Отчет по практике на Усинсоком месторождении

Принципиально эксплуатационные забои скважин можно классифицировать следующим образом:

− открытый забой без фильтра;

− открытый забой с фильтром;

− закрытый забой без фильтра;

− закрытый забой с фильтром.

Закрытый забой, в отличие от открытого, предполагает наличие против продуктивного пласта зацементированной обсадной колонны. В качестве  обсадной колонны здесь может выступать хвостовик, если он зацементирован. Под фильтром здесь понимается какое-либо устройство, находящееся на забое (изготовленное на поверхности или на забое скважины) с целью ограничения разрушения слабосцементированных пород продуктивного пласта и предотвращения выноса в скважину частичек породы пласта.

Одной из составных частей качественной подготовки скважин к эксплуатации является правильный выбор конструкции эксплуатационного забоя для каждой конкретной скважины. На выбор конструкции эксплуатационного забоя оказывают влияние многие факторы. Основными из них являются:

− тип, состав и степень однородности породы пласта;

− тип порового пространства породы;

− устойчивость породы к разрушению;

− величина проницаемости породы;

− наличие или отсутствие подошвенных вод или газовой шапки;

− наличие или отсутствие близко расположенных других напорных пластов;

− технология разбуривания продуктивного пласта.

Применение открытого забоя целесообразно, если порода пласта однородная и прочная. Если порода прочная, но неоднородная, то уже следует применять закрытый забой.

 

2.4     Освоение  скважин

 

2.4.1  Технология вызова  притока

 

Вызов притока − основная операция освоения эксплуатационных скважин. После перфорации продуктивная толща пласта находится под репрессией столба жидкости или раствора. Это может быть чистая  вода  или  специально приготовленный раствор поверхностно-активных веществ (ПАВ), или буровой раствор.

В основе применения всех способов вызова притока лежит принцип снижения давления на забое скважины ниже пластового, а также создание такой минимальной величины депрессии, при которой начинается приток из пласта в скважину. В этом и заключается сущность вызова притока. Уменьшение давления на забое скважины может быть достигнуто двумя путями: или снижением плотности раствора, заполняющего скважину; или понижением уровня раствора в обсадной эксплуатационной колонне (уменьшением столба раствора).

Условия вызова притока из пласта существенно влияют как на успешность освоения, так и на дальнейший технологический режим эксплуатации, эффективность и надёжность работы скважины. Величина пластового давления, характер и степень снижения проницаемости породы ПЗП, состав и свойства продуктивных пород, степень сцементированности пород, степень неоднородности пласта, состав и свойства флюидов, наличие или отсутствие газовой шапки, подошвенных и посторонних высоконапорных вод, техническое состояние обсадной эксплуатационной колонны и цементного камня − вот те основные факторы, которые следует тщательно рассмотреть при решении вопроса о выборе способа и технологии вызова притока.

Исключительно важное значение следует придавать также решению вопроса о величине и скорости изменения (динамике) депрессий при вызове притока. Величина депрессии и ее динамика должны определяться типом порового пространства (гранулярный, трещинный) коллектора, составом и свойствами флюидов, устойчивостью коллектора, фильтрационными свойствами породы пласта, характером и степенью снижения проницаемости породы призабойной зоны, а также некоторыми другими факторами. При прочих одинаковых условиях в устойчивых коллекторах величина депрессии может быть большей и достигаться более быстро, в слабосцементированных или трещинных − небольшой и медленно нарастающей. Для газовых пластов величина депрессии должна быть существенно меньше, чем в случае нефтяных. Большие депрессии часто являются причиной существенного ухудшения сцепления цементного камня с обсадной эксплуатационной колонной и с породой пласта, особенно в интервалах глин и песчаников, размытых при бурении.

Принято выделять следующие основные самостоятельные способы вызова из пласта в скважину:

− тартание;

− поршневание;

− последовательная замена скважинного раствора на рабочие агенты (в том числе пены) меньшей плотности;

− компрессорный;

− применение скважинных насосов.

 

2.4.2   Результаты гидродинамических  исследований скважин

 

Без проведения гидродинамических исследований скважин невозможно:

– узнать продуктивную характеристику удаленной и призабойной зон пласта и самой скважины;

– принять обоснованное решение о необходимости применения методов воздействия на призабойную зону пласта;

– количественно оценить гидродинамический результат проведенных методов воздействия на ПЗП;

– узнать потенциальную продуктивность скважины;

– принять обоснованное решение об установлении нормы отбора из пласта, чтобы установить технологический режим ее эксплуатации.

Гидродинамические исследования желательно дополнять термодинамическими. Дело в том, что обработка результатов термодинамических исследований скважин позволяет также определять фильтрационные параметры пластовой системы. Однако, этот вид исследований скважин на промыслах не получил должного распространения. Обычно ограничиваются замерами температуры по длине скважины или определением максимальной температуры в точке нахождения скважинного манометра во время гидродинамических исследований скважин.

Очень важно провести исследования профиля притока в добывающих скважинах и исследования профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Применение дебитомеров (расходомеров) даст важную информацию о действительно работающих интервалах по толщине вскрытого в этой скважине пласта, о долевом участии каждого интервала, о результатах применяемых методов воздействия на забой и призабойную зону пласта.

Задачей гидродинамических методов исследования скважин является изучение коллекторских, фильтрационных, геометрических и других свойств проницаемых пластов и продуктивных характеристик скважин. По результатам гидродинамических исследований скважин можно определить:

– режим работы пласта;

– режим фильтрации (линейный или нелинейный) жидкости и газа в пласте;

– коэффициент продуктивности скважины;

– коэффициент гидропроводности пласта;

– коэффициент подвижности (отношение проницаемости пласта к вязкости флюида);

– коэффициент проницаемости пласта;

– коэффициент гидродинамического совершенства скважины;

– коэффициент пьезопроводности пласта;

– положение межфлюидальных разделов в пласте;

– строение пластов и другие параметры.

На промыслах страны наибольшее распространение получили два метода исследования:

– исследование скважин на установившихся режимах работы (снятие индикаторной диаграммы); 

– исследование скважин на неустановившихся режимах работы (снятие кривой восстановления забойного давления).

В принципе, эти методы применимы для любой категории эксплуатационных скважин, меняется только технология проведения исследования и методика обработки результатов исследований.

Сущность исследования скважин на установившихся режимах работы заключается в замерах дебита и забойного давления скважины на нескольких (не менее трех) установившихся режимах ее работы. Изменение режима работы скважины достигается за счёт изменения забойного давления.

За установившееся состояние работы скважины принимается такое состояние, когда изменением величины дебита скважины и изменением величины давления на забое практически можно пренебречь. Время установления нового режима в зависимости от конкретных условий колеблется в широких пределах (от десятков минут до нескольких суток). Таким образом, считается, что при установившемся режиме работы скважины приток жидкости из пласта в скважину постоянен во времени.

Замеры дебита скважины осуществляются мерником или другими, более совершенными, замерными устройствами (тахометрическими расходомерами, лопастными счетчиками, щелевыми расходомерами, дебитомерами объемного типа и т. д.). Одновременно с замерами дебита измеряется забойное давление скважинными манометрами. В процессе исследования величина пластового давления считается постоянной.

При фонтанном способе эксплуатации изменение режима работы скважины достигается за счёт изменения противодавления на устье путем изменения диаметра дросселя (штуцера). При газлифтном способе эксплуатации изменение режима работы скважины достигается изменением расхода рабочего агента или созданием различных противодавлений на устье.

Изменение режима работы скважины, оборудованной штанговым скважинным насосом, обычно достигается следующими способами:

– изменением длины хода полированного штока;

– изменением числа качаний станка-качалки;

– одновременным изменением числа качаний и длины хода полированного штока.

При эксплуатации скважин электроцентробежными или электровинтовыми насосами изменение режима осуществляется или с помощью дросселя на устье скважины, или путём изменения числа оборотов электродвигателя.

По результатам замеров дебита и забойного давления на установившихся режимах работы скважины строится индикаторная диаграмма.

Метод исследования скважин на установившихся режимах работы прост в осуществлении как самого процесса исследования, так и в отношении методики обработки замеренных в процессе исследования параметров.

Сущность исследования скважин на неустановившихся режимах работы заключается в измерении изменяющегося давления либо на устье, либо на забое возмущающей или реагирующей скважины. Давление на устье замеряется образцовыми манометрами, давление на забое замеряется скважинными абсолютными или дифференциальными манометрами. Данный вид исследования реализуется на промыслах обычно в виде метода снятия кривой восстановления давления на той же скважине, на которой изменяется режим работы. Поэтому этот метод иногда называют самопрослушиванием скважины, поскольку измерение изменения давления ведется на той же скважине, на которой изменяли дебит.

При оперативном контроле процесса добычи на промысле, наряду с замерами дебитов и обводненности, отслеживались динамические и статические уровни флюида в скважинах. Волнометрические и эхометрические исследования применялись в ходе проведения ремонтных работ с целью определения уровня жидкости в длительно простаивающих скважинах или при освоении вводимых в эксплуатацию скважин. Осуществлялся термо- и физико-химический контроль извлекаемой на поверхность жидкости. Промыслово-геофизическим контролем разработки решались задачи по выяснению  технического состояния скважин эксплуатационного фонда (в том числе паронагнетательных) и задачи оценки вовлечённости продуктивного разреза  в разработку. С помощью геофизической аппаратуры  выполнялись все ещё редкие гидродинамические исследования по определению продуктивных и фильтрационных характеристик продуктивных пластов.

 

2.4.3   Установление технологического  режима эксплуатации скважин

 

Технологический режим эксплуатации скважины − это дебит, состав продукции, давление и температура на устье скважины. В технологический режим также включаются параметры работы оборудования, которое обеспечивает тот или иной способ эксплуатации скважины (давление закачки и количество закачиваемого в скважину газа, например, при газлифтном способе эксплуатации, число качаний в минуту и длина хода полированного сальникового штока при эксплуатации нефтяных скважин штанговыми скважинными насосами и т. п.). Установленные на устье параметры технологического режима эксплуатации определяют условия движения продукции скважин от устья до забоя и условия притока флюида в добывающую скважину (или условия приемистости скважины нагнетательной).

После получения устойчивого притока из пласта скважина должна некоторое время поработать, чтобы произошла самоочистка призабойной зоны и ствола скважины от оставшегося загрязняющего материала. Диаметр дросселирующего устройства фонтанирующей скважины выбирается с таким расчётом, чтобы не возникло чрезмерно большой депрессии и не началось разрушение скелета пласта и цементного камня. Продукция скважины при самоочистке направляется в специальные сборные ёмкости. Длительность режима самоочистки зависит, в основном, от дебита скважины, состояния призабойной зоны и забоя и обычно не превышает длительности рабочей смены, а в высокодебитных скважинах − двух часов. При самоочистке необходимо вести постоянный контроль за составом продукции скважины, величиной устьевого давления, величиной дебита скважины. Стабилизация этих показателей указывает на окончание режима самоочистки.

После самоочистки приступают к исследованию скважины гидродинамическими и другими методами со спуском глубинных манометров. Гидродинамические исследования проводятся с целью определения параметров пласта и продуктивных характеристик скважин. Сначала исследуют скважину на установившихся режимах работы. Исследование проводится на четырех-восьми режимах, начиная с минимального дебита скважины (прямой ход). Затем скважина исследуется на режимах с уменьшающимися дебитами (обратный ход). По результатам строятся индикаторные диаграммы и выявляется оптимальный режим притока, т.е. норма отбора из пласта. Далее проводится замер дебита на выбранном оптимальном установившемся режиме и регистрируется КВД. По результатам исследований делают оценку степени гидродинамического совершенства.

После проведённых исследований скважина пускается в эксплуатацию. Первые две-три недели необходимо вести постоянный контроль за составом продукции и основными показателями технологического режима эксплуатации скважины.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3   ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ  РАЗРАБОТКИ ПЕРМО-КАРБОНОВОЙ ЗАЛЕЖИ УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 

Проектный фонд добывающих и нагнетательных скважин в целом по залежи  - 2527 скважин.

По состоянию на 01.01.05 г. на залежь пробурено 1097 скважин, в т. ч. 759 скважин -  в восточной зоне, 338 скважин -  в западной.

  Действующий фонд добывающих скважин по сравнению с 2003 г. увеличился на 32 ед. и составил 572 (66 % от эксплуатационного фонда добывающих скважин), из них 28 нагнетательных (по назначению) скважин, находится временно в отработке на нефть. В восточной  и западной зонах действующий фонд добывающих скважин составил 464 и 108 ед. соответственно. Значительная часть добывающих скважин на залежи (43 % от всего фонда) простаивает, находясь в бездействии и консервации, в основном, из-за высокого обводнения продукции.