Увеличение чувствительности скважинных термометров и уменьшение их тепловой инерции еще больше расширит круг промысловых задач, решаемых с помощью термометрии.
Гидродинамические методы исследования. Они основаны на изучении параметров притока жидкости или газа к скважине при установившихся или при неустановившихся режимах ее работы. К числу таких параметров относятся дебит или его изменение и давление или его изменение. Поскольку при гидродинамических методах исследования процессом охватывается вся зона дренирования, то результаты, получаемые при обработке этих данных, становятся характерными для радиусов, в сотни раз превышающих радиусы охвата при геофизических методах.
Гидродинамические методы исследования выполняются техническими средствами и обслуживающим персоналом нефтедобывающих предприятий. Они разделяются на исследования при установившихся режимах работы скважины (так называемый метод пробных откачек) и на исследования при неустановившихся режимах работы скважины (метод прослеживания уровня или кривой восстановления давления). Исследование при установившихся режимах позволяет получить важнейшую характеристику работы скважины - зависимость притока жидкости от забойного давления или положения динамического уровня [Q(Pc)]. Без этой зависимости невозможно определить обоснованные дебиты скважины и технические средства для подъема жидкости. Этот же метод позволяет определить гидропроводность пласта = kh/ с призабойной зоны.
Исследование при неустановившихся режимах позволяет определить пьезопроводность , для более удаленных зон пласта и параметр 2/rпр ( - пьезопроводность; rпр - приведенный радиус скважины), а также некоторые особенности удаленных зон пласта, такие как ухудшение или улучшение гидропроводности на периферии или выклинивание проницаемого пласта.
Техника для гидродинамических исследований скважин зависит от способа эксплуатации (фонтан, газлифт, ПЦЭН, ШСН), который накладывает известные технические ограничения на возможности этого метода.
Скважинные дебитометрические исследования. Они позволяют определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добывающих скважинах (профили притока) и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах (профили поглощения) с помощью регистрирующих приборов - дебитомеров и расходомеров, спускаемых в скважину и перемещаемых вдоль перфорированного интервала.
Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию о действительно работающей толщине пласта, о долевом участии в общем дебите отдельных пропластков, о результатах воздействия на те или иные пропластки с целью интенсификации притока или увеличения поглотительной способности скважин. Эти исследования, как правило, дополняются одновременным измерением влагосодержания потока (% воды), давления, температуры и их распределением вдоль ствола скважины.
Скважинные дебитометрические исследования проводятся специальными комплексными приборами типа «Поток». Все гидродинамические и дебитометрические исследования сравнительно легко осуществляются в фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважинах, так как при этом доступ к забою через НКТ открыт и спуск приборов на забой не составляет больших технических трудностей. При других способах эксплуатации (ПЦЭН, ШСН) спуск измерительного прибора через НКТ невозможен, поэтому исследование таких скважин (а их подавляющее большинство) связано с техническими трудностями и имеет особенности.
8. Способы воздействия на призабойную зону скважин
В процессе эксплуатации нефтяных скважин зачастую возникает необходимость в стимулировании призабойной зоны этих скважин. Для этого в некоторых случаях используются устройства, создающие гидравлические импульсы давления в призабойной зоне скважины (ПЗС).
Однако при осуществлении этих операций возникают условия, осложняющие их проведение. К ним можно отнести низкий статический уровень, который имеет место во многих скважинах, в результате чего давление создаваемое гидравлическим импульсом гасится в непосредственной близости от устройства, создающего этот импульс. Это объясняется тем, что при небольшой высоте столба жидкости в скважине, создаваемое им давление в её призабойной зоне бывает небольшим, в результате чего пузырьки газа в жидкости имеют относительно большие размеры и увеличивают сжимаемость этой жидкости, что приводит к значительному поглощению ею энергии гидравлического импульса давления.
К условиям, осложняющим проведение стимулирования призабойной зоны скважины можно отнести также значительный газовый фактор в продукции скважин, так как этот фактор ещё больше увеличивает степень сжимаемости жидкости с вытекающими из этого последствиями. При этом, значительная часть энергии поглощается той частью жидкости, которая находится в стволе скважины.
В то же время следует отметить, что объекты эксплуатации зачастую отличаются слоисто-неоднородным строением коллектора с резко меняющимися фильтрационно-емкостными свойствами по мощности фильтра. Естественно, что ввиду резкой неоднородности коллекторов, стимулирующее гидроимпульсное воздействие в первую очередь будет воспринято в сильно дренированных участках фильтра, отличающихся сравнительно высокими значениями проницаемости. В связи с этим проводимые мероприятия не будут обеспечивать выраженного стимулирующего действия на малопроницаемые участки ПЗС. В этих условиях возникает необходимость в селективном стимулировании отдельных нефтенасыщенных пропластков. Это может быть достигнуто выделением объекта воздействия по данным исследования скважин, с последующим его разобщением для проведение геолого-технических мероприятий.
Однако, учитывая трудности с эксплуатацией оборудования для разобщения полости обсадной колонны, проведение этой операции с использованием двух разобщителей (пакеров) является достаточно сложной операцией, нередко сопровождающейся аварийными ситуациями при установке и освобождении пакеров.
Положение усугубляется также несовершенством устройств, с помощью которых создают гидравлические импульсы давления. Как правило, в этих устройствах используется золотниковый механизм, в котором проточный канал периодически перекрывается подпружиненным поршнем за счёт перепада давления над ним. Недостатком этих устройств является ненадежность в работе. Это вызвано тем, что при плавном нарастании давления над поршнем проходное отверстие проточного канала, через которое стравливается давление из корпуса устройства, будет постепенно увеличиваться и при определенной её величине может наступить момент, когда давление над поршнем будет уравновешено жесткостью пружины.
В результате поршень не будет подниматься вверх, и перекрывать отверстие, для стравливания давления и не будут происходить гидравлические импульсы давления.
Для устранения указанных недостатков разработан комплекс оборудования, в который входит устройство для создания гидравлических импульсов давления (рис.7) и пакер (рис.8) , отличительной особенностью которых является повышенная эксплуатационная надёжность.
Рассмотрим вначале конструкцию устройства для создания гидравлических импульсов давления. На (рис.7) изображена схема этого устройства, которое состоит из цилиндрического корпуса -1, внутри которого размещён цилиндрический патрубок -2 с перегородкой -3, снабженной эксцентричным отверстием -4. Внутри патрубка -2 установлена турбина-5 с четырьмя лопастями, из которых одна лопасть-6 расположена эксцентрично и имеет массу больше массы трёх других трёх лопастей. Патрубок-2 установлен под перегородкой-7 с центральным отверстием-8.
Рис.7
Устройство для создания гидравлических импульсов
Патрубок - 2 соединен с перегородкой -7 с помощью цилиндрической пружины 9 с сомкнутыми витками. Верхний конец корпуса - 1 соединен с колонной труб - 10, а нижний его конец соединен с пробкой - 11.В корпусе -1 предусмотрены отверстия -12 для стравливания давления при гидравлическом импульсе давления. После спуска устройства в скважину на необходимую глубину, по колонне труб -10 начинают нагнетать жидкость, которая через отверстие -8 перегородки -7 поступает в полость, образованную пружинной -9 и затем через отверстие -4 перегородки -3 в полость патрубка -2. Выходящая из отверстия -4 струя жидкости приводит в движение турбину -5 и начинает её вращать вокруг своей оси. Это приводит к вибрации патрубка -2 в осевом направлении, так как масса лопасти -6 больше массы других лопастей. В результате, к пружине -9 в процессе её вращения будут прикладываться знакопеременные усилия, заставляющие размыкать и смыкать витки пружины -9, что позволит периодически перепускать через витки пружины жидкость под давлением, образующимся при смыкании витков этой пружины.
Прошедшая через витки пружины жидкость выходит из корпуса -1 через отверстия -12, так как его нижний конец закрыт пробкой -11. Таким образом, нагнетание жидкости в скважину происходит в гидроимпульсном режиме без использования золотникового механизма.
Теперь рассмотрим конструкцию пакера для разобщения фильтровой зоны обсадной колонны скважины. На (рис. 8) изображена схема пакера в процессе спуска в скважину, а на (рис. 9) схема пакера после пакеровки.
Пакер состоит из цилиндрического корпуса -1, внутри которого концентрично установлен патрубок -2, при котором с возможностью возвратно-поступательного движения размещён, выполненный в виде поршня ударник -3, подпружиненный с помощью пружины -4 относительно якоря -5.
Возвратно-поступательное движение якоря -5 относительно корпуса -1 ограничивается наружным торцевым выступом патрубка -2 и внутренним выступом корпуса -1. В средней части патрубка -2 установлен герметизирующий элемент -6, а в его верхней части размещена муфта -7 для соединения к колонне труб, с помощью которой пакер спускается в обсадную колонну -8.
(РИС.8) схема пакера в процессе спуска в скважину
(РИС.9) схема пакера после пакеровки
Пакер
Принцип работы данного пакера заключается в том, что для его пакеровки при достижении необходимой глубины установки пакера, производят резкое торможение колонны труб, присоединенных к патрубку-2 с помощью муфты -7, в результате чего патрубок -2 останавливается, а корпус -1 и ударник -3 продолжают двигаться вниз по инерции.
При этом нижняя, конусная часть корпуса -1 раздвигает в сторону фиксирующие элементы якоря -5 до упора их в стенку обсадной колонны -8. Если силы инерции от массы корпуса -1 недостаточно, то дополнительное усилие создается за счёт силы инерции ударника -3, возникающей при его ударе по выступу корпуса -1, после чего над воздействием пружины -4 ударник -3 возвращается в исходное положение.
Одновременно с процессом заякоревания пакера, происходит уплот-нение его герметизирующего элемента -6 в обсадной колонне -8. Это проис-ходит в результате расфиксации выступа и канавки корпуса -1 и элемента -6, выхода элемента -6 из корпуса -1 и плотного прижатия к стенке колонны -8 за счёт увеличения наружного диаметра под воздействием упругих свойств резины.
Распакеровка пакера производится за счёт движения колонны труб вниз. При этом, герметизирующий элемент -6 заходит внутрь корпуса -1 и фиксируется в корпусе за счёт взаимодействия, предусмотренных в них выступа и канавки. После этого производится движение колонны труб вверх, в результате чего патрубок -2 совместно с элементом -6 и корпусом -1 перемещаются вверх. Это даёт возможность освободить фиксирующие элементы якоря - извлечь пакер из скважины. На (рис.10) представлена схема воздействия на ПЗС.
(рис.10)
Схема размещения в скважине оборудования для воздействия на её призабойную зону
Согласно этой схеме в фильтровой зоне обсадной колонны 1, с помощью колонны труб 2 установлены два пакера 3, между которыми размещено устройство 4 для создания гидравлических импульсов давления. При этом, как было отмечено выше, процесс пакеровки и распа-керовки обеих пакеров будет происходить синхронно без применения вспомогательного оборудования.
9. Текущий и капитальный ремонт скважины. Состав и организация работ при КРС. Ликвидация скважин
Подземные ремонты скважин условно делят на текущие и капитальные. Текущий ремонт включает следующие виды работ: смена насоса, ликвидация обрыва штанг или их отворота, смена труб или штанг, изменение погружения НКТ, очистка или смена песочного якоря, очистка скважин от песчаных пробок желонкой или промывкой.
Капитальный ремонт скважины включает в себя следующие виды работ: 1 - ремонтно-изоляционные работы (изоляция промыва флюидов), пластовых вод (пресных, сточных), отключение объектов из разработки, переход на другие объекты; 2 - ремонтно-исправительные работы - наращивание цементного камня, зарезка второго ствола, райбирование колонн, восстановление герметичности обсадных колонн; 3 - воздействие на призабойную зону пласта: физические методы, химические методы, физико-химические методы; 4 - ловильные работы; 5 - ликвидация скважин.
Состав и организация работ при текущем и капитальном ремонте скважин
Скважину считают подготовленной для проведения ремонта, если создана возможность выполнения СПО и других работ. Кроме того, обязательно нужно соблюдать нормативы по технике безопасности и охране труда, а так же исключать возможности загрязнения окружающей среды нефтью, пластовыми водами и агрессивными нефтяными газами. Указанные условия создаются вследствие промывки и глушения скважин специальными промывочными (задавочными) технологическими жидкостями. Промывкой скважины достигается замена нефти, газа и пластовой воды, находящихся в скважине, на технологическую жидкость, а глушение заключается в доведении плотности технологической жидкости до необходимой величины
Определяют так же необходимый объём промывочной жидкости, который обычно берут реальной двум объёмам скважины. Промывку и глушение скважины проводят как прямой, так и обратной циркуляцией. Чаще всего используют схему обратной промывки, при которой затрачивается минимальный объём жидкости глушения. В качестве технологической жидкости для промывки и глушения скважин используют пресную или минерализованную воду, обработанную или необработанную ПАВ, буровой раствор, инвертную эмульсию, раствор на нефтяной основе и т.д.
Подготовка скважины и оборудования для подземного ремонта