превышает – 550 м. Как видно в предложенной технологии освоения скважин свабированием на первом этапе каротажный кабель использовался в качестве троса.

В 1994-1995 годах в ОАО «Нижневартовскнефтегаз», ОАО «Варьеганнефтегаз» для освоения скважин применялись свабировочные агрегаты западных компаний. Свабировочные агрегаты западных компаний представляли собой самоходное шасси, на котором смонтирована лебедка с механическим приводом и подъемной мачтой. В комплект входит устьевое и подземное оборудование. Тяговым органом служил канат диаметром 12- мм. На агрегате отсутствовали какие-либо приборы, контролирующие процесс свабирования (кроме датчика натяжения троса), и поэтому контроль производился визуально операторами (2чел.). Например, после опускания сваба с грузами в скважину оператор по провисанию троса определяет уровень жидкости и делает запись в журнале. После этого оператор опускает сваб на глубину, которая рассчитана с учетом подъема флюида, равного по объему 1 куб. метру (по таблице), останавливается, делает запись в журнале и плавно начинает подъем, а второй оператор у приемного резервуара наблюдает вытекание скважинного флюида. Затем замеряется уровень в резервуаре, записывается в журнал, и процесс повторяется.

Рис. 11. Схема технологии свабирования с применением каротажного подъемника[5] :

1-лубрикатор; 2-фонтанная арматура; 3-обсадная колонна; 4-НКТ; 5-трос каротажный кабель); 6-сваб; 7- интервал перфорации, 8- емкость для слива скважинной жидкости, 9- каротажный подъемник.

2.2 Исследование и проведение опытно-экспериментальных работ при разработке технических средств свабирования скважин с геофизическим Опытно - экспериментальные работы:

1. Исследование и разработка основного рабочего элемента «сваба» манжеты.

2. Исследование и разработка подземного свабировочного оборудования (оснастки) для вызова ( понижения уровня в скважине) притока жидкости из пласта.

3. Разработка устьевого оборудования для свабирования скважин.

4. Исследование и разработка технического обеспечения и технологии геофизического информационного сопровождения свабирования скважин автономными аппаратными комплексами.

5. Исследование и разработка технического обеспечения и технологии геофизического информационного сопровождения свабирования скважин дистанционными аппаратными комплексами 2.2.1Экспериментальные работы при исследовании, разработке и Так как одним из главных главным элементов оборудования для вызова притока жидкости из пласта является поршень (манжета) и на момент проведения исследований практически не существовало серийного производства отечественных манжет ( и не существует до настоящего времени), то основной упор в экспериментах был сделан на изучение образцов западных фирм («Гайберсон» и др).

Были изучены [7], [8] и изготовлены образцы (копии) 3-х видов манжет: «ТА», «HRR», «UF» (см. табл.7). На основании изучения образцов различных манжет были разработаны основные требования к рабочему элементу сваба – манжете:

Манжета должна выдерживать при подъеме жидкости из Манжета должна свободно проходить в НКТ при изменении ее диаметра на 1-2 мм и смещении относительно центра фонтанной Манжета должна быть изготовлена из нефтестойкого материала;

Манжета должна сохранять прочностные характеристики в интервале температур от –40 до + 100 градусов Смена манжет должна производиться за 1-2 мин Манжета должна сохранять достаточный коэффициент свабирования не менее чем в 100 спусках под уровень жидкости Манжеты «TA», «HRR» были изготовлены из следующих материалов резины, фторопласта, капролона со стальным цилиндром внутри. Манжета типа «UF» была изготовлена из резины и армирована стальными прутьями.

Все манжеты были испытаны на скважинах и получены следующие результаты:

Изготовленные из резины манжеты типа «ТА», «HRR» после 2-х спусков под уровень жидкости (плотность жидкости = 1,01 г/см3) на глубину м - разрушились (деформировались).

Изготовленные из фторопласта и капролона манжеты «ТА» «HRR» не разрушались и после многократных спуско-подъемов на глубину 300 м, но вынос жидкости составлял всего 300 литров, при теоретическом 900.

Манжета типа «UF», изготовленная из армированной резины, при испытании показала хорошие результаты: при глубине спуска под уровень жидкости 300 м вынос жидкости составил после первого спускаподъема 800 литров, при теоретическом 1000. Однако в дальнейшем наладить массовое производство этой манжеты с хорошим качеством на российских предприятиях не удалось, кроме того себестоимость изготовления была достаточно высокой.

В 1996 году по ТЗ, составленным под руководством соискателя, в ОАО НПФ «Геофизика» был разработан и изготовлен металлический сваб С- (см, рис. 12).

Основное его отличие от западных образцов состояло в металлическом узле перекрытия сечения НКТ. Узел металлического перекрытия состоял из 4-х плашек (4), две из которых нижние и две верхние. Плашки в собранном виде сопрягаются между собой по скошенным, под углом 450, плоскостям. У нижних плашек две плоскости обращены вверх, у верхних - вниз. Сверху и снизу плашки имеют хвостовики с отверстиями, через которые пропускают стяжные пружинные кольца (9). При движении сваба вниз плашки узла металлического перекрытия перемещаются относительно друг друга по скошенным плоскостям в вертикальном направлении и одновременно в радиальном до диаметра равного 58 мм. Этим самым создается радиальный зазор между свабом и внутренней стенкой НКТ, диаметр которой 62 мм.

При движении сваба вверх за счет давления столба жидкости плашки совмещаются в одну плоскость и выдвигаются до диаметра 61,5 мм, практически полностью перекрывая проходное сечение НКТ. Любые неровности или выступы не приведут к заклиниванию сваба, т. к. плашки имеют возможность смещаться к центру. Для полной герметизации сваб имеет резиновую уплотнительную манжету (5) с наружным диаметром мм и с внутренней конусной поверхностью, которая в рабочем положении прижимается к сопрягаемой конусной поверхности на корпусе. Для возвращения плашек в транспортное положение служат стяжные пружинные кольца (9), свиваемые из стальной проволоки. Сваб данной конструкции прошел испытание на нескольких скважинах и наряду с положительными качествами – прочность, возможность погружать под уровень жидкости на большую глубину (до 500 м и о более),показал низкую производительность при подъеме жидкости на устье скважины. При погружении сваба под уровень на глубину 300 метров- вынос жидкости на поверхность был в два раза ниже, чем при использовании манжет западных фирм, кроме того, при испытаниях были случаи не прохождения сваба в устьевой арматуре НКТ. В таблице № 8 представлены результаты испытаний манжет различных конструкций российских, западных фирм и изготовленных из различных материалов соискателем. Из таблицы № 8 видно, что наилучшие результаты показали металлический сваб ( г. Ижевск) и манжета западной фирмы «Гайберсон».

Примерно в эти годы стали появляться патенты российских изобретателей (табл. 9.) на различные конструкции поршней (свабов), но в массовое производство ни одна конструкция не была освоена российскими предприятиями, поэтому из практических соображений было принято решение- исследования по разработке отечественных манжет прекратить, а на производстве использовать манжеты западных образцов. С этой целью были изучены манжеты [7] [8] нескольких западных фирм- «Гайберсон», «Петро Раббер Продактс, Инк» и др., Из всей выпускаемой номенклатуры манжет были отобраны наиболее подходящие под условия разработки месторождений в Нижневартовском нефтяном регионе : (с учетом глубины скважин, применяемых НКТ, состава жидкости глушения, температуры поступающего из пласта флюида, температуры на устье скважин в зимний период, наклона ствола скважины и т.д.) Для подбора в практике различных типов выпускаемых манжет, с учетом скважинных условий, используются три таблицы (табл. 7,10,11). [7], [8] Таблица 7 позволяет правильно выбрать манжету в зависимости от нагрузки и скважинных условий, в таблице 10 дается описание и назначение основных типов манжет, таблица 11 служит для сравнения однотипных манжет различных западных компаний. В настоящее время на производстве используются в основном манжеты типа »UF», «TUF», « J» и редко типа «MV». После изучения и проведения экспериментов по разработке манжет Таблица выбора типа манжет фирмы «Гайберсон» для НКТ в зависимости от нагрузки – высоты столба жидкости над манжетой.

манжеты столба (нагрузка):

0-76м 61-305 м 244-610 м Условия в скважине:

стенке НКТ пластиковыми покрытиями внутри меньшего размера*** Рис12 Российский металлический сваб - С-58.

Результаты испытаний манжет, различных конструкций.

Глубина Глубина Объем извлекаемой жидкости, л Коэффициент Металлический сваб диаметром –58 мм (разработка НПФ «Геофизика» (г. Уфа) Резиновые свабы типа «ТА», «HRR» (разработка соискателя, г Нижневартовск) Сваб типа « UF», изготовленный из армированной резины (раз-ка соискателя ) Российские патенты на способ и устройства освоения скважин свабированием.

Устройство для освоения 09. 10. 1999 г. Е21В43/25 Шагаев Г. Х.

Назначение основных типов манжет, рекомендации.

Манжета Так называемая «эффективная» манжета Рекомендуется для Манжета-«J» Так называемая «устойчивая» к Рекомендуется для Манжета-«UF» Это также основная манжета для работы Рекомендуется для Манжета «TUF» Это так называемая «прочная» манжета Рекомендуется для Манжета»MV» Так называемая манжета для «песка и Рекомендуется для Манжета «ТА» Так называемая «тщательная манжета» Рекомендуется для Манжета «GW» Так называемая манжета «до последней Рекомендуется для Маркировка однотипных манжет западных компаний № Тип манжет/компания «Петро Раббер «Гайберсон «Белл/Регал» «Ойл проволочным каркасом,универсальн.

для любой нагрузки и любой скорости подъема резины со стальным стаканом (или алюминиевым) нагрузки, целиком из резины со стальным стаканом (или алюминиевым) целиком из резины со стальным стаканом (или алюминиевым) нагрузки, целиком из резины со стальым стаканом (или алюминиевым) 2.22. Исследование, разработка и испытание макетных образцов подземного оборудования (оснастки) для вызова притока жидкости из пласта.

Обоснование и концепция разработки подземного свабировочного оборудования При разработке конструкции подземного свабировочного оборудования для снижения уровня жидкости в скважине исходили из следующих требований:

конструкция должна быть достаточно простой и изготовляться геофизическом приборостроении;

конструкция должна быть достаточно прочной, что бы выдерживать значительные нагрузки и вибрации при подъеме жидкости с забоя скважины на устье в течение достаточного конструкция при движении по НКТ наклонно направленных скважин должна автоматически адаптироваться к изменяемому конструкция должна быть достаточно тяжелой, чтобы развивать значительные скорости при спуске и в то же время вес должен быть таким, что бы имела возможность позволять загружать устройство в лубрикатор вручную;

конструкция должна быть оптимальной длины, что бы помещаться в стандартный лубрикатор, применяемый на конструкция должна иметь наружный диаметр, позволяющий проводить спуско подъемные операции в НКТ диаметром 1.Под руководством соискателя с учетом существующих патентов и выработанных требований были разработаны и изготовлены два макетных образца свабов различной конструкции и проведены скважинные испытания.

Первый макетный образец подземного оборудования для вызова жидкости из пласта состоял из следующих элементов (Рис. 13А) : 1- головка, 2-груз, 3шток с упором. На штоке крепилась манжета. Все элементы устройства соединялись между собой жестко, посредством резьбовых соединений. Для смены манжеты шток отсоединялся от груза путем отворота. Конструкция была простой в изготовлении, но при скважинных испытаниях были выявлено множество недостатков.

Второй макетный образец (Рис.13Б) представлял собой сложную конструкцию (элементы конструкции могли свободно вращаться вокруг своей оси и адаптироваться к профилю НКТ) в изготовлении, но при проведении скважинных испытаний по всем предъявляемым параметрам оказался более эффективным и надежным в работе.

При испытании выявлялись достоинства и недостатки каждой из конструкций, оптимальные скорости спуска и подъема оборудования, затраченное время на смену манжет, затяжки, оборывы и т.д. Результаты скважинных испытаний представлены в таблице Из таблице видно, что образец №2 более эффективен при вызове жидкости из пласта.

Этот образец (рис. 13Б) и был принят за основу. На основе этого образца в 1994 году были изготовлены первые 4 комплекта подземного свабировочного оборудования.. Комплект подземного свабировочного оборудования (сваба) состоит из следующих элементов:

Головка сваба предназначена для крепления сваба к тяговому органу – геофизическому кабелю и выполняется в виде стандартной приборной геофизической головки.

Вертлюг предназначен для придания вращения основной конструкции сваба вокруг своей оси, что с одной стороны гасит реактивную составляющую кабеля, улучшает прохождения сваба при спуске, а с другой стороны снижает износ манжеты при подъеме;

Груз предназначен для придания достаточного веса всей конструкции с целью улучшения прохождения сваба при спуске;

Замок сваба предназначен : для крепления штока к основной конструкции, для быстрого отсоединения штока и смены изношенной манжеты на новую манжету, для адаптирования манжеты и штока к Шток предназначен для крепления манжеты к замку сваба.

Переходник выполнен в виде стандартного геофизического фонаря и предназначен для крепления головки.