Технология добычи нефти на нефтегазовом месторождении
Отчет по практике - Разное
Другие отчеты по практике по предмету Разное
ю в нефтяных добывающих и нагнетаемой водой - в водонагнетательных скважинах.
Производят посадку и опрессовку пакера путем закачки нефти или воды в НКТ при открытом затрубном пространстве. При обнаружении пропусков в пакере его срывают и производят повторную посадку и опрессовку. Если и в этом случае не достигается герметичность пакера, то изменяют место посадки или его заменяют.
Устанавливают арматуру устья, обвязывают установки насосные, пе-скосмесительные и емкости.
Схемы расположения подземного и наземного оборудования при ГРП приведены в графической части диполома.
1. 3акачивают жидкость разрыва минимальной вязкости одной насосной установкой на 2-3 режимах работы насоса. При этом замеряют давление, приемистость и определяют коэффициент приемистости скважины на каждом режиме. Затем ту же жидкость разрыва закачивают несколькими насосными установками при максимально возможной производительности насосов. Определяют величину четвертого коэффициента приемистости. Если при последнем режиме нагнетания достигается увеличение коэффициента приемистости в 3-4 раза по сравнению с первым режимом нагнетания одной насосной установкой на низшей скорости и зависимость расхода жидкости от давления нагнетания имеет вид, показанный на рис 3.4.2, то делают вывод о наличии трещин в разрываемом пласте. Если по данным закачивания жидкости разрыва с минимальной вязкостью трудно однозначно установить образование трещин и достигнутое давление намного ниже развиваемого насосными установками, то работы повторяют с использованием жидкости разрыва повышенной вязкости.
Рис 7.1 - Соотношение расхода жидкости Q (1) и коэффициента приемистости K (2) с давлением Р при гидравлическом разрыве пласта.
На длительно разрабатываемых месторождениях величина давления разрыва (или его градиента) и наиболее эффективный тип жидкости разрыва уже известны. Поэтому нет необходимости проведения перечисленных исследований в полном объеме на каждой скважине.
После установления признаков наличия трещин в разрываемом пласте имеющимися на скважине насосными установками приступают к их закреплению. Для дальнейшего развития трещин и облегчения ввода в них песка перед жидкостью-песконосителем закачивают 3-4 м3 слабофильтрующейся жидкости повышенной вязкости. Затем закачивают жидкость с песком при максимально возможных производительности и давления для обеспечения максимального раскрытия созданных трещин. Продавочную жидкость закачивают непосредственно за песчано-жидкостной смесью без снижения темпов закачивания. Объем продавочной жидкости должен быть равным или больше (в зависимости от длины хвостовика) объема НКТ, на которых спущен пакер).
Для предупреждения выноса песка из трещин и образования песчаных пробок на забое после завершения продавливания песчано-жидкостной смеси в трещину устье скважины закрывают до момента снижения давления до атмосферного. Одновременно демонтируют насосные установки и другое наземное оборудование.
После снижения давления на устье скважины срывают и извлекают пакер с якорем, отбивают забой скважины для определения количества осевшего песка.
После ГРП нефтяные добывающие скважины осваивают путем спуска в них глубинного насоса или предварительного снижения уровня жидкости поршневанием, компрессором и т. д. Водонагнетательные скважины промывают до чистой воды и подключают к водоводу. Если в водонагнета-тельных скважинах величины давления разрыва и продавливания песка близки к величине давления нагнетания воды от К.НС, то после окончания окачивания продавочной жидкости продолжают нагнетать воду насосными установками в течение 2-3 ч при постепенном снижении давления закачи-нания до давления КНС. После этого скважину сразу же подключают к иодоводу. Если давления разрыва и продавливания песка высоки, то после подъема НКТ с пакером и якорем рекомендуют извлекать жидкость-песконоситель из пласта и трещин свабированием или другими методами.
К сожалению, ГРП не в состоянии изменить энергетику пласта, он призван, лишь обеспечить беспрепятственный доступ флюида в ствол скважины.
Именно поэтому, ГРП не может считаться панацеей от всех проблем связанных с работой скважин. Нормальный эффект от ГРП может быть обеспечен лишь при комплексном подходе всех заинтересованных служб к экусплуатации скважин после производства ГРП. Это подразумевает под собой производство заключительных работ после ГРП с применением жидкостей глушения, которые не могут навредить пласту, снизить его фазовую проницаемость по нефти. Этот вопрос становится особо актуальным после ГРП, так как приемистость скважин кратно возрастает, и при неаккуратном обращении со скважиной, ее легко можно переглушить и свести на нет все усилия, связанные с производством ГРП. Следующим моментом является качественное освоение скважин после ГРП. Производить его необходимо методом, не допускающим высоких и мгновенных депрессий (свабирование), что предотвратит вынос закрепляющего агента (проппант) из трещины. Вывод скважин на режим (особенно при использовании высокодебитных установок) также должен производиться с большой осторожностью. Нельзя допускать резких снижений динамического уровня в скважинах после ГРП, иначе мы рискуем привести к выносу проппанта из трещины и потерять ее. И наконец, работы по смене (оптимизации/деоптимизации) установок в процессе эксплуатации скважин после ГРП. Зачастую, досрочное прекращение