отчет по практике у хузиной. По добыче нефти
 Скачать 0.67 Mb.
|
|
Наличие в нефти асфальтено-смолистых веществ, которые являются эмульгаторами, зачастую способствует образованию эмульсий, закупоривающих поры и каналы коллектора и препятствующих продвижению нефти к забою скважины. Различные авторы рекомендуют , препятствующие образованию таких эмульсий, однако системные исследования по этому вопросу в публикациях практически отсутствуют. Последнее, видимо, связано с патентной способностью такого рода исследований. ПАВ, дающие эффект в одном случае, могут приводить к прямо противоположному эффекту в других условиях. Таким примером могут служить ПАВ или комбинации на основе анионактивных веществ, которые положительно изменяя свойства фильтрата бурового раствора, одновременно гидрофилизируют поверхность поровых каналов, уменьшая фазовую проницаемость для углеводородной жидкости. Это еще раз подтверждает, что подход большинства исследователей к данной проблеме чаще всего эмпиричен и не базируется на глубоких комплексных знаниях природы этого явления. В настоящее время за рубежом из всех типов буровых растворов наиболее широкое распространение получили безглинистые ингибированные растворы на основе биополимеров и растворы на углеводородной основе - РУО. Последние обладают повышенной пожароопасностью и требуют дополнительных дорогостоящих мероприятий по охране окружающей среды (утилизация, замкнутый цикл циркуляции, хранение материалов и замещенного раствора и т.д.). С целью исключения части недостатков РУО, пожароопасности, сложности приготовления, высокой стоимости, используют инвертные эмульсии на основе углеводородных жидкостей с высоким содержанием воды. Основным требованием, предъявляемым ктакого рода эмульсиям является их устойчивость против обращения фаз и разрушения. В частности, применяемые в настоящее время высококонцентрированные инвертные эмульсионные растворы (ВИЭР), разработанные ВНИИБТ, обладают низкой агрегативной устойчивостью, и их использование практически невозможно при наличии в геологическом разрезе водопоглащающих или водопроявляющих пластов. В буровой практике при вскрытии продуктивных пластов все большее применение находят безглинистые буровые растворы. Однако переход на бурение скважин с применением без глинистых буровых растворов первоначально был обусловлен стремлением повышения механической скорости проходки за счет снижения содержания твердой фазы в буровых растворах, и, следовательно, сокращению сроков строительства скважин. Следует отметить, что наличие в растворе активной глинистой фазы не только негативно отражается на скорости строительства скважины, но и в большей степени приводит к интенсивной кольматации порового пространства пород, значительно снижая их пористость и проницаемость. Как известно, глины, применяемые для приготовления бурового раствора, содержат до 50 % частиц величиной менее 0,01 мм и 25 % частиц - 0,001 мм, что соизмеримо с величиной поровых каналов. Снизить отрицательное влияние твердой фазы можно за счет уменьшения ее концентрации, а также регулированием ее дисперсности и химического состава, но при этом необходимо учитывать значения величины плотности и структурно-механических свойств. Основываясь на высокие реологические показатели растворов в пластовых условия в ОАО «НПО «Бурение» была разработана универсальная технологическая жидкость VIP (viscosifierpetroleum). Данная жидкость представляет собой псевдопластическую в пластовых условиях гелеобразного вида, основой которой является нефть или стабильный газовый конденсат. Недостатком применяемой технологии, помимо относящихся ко всем жидкостям на нефтяной основе, являются повышенные реологические свойства (условная вязкость 480 с), неприемлемые при проводке скважин.Для исключения отрицательного влияния глинистого раствора в институте «ТатНИПИНефть» была разработана рецептура облегченного полимер-мелового бурового раствора. Сохранение коллекторских свойств, а точнее, меньшее повреждение пласта, достигается за счет незначительного содержания в растворе глинистой составляющей и наличия химически активной твердой фазы, которая создает искусственный защитный экран. На стадии освоения такой экран легко удаляется кислотным составом. Наличие глинопорошка в таком растворе обуславливает необратимое снижение фильтрационной характеристики пласта. Анализ рецептур безглинистых буровых растворов показал, что подход к выбору состава раствора первоначально обусловливался не обеспечением качества вскрытия продуктивных пластов, а повышением скорости бурения и базировался, в основном, на традиционных химических реагентах, используемых для регулирования основных физико-химических характеристик глинистых систем.Основным направлением в разработке безглинистых систем, в состав которых входят акриловые полимеры, эфиры целлюлозы и лигносульфонаты, является формирование устойчивой во времени зоны кольматации, для разрушения которой при освоении скважины необходимо использовать специальные технологии. Положительным моментом является подход к выбору состава дисперсионной среды, который предупреждает набухание и диспергирование глинистых минералов коллектора (калиевые растворы, пластовые воды продуктивных горизонтов) и предупреждение образования ВНЭ (выбор ПАВ). В кислоторастворимых и поддающихся биохимическому разложению системах буровых растворов в качестве закупоривающих материалов обычно используют измельченный карбонат кальция. Он полностью растворяется в кислоте и поставляется в виде широкой гаммы порошков различного гранулометрического состава (от нескольких миллиметров до сотых долей миллиметра). Установлено, что при правильном подборе гранулометрического состава с помощью суспензий одного карбоната кальция можно проводить краткосрочный ремонт скважин.Проведенный анализ существующих систем, применяемых для вскрытия продуктивных пластов, показал наличие их множества, разрабатываемых как специально для конкретных геологических условий, так и попытки найти универсальную рецептуру. Однако большинство растворов разрабатывались опираясь на отдельные факторы вызывающие снижение естественной проницаемости коллекторов. В редких случаях учитывались два-три фактора.Наиболее перспективным направлением, в создании рецептуры промывочной жидкости являются исследования полимер-солевых составов без содержания твердой фазы. В случаях необходимости использования растворов плотностьювыше 1400 кг/м, возможно добавление инертного утяжелителя, при условии обеспечения отсутствия его отрицательного влияния на проницаемость прискважинной зоны коллектора. 7.1 Первичное цементирование скважин Первичное цементирование осуществляется сразу же после спуска обсадной колонны. Цель цементирования заключается в разобщении пластов друг от друга, повышении устойчивости стенок скважины, защите обсадной колонны от смятия и коррозии и т.д. Существуют одноступенчатый, многоступенчатый, манжетный и обратный способы цементирования. Сущность одноступенчатого цементирования заключается в следующем. Тампонажный раствор цементировочными агрегатами подается на цементировочную головку. Отсоединяют нижнюю пробку, и расчетное количество тампонажного раствора закачивают в колонну. После этого освобождают верхнюю разделительную пробку и поверх нее закачивают продавочную жидкость. Нижняя пробка, двигаясь вниз, садится на упорное кольцо. Под действием перепада давления диафрагма в пробке разрушается, и раствор через отверстия в башмаке и башмачном патрубке продавливается в заколонное пространство. Т. к. плотность тампонажного раствора выше чем плотность промывочной жидкости, то, начиная с этого момента времени давление на насосах начинает расти. В момент посадки верхней пробки давление резко (скачкообразно) растет. Это является сигналом остановки насосов. Чтобы не произошло нарушений в колонне в момент "стоп" рекомендуется закачивание последней порции продавочной жидкости вести на низкой скорости. Если колонна оборудована обратным клапаном, то давление стравливается. При стравливании вытекает небольшое количество продавочной жидкости. После этого кран на цементировочной головке закрывают и следят за избыточным давлением в колонне, которое не должно превышать допустимого. Двухступенчатое цементирование осуществляется двумя способами с разрывом во времени и без разрыва во времени.В первом случае сначала закачивают первую порцию тампонажного раствора в количестве, необходимом для заполнения затрубного пространства от башмака до цементировочной муфты. Закачивание производят через башмак. Освобождают разделительную пробку и закачивают продавочную жидкость в объеме равном объему колонны от упорного кольца до цементировочной муфты. Затем освобождают вторую разделительную пробку и поверх нее снова закачивают продавочную жидкость. Первая пробка проходит через цементировочную муфту. Вторая же пробка садится на нижнюю втулку муфты и перекрывает проходной канал. Так как нагнетание жидкости продолжается, то давление возрастает, шпильки удерживающие втулку срываются и последняя перемешается вниз, открываются отверстия, через которые продавочная жидкость выходит в заколонное пространство. Промывают верхний интервал до тех пор, пока не затвердеет тампонажный раствор в нижнем интервале. После чего закачивают вторую порцию цементного раствора и спускают верхнюю разделительную пробку. Закачивают, продавочную жидкость. Ее объем равен объему колонны от муфты до цементировочной головки. Верхняя пробка садится на верхнюю втулку муфты, сдвигает ее вниз до упора и тем самым перекрывает отверстия. Последовательное ступенчатое цементирование осуществляется аналогично, только в следующей последовательности: первая порция тампонажного раствора, нижняя пробка, первая порция продавочной жидкости, вторая разделительная пробка, вторая порция тампонажного раствора, третья разделительная пробка, продавочная жидкость. Манжетное цементирование. При этом способе в оснастку низа обсадной колонны включают цементировочную муфту, а на наружной поверхности укрепляют манжету в виде воронки. При закачивании расчетного количества тампонажного раствора последний отделяют от промывочной и продавочной жидкостей двумя разделительными пробками так же, как вторую порцию при последовательном ступенчатом цементировании. Первая для открытия, вторая для закрытия муфты. Манжета служит для предотвращения попадания раствора в зону фильтровой части обсадной колонны. Обратное цементирование. В этом случае обсадная колонна спускается без обратного клапана и упорного кольца, а устье оборудуется головкой с кранами высокого давления и лубрикатором, головку соединяют трубопроводом с циркуляционной системой буровой, заколонное пространство скважины герметизируют превентором.Цементный раствор закачивают непосредственно в заколонное пространство; вытесняемая им промывочная жидкость поднимается вверх по обсадной колонне и через устьевую головку и трубопровод направляется в очистную систему. После того как первая порция тампонажного раствора войдет в башмак колонны, насосы останавливают, краны на устьевой головке закрывают и скважину оставляют в покое на период твердения раствора. До начала цементирования в мерных емкостях цементировочных агрегатов должна быть приготовлена согласно рецептуре жидкость затворенияс 10 % - ным резервным объемом, а оставшиеся их свободные емкости следует заблаговременно заполнить буферной и продавочнойжидкостями.Обвязка агрегатов с цементировочной головкой должна предусматривать наличиеотдельной напорной линии для продавливания верхней цементировочной пробки после закачивания тампонажногораствора.Перед цементированием обвязка агрегатов должна быть опрессована давлением в 1,5 раза превышающим максимальное ожидаемое давление при цементировании. При цементировании обсадных колонн рекомендуется использовать буферные жидкости. При подборе рецептуры буферной жидкости (исключая вязкоупругий разделитель) рекомендуется выполнять условие, при котором плотность и вязкость должны находится в пределах промежуточных значений аналогичных параметров разделяемых бурового и тампонажногорастворов.Для предупреждения возникновения осложнений при использовании буферной жидкости следует также проверить характер воздействия ее на буровой и тампонажный растворы, при этом ухудшение их свойств не допускается.Потребное количество буферной жидкости должно быть определено согласно расчетной методике.Применение верхней цементировочной пробки с самоуплотняющимися манжетами обязательно. Рекомендуется также использовать нижнюю разделительную пробку.Если при цементировании обсадной колонны возникнут признаки газонефтепроявлений, то процесс цементирования следует продолжить с регулированием противодавления в заколонном пространстве с помощью превентора. Приготовление тампонажных растворов, как правило, следует осуществлять с помощью цементосмесительных машин. В случае применения лежалых цементов допускается их затворение с помощью механических смесителей типа ФСМ или других устройств.Подачутампонажного материала в смесительное устройство следует начинать после обеспечения стабильного режима работы цементосмесительной машины. Закачивание затворяемого раствора непосредственно в скважину запрещается.Процесс цементирования должен производится непрерывно, для чего продавливание верхней пробки следует выполнять с использованием обвязки согласно методики, а промывку коммуникаций от остатков тампонажного раствора, набор продавочной жидкости и другие вспомогательные операции перекрывать основным процессом. 7.2 Оценка качества цементирования скважин Для оценки качества цементирования скважин необходимо, как правило, применять оптимальный комплекс геофизических исследований (термометрия, радиоактивный и акустический методы).Метод термометрии следует применять в случае невозможности использования радиоактивного и акустического методов из-за ограничений (малый диаметр скважины, небольшая разница в плотностях бурового и тампонажного растворов и т.д.).Не рекомендуется использовать метод термометрии по истечении времени тепловыделения формирующимся цементным камнем, а также в высокотемпературных скважинах и обсадных колоннах, зацементированных шлаковым или гельцементным растворами. При разнице в плотностях бурового и тампонажного растворов более 300 кг/м для оценки характера распределения цементного камня за колонной, изменения его плотности, а также эксцентриситета колонны рекомендуется применять радиоактивные цементомеры ЦМТУ-1 и СГДГ-2.Для определения состояния контакта цементного камня с колонной и породой следует применять акустические цементомеры АКЦ-1 или АКЦ-2. В целях получения наибольшей информации о качестве цементирования скважин рекомендуется проводить комплексные исследования термометрией, акустическим и радиоактивный цементомерами до и после вскрытия продуктивных пластов перфорацией.Герметичность обсадной колонны, резьб, оснастки и зацементированного интервала проверяют путем опрессовки. Продавочную жидкость в колонне заменяют на воду. При опрессовке внутреннее давление должно быть не менее чем на 10 % выше, чем ожидаемое давление в период опробывания или эксплуатации скважины. Если колонну целесообразно опрессовывать по секциям, испытываемую секцию отделяют от нижерасположенных при помощи пакера. Колонна считается герметичной, если после замены продавочной жидкости водой не наблюдается перелива жидкости и выделение газа на устье и если в период выдерживания колонны под опрессовочным давлением Ропр> 7 МПа в течении 30 мин давление не снижается более чем на 0,5 МПа; при Ропр< 7 МПа не более 0,3 МПа. Контроль ведут через 5 минут после создания заданного давления.Если колонна спущена в несколько приемов, герметичность обычно проверяют после затвердевания тампонажного раствора гидравлическойопрессовкой сначала верхнего участка, затем следующих. Если один из них оказался не герметичным, устраняют обнаруженные дефекты, и повторно опрессовывают, и лишь затем проверяют герметичность следующего участка. В газовых скважинах герметичность устьевой части дополнительно проверяют опрессовкой воздухом. Для этого в обсадную колонну спускают НКТ, межколонное пространство герметизируют при помощи превентора или фонтанной арматуры, восстанавливают обратную промывку водой, в которую нагнетают воздух. После того как давление нагнетания достигнет максимума, задвижку на устье межколонного пространства закрывают, и в НКТ цементировочным насосом закачивают воду до тех пор, пока давление сжатого воздуха в межколонном пространстве не достигнет заданного давления.Если на кондукторе или промежуточной колонне должен устанавливаться превентор, то его также опрессовывают. При этом необходимо чтобы башмак колонны находился в интервале непроницаемых пород. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ Файзуллин В.А. Курсовое проектирование по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин». – Альметьевск. АГНИ, 2008 – 190 с. Голубь С.И., Зозуля Н.Е. Лабораторный практикум по дисциплине «Буровые промывочные и тампонажные растворы». – Альметьевск. АГНИ, 2003. – 240с. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин: – М.: Недра, 2000. Щелкачев В.Н. Отечественная и мировая нефтедобыча – история развития, современное состояние и прогнозы: Монография. – М.: ГУП издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им.Губкина, 2006. – 128с. Студенский М.Н. Технология качественного вскрытия продуктивного пласта: Учебное пособие. – Альметьевск: АГНИ, 2007 – 188с. Демиденко К.А., Барсукова В.В., Крылова С.М. Нефти и газовые конденсаты России: Справочник. — Т. 2. Нефти Сибири / Под ред. К. А. Демиденко. —М: ООО «ТУМА ГРУПП». Издательство «Техника», 2004. - 160с. Элияшевский И.В., Сторонский М.Н., Орсуляк Я.М. Типовые задачи и расчеты в бурении. Учебное пособие для техникумов. 3-е изд., перераб. и доп. - М: Недра, 2006. – 296с. Федоров В.С., Беликова В. Г. Практические расчеты в бурении.исп. и доп. – М: Недра, 2002. - 600с. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб.пособие для вузов. — М.: ОАО "Издательство "Недра", 1999. - 424 с.: ил. Мстиславская Л. П., Павлиний М. Ф., Филиппов В. П. Основы нефтегазового производства: Учебное пособие. ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003. — 2-е изд. испр. и доп. - 276 с. Спивак А.И., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин: Учебник для вузов. - М.: Недра, 2004. - 261 с.: ил. |