ответы. Вопросы для промежуточного контроля Воды нефтяных месторождений. Виды и условия залегания
 Скачать 53.68 Kb.
|
|
Вопросы для промежуточного контроля Воды нефтяных месторождений. Виды и условия залегания. В зависимости от залегания водоносных горизонтов в нефтеносной толще: верхняя, промежуточная, краевая, или синклинальная, нижняя и подошвенная вода. Верхняя вода залегает в слоях, расположенных над нефтеносной толщей. Промежуточная вода находится в слоях, залегающих между нефтяными пластами. Краевая вода залегает в самом нефтяном пласту, занимая пониженные его места: на крыльях антиклинали, на погружениях оси складки и в синклиналях. Нижняя вода находится под нефтеносными пластами, отделяясь от них водонепроницаемым слоем; иногда такой слой отсутствует. Появление в скважине верхней воды - одно из обычных зол на промыслах - является результатом непринятия мер к изоляции верхних вод или порчи тампонажа вследствие недостаточной прочности обсадных труб, неудовлетворительных качеств цемента или неудачного выбора горизонта для закрытия воды. Появление краевой воды указывает на истощение пласта; такой процесс затопления нефтяного пласта и превращения его в водоносный предотвратить нельзя, но замедлить этот процесс возможно, не применяя интенсивного откачивания жидкости. Нижняя вода появляется, если при бурении пробивается водонепроницаемый слой, отделяющий нефтеносный песок от нижележащего водоносного. Во всех случаях доступа воды в скважину вода может затопить не только эту скважину, но и соседние; особенно это относится к нижней воде. В нефтяных пластах с очень пологим залеганием встречается пластовая подошвенная вода, залегающая внизу нефтяного пласта. Присутствие воды в нефтяной скважине увеличивает эксплуатационную себестоимость нефти и может уменьшить производительность скважин «на нефть». Свойства вод нефтяных месторождений. Пластовые воды нефтяных месторождений отличаются высокой насыщенностью химическими элементами разного состава, среди которых преобладают Na, K, Mg, Ca, Fe, Al, Si, O, Cl, C, S, N, H, Br, I. Эти элементы находятся в воде в виде растворенных в ней солей различных кислот: Соляной (NaCl, KCl, MgCl2, CaCl2), Серной (CaSO4, MgSO4, Na2SO4), Угольной (Na2CO3, NaHCO3, K2CO3, KHCO3, CaCO3, MgCO3), Сероводородной (FeS, CaS). В составе вод всегда растворены значительные объемы газообразных составляющих, среди которых главная роль принадлежит азоту (N2), углекислому газу (CO2) и сероводороду (H2S). Воды нефтяных месторождений отличаются высокой минерализацией, преимущественно хлоридно–натриевым, хлоридно–кальциевым или гидрокарбонатно–натриевым составом, отсутствием сульфатных соединений, высоким содержанием J, Br, NH4, H2S, наличием солей нафтеновых кислот и растворенных углеводородных газов. Минерализация или насыщение подземных вод различными солями и элементами происходит в процессе их взаимодействия с горными породами, нефтью и газом при воздействии также высоких температур, каталитических свойств пород и микробиологических процессов. Химический состав и физические свойства пластовых вод имеют большое значение при разработке залежей нефти и газа, т.к. от них зависит течение многих процессов в пласте. Причины обводненности нефтяных и газовых скважин. выделяют две основные причины обводнения скважин: технические, обусловленные нарушением конструкции скважины; технологические, связанные с технологией разработки месторождения. К первым относятся: нарушения герметичности эксплуатационной колонны из-за ослабления резьбовых соединений, коррозии металла, прожога электрическим током в случае повреждения кабеля ЭЦН, механического повреждения при ремонте и др.; нарушение герметичности цементного камня в заколонном пространстве по контакту между цементным кольцом и обсадными трубами, цементным кольцом и породой из-за некачественного первичного цементирования колонн и техногенных нагрузок в процессе эксплуатации скважин. Технологические причины обводнения скважин обусловлены проницаемостной неоднородностью продуктивных пластов, разницей в вязкости воды, используемой в качестве агента для вытеснения нефти, и самой пластовой нефти и образованием конуса подошвенной воды при разработке водонефтяных зон. В перечисленных геолого-физических условиях происходит опережающее вытеснение нефти контурной или закачиваемой водой по высокопроницаемым пропласткам и преждевременное обводнение скважин. Факторы, обусловливающие развитие обводненности, связанной с формированием конуса подошвенных вод. Водяной конус — локальное поднятие поверхности подошвенной воды при эксплуатации скважины в нефтяной или газовых залежах. Образование водяного конуса обусловлено характером распределения гидродинамического давления в окрестности забоя скважины, при котором вертикальная составляющая градиента давления и скорости фильтрации имеет максимальное значение на нижнем конце интервала вскрытия, расположенном выше нефте- или газоводяного контакта (рис.). На формирование водяного конуса оказывают значительное влияние анизотропия пласта и депрессия пластового давления у забоя скважины. Для устойчивости водяного конуса необходимо соблюдение условия: в точке А (где R — давление; Z — вертикальная координата; gв — плотность воды), при нарушении которого вершина водяного конуса заостряется и вода прорывается в скважину. При наличии в пласте непроницаемых глинистых пропластков значительной протяжённости обводнённость скважины уменьшается тампонажем забоя до их уровня. Для процесса конусообразования характерна нестационарность, обусловленная вытеснением нефти (газа) водой. Основные причины нарушения герметичности эксплуатационных колонн. К основным причинам потери герметичности обсадной колонны и разрушения цементного кольца относятся качество первичного разобщения пластов, механическое и коррозионное воздействие при эксплуатации скважины. Потеря герметичности скважин проявляется в виде механического износа эксплуатационных колонн спускаемым скважинным оборудованием при его эксплуатации и ремонтах, а также в виде коррозионного разрушения, обусловленного особенностями проведения химических обработок, развитием сульфатвосстанавливающих бактерий. На потерю герметичности колонны первоначально большое влияние оказывает механический износ, но с увеличением обводненности, образованием отложений солей, развитием сульфатредукции начинают превалировать коррозионные процессы. В первые годы эксплуатации негерметичность колонны может быть обусловлена некачественным первичным цементированием или серьезной аварией скважинного оборудования. Через 10…15 лет эксплуатации, еще до активного коррозионного разрушения, происходит механический износ колонны при спуско-подъемных операциях, который существенно проявляется в наклонно-направленных скважинах. Интенсивно снижается прочность колонны после ремонтно-изоляционных работ (РИР), механических очисток ствола скважины от солей и АСПО или проведения сложных аварийных работ. В последующие годы проблема защиты эксплуатационной колонны от разрушения продолжает обостряться в связи с проявлением осложнений, характерных для добычи нефти на поздней стадии разработки. Заводнение залежи вызывает сложные геохимические и микробиологические процессы, существенно влияющие на состав попутно добываемых вод и образование отложений неорганических солей в скважинах. На поздней стадии разработки отложения в скважинах имеют комплексный состав и содержат неорганические соли, углеводороды, песок и глинистые частицы с включениями сульфида железа Факторы, обусловливающие развитие заколонных перетоков. Перетоки пластовых флюидов, возникающие при освоении и эксплуатации нефтегазовых скважин из-за некачественного тампонирования заколонного пространства, существенно снижают достоверность получаемой из скважины геологической информации, приводят к невосполнимым потерям нефти и газа, загрязнению недр, создают угрозу пожаров и т. д. Цементный камень за обсадной колонной должен быть прочным и непроницаемым, иметь хорошее сцепление (адгезию) с поверхностью обсадных труб и со стенками ствола скважины. Такие высокие требования к цементному камню обусловливаются многообразием его функций: плотное заполнение пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины; изоляция и разобщение продуктивных нефтегазоносных горизонтов и проницаемых пластов; предупреждение распространения нефти или газа в затрубном пространстве под влиянием высокого пластового давления; заякоривание обсадной колонны в массиве горных пород; защита обсадной колонны от коррозионного воздействия пластовых вод и некоторая разгрузка от внешнего давления, другие функции. Направлением в получении герметичного межколонного пространства явилась разработка и внедрение в технологию цементирования расширяющегося тампонажного материала (РТМ), твердеющего с увеличением в объеме (коэффициент линейного расширения не менее 10%) и превосходящего стандартные тампонажные материалы по прочностным параметрам, особенно по прочности сцепления с обсадной колонной (в 6 раз выше, чем у шлаковых цементов). Эти материалы и технологии были внедрены в практику ведущих буровых предприятий Сибири, используются при бурении поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ. Способы устранения негерметичности эксплуатационной колонны. Работы по устранению негерметичности обсадных колонн заключаются в изоляции сквозных дефектов обсадных труб и повторной герметизации их соединительных узлов (резьбовых соединений, стыковочных устройств, муфт ступенчатого цементирования). Повторная герметизация соединительных узлов обсадных колонн состоит в том, что ликвидируют каналы негерметичности в соединительных узлах обсадных колонн тампонированием под давлением. Кроме того, при негерметичности резьбовых соединений обсадных колонн применяют метод довинчивания обсадных труб с устья скважины. Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн производят для ликвидации утечки жидких или газообразных флюидов из колонны через резьбовые соединения, являющиеся причиной негерметичности колонн при опрессовке и источниками межколонных проявлений во время эксплуатации скважин. В качестве тампонирующих материалов используют фильтрующиеся полимерные составы, превращающиеся в предельном состоянии в газонепроницаемый камень (отверждающиеся составы) или гель (гелеобразующие составы). Применение цементного раствора в данном случае запрещается. Допускается использование тампонирующих составов на основе минеральных вяжущих, фильтрат которых отверждается или образует гель. Докрепление негерметичных резьбовых соединений эксплуатационной колонны методом довинчивания обсадных труб с устья скважины применяют в вертикальных и наклонных скважинах для ликвидации негерметичности резьбовых соединений эксплуатационных колонн, расположенных в свободной, т. е. незацементированной и неприхваченной части обсадной колонны, не заклиненной посторонними предметами. Ликвидация каналов негерметичности в стыковочных устройствах и муфтах ступенчатого цементирования. Если негерметичность стыковочного устройства или муфты ступенчатого цементирования характеризуется лишь падением давления в процессе опрессовки и непрерывная прокачка жидкости при допустимых давлениях для колонны невозможна, то каналы утечки изолируют одним из способов тампонирования под давлением Способы восстановления герметичности обсадной колонны, не уменьшающие их внутренний диаметр. Работы по устранению негерметичности обсадных колонн заключаются в изоляции сквозных дефектов обсадных труб и повторной герметизации их соединительных узлов (резьбовых соединений, стыковочных устройств, муфт ступенчатого цементирования МСЦ). Повторная герметизация соединительных узлов обсадных колонн ликвидирует каналы негерметичности в этих узлах тампонированием под давлением. Также применяют метод довинчивания обсадных труб с устья скважины. Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн производят для ликвидации утечки жидких или газообразных флюидов из колонны через резьбовые соединения во время эксплуатации скважины. В качестве материалов используют фильтрующиеся полимерные составы или гель. Применение раствора в данном случае запрещается. Докрепление негерметичных резьбовых соединений экс. колонны методом доворота обсадных труб с устья в вертикальных и наклонных скважинах с незацементированной и неприхваченной части обсадной колонны. Для изоляции сквозных дефектов в обсадных трубах используют способы замены поврежденной части колонны, тампонирования под давлением или установку труб меньшего диаметра против дефекта. Дополнительную колонну спускают внутрь основной колонны, устанавливая башмак ее ниже дефекта и выше продуктивного горизонта или на забое. Иногда спускают летучку, которая перекрывает только интервал дефектов, при этом нижняя и верхняя части экс.колонны остаются прежними. Дополнительную колонну спускают в скважину с последующим цементированием или же с установкой пакера. Длину этой колонны выбирают из расчета создания цементного кольца в затрубе на 30-50 м выше верхнего дефекта в колонне. Также дополнительную колонну спускают с пакером различных конструкций. Наиболее целесообразно применение пакеров механического и гидравлического действия. Способы восстановления герметичности обсадной колонны, незначительно уменьшающие их внутренний диаметр. цементирование через внутритрубное пространство; Установка металлических накладок; установка гофрированных пластырей. Технология ремонта негерметичной обсадной колонны заключается в спуске гофрированного металлического пластыря в скважину на дефект и расширения его до сопряжения с внутренней поверхностью обсадной колонны с помощью дорна. Успешность и результаты ремонта зависят от качества проведенных подготовительных работ в скважине, которые включают: шаблонирование обсадной колонны; промывку скважины; обследование (поиск места) негерметичности обсадной колонны в интервале ремонта; поинтервальную опресовку обсадной колонны. Пластырь из тонкостенной трубы Ст10 с толщиной стенки 3мм позволяет обеспечитьгерметичность эксплуатационной обсадной колонны при избыточном внутреннем давлении до 20 МПа и депрессии до 7 - 8 МПа. Стандартная длина пластыря 9м. Может быть применен пластырь длиной до 15м, сваренный на производственной базе, а также секционный сварной пластырь большей длины, сваренный над устьем скважины Способы восстановления герметичности обсадной колонны, существенно уменьшающие их внутренний диаметр. Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн производят для ликвидации утечки жидких или газообразных флюидов из колонны через резьбовые соединения во время эксплуатации скважины. В качестве материалов используют фильтрующиеся полимерные составы или гель. Применение раствора в данном случае запрещается. Докрепление негерметичных резьбовых соединений экс. колонны методом доворота обсадных труб с устья в вертикальных и наклонных скважинах с незацементированной и неприхваченной части обсадной колонны. Для изоляции сквозных дефектов в обсадных трубах используют способы замены поврежденной части колонны, тампонирования под давлением или установку труб меньшего диаметра против дефекта. Дополнительную колонну спускают внутрь основной колонны, устанавливая башмак ее ниже дефекта и выше продуктивного горизонта или на забое. Иногда спускают летучку, которая перекрывает только интервал дефектов, при этом нижняя и верхняя части экс.колонны остаются прежними. Дополнительную колонну спускают в скважину с последующим цементированием или же с установкой пакера. Длину этой колонны выбирают из расчета создания цементного кольца в затрубе на 30-50 м выше верхнего дефекта в колонне. Также дополнительную колонну спускают с пакером различных конструкций. Наиболее целесообразно применение пакеров механического и гидравлического действия. Факторы, обусловливающие развитие обводненности, связанной с прорывом воды в скважину по наиболее проницаемым пропласткам. Обводнение скважин вызывают такие факторы, как подъем водонефтяного контакта, поступление нагнетаемой и контурной воды по пласту, потеря герметичности ЭК, подтягивание конуса подошвенной воды и ЗКЦ. Содержание ПДВ в скважинной продукции часто увеличивается из-за остановки и глушения скважин для ремонтов. Накопившаяся на забое вода во время простоев поступает в ПЗП, причем радиус ее проникновения может достигать нескольких метров. В зимнее время глушение скважины холодной жидкостью существенно снижает температуру в ПЗП и ухудшает фильтрационные свойства пласта вследствие отложения высокомолекулярных углеводородных соединений. Кроме того, скважины нередко простаивают из-за отключения электричества, ремонта станков-качалок, устьевого оборудования и нефтепроводов. Более того, высокообводненные скважины могут подвергаться самоглушению «собственной» водой с такими же отрицательными последствиями. Все это приводит к увеличению времени освоения скважин и снижению их дебитов. Обводненность продукции может увеличиваться изза плохого качества первичного цементирования скважин. В этом случае на стенках скважины образуется толстая глинистая корка, которая мешает хорошему сцеплению цемента с породой, а пластовые флюиды проникают в цемент в процессе его схватывания. В период критической гидратации обычный цементный раствор теряет способность передавать гидростатическое давление на пласт. Когда это происходит, пластовые флюиды свободно мигрируют в цемент и образуют каналы для дальнейшего поступления пластовых флюидов. При некачественном цементировании в процессе схватывания образуются водные и газовые языки, нарушается сцепление цемента с ЭК при циклическом нагружении, наблюдается неконтролируемая потеря циркуляции, а в пласте при продавке цемента за колонну под действием избыточного давления образуются трещины. Отсутствие цементного кольца за ЭК приводит к возникновению заколонных перетоков соленых вод и рассолов, которые агрессивно воздействуют на металл и становятся причиной сквозных коррозионных отверстий в ЭК. Поступление воды по стволу скважины вызывает ЗКЦ по цементному камню, по контакту обсадных труб с цементным камнем и по контакту цементного камня со стенкой скважины. Кроме того, вода по стволу скважины может поступать из-за нарушения его герметичности в результате разрушения цементных мостов и из-за нарушения герметичности ЭК. Целостность цементного камня после схватывания обычно нарушается в результате механических воздействий при СПО, расширения обсадной колонны и сжатия цемента при опрессовках, расширения и сжатия труб из-за циклических изменений давления и температуры при эксплуатации скважины. Кроме того, нарушить целостность цементного камня способны перфорации, создающие ударные нагрузки на ЭК. |