Репрессия и депрессия

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Однако репрессии не сломили социал-демократическую партию, деятельность которой была перестроена применительно к условиям нелегального существования: за границей издавался центральный орган партии — газета Социал-Демократ и регулярно собирались партийные съезды ( 1880, 1883 и 1887); в Германии, в подполье, быстро возрождались социал-демократические организации и группы, во главе которых стоял нелегальный ЦК. Одновременно партия широко использовала легальные возможности для укрепления связи с массами, ее влияние непрерывно росло: число голосов, поданных за социал-демократов на выборах в рейхстаг, увеличилось с 1878 по 1890 год более чем в три раза. [31]

При репрессии на пласт ( избыточном забойном давлении), превышающей уровень касательных напряжений, происходит разрыв пласта — деформация разрушения стенки скважины. [32]

При репрессии на пласт в призабойной зоне продуктивного пласта образуется блокирующая зона, состоящая из пристенной кольматационной ( толщиной до 5 — 1 5 мм) и инфильтраци-онной ( радиусом до 300 — 1000 мм) зон. Чем больше репрессия на пласт ( а также водоотдача бурового раствора и время контакта его с продуктивным пластом), тем более мощная блокирующая зона образуется при первичном вскрытии пласта. [33]

Как репрессии 1935 — 1937 гг., так и репрессии послевоенного времени-1949 — 1950 гг. были совершены или по прямым указаниям Сталина, или с его ведома и одобрения. Какой огромный вред стране нанесло это истребление кадров, ставшее возможным только в условиях безудержного господства во всей жизни культа личности Сталина. [34]

При репрессии пласт перфорируют без герметизации устья, так как скважину заполняют плотной жидкостью, предотвращающей фонтанирование. Такая перфорация является наиболее простой, но может снизить проницаемость пласта и, следовательно, производительность скважины. Поэтому перфорацию при репрессии рекомендуют применять в хорошо проницаемых и малозагрязненных пластах, способных самоочищаться при дальнейшей эксплуатации. Желательно, чтобы скважинная жидкость достаточной плотности не содержала твердой фазы. [35]

Поскольку репрессия на пласт при вскрытии его перфорацией существенно снижает пропускную способность перфорационных каналов, логично предположить, что для достижения одинакового коэффициента гидродинамического совершенства и, следовательно, одинакового дебита скважины плотность перфорации в случае вскрытия пласта на утяжеленном растворе в условиях репрессии необходимо и достаточно увеличить в несколько раз по сравнению со случаем вскрытия пласта при депрессии. Однако на практике оказывается, что повышение плотности перфорации при вскрытии пласта в условиях репрессии в ряде случаев не обеспечивает достижения производительности скважин, соответствующей перфорации в условиях депрессии. Большую роль здесь играют свойства пласта-коллектора, плотность и физико-химические свойства промывочной жидкости. В условиях депрессии влияние плотности раствора на эффективность вкрытия пласта незначительно. Можно также отметить, что при коэффициенте kc, близком к единице, даже большое увеличение диаметра, длины канала и плотности перфорации не приводит к значительному увеличению дебита. [36]

Кроме репрессии конечным продуктом, характерной для анаболических путей, описан тип репрессии, называемой катаболитной и заключающейся в том, что быстро используемые клеткой источники энергии способны подавлять синтез ферментов других путей катаболизма, участвующих в метаболизировании сравнительно медленно используемых источников энергии. [37]

При репрессии свыше 100 кгс / см2 раскрываются трещины, и в них проникает буровой раствор до тех пор, пока они не наполнятся или пока давление раствора по трещинам не уравняется с противодавлением на пласт. Кроме того, необходимо учесть, что воздействие столба бурового раствора на ПЗП и проникновение его по трещинам во время вскрытия пласта и ожидания освоения скважины происходит в течение длительного времени — от 5 до 30 суток. При освоении скважины в первые часы депрессия на пласт в большинстве случаев выше репрессии от столба бурового раствора, так как при продувке ствола скважины компрессором или при ее поршневании уровень снижается до 0 4 — 0 7 глубины скважины. [38]

При репрессии на пласт в прйзабойной зоне продуктивного пласта образуется блокирующая зона, состоящая из пристенной кольматационной ( толщиной до 5 — 1 5 мм) и йнфильтрационной ( радиусом до 300 — 1000 мм) зон. Чем больше репрессия на пласт ( а также водоотдача бурового раствора и время контакта его с продуктивным пластом), тем более мощная блокирующая зона образуется при первичном вскрытии пласта. [39]

При репрессии следует вскрывать объект, пластовое давление в котором равно гидростатическому или выше него независимо от местонахождения интервала перфорации, в том числе и в прикон-турных ( ВНК, ГНК), а также при наличии в нефти агрессивных компонентов. [40]

Однако репрессии не сломили социал-демократическую партию, деятельность которой была перестроена применительно к условиям нелегального существования: за границей издавался центральный орган партии газета Социал-Демократ и регулярно ( в 1880, 1883 и 1887 годах) собирались партийные съезды; в Германии, в подполье, быстро возрождались социал-демократические организации и группы, во главе которых стоял нелегальный ЦК. Одновременно партия широко использовала легальные возможности для укрепления связи с массами, — ее влияние непрерывно росло: число голосов, поданных за социал-демократов на выборах в рейхстаг, увеличилось с 1878 по 1890 год более чем в три раза. [41]

Политика репрессий , административного надзора и преследований крайне отрицательно отразилась на состоянии библиотечного дела России и привела к упадку публичных библиотек в губернских и уездных городах. [42]

Масштаб репрессий в отношении членов Компартии был значителен: 80 % большевиков с дореволюционным стажем были арестованы. [43]

Нарастание репрессий вело к тому, что ведомство Семена Годунова стало приобретать все более широкие политические функции. [44]

Политика репрессий приводит к тому, что в тюрьмах постоянно содержится большое количество лиц, арестованных за политическую и профсоюзную деятельность. Их число периодически увеличивается за счет новых арестов на короткий срок, к которым обычно прибегают фашиствующие круги, чтобы запугать ка-селение и держать его в напряжении. [45]

www.ngpedia.ru

Вскрытие пластов и бурение на репрессии, депрессии;

Влияние различных промывочных жидкостей на коллекторские свойства пласта. Требование к промывочным жидкостям и применяемые промывочные агенты для вскрытия продуктивного пласта Вскрытие пластов с АНПД и АВПД. Противовыбросовое оборудование устья скважин(самостоятельно)

При сложившейся к настоящему времени практике принципиально существует три основных метода первичного вскрытия продуктивных горизонтов:

1) На репрессии — гидростатическое давление столба промывочной жидкости превышает пластовое.

2) На равновесии — гидростатическое давление столба промывочной жидкости соответствует пластовому.

3) На депрессии — гидростатическое давление столба промывочной жидкости меньше пластового.

На текущем этапе развития техники и технологии основной объем бурения скважин ведется в условиях превышения забойного давления над пластовым. т.е. при репрессии на пласт. В соответствии с требованиями действующих Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [3]. созданное столбом раствора гидростатическое давление на забое скважины должно превышать проектные пластовые давления на величину не менее:

— 10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м):

— 5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1.5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см2 (2.5-3.0 МПа) для более глубоких скважин.

Преимуществом метода вскрытия пластов на репрессии является сравнительная простота его реализации. Т.е. для вскрытия продуктивных горизонтов не требуется никаких специальных технологий или технических средств, для этого достаточно применения стандартного противовыбросового оборудования и успешного регулирования параметров промывочной жидкости.

К недостаткам следует отнести:

— снижение фильтрационно-емкостных свойств пород, слагающих коллектор в прискважинной зоне вследствие проникновения в них дисперсной фазы и дисперсионной среды промывочных жидкостей:

— поглощения промывочных жидкостей под действием перепада давления, действующего со стороны ствола скважины:

— потенциальную опасность возникновения прихватов буритьной колонны вызванных дифференциальным давлением, действующим на стенки скважины против интервалов проницаемых пород:

— снижение механической скорости разрушения горных пород на забое скважины, обусловленное избыточным давлением столба промывочной жидкости.

За рубежом в последнее время при вскрытии высоконапорных пластов с низкой проницаемостью применяют метод бурения с низким давлением (забойное давление ниже пластового). Сущность указанного метода заключается в том. что для промывки забоя подбирается буровой раствор такой плотности, чтобы суммарное давление, создаваемое им. на забой было меньше пластового- В этом случае вскрытие пласта сопровождается притоком пластовой жидкости в скважину. Однако реализация этих условий вскрытия пластов возможна только при наличии надежного устьевого оборудования, способного герметизировать устье скважины при бурении в продуктивном пласте и выдерживать возникающие перепады давления между стволом скважины и поверхностью земли (имеются в виду системы стационарных и вращающихся превенторов). Зарубежный опыт показал, что применение этого метода позволяет получить положительные результаты:

— значительное повышение продуктивности нефтегазонасыщенных пластов:

— сокращение затрат и времени на освоение скважин:

— повышение коэффициента извлечения продукции пластов:

— повышение скорости проходки и ресурса породоразрушающего инструмента:

— предотвращение поглощений бурового раствора:

— снижение вероятности прихватов бурильного инструмента.

studopedia.su

15RosNeft.ru Добыча и транспортировка нефти

Nav view search

Понятие о бурении с депрессией на пласт

Из самого термина следует, что условия депрессии на пласт возникают каждый раз, когда эффективное циркуляционное давление бурового раствора, рабочей жидкости для заканчивания, интенсификации или ремонта скважины (гидростатическое давление столба жидкости плюс давление, развиваемое буровыми насосами при циркуляции или нагнетании жидкости, и сопутствующий перепад давления из-за сил трения) оказывается меньше, чем

эффективное поровое давление в продуктивном пласте.

За исключением случаев аномально высокого пластового давления, столб бурового раствора на водной основе создает избыточное противодавление на продуктивный пласт. При разбуривании горизонтов с аномально высокими пластовыми давлениями и использованием буровых растворов на водной или нефтяной основе условия депрессии на пласт создаются естественным путем. Такие условия характеризуются термином «бурение с притоком из скважины», если они возникают в ходе бурения. Этот метод успешно применялся при разбуривании таких формаций, как Austin Chalk в штате Техас и штате Луизиана, а также в Мексике, Китае, и в других регионах, где имеются продуктивные пласты с запасом энергоносителей и наличием сероводорода.

При достаточно низком пластовом давлении в скважине нельзя получить условия депрессии на пласт с использованием обычных буровых растворов на водной или нефтяной основе. В этих случаях для получения депрессии на пласт в циркулирующий буровой раствор вводится неконденсируемый газ, в результате чего понижается плотность бурового раствора. Этот метод часто называют «искусственным созданием условий депрессии на пласт». При вскрытии истощенных продуктивных пластов для достижения депрессии на пласт часто используется азот криогенного происхождения или полученный мембранным методом. Все более широкое распространение для получения условий депрессии на пласт получают рабочие агенты в виде пены, в основном потому, что стабильная пена имеет наиболее высокую выносную способность по сравнению с любой другой рабочей жидкостью при данной скорости подъема в кольцевом пространстве.

www.15rosneft.ru

ГИБКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ 3.1. ОБОСНОВАНИЕ ЗНАЧЕНИЙ ДЕПРЕССИИ И РЕПРЕССИИ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ

Транскрипт

1 3 ГЛАВА ГИБКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ 3.1. ОБОСНОВАНИЕ ЗНАЧЕНИЙ ДЕПРЕССИИ И РЕПРЕССИИ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ Многолетний отечественный и зарубежный опыт бурения нефтяных и газовых скважин в различных горно-геологических условиях свидетельствует о том, что одним из определяющих условий безаварийной их проводки является поддержание (регулирование) заданного дифференциального давления в системе скважина пласт. Область изменения дифференциального давления выбирается из условий предупреждения возможных поглощений промывочной жидкости, флюидопроявлений, осыпей, обвалов и других осложнений ствола скважины, а также из требований охраны недр и экологии. В настоящее время этим требованиям в полной мере отвечают технологии бурения скважин на депрессии и равновесии давлений в системе скважина пласт, которые эффективны как при проводке вертикальных скважин (ВС), так и наклонно направленных и горизонтальных скважин (НН и ГС). В последней редакции Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [6], утвержденных постановлением Госгортехнадзора России 24 от г., разрешается проведение буровых работ с регулированием дифференциального давления в системе скважина пласт. Допустимая депрессия на стенки скважины при бурении не должна превышать % эффективных скелетных напряжений (разность между горным и поровым давлением пород). При освоении скважин допустимая депрессии определяется из условия обеспечения устойчивости призабойной зоны пласта и сохранности цементного кольца за обсадной колонной. Однако в одних случаях допустимая депрессия в % эффективных скелетных напряжений будет пренебрежимо 90

2 мала, в других очень велика, а в третьих бурение на депрессии вообще недопустимо. Для определения области применения технологии бурения на депрессии приведен расчет ее допустимого значения p деп на пласты, залегающие на глубине от 500 до 4500 м, при коэффициентах k a аномальности пластового порового давления от 0,25 до 2,0 (табл. 3.1). При значениях коэффициента аномальности пластового давления 0,25 0,50, характерных для некоторых крупнейших истощенных газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ России (Уренгойское ГКМ, Ставропольское, Пунгинское ПХГ и др.), бурение на депрессии целесообразно вести с глубин более 1000 м. Причем с ростом глубины более 2000 м нет необходимости поддерживать депрессию, равную предельно допустимой, т.е. p = 0,1(p гор p пл ), так как ее значение превышает 3,1 2,6 МПа. При таких депрессиях может произойти разрушение околоствольной зоны вскрываемого пласта, а также могут возникнуть условия, осложняющие нормальный процесс бурения. Следовательно, в условиях АНПД применение технологии бурения на депрессии реально только с глубины 1000 м и более. При глубине бурения более 1500 м необходимо уменьшать депрессию ниже 10 % эффективных скелетных напряжений горных пород. В условиях АВПД реализовать бурение на депрессии возможно с глубин более 2500 м при k а = 1,5, а также с глубин более 4000 м при k а = 2,0. Таблица 3.1 Изменение допустимой депрессии p деп = 0,1 (p гор p пл ), МПа, на пласты горных пород в зависимости от глубины и пластового давления Глубина, м Средняя плотность массива горных пород ρ гор, МПа Горное давление p гор, МПа p деп = 0,1 (p гор p пл ), МПа, при различных k a = p пл /p гст 0,25 0,5 1,0 1,5 2, ,2 0,70 0,57 0,33 0, ,7 1,4 1,2 0,7 0, ,8 2,2 1,8 1,1 0, ,7 3,1 2,6 1,6 0, ,6 4,0 3,4 2,2 1, ,9 5,2 4,4 2,9 1,5 0, ,8 6,5 5,7 4,0 2,2 0, ,3 8,0 7,1 5,1 3,1 1, ,9 9,5 8,4 6,2 4,0 1,8 91

3 Таблица 3.2 Характеристика продуктивных пластов некоторых месторождений Красно Месторождение Интервал залегания продуктивных пластов, м Пористость m, доли ед. Проницаемость k, мкм 2 Пластовая температура, С Каневское, ,10 0,28 0,40 80 скв. 1, 3, 42 Березанское, ,03 0,24 0,78 97,2 скв. 53, 21 Майкопское, скв ,16 0,07 1,36 127,8 Выделенная (см. табл. 3.1) рациональная область применения технологии бурения на депрессии по глубинам и значениям k а, удовлетворяет требование п Правил [6] по выбору допустимого значения депрессии на стенки ствола скважины при бурении в устойчивых горных породах. При других горно-геологических условиях следует существенно корректировать это значение по критериям устойчивости коллектора, протяженности необсаженной части ствола скважины и углу его наклона, типу насыщающего пласт флюида, коэффициенту продуктивности и др. Для примера приведем табл. 3.2 и 3.3, составленные по результатам исследования скважин некоторых истощенных газовых месторождений Краснодарского края [8]. На начало разработки пластовое давление в залежах этих месторождений незначительно (на %) превышало нормальное гидростатическое давление. Вскрытие продуктивных пластов проводилось с промывкой буровыми растворами плотностью кг/ м 3, которые, проникая в пласт под действием репрессии, в той или иной степени, снижали естественную проницаемость ПЗП. Об этом свидетельствуют результаты газодинамических исследований скважин, выполненных в начальный период разработки месторождений и через 20 лет их эксплуатации. Первоначальные дебиты скважин в среднем оказались меньше текущих при k а = 0,6 0,72 (см. табл. 3.3). В результате последующего глушения скважин глинистым раствором плотностью 1150 кг/ м 3 при статической репрессии на пласт 7,6 15,2 МПа дебиты после ремонта значительно снизились, а коэффициенты продуктивности уменьшились в 2,25 61,76 раз (см. табл. 3.2). 92

4 дарского края Пластовое давление p пл, МПа (k а ) текущее Дебит газа Q г, тыс. м 3 / сут начальное начальный текущий Текущая депрессия p деп, МПа Коэффициент продуктивности К прод = 2 = Qã / päåï, 10 3 м 3 / (сут МПа 2 ) 18,8 11, ,6 38,5 (1,18) (0,72) ,6 1,2 402,8 222,2 28,2 14, , (1,13) (0,60) 328 0, ,2 18, , (1,17) (0,71) Таблица 3.3 Снижение продуктивности скважин после воздействия на продуктивный пласт с АНПД глинистым раствором плотностью 115 кг/ м 3 Месторождение k а Репрессия на пласт p реп, МПа Q г, тыс. м 3 / сут p деп, МПа K прод, 10 3 м 3 / (сут МПа 2 ) Уменьшение коэффициента продуктивности Каневское: скв. 1 0,72 7, ,9 17,1 2,25 скв ,3 7,4 54,43 скв ,0 16,0 13,15 Березанское: скв. 53 0,6 15, ,4 168,4 61,76 скв ,3 153,8 8,53 Майкопское, скв. 15 0,71 13, ,7 193,8 8,89 В современных сложных экономических условиях снижение продуктивности скважин в результате низкого качества вскрытия продуктивных пластов недопустимо. Сейчас задача заключается не только в том, чтобы сохранить естественную проницаемость ПЗП, но и улучшить продуктивную характеристику скважины уже на стадии ее заканчивания. Рассмотрим условия, обеспечивающие потенциальную продуктивность скважины на стадии вскрытия продуктивного пласта, в режиме депрессии и равновесия давлений в системе скважина пласт. 93

5 3.2. УСЛОВИЯ ПОДДЕРЖАНИЯ СТАТИЧЕСКОЙ И ДИНАМИЧЕСКОЙ ДЕПРЕССИИ ВО ВСКРЫТОМ ИНТЕРВАЛЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА Основным фактором, обеспечивающим необходимые условия для бурения в режиме депрессии или равновесия давлений в системе скважина пласт, является плотность промывочной жидкости (бурового раствора, жидкости глушения и т.д.). В динамических условиях (при циркуляции) на значение гидродинамических потерь давления в кольцевом пространстве существенное влияние оказывает расход жидкости, ее реологические параметры (пластическая вязкость, статическое и динамическое напряжения сдвига) и значение кольцевого зазора между бурильной колонной и стенкой скважины. В соответствии с требованиями п Правил [6] плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов (ГНВП) должна определяться для горизонта с максиmax мальным градиентом пластового давления ( grad p ïë ) в интервале совместимых условий. max Обычно в кровлю горизонта с максимальным grad p ïë устанавливается башмак промежуточной или эксплуатационной колонны, и расчет депрессии или равновесия проводится на глубине залегания кровли этого пласта. При разработке технологии бурения на депрессии необходимо оценивать значения депрессии на кровлю пласта в статических (без циркуляции) и динамических условиях (при восстановлении циркуляции, промывке, СПО). В обоих случаях создаются различные условия для поддержания равновесия давлений в системе скважина пласт. На рис. 3.1 изображены возможные варианты статического и динамического равновесия давлений в системе скважина пласт, которые возникают при бурении на депрессии. В основу разработанных авторами вариантов положен принцип выбора статической депрессии на кровлю вскрываемого пласта. В этом случае динамическое равновесие давлений достигается либо на забое скважины (подошва пласта или вскрываемого массива горных пород), либо на некоторой текущей глубине Н и кровле пласта (см. рис. 3.1, а, в). Статическое равновесие давлений может возникнуть только на некоторой глубине Н кр Necessary cookie Accept

docplayer.ru

Повышение продуктивности эксплуатационного фонда скважин воздействием депрессии на пласт с помощью комплекса испытательного оборудования киод-11ом

Технические науки

  • Камалов Фредик Хамзович , доктор наук, профессор, ведущий научный сотрудник
  • АО НПФ «Геофизика»
  • Похожие материалы

    В процессе длительной работы эксплуатационных и нагнетательных скважин снижается их продуктивность и приемистость вследствие засорения прискважинной зоны пласта парафином, смолами, продуктами коррозии и механическими частицами, закачиваемыми вместе с технической водой. Для восстановления продуктивности пластов периодически проводят геолого- технические мероприятия (ГТМ) и капитальный ремонт скважин (КРС).

    Технология глубоких депрессий на пласт с помощью ИПТ сопровождается процессом, который приводит к частичному раскрытию и очищению естественных и созданию искусственных трещин в пласте[1,2].

    Применение ИПТ для очистки забоя и приствольной части пласта основано как на возможности дренирования объекта с начальной максимальной депрессией, так и на возможности создания многократных контролируемых перепадов давления, различных по интенсивности, продолжительности м зависимости от степени загрязнения пласта и забоя скважины.

    Операция по очистке пласта проводится в добывающих и нагнетательных скважинах, снизивших свою продуктивность в результате длительной эксплуатации, а также в скважинах, законченных бурением, пласты которых по данным ИПТ имеют высокий коэффициент призабойной закупорки.

    Очистку пласта наиболее целесообразно проводить ИПТ, имеющим широкопроходные каналы всех узлов, свободно пропускающих в трубы материалы, закупоривающие поровые каналы продуктивного пласта. Такие каналы ИПТ при необходимости обеспечивают создание максимальной депрессии на пласт и более интенсивный приток пластового материала[3].

    Наиболее подходящим этим требованиям из многообразия конструкций ИПТ является комплекс испытательного оборудования КИОД-11ОМ. Он предназначен для испытания, освоения и очистки пластов нефтяных и нагнетательных скважин, снизивших продуктивность в процессе эксплуатации[4,5,6].

    Комплекс работает по многоцикловой технологии (приток- восстановление пластового давления) и обеспечивает:

  • поинтервальное испытание пластов;
  • отбор герметизированных проб пластового флюида;
  • очистку прискважной зоны пласта;
  • определение физических параметров пласта с помощью глубинных геликсных и электронных манометров;
  • освоение скважины с отбором больших обьемов жидкости при помощи азотного компрессора, при использовании перепускного клапана;
  • закачку в пласт химреактивов, при использовании устьевой головки[7].
Условия эксплуатации

— нефть, техническая вода

Температура окружающей среды

Диаметр обсадных колонн

Комплекс спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах НКТ- 73, работает с упором в забой или в стенки скважины и управляется вертикальным перемещением труб.

Основные технические характеристики

Допустимый перепад давления

Допустимая осевая нагрузка:

Диаметр проходного канала

В состав комплекса обычно включаются следующие элементы:

  • испытатель пластов многоцикловый ИПМ-110М;
  • пакер секционный ПС-115;
  • пакер секционный с уравнительным клапаном ПСУ-115;
  • якорь ЯК-110/136;
  • фильтр Ф-110;
  • пробоотборник с камерой герметизированной пробы ПО-110;
  • клапан циркуляционный уравновешенный КЦУ-110;
  • клапан перепускной КП-110
  • головка устьевая ГУ-302. Многоцикловый испытатель пластов ИПМ-110М и составе компоновки КИОД-110М (рис.1) позволяет выполнить неограниченное число открытых и закрытых периодов испытания путем осевого перемещения труб. Под действием нагрузки от веса труб на испытатель пластов открывается его впускной клапан, создается глубокая депрессия на объект и пластовая жидкость поступает в пустые (или частично заполненные) насосно- компрессорные трубы, вымывая из прискважной зоны пласта закупоривающий материал[8].
  • Скважинные электронные манометры, установленные над испытателем пластов и под пакером, фиксируют многоцикловые кривые притока жидкости и восстановления пластового давления, обработка и интерпретация которых позволяет количественно оценить параметры исследуемого объекта и характер очистки его прискважинной зоны[9].

    Очистка пласта с применением КИОД-1 ЮМ может быть реализована несколькими методами.

    Рисунок 1. Схема компоновки КИОД-ПОМ.

    1. Испытатель пластов ИПМ-110М;
    2. Пакер ПС-115
    3. Пакер ПСУ-115.
    4. Якорь ЯК-110/136.
    5. Фильтр Ф-110.
    6. Пробоотборник ПО-110.
    7. Клапан циркулярный уравновешенный КЦУ-ПО.
    8. Головка устьевая ГУ-302.

    1-ый метод основан на создании серии гидроударов (депрессий) на пластс односторонним движением жидкости — из пласта в трубы (по принципу приток-восстановление). Очистка пласта но этому методу осуществляется без открытия уравнительного клапана испытателя пластов. Для этого производят кратковременный вызов притока (5-10 мин) и восстановление давления (10-20 мин). Операция проводится в 4-5 циклов. Последний цикл восстановления давления должен быть достаточно длительным (не менее двукратной суммы времени всех циклов притока) с тем, чтобы по КВД уверенно рассчитать гидродинамические параметры обрабатываемого пласта[10,11].

    2-ой метод очистки (депрессия-репрессия) основан на двухстороннем движении жидкости: из пласта в трубы и из скважины в пласт. Метод реализуется периодическим вызовом и прерыванием притока. Прерывание притока обеспечивается открытием уравнительного клапана испытателя пластов. При этом на пласт воздействует давление гидростатического столба скважинной жидкости.

    3-ий метод. Предполагая, что успех в повышении продуктивности может принести плавное и непрерывное, многократно повторяемое снижение давления на забой скважины при вызове притока, был опробован комбинированный способ вызова притока из пласта: КИОД-11ОМ в сочетании со свабированием. Этот способ сразу же принес положительный результат по сокращению сроков освоения скважин и но увеличению дебита скважин в процессе их эксплуатации[12,13,14].

    Сущность комбинированного способа вызова притока рассматривается на приведенном ниже примере.

    Комплекс испытательного оборудования для доразведки КИОД-11ОМ спускается в обычном варианте для испытания кыновского пласта Дк после его перфорации на НКТ-2 1/2″, специально подготовленных для производства свабирования[15,16].

    Уровень долитой воды в НКТ после спуска находится на глубине 1800 м, т.е. на пласт Дк после открытия впускного клапана КИОД-110М будет передана депрессия в пределах 13,0 Mпa.

    После допуска КИОД-110М, подгонки, распакеровки, открытия впускного клапана и окончания притока, специальная бригада с установленной около устья скважины автомашины начинает свабирование при закрытом впускном клапане КИОД-11 ОМ. Обычно, после окончания притока, уровень в НКТ поднимается до глубины 1200, 1300м.

    Свабирование продолжается до снижения уровня в НКТ до глубины 1800м, затем опять повторяем цикл работы с КИОД-110М. Такая технология вызова притока, как бы обеспечивает дополнительные испытания КИОД-110М без его подъема, способствует, благодаря непрерывности технологического процесса, быстрой очистке пласта и восстановлению его параметров. Циклы свабирования рекомендуется проводить с открытым впускным клапаном и с закрытым, чередуя их в зависимости от интенсивности притока. Появление устойчивого притока во время свабирования при открытом впускном клапане КИОД-1 ЮМ можно считать за окончание технологической операции но испытанию скважины[17,18].

    Анализ результатов по повышению дебитов жидкости в эксплуатационных скважинах, приведенных в табл. 1, показал, что создание резкой и глубокой депрессии благоприятно влияет на призабойную зону пластов, способствует удалению продуктов окисления при физико-химическом воздействии воды, извлекаемой с нефтью из скважины.

    При капитальном ремонте малодебитных скважин (дебит 0,1-4,3 т/сут) после нескольких циклов создания депрессии фильтрационная способность продуктивного пласта восстанавливается и дебиты скважин возрастают до 0,4- 33,7 т/сут.

    Параметры пластов, полученные с помощью глубинных манометров, подтверждают, что в процессе испытания происходит очистка пластов с низкой гидропроводностью и особенно — их прискважинной зоны. Об этом свидетельствует также снижение коэффициента иризабойной закупорки Пз при последовательных спусках испытателей пластов[19,20].

    В результате восстановления фильтрационных свойств пластов в 10 низкопродуктивных скважинах, их суммарный дебит увеличился с 9,9 до 131,9 т/сут. Дебит каждой из исследованных скважин в среднем в течение 469 сут превышал дебит, замеренный перед спуском испытателя пластов. Только по анализируемым скважинам за этот период было дополнительно добыто 34,32 тыс.т нефти.

    Данные по увеличению приемистости нагнетательных скважин на месторождениях НГДУ «Арланнефть» представлены в табл. 2. В 10 скважинах из 16 при давлении закачки воды 8-17 МПа приемистость была равна нулю до проведения работ с испытателем пластов по рекомендуемой технологии. В этих скважинах пласты толщиной 4-16,2 м были закупорены твердыми взвешенными частицами, содержащимися в закачиваемой технической воде, продуктами коррозии эксплуатационной колонны и водовода. Снижение проводимости пластов подтверждается также значениями Пз, рассчитанными после первого спуска испытателя пластов.

    Таблица 1. Результаты обработки пласта низкодебитных нефтяных скважин НГДУ «Арланнефть» испытателем пластов КИОД-110М

    novainfo.ru