Скважина. УДК М 79 Мордвинов А.А. Освоение эксплуатационных скважин Учебно. Освоение эксплуатационных скважин
 Скачать 1.13 Mb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ А.А. Мордвинов ОСВОЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН Учебное пособие Допущено Учебно-методическим объединением вузов Российской Федерации по нефтегазовому образованию в качестве учебного пособия для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению “Нефтегазовое дело” и специальностям “Разработка и эксплуатация нефтяных и газо- вых месторождений”, “Бурение нефтяных и газовых скважин” Ухта 2004 УДК 622.276.031 М 79 Мордвинов А.А. Освоение эксплуатационных скважин: Учебное пособие. – Ухта: УГТУ, 2004. – 104 с., ил. ISBN 5-88179-334-Х Учебное пособие предназначено для студентов высших учебных за- ведений, обучающихся по направлению “Нефтегазовое дело” и специаль- ностям “Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений” и “Бурение нефтяных и газовых скважин”. Представляет интерес для слуша- телей институтов повышения квалификации, магистров, аспирантов, ин- женеров, преподавателей. В учебном пособии рассмотрены причины снижения проницаемости породы в призабойной зоне пласта, технология способов и расчеты при вызове притока из пласта в скважину, методики оценки гидродинамиче- ского совершенства скважин. Рецензенты: кафедра разработки нефтяных и газовых месторо- ждений Пермского государственного технического университета и главный инженер – первый замес- титель директора по производству филиала ООО “ЛУКОЙЛ–КОМИ” института “ПЕЧОРНИПИ- НЕФТЬ” Смолин В.В. © Ухтинский государственный технический университет, 2004 © А.А. Мордвинов, 2004 ISBN 5-88179-334-Х 3 ВВЕДЕНИЕ Основой нефтегазодобывающего предприятия является эксплуатаци- онный фонд скважин. Как известно [16], в нефтегазовой отрасли по назна- чению скважины подразделяются на поисковые, разведочные, эксплуата- ционные (прил. 1). На отечественных промыслах эксплуатационный фонд скважин составляет около 140 тысяч единиц. Ежегодно строятся и сдаются в эксплуатацию многие сотни новых скважин. Большое количество сква- жин ежегодно останавливается на проведение подземного ремонта. Скважина – это сложное и очень дорогостоящее горно-техническое сооружение, предназначенное для работы в сложных условиях в течение десятков лет. Весь срок жизни эксплуатационной скважины, с известной долей условности, можно поделить на следующие периоды: − строительство (бурение, спуск обсадных колонн, крепление обсад- ных колонн); − подготовка к эксплуатации (перфорация, конструирование забоя, ос- воение); − эксплуатация; − ликвидация. В течение каждого периода на скважине проводится определенный комплекс работ. В скобках указаны наиболее крупные, по мнению автора, комплексы работ, характерные для первых двух периодов жизни скважины. Учебное пособие посвящено освоению эксплуатационных скважин. Комплекс работ по освоению находится между бурением скважины и ее эксплуатацией. Практика показала, что такие работы как вскрытие продук- тивного пласта бурением и перфорацией, спуск и крепление обсадных ко- лонн, подземный ремонт, как правило, снижают продуктивную характери- стику пласта. Поэтому в процессе освоения скважин можно или исправить негативные последствия предыдущих работ, или еще ухудшить продук- тивную характеристику пласта и скважины. Время, отводимое проектами на освоение скважин, исчисляется часами и сутками. Время предстоящей работы скважин – десятки лет. Низкое качество освоения – это низкая про- дуктивность скважины, это ненадежная работа скважины, это, если так можно выразиться, «больная» скважина на многие годы. На основании ознакомления с доступной информацией сложилось мнение, что в настоящее время отсутствует учебник или учебное пособие для вузов, где достаточно полно было бы изложено современное состояние вопросов по освоению скважин. Данное учебное пособие предназначено восполнить этот пробел в обучении студентов высших учебных заведений. Учебное пособие также будет полезным слушателям институтов и факуль- тетов повышения квалификации, магистрам, аспирантам, преподавателям, работникам буровых и нефтегазодобывающих предприятий и научно- исследовательских организаций. 4 В учебниках, в учебных пособиях, в научно-технической литературе по нефтегазовому делу не всегда соблюдается единообразие в применяе- мой терминологии. Случается, что один и тот же термин имеет разное тол- кование. Это вносит известную путаницу и осложняет учебный, научный и производственный процессы. В этой связи первый раздел учебного посо- бия автор посвятил терминологии, где приведены основные понятия и оп- ределения, связанные с освоением скважин. В прил. 2 представлены, на- пример, определения термина «освоение скважин» из четырех учебников для вузов. В этих определениях можно обнаружить даже некоторую не- одинаковость в перечне видов работ, относящихся к освоению скважин. В правилах разработки месторождений [16] вскрытие продуктивных пластов перфорацией и освоение скважин рассматриваются как разные комплексы работ. Здесь же указывается, что в процессе освоения скважин осуществ- ляется комплекс исследований (прил. 3). В последней редакции правил безопасности [15] (прил. 4) освоение и испытание объединены в одном подразделе, но не объяснено, что понимается под термином «испытание». Во втором разделе описаны основные причины снижения проницае- мости породы в призабойной зоне пласта. Значительное внимание уделено конструкциям забоев скважин, а также новым глубокопроникающим пер- форационным системам, способным создавать перфорационные каналы с глубиной пробития до одного метра, обеспечивать за один спуск достаточ- но высокую плотность перфорации, щадяще воздействовать на обсадную колонну и цементное кольцо. Третий раздел является основным. Он содержит основу – техноло- гию и технику освоения скважин. Рассмотрены сущность, достоинства и недостатки основных способов вызова притока. Показано влияние депрес- сии на эффективность освоения и дальнейшей работы скважин. Даны ме- тодики расчетов основных способов вызова притока. Входящие в формулы величины имеют размерность в соответствии с Международной системой единиц (СИ), которой необходимо пользоваться во всех областях науки и техники и в учебном процессе. В этой связи в прил. 5 помещены основные единицы СИ, а в прил. 6 – соотношения между единицами физических ве- личин основных систем единиц. В этом же разделе рассмотрены методы воздействия на призабойную зону пласта и забой скважины и основные методы гидродинамических исследований нефтяных скважин. Классифи- кация методов воздействия дана в соответствии с основными фундамен- тальными науками. Завершается учебное пособие разделом о гидродинамическом совер- шенстве скважин. В заключительном разделе дано понятие о гидродинами- ческом совершенстве скважин, а также изложены основные методики, по которым может быть оценено гидродинамическое совершенство скважин. В учебном пособии использован опыт более чем 30-летнего препода- вания автором различных нефтегазовых дисциплин в высшем учебном за- 5 ведении. Ряд положений учебного пособия автор обсуждал с работниками нефтегазопромысловых и буровых предприятий. Автор благодарит сотрудников кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и подземной гидромеханики Наталью Гаврилину, Ольгу Глушкову и Наталью Пономареву за техническую по- мощь при подготовке учебного пособия к печати. 6 1. ПОНЯТИЯИОПРЕДЕЛЕНИЯ В процессе обучения важную роль играют изначальные понятия, ко- торые бы корректно и полно характеризовали предмет изучения. Очень важно, чтобы каждое понятие и определение имело однозначность в тол- ковании. Освоениескважины – это комплекс технологических работ по: − вызову притока из пласта; − восстановлению (при необходимости) проницаемости породы приза- бойной зоны пласта (ПЗП); − установлению технологического режима эксплуатации скважины. Освоение скважины – важный этап при подготовке ее к эксплуата- ции. От вида и качества проведенных работ при освоении в значительной степени будет зависеть степень гидродинамической связи скважин с пла- стом, качественная и количественная характеристики профиля притока в скважину, длительность работы скважины без осложнений, надежность функционирования конструкции забоя скважины, надежность и долговеч- ность самой скважины. Выбор технологии освоения скважины должен тесно увязываться с геолого-физической характеристикой пласта, с фильт- рационным и напряженным состоянием призабойной зоны. Фильтрацион- ное состояние призабойной зоны, как известно, формируется в процессе первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта, существенно изменяется при проведении подземных ремонтов скважин, постепенно из- меняется в процессе обычной эксплуатации скважин. Первичным называется вскрытие продуктивного пласта бурением (разбуривание пласта). Вторичным называется вскрытие продуктивного пласта перфораци- ей. Конструкции скважин, в большинстве случаев, предусматривают нали- чие против продуктивного пласта зацементированной обсадной эксплуата- ционной колонны. Применением перфораторов создаются отверстия в стенке обсадной колонны, каналы в цементном кольце и в породе пласта для вторичного обеспечения гидродинамической связи скважины с про- дуктивной толщей пласта. В перечень основных работ при подготовке скважины к эксплуата- ции, вводимой из бурения, могут быть включены следующие виды работ: − перфорация скважины и конструирование забоя скважины; − спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ); − установка устьевой (фонтанной или иной) арматуры и ее обвязка; − вызов притока из пласта с применением, при необходимости, мето- дов воздействия на призабойную зону; − проведение гидродинамических исследований скважины и установ- ление нормы отбора; − кратковременная пробная эксплуатация скважины. 7 Задачей гидродинамических методов исследования скважин является изучение коллекторских, фильтрационных, геометрических и других свойств проницаемых пластов. По результатам гидродинамических иссле- дований скважин оценивается их гидродинамическое совершенство и ус- танавливается норма отбора из пласта. Норма отбора определяет количест- во флюида, которое притекает в скважину при обоснованно установленной депрессии. По норме отбора устанавливается технологический режим экс- плуатации скважины. Технологическийрежимэксплуатациискважины – это дебит, со- став продукции, давление и температура на устье скважины. В технологи- ческий режим также включаются параметры работы оборудования, кото- рое обеспечивает тот или иной способ эксплуатации скважины (давление закачки и количество закачиваемого в скважину газа, например, при газ- лифтном способе эксплуатации, число качаний в минуту и длина хода по- лированного сальникового штока при эксплуатации нефтяных скважин штанговыми скважинными насосами и т.п.). Установленные на устье па- раметры технологического режима эксплуатации определяют условия движения продукции скважин от устья до забоя и условия притока флюида в добывающую скважину (или условия приемистости скважины нагнета- тельной). Строящаяся скважина имеет устье (часть скважины, находящейся на дневной поверхности), забой (дно), стенку (боковая цилиндрическая по- верхность) и ствол (часть скважины между устьем и забоем). В практике же эксплуатации скважин под забоем чаще подразумевается часть скважи- ны в интервале вскрытия продуктивного пласта. Ту часть скважины, кото- рая находится ниже нижних перфорационных отверстий в обсадной ко- лонне, принято называть зумпфом. Скважины в течение всего срока жизни неоднократно подвергаются ремонтным работам (подземный ремонт скважин). Все ремонтные работы, в зависимости от их характера и сложности, разделяются на текущий и ка- питальный ремонты скважин. При подготовке скважин к подземному ре- монту в большинстве случаев осуществляется задавка пласта. Задавка пла- ста (или глушение скважин) требуется для безопасного ведения ремонтных работ на скважине. Задавочные агенты в той или иной степени взаимодей- ствуют с породой призабойной зоны пласта и флюидом, насыщающим эту зону, в результате чего продуктивная характеристика этой части пласта ухудшается, а это, в свою очередь, очень существенно снижает степень гидродинамического совершенства скважины. Нередко после подземных ремонтов скважину снова приходится осваивать, проводя при этом полный или частичный комплекс работ, относящихся к освоению. 8 2. ПРИЧИНЫСНИЖЕНИЯПРОНИЦАЕМОСТИПОРОДЫ ВПРИЗАБОЙНОЙЗОНЕПЛАСТА Реализуемые на практике технологии бурения и подготовки скважин к эксплуатации часто приводят к существенному снижению проницаемо- сти породы в призабойной зоне. Во время эксплуатации скважин в приза- бойной зоне также возникают различные осложнения. Рассмотрим причи- ны и следствия проблемы изменения проницаемости породы в призабой- ной зоне – самой важной части пласта, оказывающей решающее влияние на продуктивную характеристику скважин. Снижениепроницаемостипривскрытии продуктивногопластабурением Традиционная технология бурения продуктивной толщи заключается в том, что первичное вскрытие пласта ведется на репрессии с использова- нием для промывки скважины бурового раствора на водной основе. Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности, введенными в действие 01.12.00 г., установлено, что плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давле- ния в скважине, превышающего пластовое (внутрипоровое) давление на величину: - от 10 до 15 % для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1,5 МПа; - от 5 до 10 % для скважин глубиной до 2500 м, но не более 2,5 МПа; - от 4 до 7 % для скважин глубиной более 2500 м, но не более 3,5МПа. В действительности репрессии на продуктивные пласты оказывают- ся существенно большими из-за дополнительных давлений от динамиче- ских процессов, возникающих при движении бурового раствора или буро- вого инструмента в стволе скважины. Бывают случаи, когда при бурении сознательно завышается плотность бурового раствора. Возникающий на забое скважины избыток давления приводит к до- полнительной фильтрации бурового раствора в пласт. Время и величина репрессивного воздействия на пласт зависят от технологии вхождения в продуктивную толщу, от свойств бурового раствора и других факторов. Чаще продуктивный пласт разбуривают и обсаживают колонной, не пере- крывая предварительно вышележащие породы. Реже вскрывают пласт бу- рением одного или нескольких стволов, предварительно спустив до кровли пласта обсадную колонну. В последнем случае негативное воздействие на пласт обычно бывает меньше. Для уменьшения фильтрации и загрязняющего воздействия раствора на пласты бурение следует вести на равновесии, используя для этого неф- тяные эмульсии или суспензии, газированные жидкости или пены, а также переходить на продувку скважины газообразными агентами. Тем не менее, даже при применении технологии бурения на равновесии, вода из эмуль- 9 сии, пены, тумана также может впитываться в продуктивную толщу под действием капиллярных и осмотических сил. Коллекторские свойства пород в призабойной зоне изменяются в ре- зультате физического и физико-химического воздействия. Физическое воздействие оказывают: - разгрузка горного массива скважинной выработкой; - противодавление столба бурового раствора; - гидродинамические условия на забое скважины; - фильтрация технологических (бурового, цементного, перфорацион- ного, задавочного) растворов; - температурный режим в скважине; - движущиеся бурильная колонна и породоразрушающий инструмент. Влияние физико-химических факторов проявляется через химиче- ские реакции и действие адсорбционных (в основном, гидратационных), капиллярных, диффузионных и электрокинетических сил. Буровые растворы в большинстве случаев представляют собой сус- пензии тонкодисперсных минеральных (глинистых) частиц в воде и вод- ных растворах солей и полимеров. Одной из важнейших функций бурового раствора является образование на стенке скважины малопроницаемой кор- ки в результате процесса фильтрации раствора по поровому пространству пород разбуриваемых проницаемых пластов, поскольку проницаемая гор- ная порода в рассматриваемом процессе играет как бы роль фильтра по от- ношению к буровому раствору. Параметры глинистой корки бывают при- мерно следующие: толщина от 2 до 8 мм, а проницаемость на несколько порядков меньше проницаемости пород продуктивного пласта. Образующаяся на поверхности проницаемых пород фильтрационная корка с одной стороны многократно снижает дальнейшее проникновение бурового раствора в пласт, а с другой – препятствует надежному разобще- нию пластов при цементировании обсадной колонны. Удаление корки могло бы способствовать повышению качества цементирования. Механи- ческое удаление глинистой корки, как правило, не дает ожидаемого ре- зультата, а химическое удаление ее практически осуществить очень труд- но. В этой связи большое значение приобретает проблема повышения ка- чества вскрытия пластов и надежности крепления скважин за счет регули- рования коркообразующих свойств растворов. В результате процесса проникновения буровых растворов в продук- тивные нефтегазонасыщенные пласты вокруг скважины формируются зона кольматации (зона внутренней глинизации породы) и зона проникновения. Зона кольматации образуется за счет попадания в поровое пространство пласта твердой фазы раствора, а зона проникновения – за счет проникно- вения жидкой фазы (фильтрата). В гранулярных коллекторах при правиль- ном подборе бурового раствора и технологии бурения глубина зоны коль- матации обычно не должна превышать 30 мм, а глубина зоны проникнове- ния – первых десятков сантиметров. При наличии в породе естественных 10 или искусственно созданных (например, за счет больших репрессий давле- ния) трещин глубина проникновения раствора в пласт может достигать де- сятков метров. Характер кольматации породы существенно зависит от минеральной природы дисперсной фазы буровых суспензий. Глинистые частицы имеют, как правило, наименьшую проникающую способность, но, попадая в поро- вое пространство, образуют очень прочные связи с поверхностью стенок пор по сравнению с другими типами дисперсной фазы (мел, мелкокристал- лический гипс и т.п.). Проникновение в породу фильтратов буровых растворов на водной основе сопровождается следующими физико-химическими явлениями в пористой среде: - увеличением количества связанной воды; - набуханием глинистого материала породы пласта; - образованием эмульсий; - взаимным замещением фаз; - образованием в поровом пространстве нерастворимых осадков. Поступая в призабойную зону пласта, водный фильтрат бурового раствора оттесняет в глубь пласта углеводороды. Соотношение фаз в при- забойной зоне изменяется в сторону увеличения водонасыщенности, что приводит к уменьшению относительной проницаемости для первоначально насыщающих коллектор флюидов. Взаимное вытеснение в пористой среде системы несмешивающихся жидкостей будет также определяться поверх- ностными явлениями. При этом величина возникающих капиллярных дав- лений может быть такой, что некоторые поровые каналы могут оказаться закупоренными защемленными капельками (глобулами) воды. В случае гидрофильных пород или их гидрофилизации проникаю- щий в пласт фильтрат образует на стенках поровых каналов слой связан- ной воды. Обладая существенно большей вязкостью, значительной сдвиго- вой прочностью связанная вода уменьшает живое сечение пор в породе. Если в пласте содержатся глинистые частицы, то их гидратация сопровож- дается набуханием. Набухание глин ведет к уменьшению пустотного про- странства в породе. Набухание глинистых частиц, входящих в состав коллектора, может явиться серьезной причиной снижения его проницаемости. Это может произойти в том случае, когда глинистые частицы войдут в контакт с вод- ной средой, отличающейся по химическому составу от той, в которой они находились в равновесии. Степень влияния набухания глин на проницае- мость пласта будет зависеть от минералогического состава глины, ее коли- чества и характера распространения в коллекторе, размера пор и структу- ры порового пространства, химического состава остаточной воды, контак- тируемой с глинистыми частицами, химического состава проникающего фильтрата, длительности контактирования пресного фильтрата с глини- 11 стыми частицами. Монтмориллонитовые глины, например, набухают су- щественно больше, чем глины каолинитовые. Проникающий в пласт водный фильтрат часто является причиной образования в пласте стойких эмульсий, которые могут сильно затруднить приток нефти и газа к скважине. Эмульсии обладают высокой вязкостью и тиксотропными свойствами, а в состоянии покоя могут больше походить на упругий гель, чем на жидкость. Благоприятные условия образования прямых или обратных эмульсий создаются при непрерывном движении раздела нефть-вода в порах различной формы при постоянно меняющемся сечении поровых каналов. Эти же условия приводят к взаимному замеще- нию фаз. Взаимному диспергированию нефти и воды в поровом простран- стве призабойной зоны способствует длительный контакт нефти с водой при периодически меняющемся давлении на забое скважины. Наличие в фильтратах буровых растворов и в нефтях природных и привнесенных эмульгаторов органического и неорганического происхождения способст- вует образованию стойких (плохоразделяющихся) эмульсий. Смесь воды и нефти в виде прямой или обратной эмульсии может задавливаться в пласт из бурящейся скважины. Эти эмульсии получаются во время механическо- го разрушения нефтенасыщенной породы долотом. Возможность образования нерастворимых осадков в поровом про- странстве коллектора при взаимодействии ионов растворимых солей, со- держащихся в пластовых водах, с ионами солей, содержащихся в фильтра- тах буровых растворов, также вполне вероятна и подтверждается прове- денными исследованиями. Твердые осадки также могут образовываться в результате взаимодействия гуматов, содержащихся в фильтратах буровых растворов, обработанных углещелочным реагентом (УЩР). В результате окислительных реакций выпадение нерастворимых осадков возможно из нефтей. Во время строительства и эксплуатации скважин происходит изме- нение напряженного состояния пород в призабойной зоне, приводящее, как правило, к уменьшению поперечного размера поровых каналов и трещин. Значительное снижение проницаемости породы может наблюдаться из-за снижения растворяющей способности нефти по отношению к асфальтос- молопарафиновым фракциям при изменении термодинамических условий в призабойной зоне пласта (охлаждение и другие причины). Таким образом, описанные физические и физико-химические усло- вия и воздействия, сопровождающие процессы разбуривания продуктив- ной толщи, могут значительно уменьшать продуктивную характеристику призабойной зоны пласта. В промысловой практике даже имеют место случаи полной потери гидродинамической связи пласта и скважины. Упрощенная схема забоя и призабойной зоны после вскрытия про- дуктивного пласта бурением приведена на рис. 2.1. 12 Рис.2.1. Схема призабойной зоны после вскрытия продуктивного пласта бурением: 1 – стенка ствола скважины; 2 – глинистая корка; 3 – зона кольматации; 4 – зона проникновения фильтрата бурового раствора; 5 – «чистый» пласт; k – проницаемость породы пласта естественная; k 1 - проницаемость поро- ды пласта в зоне кольматации; k 2 – проницаемость породы пласта в зоне проникновения. |