Диплом. 1 Геологопромысловая характеристика месторождения
 Скачать 2.2 Mb.
|
|
2 УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН НА ЯМБУРГСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ 2.1 Анализ проблем и применяемых технологий при проведении кислотной обработки скважин установкой ГНКТ Отсутствие высококарбонатных продуктивных пластов в разрезе предполагает подходить к планированию кислотных обработок как для терригенного коллектора с применением технологий, пригодных для таких пород. Как правило, эффективность кислотных обработок в таких коллекторах (за исключением зон дизъюнктивных нарушений) с точки зрения интенсификации притока относительно расчетной продуктивности самого пласта довольно низкая. Эффект от кислотных обработок можно достичь, в основном, за счет восстановления проницаемости коллектора, загрязненного при первичном вскрытии, креплении скважины, вторичном вскрытии, нахождении в консервации со вскрытым объектом и в процессе проведения ремонтных работ. Выбор скважин и технологии кислотной обработки пласта проводится на основании данных: надежности конструкции скважины, качества крепления в интервале фильтра; геофизических и газогидродинамических исследований; коллекторских свойств пласта; суммарной эффективной толщины пласта-коллектора; анализа профиля притока и продуктивности пласта; свойств бурового раствора и спецжидкости, примененных при вскрытии, глушении и консервации продуктивного пласта, длительность их воздействия на пласт; расстояния скважины до контура питания и от нижних отверстий перфорации до газо-водяного контакта; величины пластового давления и остаточных запасов газа; анализа ранее проведенных обработок и их эффективности. Кислотную обработку не следует проводить: - при близости подошвенных или контурных вод; - в случае притока воды из соседних объектов; - наличии нарушений в обсадной колонне. Рекомендуются к кислотному воздействию скважины с эффективной толщиной пласта 3 м и более с низкими устьевыми параметрами ипроизводительностью, не соответствующими ФЕС по данным геофизических и газогидродинамических исследований: - вышедшие из бурения, особенно в зонах с пониженным пластовым давлением; - после длительной консервации; - после приобщения новых объектов и при переходе на новые объекты; - после текущего ремонта, связанного с кратковременным глушением скважины; - после капремонта с длительным пребыванием под воздействием жидкости глушения; - после гидроразрыва с закачкой в пласт «сшитых» полимерных жидкостей. При вторичном вскрытии пластов, находящихся в длительной консервации рекомендуется применять последовательную установку серии солянокислотных и глинокислотных ванн для растворения цементного камня, глинистой корки и блокированной поверхности пласта, прилегающей к перфорационным отверстиям. В скважинах со сниженным пластовым давлением кислотные ванны рекомендуется устанавливать в газовой среде. В условиях сниженных пластовых давлений применение глубоко проникающих КО ПЗП в большинстве случаев нежелательно, так как закачка в пласт значительного объема кислотного раствора под большим давлением вызывает необходимость длительного освоения скважины посредством отработки на факел. Составы для установки кислотных ванн, кислотных обработок и рекомендуемый объем закачиваемых растворов в скважину помещены в таблице 2.1. Для выбора реагентного состава кислотной обработки важно учитывать параметры пласта и характер слагающих его пород.исходя из данных в таблицах 2-6 мы имеем коллектор с включениями карбонатов в пределах 10%, в связи с этим необходимо использовать соляную кислоту. Продуктивный пласт представляет собой песчаник, для растворения скелета породы вблизи забоя необходимо использовать плавиковую кислоту. Также с целью очищения фильтрующей поверхности от глинистой и цементной корок и продуктов коррозии,для растворения глиноцементной корки на забое скважины целесообразно использовать соляную кислоту, поддействием которой нарушается целостность отложившихся загрязняющих материалов, происходит их дезагрегация (распад) с переводом полностью или частично в состояние шлама, легко выносимого с забоя на поверхность последующей промывкой. Фтористоводородная кислота растворяет часть силикатного материала, цементирующего и скелетного веществ пород пласта, поглощенного в процессе бурения или ремонтных работ глинистого материала или цемента, а также материалов, загрязняющих поверхность забоя в виде глинистой или цементной корки. Таблица 2.1 Составы для кислотных обработок призабойной зоны скважин
Соляная кислота, находящаяся в смеси с плавиковой, предупреждает образование в порах пласта геля кремниевой кислоты, а также обеспечивает более полное разложение силикатов. Для проведения СКО можно использовать обычные технологии с закачкой кислоты через НКТ, но для этого необходимо иметь свободное сообщение забоя скважины с устьем как через НКТ, так и через затрубное пространство. Но в скважине №4083 находится пакер, блокирующий проход жидкости с забоя скважины на устьевую арматуру, и не смотря на высокую стоимость проведения работ установкой колтюбинга для сохранения целостности пакера и избегания проведения дополнительных спуско-подъемных операций целесообразно использовать технологию гибких труб. 2.2 Промывка песчаной пробки установкой ГНКТ Появление песка на забое скважины может быть обусловлено оседанием частиц пласта, выносимых через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне во внутреннюю полость скважины. Этот процесс происходит практически во всех нефтяных и газовых скважинах, и его интенсивность определяется механическими свойствами продуктивного пласта. Песок может оказаться на забое скважины после проведения операций подземного ремонта скважины, связанных с использованием гидропескоструйных перфораторов, и после выполнения гидравлического разрыва пласта. Наконец, определенное количество песка может быть намыто при создании искусственного забоя и т.д Независимо от причин появления песка для обеспечения нормальной эксплуатации скважины его следует удалять. При этом отрицательное воздействие на пласт должно быть минимальным. При выборе оборудования для выполнения подобных работ нужно иметь в виду, что длина колонны гибких труб, содержащихся на катушке барабана агрегата, должна быть не меньше глубины забоя скважины. Очистку эксплуатационной колонны (или забоя) от песка осуществляют с помощью внутрискважинного оборудования, схема которого для выполнения данной операции показана на рисунке 2.1. У устья скважины располагают агрегат с колонной гибких труб, насосный агрегат, буферную емкость для приема поднимающейся из скважины промывочной жидкости. Основным требованием к последней является способность ее выносить твердые частицы из скважины, что необходимо и при бурении, и при подземном ремонте скважин. Во время работы с колоннами гибких труб выполнение этого требования приобретает особую важность, поскольку их использование накладывает определенные ограничения на эффективность данного процесса. В качестве промывочных используют два типа жидкостей – ньютоновские и неньютоновские. К первой группе относятся вода, соляные растворы на воде, углеводородные жидкости (дизельное топливо, очищенная нефть и т.п.). Все они имеют постоянную вязкость. Вторую группу составляют буровые растворы и гели. Для них характерно наличие зависимости вязкости от условий течения, они обладают ярковыраженными релаксационными свойствами, а зависимость между скоростью и напряжением сдвига у них нелинейна.  Рис. 2.1. Схема внутрискважинного оборудования при промывке забоя скважины: 1 – жидкость с частицами песка, поднимающаяся на поверхность; 2 – полимерный гель, закачиваемый в скважину; 3 – песок Помимо описанных, используют сжимаемые жидкости, содержащие газ. К ним же, правда, с определенной условностью могут быть отнесены и пены, поскольку они представляют собой газожидкостную эмульсию. В качестве жидкости для образования пен используют воду или нефть, в качестве газа–азот. Для образования устойчивой пены добавляют небольшое количество ПАВ (до 5 – 6 %). Использование пен в качестве промывочных жидкостей обусловлено стремлением снизить гидростатическое давление на пласт при выполнении технологических операций. Важным свойством пены является ее способность удерживать во взвешенном состоянии крупные твердые частицы, что не удается другим типам промывочных жидкостей. При промывке скважин, имеющих угол наклона более 30, применение пен нежелательно, так как при их распаде в процессе подъема по колонне лифтовых труб происходит образование застойных зон в местах, где колонна гибких труб соприкасается с внутренней поверхностью лифтовых труб. В ряде случаев может образовываться поток жидкости, направленный сверху вниз, который переносит частицы песка обратно на забой. Предотвратить это явление можно, если обеспечить турбулентный режим течения промывочной жидкости по всему поперечному сечению лифтовой колонны. Этому способствует подача в промывочную жидкость азота. Жидкости, содержащие газ и пены, требуют более сложных режимов работы оборудования. При их использовании, как правило, необходимо обеспечивать дросселирование поднимающегося потока на выходе из устьевой арматуры. В качестве промывочного агента используют также и газ, в подавляющем большинстве случаев – это азот. К положительным его свойствам следует отнести нетоксичность, инертность, плохое растворение в воде и углеводородных жидкостях. Использование газа позволяет резко снизить величину гидростатического давления на забой скважины. Скорость восходящего потока при работе с КГТ, как и при любой промывке, должна превосходить скорость оседания в ней твердых частиц. Это условие справедливо для вертикальных скважин и наклонных участков в последних с отклонением от вертикали до 45. Для более пологих и тем более горизонтальных участков скважины процесс выноса твердых частиц гораздосложнее. В таких случаях происходит образование застойных зон в местах контакта гибкой трубы со стенкой скважины или эксплуатационной колонной. В этой зоне частицы песка оседают, несмотря на достаточную среднюю скорость течения. Для предотвращения этого явления или сведения его отрицательного эффекта к минимуму необходимо обеспечивать достаточную турбулентность потока восходящей жидкости. Для оценки возможности выноса твердых частиц потоком жидкости используют понятие установившейся скорости оседания частиц. Анализ показывает, что установившаяся скорость оседания для частиц песка размером 0,84 мм составляет 0,128 м/с, а для 2 мм – 0,274 м/с. Поскольку гранулометрический состав песка в пробке достаточно разнообразен, то расчеты следует проводить с учетом максимальных размеров песчинок, выносимых на поверхность. Считается, что для обеспечения подъема песка в вертикальной скважине скорость восходящего потока жидкости должна превышать установившуюся скорость оседания в 1,5 – 2 раза, а в горизонтальных участках – в 10 раз. Если ньютоновская жидкость не обеспечивает выноса песка, необходимо использовать пену или газ. Основным фактором, ограничивающим скорость движения промывочной жидкости в восходящем потоке, являются гидродинамические потери на трение в КГТ. Для их преодоления нужно развивать такое давление на входе в колонну, которое ограничено лишь прочностью труб. В большинстве случаев основная доля гидродинамических потерь во внутрискважинном оборудовании приходится на колонну гибких труб. Гидравлическое сопротивление кольцевого пространства примерно на порядок меньше этих потерь. Следует иметь в виду, что при концентрации твердых частиц в жидкости до 360 кг/м3 вязкость последней практически не изменяется и при расчетах ее можно рассматривать как чистую жидкость. Свыше указанного предела необходимо учитывать изменяющиеся свойства жидкости. Наличие твердых частиц в промывочной жидкости, поднимающейся по кольцевому пространству, приводит к повышению гидростатического давления на забой. Их присутствие обусловливает увеличение давления насоса, подающего технологическую жидкость в КГТ. При использовании для контроля за давлением стрелочных манометров со шкалой, рассчитанной на максимальные величины, этот прирост может быть и незаметен оператору. Однако если плотность жидкости подбиралась недостаточно точно и имеется опасность поглощения ее пластом, то может возникнуть следующая ситуация. При увеличении гидростатического давления технологическая жидкость будет уходить в пласт. При этом ее расход в восходящем потоке уменьшится, а плотность последнего будет все время возрастать, что повлечет за собой дальнейшее увеличение гидростатического давления. Этот процесс будет идти до тех пор, пока не произойдет полная потеря циркуляции, песок опустится по кольцевому пространству вниз и произойдет прихват колонны гибких труб. Подобная ситуация и ее развитие имеют прямые аналоги при проведении буровых работ. Поэтому при планировании операций по удалению песчаных пробок необходимо предусматривать возможность утечки пластовой жидкости в пласт и иметь ее запас. Концентрация твердых частиц, слагающих пробку в технологической жидкости, поднимающейся по кольцевому пространству, определяется скоростью перемещения КГТ в пробке. При удалении одиночной рыхлой пробки концентрация твердых компонентов в поднимающейся жидкости мала и практически не оказывает влияния на гидростатическое давление. При очистке колонны достаточно большой длины с несколькими пробками следует контролировать расход технологической жидкости из кольцевого пространства. В том случае, если расход жидкости уменьшается или прекращается вообще, необходимо поднять колонну, продолжая закачку жидкости до возобновления циркуляции. Специалисты американских и канадских фирм, выполняющих подобные работы, рекомендуют ограничивать скорость спуска КГТ до 9 – 12 м/мин, если положение пробки неизвестно. Если оно установлено, скорость может быть увеличена до 18 м/мин. В процессе спуска КГТ должна поддерживаться непрерывная циркуляция жидкости. Нежелательно также оставлять КГТ неподвижной в течение длительного времени. После размыва пробки или ее участка нужно продолжать промывку без изменения глубины подвески КГТ до тех пор, пока из кольцевого пространства не будет вынесен весь объем песка. При дальнейшем спуске колонны следует контролировать нагрузку на транспортер – она должна монотонно увеличиваться пропорционально глубине спуска. Периодически через 300 м целесообразно проверять усилие, необходимое для подъема колонны. При разрушении плотной пробки может возникнуть ситуация, когда пробка воспримет вес КГТ и ее перемещение прекратится. Такое положение однозначно отражается на показаниях индикатора веса колонны и манометра, регистрирующего давление, развиваемое насосом, – показания первого прибора уменьшаются, а второго увеличиваются. После определения верхней границы пробки колонну гибких труб приподнимают на 3 – 5 м и увеличивают подачу промывочного насоса до расчетной величины. Скорость перемещения колонны при разрушении подобной пробки составляет 1- 3 см/с. Если этот интервал достаточен для образования объема, в котором песок находится во взвешенном состоянии за счет турбулизации жидкости истекающим из КГТ потоком, то при входе в колонну лифтовых труб скорость подъема резко возрастает и процесс выноса песчаных частиц идет нормально. Если это условие не соблюдается, то верхняя граница расположения взвешенных частиц находится ниже башмака лифтовой колонны. В этом случае песок не будет выноситься на поверхность. Для обеспечения эффективного выноса песка используют пены или полимерные гели, приготавливаемые на водяной основе и имеющие повышенные сопротивления сдвигу и низкую вязкость. При достижении башмака лифтовой колонны и подходе к вероятной точке нахождения песка скорость спуска уменьшают до среднего значения. Момент соприкосновения наконечника гибкой трубы с песчаной пробкой определяют по индикатору нагрузки – величина усилия в точке подвеса трубы резко уменьшается, а давление, развиваемое промывочным насосом, возрастает. Для повышения эффективности процесса разрушения пробки используют насадки на КГТ различной конструкции. Все они основаны на гидромониторном эффекте, а отличаются числом отверстий и направлением. Потери давления на подобных насадках могут достигать 17 МПа [50]. Для уменьшения гидростатического давления на пласт при удалении песчаных пробок существуют способы, основанные на применении струйного насоса, спускаемого на двух коаксиально расположенных колоннах гибких труб. При этом проблемы с выносом песка не возникает, так как скорости и нисходящего, и восходящего потоков промывочной жидкости достаточно велики. Положительным свойством данного способа является и то, что гидростатическое давление жидкости, находящейся в скважине и воздействующей на пласт, может быть сведено к минимуму. Использование данного способа промывки может быть реализовано только при достаточном внутреннем диаметре труб, в которых происходит перемещение коаксиальных колонн гибких труб. Все описанные выше проблемы возникают и решаются при прямом способе промывки, когда технологическая жидкость направляется к пробке через колонну гибких труб. Несмотря на советы не допускать попадания во внутреннюю полость песка и других компонентов пробки, есть мнение о целесообразности использования обратной промывки. Все вопросы о преимуществах и недостатках прямой и обратной схем промывок при удалениипробок достаточно хорошо разработаны для традиционных способов ПРС. В данном случае они остаются справедливыми. Основным опасением и аргументом против использования схемы обратной промывки является возможность закупорки КГТ продуктами, слагающими пробку. Кроме того, при подаче жидкости в кольцевое пространство может произойти потеря устойчивости колонны гибких труб в верхней части и смятие. Практические эксперименты и предварительные расчеты режимов выполнения обратной промывки показывают, что в качестве технологических жидкостей в данном случае можно использовать только несжимаемые. Естественно, что обратные клапаны на КГТ и какие-либо другие устройства, пропускающие жидкость в одном направлении по колонне и всему тракту ее течения, устанавливаться не должны. 2.3 Проведение кислотной обработки скважины установкой ГНКТ Кислотную обработку с использованием оборудования КГТ проводят в тех же целях, что и при традиционных технологиях: главным образом для воздействия кислоты на карбонатные породы, слагающие продуктивный пласт, и увеличение его проницаемости. Наземный комплекс оборудования, помимо агрегата с КГТ и стандартного устьевого оборудования, должен содержать агрегат для кислотной обработки скважин, имеющий специализированный насос и емкость для запаса кислоты. В некоторых технологиях кислотной обработки предусмотрен подогрев кислоты. В процессе выполнения данной операции КГТ при обеспечении непрерывной циркуляции воды спускают на глубину перфорации. На следующем этапе в скважину через КГТ закачивают расчетный объем кислоты (рис. 2.2.), после чего ее продавливают в пласт. При закачке и продавке кислоты выкидная задвижка на арматуре колонны лифтовых труб закрыта. Это обеспечивает проникновение реагента через перфорационные отверстия в пласт.   Рис. 2.2. Схема внутрискважинного оборудования, содержащего сдвоенный пакер, в транспортном (а) и рабочем (б) положениях, а также при проведении процесса воздействия (в): 1 – колонна гибких труб; 2 – локатор, установленный на КГТ; 3 – верхний пакер; 4 – соединительный патрубок с отверстиями; 5 – нижний пакер; 6 – призабойная зона пласта, подвергаемая воздействию. Процесс закачки и продавки следует проводить при максимально возможной подаче жидкости. При осуществлении этих процессов необходимо следить за тем, чтобы давление в зоне перфорационных отверстий не превышало давления, при котором происходит разрыв пласта. Послевыдерживания скважины под давлением в течение заданного периода времени выкидную задвижку открывают, КГТ приподнимают и начинается циркуляция воды. Практика использования оборудования с КГТ показывает, что расход реагентов при обработке скважины в этом случае сокращается по сравнению с традиционными технологиями на 25 – 30 %. Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную HCl и фтористоводородную HF (плавиковую) кислоты. Для очистки стенок скважины от цементной и глинистой корки и от продуктов коррозии при открытом забое применяют кислотную ванну. При этом раствор кислоты подают на забой скважины и выдерживают ее там, не продавливая в пласт. Через несколько часов отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции вымывают на поверхность обратной промывкой, нагнетая промывочную жидкость (нефть или вода) в затрубное пространство скважины. Кислотная ванна способствует предупреждению попадания загрязняющих материалов в пористое пространство пласта при последующей обработке. Поэтому кислотная ванна считается одним из первых и обязательных этапов кислотного воздействия на пласт. Перед обработкой скважины у её устья устанавливают необходимое оборудование и спрессовывают все трубопроводы на полуторакратное рабочее давление. Параллельно с обвязкой устья скважины к месту работы подвозят подготовленный раствор соляной кислоты или готовят его тут же у скважины. При кислотной обработке стенок скважины в пределах продуктивного горизонта (кислотная ванна) с целью очищения фильтрующей поверхности от глинистой и цементной корок и продуктов коррозии растворяющему действию кислоты подвергаются уже не породы пласта, а материалы, загрязняющие поверхность забоя скважины. Механизм такого процесса сводится к химическому растворению загрязняющих материалов или только отдельных составляющих компонентов этих материалов, растворимых в кислоте. Врезультате такого действия нарушается целостность отложившихсязагрязняющих материалов, происходит их дезагрегация (распад) с переводом полностью или частично в состояние шлама, легко выносимого с забоя на поверхность последующей промывкой. При солянокислотной обработке соляная кислота растворяет карбонатные породы — известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные горизонты нефтяных и газовых месторождений. Химические реакции, происходящие при этом, выражаются следующими уравнениями: СаСО3+2НС1==СаС12+Н2О+С02; CaMg(C03)2+4HCl=CaCl3+MgCl2+2H2O+CO2. Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами, т. е. хлористый кальций СаС13 и хлористый магний MgCl2, вследствие их высокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореагировавшей кислоты. После обработки они вместе с продукцией извлекаются из скважины. Углекислый газ СО3 также легко удаляется на поверхность. Процесс солянокислотной обработки скважин заключается в нагнетании в пласт раствора соляной кислоты насосом или самотеком, если пластовое давление низкое. Фтористоводородную (плавиковую) кислоту применяют только в смеси с соляной кислотой. Такую кислотную смесь (глинокислоту) применяют для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников. Фтористоводородная кислота растворяет часть силикатного материала, цементирующего и скелетного веществ пород пласта, поглощенного в процессе бурения или ремонтных работ глинистого материала или цемента, а также материалов, загрязняющих поверхность забоя в виде глинистой или цементной корки. SiO2 + 4HF = 2H2O + SiF4 H4Al2 + SiO9 + 14HF = 2AlF3 + 2SiF4 + 9H2O Эта реакция с алюмосиликатами является наиболее важной для наших целей. Полученный фтористый кремний будет реагировать с водой кислотного раствора с образованием вновь свободного HF и кремниевой кислоты. SiF4 + 4H2O = Si(OH)4 + 4HF Для предупреждения образования в поровом пространстве пласта геля кремниевой кислоты, а также для обеспечения наиболее полного завершения реакции, плавиковая кислота должна применяться для обработки только в смеси с соляной кислотой, что также обеспечивает более полное разложение силикатов. По совокупности результатов исследований за оптимальное число составных частей в глинокислоте следует принимать содержание HF—от 3 до 5 и содержание НСl—от 8 до 10% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||