В процессе добычи газа из газовой залежи скважины, шлейфы, сепараторы, теплообменники, абсорберы, десорберы, турбодетандеры, компрессоры и другое оборудование промысла работает на определенном технологическом режиме.
Технологическим режимом эксплуатации газовых скважин называется рассчитанное изменение во времени дебита, давления, температуры и состава газа на устье скважины при принятом условии отбора газа на забое скважины. Условием отбора газа на забое скважины называется математическая запись фактора, ограничивающей дебит скважины при ее эксплуатации.
Технологический режим эксплуатации скважин зависит от типа газовой залежи (пластовая, массивная), начального пластового давления и температуры, состава пластового газа, прочности пород газовмещающего коллектора и других факторов. Он устанавливается по данным режимных исследований скважин с использованием специального подземного и наземного (поверхностные породоуловители, измерители интенсивности коррозии) оборудования и приборов (нейтронный, акустический, плотностный каротаж, шумомеры, глубинные дебитомеры, измерители давления и температуры).
1. Вскрытие пласта
В зависимости от геологической характеристики, пластового давления, забойной температуры, конечного диаметра колонны, вида и характера пластового флюида выбирают способ вскрытия продуктивного объекта.
Вскрытие продуктивных пластов с размытой кровлей, резко изменяющимися литолого-фациальными характеристиками и строением, с целью уменьшения времени контакта промывочной жидкости с продуктивными породами, осуществляется ступенчатым методом, т.е. первоначальное вскрытие производится пилотным стволом минимально возможного диаметра. После проведения в скважине комплекса промыслово-геофизических исследований по уточнению положения кровли, строения пласта и в зависимости от конструкции забоя скважину добуривают, спускают обсадную колонну, расширяют пилотный ствол в интервале продуктивного пласта до проектного диаметра.
Продуктивные пласты с низкими пластовыми давлениями и проницаемостью целесообразно вскрывать при герметизированном устье с использованием аэрированных жидкостей, газообразных агентов, пенных систем, а также с использованием специальных жидкостей. Если коэффициент аномальности пластового давления находится в диапазоне K, то обеспечить необходимое снижение давления столба жидкости можно применением жидкостей на углеводородной основе. При коэффициенте аномальности K следует использовать аэрированные промывочные жидкости, пену (прил. 1, рис.1) или газообразные агенты.
Давление насыщения нефти газом
... коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности п Повышение температуры снижает вязкость нефти, увеличивает её текучесть. Количество энергии, которое ... объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости (b) или об С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный ...
В зависимости от типа и состава вскрываемого пласта-коллектора используемый промывочный раствор в той или иной степени воздействует на призабойную зону (фильтрат и механические примеси, проникая в пласт, забивают поры коллектора, снижая его проницаемость).
В связи с этим приток пластового флюида в значительной степени зависит от типа, состава и свойств применяемых промывочных жидкостей.
Рис. 1 График распределения давлений по глубине при промывке скважины водой (1), аэрированной водой (2) и пеной (3)
Высокопроницаемые коллекторы, как правило, не подвергаются значительному загрязнению даже при поступлении в них больших объемов промывочной жидкости и ее фильтрата, так как они относительно легко извлекаются из пласта в процессе освоения и пуска скважины. Наоборот, коллекторы средней проницаемости в значительной степени загрязняются при воздействии на них промывочной жидкости и, хотя скважины с таким коллектором легко осваиваются, полной самоочистки призабойной зоны пласта практически не происходит. Низкопроницаемые коллекторы при воздействии на них промывочной жидкости склонны к полной закупорке, что приводит к потере газогидродинамической связи пласта со скважиной. Для восстановления связи необходимо проведение работ по интенсификации притока.
При вскрытии коллекторов с проницаемостью менее 0,001 промывочная жидкость и ее фильтрат проникают в пласт на незначительную глубину, но, несмотря на это, освоение этих скважин крайне затруднено и даже после полной очистки они не дают высоких промышленных дебитов. Для их получения необходимы специальные методы воздействия.
Глубина проникновения фильтрата и промывочной жидкости в пласт определяются репрессией — превышением давления столба промывочной жидкости над пластовым [1].
Степень отрицательного влияния промывочной жидкости на пласт снижают также подбором типа и свойств промывочной жидкости. Наилучшие промывочные растворы для вскрытия продуктивных пластов и глушения скважин — газообразные агенты, безводные жидкости на нефтяной основе, также можно применять обращенные эмульсии с минерализованной водной фазой.
Для улучшения свойств промывочные жидкости на водной основе подвергают физико-химической обработке, после которой они должны отвечать требованиям:
1) фильтрат не должен способствовать набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофобности породы и количества физически связанной воды в порах пласта, а также не должен вступать в физико-химическое взаимодействие с породой пласта-коллектора;
2) твердая фаза промывочной жидкости не должна забивать поры пласта, а при запуске скважины быстро выноситься;
3) поверхностное натяжение на границе фильтрат — пластовый флюид должно быть минимальным;
4) плотность жидкости, ее реологические характеристики при минимальной водоотдаче должны обеспечивать минимальное дифференциальное давление на продуктивный горизонт;
5) степень минерализации и солевой состав фильтрата должны быть близкими к пластовым.
В нефтегазопромысловой практике для вскрытия продуктивных пластов наиболее широко используются: вода, обработанная поверхностно-активные вещества (ПАВ); глинистые растворы обработанная ПАВ (в зависимости от конкретных геолого-физических условий могут быть термостойкими, хлоркальциевыми, эмульсионными и т.д.); безглинистые жидкости (меловые, полимерные); безводные жидкости (нефть, дизельное топливо, различные смеси мазутов с низкой плотностью); инвертные эмульсионные растворы; известково-битумные растворы; смесь дизельного топлива, окисленного битума и извести, может быть обработана ПАВ (сульфонол) в количестве 1-3% от общего объема, в случае необходимости вводится барит [2].
Технология и техника строительства нефтяной эксплуатационной ...
... работ с сохранением минимальных затрат на скважину. Дипломный проект состоит из 7 частей: общей, геологической, технической, специальной части, охраны труда и окружающей природной среды, организационной - экономической части. При разработке дипломного ... ТЕМА 1 Вскрытие продуктивных пластов в процессе бурения 2 Требования к составу и свойствам промывочной жидкости для вскрытия продуктивного горизонта ...
2. Глушение скважин
На месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, для глушения скважин, которые подлежат ремонту, рекомендуется применять концентрированные мелковые пасты. Эти пасты при последующем освоении и после завершения капитального ремонта легко разрушаются соляно-кислотной обработкой. Меловая суспензия, выполняющая роль блокирующего вещества, при взаимодействии с соляной кислотой не образует твердых осадков. В качестве твердой фазы суспензии используют химически осаженный мел (35-40%).
В качестве стабилизатора суспензии используется карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) со степенью полимеризации от 300 до 600 (КМЦ-500 1,5-2,5%), в качестве жидкой фазы — вода (58-63%).
Выбор соотношения компонентов и параметров суспензии зависит от состояния призабойной зоны и геолого-эксплуатационной характеристики: чем больше проницаемость пласта, тем более концентрированной должна быть суспензия. Приготовление пасты: в 50% общего объема воды растворяют с помощью гидросместителя КМЦ до получения однородного до вязкости раствора. В оставшиеся 50 % воды затворяют мел и тщательно перемешивают при помощи гидросместителя в течение 30 мин. Оба раствора смешиваются и в течение 1 часа перемешиваются до получения необходимых параметров.
В том случае, когда скважина, подлежащая ремонту, заполнена газом, перед ее глушением путем кратковременной продувки забой очищается от загрязнений. После этого часть пасты по колонне насосно-компрессорной трубы (НКТ) закачивают на забой. При резком повышении давления закачки, свидетельствующем о начале блокирования призабойной зоны пласта, приоткрывают задвижку на затрубном пространстве и газ выпускают в атмосферу до появления жидкости. Остальная часть пасты транспортируется на забой сифонным столбом и расходуется в зависимости от вида предстоящих работ (или задавливается на пласт, или идет на заполнение ствола в интервале, подлежащем перфорации).
В том случае, когда в скважине имеется столб жидкости (обводнившаяся скважина), она разряжается в атмосферу. По колонне НКТ закачивается расчетное количество (в объеме колонны НКТ) пасты и продавочной жидкости. В затрубное пространство нагнетается продавочная жидкость в объеме, равном объему затрубного пространства в интервале от устья до уровня пластовой воды. Избыточным давлением расчетное количество пасты задавливается в пласт. Излишки пасты удаляют из скважины обратной промывкой, после чего скважину ремонтируют.
Обвязка оборудования и порядок работ осуществляется по аналогии с технологией вскрытия скважин пеной (см. прил. 2).
Глушение скважины производят путем прокачки пенообразующей жидкости под давлением 10-15 МПа при открытой задвижке на затрубном пространстве и шлейфе. Для регистрации технологических параметров используют станцию контроля цементирования [2].
В процессе закачки пены контролируют давление на головке скважины. Давление первоначально снижается, а затем, по мере заполнения скважины пеной, — повышается. В это время необходимо постепенно выпускать газ из трубного пространства до появления циркуляции. Количество закачиваемой пенообразующей жидкости определяется для каждой скважины опытным путем в зависимости от пластового давления, глубины скважины и особенностей месторождения. В среднем для месторождений, находящихся на поздней стадии, в скважины (в трубное и межтрубное пространство) закачивается объем пенообразующей жидкости на высоту 150-200 м.
Подземный ремонт скважин. Виды подземных ремонтов, применяемая ...
... его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины. Устье скважины в зависимости от ... у которых все стволы выстреливают одновременно — залпом. Такие перфораторы лучше ... трещин. 3. Перфораторы селективного, или раздельного, выборочного действия, дающие возможность ... Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежей (изменением давления, положения водонефтяного ...
В ряде случаев для глушения скважин перед капитальным ремонтом рекомендуется использовать:
1) стабильные высоковязкие гидрофобные эмульсии, которые не фильтруются в пласт и полностью из него извлекаются; для их приготовления используют сочетание ионоактивного вещества (лиссапол) и ионоактивного органического соединения (КМЦ), которое служит эффективным активатором для стабильной высоковязкой эмульсии; плотность эмульсий регулируют раствором хлористого кальция;
2) полимерные жидкости, приготовленные на основе товарного 8 %-ногополиакриламида, технических солей, неиногенных ПАВ, технической воды [1].
3. Освоение скважин
Освоение скважин — это комплекс промысловых работ в скважинах, проводимый с целью получения промышленного притока пластового флюида. При освоении скважины в эксплуатационную колонну спускают колону НКТ соответствующего диаметра, устье скважины оборудуют фонтанной арматурой.
Условия освоения скважины, задавленной жидкостью, определяются рассмотрением баланса давлений в скважине, гидростатического давления столба флюида и потерь давления на трение при давлении пластового флюида в стволе скважины.
Выбор способа освоения скважины в значительной степени определяется соотношением пластового и гидростатического давлений.
При пластовом давлении выше гидростатического освоение скважины сводится, как правило, к последовательной замене тяжелой промывочной жидкости в стволе на жидкости с меньшими плотностями (вода, нефть, конденсат).
Замещающую промывочную жидкость, приготовленную в необходимом количестве в отдельной емкости, закачивают насосным агрегатом в межтрубное пространство.
Выходящая из НКТ промывочная жидкость собирается в отдельную емкость при постоянном контроле за ее плотностью, наличием газа.
При проведении работ необходимо соблюдать условие плавного снижения противодавления на пласт. Следует учитывать тот факт, что при освоении новых скважин после бурения или капитального ремонта почти всегда значение депрессии для вызова притока из пласта бывает больше, чем в эксплуатирующихся скважинах с установившимся режимом. Жидкость следует заменять главным образом обратной промывкой, при этом восходящий поток пластового флюида будет стремиться в колонну НКТ, башмак которой установлен в зоне перфорации. После появления притоков флюида следует прекратить дальнейшее снижение плотности раствора в скважине и наблюдать за характером притока. Дальнейшее снижение плотности промывочной жидкости осуществлять только в том случае, если интенсивность притока не может обеспечить нормальное освоение скважины.
В том случае, когда продуктивный пласт сложен низко- или высокопроницаемыми, но сильно загрязненными породами, на призабойную зону необходимо дополнительно воздействовать, чтобы очистить ее от загрязнения и интенсифицировать приток. Вид и характер обработок выбирают в зависимости от конкретных условий в данной скважине (тип, состав и строение продуктивного пласта, пластовая температура, давление, флюид и т.п.).
Гидродинамические методы исследования скважин на Приобском месторождении
... комплексов; определение (оценка) МПФС и параметров пластов - гидропроводности в призабойной и удаленных зонах пласта, скин-фактора, коэффициентов продуктивности (фильтрационных сопротивлений) скважин; пространственного распределения коллекторов, типа пласта коллектора (его деформационных свойств), ...
При освоении скважин с низким пластовым давлением (ниже или равным гидростатическому) и незагрязненным продуктивным пластом следует проводить работы по дальнейшему снижению гидростатического давления в скважине путем запуска ее компрессором, аэрирования жидкости и использования пенных систем.
При запуске скважины компрессором воздух (газ) закачивают в затрубное пространство (или НКТ).
Когда давление компрессора или прочностная характеристика обсадной колонны не позволяют продавить жидкость воздухом до башмака НКТ, применяют различные сочетания способов закачки воздуха в НКТ или затрубное пространство.
Аэрирование жидкости осуществляют путем закачки в скважину газожидкостной смеси при одновременной работе насосного агрегата и компрессорной установки. Давление нагнетания жидкости и газа не может быть выше давления создаваемого компрессором.
Сущность метода состоит в постепенном снижении плотности жидкости в скважине за счет нагнетания в затрубное пространство сжатого воздуха (газа), который, попадая в колонну НКТ, аэрирует жидкость, снижая плотность смеси. При этом противодавление на пласт снижается и в определенный момент скважина начинает фонтанировать. Скорость нисходящего потока должна быть больше (на 0,2—0,3 м/с) скорости всплывания пузырьков воздуха в жидкости, так как в противном случае в затрубном пространстве будут образовываться воздушные пробки, что приведет к быстрому повышению давления на компрессоре. Для контроля за качественным проведением операции на воздушной и водяной линиях должны быть установлены расходомеры. После того как аэрированная жидкость поступит в колонну НКТ, давление в воздушной и водяной линиях начнет падать. Появление пузырьков воздуха (газа) на устье скважины или уменьшение давления на продавочном агрегате свидетельствует о снижении плотности жидкости в колонне НКТ. С этого момента следует постепенно увеличивать подачу воздуха и снижать количество нагнетаемой жидкости. Когда столб жидкости окажется достаточно аэрированным, полностью прекращается подача жидкости, и в затрубное пространство подается сжатый воздух при полной подаче компрессора до полного продавливания всего столба смеси [1].
С целью предупреждения взрывов (смесь воздуха с газом) при проведении работ на газовых и газоконденсатных скважинах рекомендуется вместо воздуха использовать сжатый газ.
Метод освоения скважин двухфазными пенами применяют при освоении скважин с низкими пластовыми давлениями, продуктивными горизонтами, подвергшимися длительному воздействию промывочной жидкости, и скважин, где необходимо создание глубоких депрессий с длительным временем действия.
Технология работ по освоению скважин пенными системами (прил.2) состоит в замене промывочной жидкости, находящейся в скважине, пеной со степенью аэрации, подобранной таким образом, чтобы ее можно было полностью удалить из скважины воздухом от компрессора (газом от шлейфа), при этом гидростатическое давление столба пены должно быть меньше пластового.
Причины кольматации призабойной зоны скважин при первичном вскрытии
... при наличии в продуктивном интервале неоднородных по проницаемости пропластков. Такое состояние изученности влияния кольматации призабойной зоны на продуктивные характеристики скважин существенно снижает ... коллектор имеет низкую проницаемость, а также характеризуется содержанием глинистых фракции, то физический контакт жидкости глушения (ЖГ) с породой пласта приводит к образованию в призабойной зоне ...
Аэратор или газожидкостный эжектор используют для приготовления пены. Аэратор представляет собой устройство, состоящее из двух труб, расположенных одна в другой. Внутренняя труба, через которую поступает воздух, перфорирована. Пенообразующую жидкость подают во внешнюю трубу. В аэраторе пенообразующая жидкость и воздух интенсивно перемешиваются. Получение необходимой степени аэрации достигается регулированием расхода пенообразующей жидкости и воздуха. При применении аэратора максимальное давление закачки не может превышать максимального давления, развиваемого компрессором.
Для получения давления закачки пены выше давления, развиваемого компрессором, или давления в газопроводе (шлейфе) следует вместо аэратора использовать газожидкостный эжектор. При освоении скважины пеной с применением эжектора его приемную камеру через обратный клапан и задвижку соединяют с компрессором (шлейфом), вход эжектора — также через обратный клапан с насосным агрегатом, а выход— со скважиной [2].
4. Воздействие на призабойную зону скважин
Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляются через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) — область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся — при закачке. Здесь скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине.
Воздействие на призабойную зону скважин проводят для: восстановления проницаемости призабойной зоны пласта; снижение фильтрационного сопротивления как призабойной, так и отдаленной от забоя скважины зоны пласта; восстановления проницаемости призабойной зоны пласта многообъектной продуктивной залежи.
Очень важно сохранить ПЗС в таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗС, была бы достаточно мала как при отборе жидкости из пласта, так и при нагнетании в пласт. Само бурение скважины уже вносит изменения в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Перфорация обсадной колонны сопровождается кратковременным воздействием на ПЗС ударных волн различных частот, которые воздействуют на кристаллы, слагающие породу, и вызывают пьезоэлектрический эффект на гранях этих кристаллов. Возникающее электрическое поле, в зависимости от его полярности, интенсивности и продолжительности существования, может либо тормозить, либо способствовать фильтрации (явление осмоса), влиять на формирование аномальных жидкостных слоев на границе с поверхностью пор пласта.
В процессе добычи нефти вся извлекаемая пластовая жидкость — нефть, вода и газ — проходит через призабойные зоны добывающих скважин и вся нагнетаемая в пласты вода — через ПЗС нагнетательных скважин.
Эти процессы происходят при температурах и давлениях, отличных от тех, при которых эти жидкости (или газы) были первоначально на поверхности или в пласте. В результате в ПЗС, как в фильтре, могут откладываться как различные углеводородные компоненты (смолы, асфальтены, парафины и др.), так и различные соли, выпадающие из растворов в результате нарушения термодинамического равновесия.
Повышение нефтеотдачи пласта путем закачки гелеобразующих композиций ...
... различной толщины. По материалам ГИС и опробования в глубоких скважинах установлено отсутствие в разрезе свиты пластов-коллекторов. Общая толщина свиты 220 - 270м. Васюганская свита (J ... - раннекаменноугольный возраст. С этими породами, имеющими трещинно-кавернозный тип коллектора, связывается получение в скважине небольшого количества парафинистой нефти. Выше по разрезу, в интервале глубин ...
Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на ПЗС для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта [1].
Все методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые.
Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения и др. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка.
Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится ГРП. Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых пли очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями.
Таким образом, выбор метода воздействия основывается на тщательном изучении термодинамических условий и состояния ПЗС, состава пород и жидкостей, а также систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении.
Удаление из призабойной зоны песчано-глинистых продуктивных пластов влаги (фильтрат промывочной жидкости, связанная вода, влага, выпавшая из паровой фазы) будет способствовать снижению фильтрационных сопротивлений притоку газа, увеличению дебита при одновременном снижении депрессии на пласт. Призабойную зону осушают закачиванием в пласт различных летучих жидкостей (сжиженные газы, спирты, конденсатлегких углеводородов), газообразных влагопоглотителей (осушенный, подогретый газ, азот, углекислый газ), а также нагревом призабойной зоны.
Осушка призабойной зоны пласта метиловым спиртом позволяет не только вытеснить воду, но и разрушить и вымыть глинистые частицы, кольматирующие поры пласта. Работы проводятся путем закачки метилового спирта (метанола) в пласт из расчета 0,3-0,7 на 1 м эффективной мощности пласта и выдержки метанола в пласте в течение 16-20 ч. Затем скважину осваивают.
При осушке призабойной зоны скважин газообразными влагопоглотителями можно использовать газ высоконапорного горизонта, предварительно осушенный и подогретый. Закачка газа должна чередоваться продувкой скважины (в атмосферу, газопровод) на пульсирующих режимах. Во время продувки из пласта вместе с газом выносятся пары воды и частицы глины. Для этого рекомендуется применять также азот и углекислый газ.
Нагрев призабойной зоны пласта для ее осушки осуществляется забойными электронагревателями и горелками. Наиболее эффективен этот метод в низкопроницаемых коллекторах с высоким содержанием глин.
Под химическим воздействием на пласт подразумевается обработка его кислотами (соляной, уксусной, плавиковой, муравьиной или их смесями).
Выпускной квалификационной работы Оценка эффективности методов ...
... НГДУ «Юганскнефть», НГДУ «Майскнефть», НГДУ «Правдинскнефть») в 2004 году. Приобское месторождение ЦДНГ-12, являющееся собственностью ООО «Юганскнефтегаз», открыто в 1982 г., введено ... закупоривающих поровое пространство коллектора. Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмечается в результате проникновения в неё рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ. ...
В ряде случаев для повышения эффективности процесса обработки в кислотный состав необходимо вводить ПАВ, ингибиторы коррозии, замедлители скорости реакции с породами, понизители трения, спирты азота, углекислый газ и т.д.
Для обработки карбонатных пород кроме соляной применяют уксусную кислоту и их смеси, муравьиную кислоту и ее смесь с соляной.
При выборе технологии и проведения соляно-кислотной обработки необходимо, кроме свойств пласта и условий в призабойной зоне, учитывать ранее проводимые обработки, объем кислоты, закачанной в пласт, количество растворенной при этом породы, степень загрязненности пласта глинистым раствором при глушении (или вскрытии), характеристику промывочной жидкости, близость или наличие пластовых вод [2].
5. Влияние зоны с улучшенными фильтрационными свойствами на накопление ретроградного конденсата у забоя скважин
Мероприятия по интенсификации, связанные с улучшением коллекторских свойств прискважинных зон пласта, неизбежно вносят определенные изменения в распределение пластового давления и поле скоростей флюидов у забоя скважины. Поэтому можно предположить, что искусственно созданная неоднородность коллектора может оказывать решающее воздействие на условия накопления ретроградного конденсата в призабойной зоне скважины, а следовательно, и на дополнительное изменение продуктивности газоконденсатных скважин. В связи с этим представляется необходимым определить возможности искусственного регулирования процесса накопления ретроградного конденсата в призабойной зоне скважины путем изменения проницаемости коллектора в этой зоне. Наиболее простой случай неоднородности пласта возникает при стандартных кислотных обработках или иных методах, вызывающих изменение проницаемости пласта по всей толщине. Именно такой случай и следует рассмотреть при определении общих положений по влиянию на продуктивность скважин параметров зоны с улучшенными коллекторскими свойствами.
Результаты расчетов показывают, что при определенных условиях увеличение абсолютной проницаемости коллектора у забоя скважины может вызвать не только количественные, но и качественные изменения процесса накопления ретроградного конденсата в призабойной зоне скважины. Качественные изменения в характере накопления конденсата наступают при некоторых значениях соотношения проницаемостей зон пласта и значениях радиуса зоны повышенной проницаемости. Это наглядно подтверждают представленные на рис. 2 данные по различным вариантам эксплуатации скважины. На рис. 2 представлено распределение насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины, а на рис. 3 показано распределение в ней давления. Все эти данные приведены для пластового давления, равного 20 МПа.
Рис. 2. Распределение насыщенности ретроградным конденсатом в призабойной зоне скважины
Рис. 3. Распределение давления в призабойной зоне скважины
Как видно из рис. 2, эксплуатация скважины в однородном по проницаемости пласте (вариант 1У) приводит к значительному накоплению конденсата у забоя скважины в зоне радиусом 5-6 м (максимальные значения насыщенности составляют 0,48-0,49).
Выпускной квалификационной работы: «Обзор методов интенсификации ...
... политики в области интенсификации нефтедобычи. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих и приемистость нагнетательных скважин. Одни из методов интенсификации на ЮТМ это ... Средняя абсолютная глубина залегания кровли коллекторов по скважинам залежи пласта Б-VIII1-1971 м, залежи пласта Б-IX-1990 м., залежи пласта В-I-2024 м. По ...
Вне этой зоны значения насыщенности оказываются близкими к среднепластовым. Накопление конденсата в призабойной зоне скважины вызывает существенное уменьшение в этой зоне фазовой проницаемости коллектора для газа. В результате уменьшается и значение «приведенной» проницаемости пласта. В диапазоне пластовых давлений 15-40 МПа «приведенная» проницаемость составляет 0,15-0,16. Минимальные ее значения приходятся на область давлений максимальной конденсации системы (около 30 МПа).
Увеличение в расчетах проницаемости коллектора в 10 раз в зоне радиусом 2,5 м вокруг скважины (при прочих равных условиях) приводит к уменьшению насыщенности коллектора жидкостью. Так, при тех же значениях дебитов газа, что и в случае однородного коллектора, максимальная насыщенность коллектора у забоя скважины составляет 0,40 (рис. 3, вариант 2У).
Данное явление обуславливается менее значительным понижением давления у забоя скважины (относительного среднего пластового), чем в случае однородного коллектора. Депрессия в этом случае составляет 2 МПа (при 8-10 МПа в случае однородного коллектора).
Увеличение депрессии на забое скважины не только вызывает возрастание дебита газа по скважине, но и усиливает процесс накопления ретроградной жидкости в призабойной зоне скважины. Наличие в этом случае высокопроницаемой зоны у забоя скважины вызывает увеличение размеров в области накопления конденсата у забоя скважины и насыщенности в этой области по сравнению с вариантами притока газоконденсатной смеси к скважине в однородном пласте. В качестве примера на рис. 2 представлено распределение конденсата в призабойной зоне скважины для варианта 3У. Этот вариант отличается от варианта 2У только более значительными депрессиями на забое скважины, равными по величине депрессиям для однородного коллектора (вариант 1У).
Как видно из этого рисунка, накопление конденсата в варианте 3У значительней даже, чем в варианте с однородными пластом. Это объясняется тем, что для данного уровня забойного давления изменение скорости фильтрации газовой фазы требует (из-за различия подвижностей фаз) изменения насыщенности коллектора фазами. Равновесие между фильтрующимся газом и ретроградной жидкостью с возрастанием скорости фильтрации газа устанавливается при более высокой насыщенности коллектора жидкостью.
С увеличением радиуса зоны повышенной проницаемости коллектора, даже при сравнительно незначительном соотношении проницаемостей зон, накопление конденсата у забоя скважины может приобрести уже иной качественный характер. В отличие от обычной формы профиль насыщенности конденсатом коллектора имеет в призабойной зоне скважины два максимума. Для рассматриваемых условий и соотношения проницаемости зон, равного 10, качественное изменение профиля коденсатонасыщенности отмечается уже при увеличении радиуса зоны повышенной проницаемости до 5 м (вариант 4У).
Отмеченный эффект качественного изменения в характере распределения конденсатонасыщенности коллектора в призабойной зоне скважины обусловлен влиянием зональной неоднородности пласта на поле пластового давления. Основное накопление конденсата в коллекторе за счет «динамической» конденсации происходит в области резкого изменения давления. Для однородного коллектора давление вокруг скважины распределяется в соответствии с логарифмическим законом, и основное изменение давления происходит непосредственно у забоя скважины (рис. 3, вариант 1У).
Естественно, что в этом случае и основной прирост насыщенности коллектора конденсатом происходит у скважины в виде «конуса».Образование у скважины зоны повышенной проницаемости вносит определенные «деформации» в воронку депрессии: распределение давления во внешней (низкопроницаемой) и внутренней (высокопроницаемой) областях описывается в соответствии с логарифмическим законом, но при различных показателях (например, рис. 3, варианты 5У и 8У).
Таким образом, проведенные исследования показывают, что увеличение проницаемости призабойной зоны скважины может изменить характер накопления конденсата в призабойной зоне скважин. При определенных условиях профиль конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважин. При определенных условиях профиль конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины претерпевает существенные изменения: формируются два максимума — один из которых расположен непосредственно у забоя скважины, а второй на границе раздела зон разной проницаемости. Интенсивное накопление конденсата на границе разнопроницаемых зон объясняется резкимизмененим давления в этой области.
Это явление может быть использовано для увеличения продуктивности газоконденсатных скважин за счет проведения различных мероприятий по интенсификации притока флюида, увеличивающих абсолютную проницаемость коллектора. При проведении мероприятий по увеличению проницаемости призабойной зоны пласта (таких, к примеру, как соляно-кислотная обработка скважин) можно добиться существенного увеличения продуктивности газоконденсатных скважин за счет не только увеличения абсолютной проницаемости коллектора, но и повышения относительной фазовой проницаемости его для газа. Необходимым условием проявления этого эффекта является создание зоны повышенной проницаемости определенного радиуса, равного некоторому критическому значению, который, в свою очередь, определяется отношением проницаемости коллектора в обработанной зоне к ее среднему по пласту значению.[1]
6. Увеличение продуктивности скважин за счет изменения смачиваемости коллектора
Изменение смачиваемости коллектора призабойной зоны скважины может стать довольно перспективным методом повышения продуктивности газоконденсатных скважин. Как уже отмечалось выше, процесс накопления ретроградного конденсата у забоя скважин и изменение скорости фильтрации газа в значительной мере зависят от вида фазовых проницаемостей. Фазовые проницаемости в призабойной зоне скважин могут изменяться обработкой этой зоны растворами ПАВ и других химических веществ, которые разрушают адсорбированную на поверхности породы пленку конденсата и гидрофилизируют породу. Приходится признать, что в настоящее время проблема изменения смачиваемости коллектора в прискважинной зоне пласта изучена еще в недостаточной мере. Одной из немногих работ, посвященной решению данной проблемы, является работа Р. М. Кондрата [3], в которой в качестве растворов ПАВ для воздействия на смачиваемость породы пласта предлагаются растворы блоксополимеров окисей этилена и пропилена ГДПЭ-108.
Перечисленные ПАВ были рекомендованы в [3] на основе широкого комплекса лабораторных исследований их адсорбционных и смачивающих свойств. Исследования адсорбции блоксополимеров из воды и растворов различных химических веществ проводили на экстрагированном и обработанном конденсатом кварцевом песке в статических и динамических условиях. В качестве растворителей использовали дистиллированную воду, метанол, 12 %-ный раствор соляной кислоты и 10 %-ный раствор хлористого кальция. Массовая доля блоксополимера (ГДПЭ-108) в растворителе составляла 0,0625; 0,125; 0,25; 0,5; 1 и 2 %. При изучении адсорбции блоксополимеров в статических условиях в пробирку засыпали 10 г экстрагированного кварцевого песка и заливали 20 г исследуемого раствора. Раствор выдерживали в контакте с песком при периодическом перемешивании в течение 2, 8, 24 и 48 ч. После этого раствор сливали и определяли поверхностное натяжение его на границе с воздухом и по натяжению, используя тарировочную кривую, находили концентрацию ПАВ в растворе. Количество адсорбированного ПАВ вычисляли по разности содержания его в растворе по адсорбции и после нее. В опытах по изучению адсорбции ПАВ из растворов на кварцевом песке в динамических условиях через кернодержатель с навеской 10 г песка (экстрагированного или обработанного конденсатом) пропускали с постоянной скоростью исследуемый раствор ПАВ. После прохождения определенного объема раствора через песок замеряли концентрацию в нем ПАВ. Опыты по десорбции ПАВ проводили путем прокачки через песок дистиллированной воды и углеводородного конденсата.
Полученные в [3] экспериментальные данные указывают на возможность периодической обработки прискважинных зон газоконденсатных пластов растворами ПАВ для изменения их смачиваемости. Для всех исследованных растворов количество адсорбированного вещества увеличивается с ростом содержания его в растворе и времени адсорбции. Наибольшее количество ПАВ адсорбируется из раствора 12 %-ной соляной кислоты. Затем в порядке уменьшения адсорбции располагаются метанол, вода и 10 %-ный раствор хлористого кальция. В зависимости от типа растворителя оптимальная массовая доля ГДПЭ-108 в нем составляет 0,8—1,2 %.
Опыты по адсорбции ПАВ в динамических условиях проводились автором работы [3] с растворами ГДПЭ-108 в воде (экстрагированный песок) и метаноле (обработанный конденсатом песок) с массовой долей 0,0625; 0,125; 0,25; 0,5; 1 % при различной скорости фильтрации их через образец несцементированного песчаника длиной 5,8 см и диаметром 1,17 см. Они показали, что, как и в статических условиях, из метанольных растворов ГДПЭ-108 адсорбируется большее количество ПАВ, чем из раствора ГДПЭ-108 в воде.
Скорость фильтрации мало влияет на значение адсорбции. Так, при прокачке через образец несцементированного песчаника десяти поровых объемов раствора ПАВ получены близкие значения адсорбции. Однако в связи с малой продолжительностью взаимодействия раствора с пористой средой для получения того же эффекта в динамических условиях требуются значительно большие, чем в статических условиях, объемы растворов ПАВ. Данные результаты указывают на необходимость при обработках скважин закачивать растворы в призабойную зону пласта с максимально возможной скоростью с последующей выдержкой их в пористой среде в течение 8 ч. При прокачке через пористую среду 2—2,5 поровых объемов метанольного раствора ГДПЭ-108 с массовой долей 0,25 % при скорости фильтрации 6,11 * 10 м/с с поверхности песка полностью удаляется углеводородная пленка, а изотерма адсорбции из области отрицательных значений переходит в область положительных значений.
В опытах по десорбции после достижения определенной адсорбции ГДПЭ-108 на кварцевом песке через образец пористой среды прокачивали дистиллированную воду. Количество адсорбированного на песке ПАВ существенно снижается при прокачке первых четырех поровых объемов воды, затем изменяется медленно. Для уменьшения количества адсорбированного ПАВ в 2 раза необходимо прокачать через образец 250 поровых объемов воды. Приведенные данные свидетельствуют о высоких адсорбционных свойствах блоксополимеров.
Исходя из результатов проведенных исследований, Р. М. Кондратом был разработан метод физико-химических обработок призабойных зон газоконденсатных скважин с целью повышения их продуктивности. Он включает удаление пленки конденсата с поверхности поровых каналов с последующей их гидрофилизацией. Для обработок скважин предлагается использовать растворы блоксо-полимера ГДПЭ-108 в метаноле или воде с массовой долей их в 1 %. Возможный вариант реализации метода—предварительная очистка призабойной зоны пласта от тяжелых углеводородов с помощью углеводородных растворителей.
Тем не менее следует признать, что проблема повышения продуктивности газоконденсатных скважин путем изменения смачиваемости коллектора в прискважинной зоне пласта требует дальнейшего изучения. Описанные в литературе экспериментальные данные в основном касаются вопросов адсорбции ПАВ на поверхности пород и в меньшей мере описывают сам процесс изменения смачиваемости породы. Для создания соответствующих технологий воздействия на призабойную зону пластов необходимо также провести соответствующие теоретические и промысловые исследования.
работа освоение скважина
7. Подземный ремонт скважин
Подземный ремонт скважин (текущий и капитальный) — комплекс работ по проверке, частичной или полной замене подземного оборудования, очистке стенок и забоев скважин от загрязнений по восстановлению продуктивности скважин, а также восстановлению герметичности колонн и технического состояния скважин или их ликвидации.
В скважинах, находящихся в эксплуатации, проводят планово-предупредительный (профилактический и восстановительный) ремонт в соответствии с заранее составленными графиками, чтобы выявить и предупредить различные отклонения от установленного технологического режима. В процессе восстановительного ремонта устраняют причины, повлекшие резкое ухудшение установленного технологического режима.
Работу скважины характеризуют межремонтный период — продолжительность эксплуатации скважины между ремонтами и коэффициент эксплуатации — отношение фактически отработанного времени к календарному (скважино-месяцы).
Перед началом ремонта фонтанной арматуры, забойного оборудования и обсадных колонн, ремонтно-изоляционных, исправительных и ловильных работ необходимо провести глушение скважины.
В зависимости от глубины, геолого-технической характеристики ремонтируемой (или вновь вводимой в эксплуатацию) скважины цели ремонта и его технология могут быть различны.
При разборке с сборке фонтанной арматуры вначале разъединяют боковые фланцы, снимают буферный патрубок и взамен него ставят подъемный патрубок с приваренным фланцем на нижнем конце и муфтой на верхнем. Отвинчивают болты между тройником и центровой (посадочной) задвижкой, элеватор заводят под муфту подъемного патрубка и приподнимают арматуру в обратном порядке.
В том числе, когда во время спуско-подъемных операций начинаются газопроявления с целью быстрого закрытия скважины, посадочную задвижку с переводником следует отсоединить от арматуры и к переводной катушке присоединить одну-две трубы, а к задвижке — подъемный патрубок. В случае необходимости собранную компоновку присоединяют к поднимаемым (спускаемым) трубам, сажают всю колонну НКТ на тройник, крепят болты и приступают к глушению скважины.
При спуске колонны НКТ следует тщательно крепить резьбовые соединения и докреплять муфты.
При допуске колонны НКТ необходимо, чтобы допускаемые трубы по марке, диаметру и резьбе соответствовали трубам, находящимся в скважине. Замене подлежат трубы с изношенными резьбовыми соединениями, трещинами и раковинами на теле и отложениями солей на внутренней поверхности труб.
Песчаные пробки удаляют из ствола скважин промывкой водой, различными жидкостями, пенами, газожидкостными смесями, продувкой воздухом, очисткой скважинф с помощью струйного насоса, желонки, гидробура [2].
На все виды по капитальному ремонту скважины составляют наряд, при изменении или дополнении плана работ — дополнительный. После окончания капитального ремонта скважины составляют акт о сдаче-приеме скважины с описанием работ, проведенных на ней в процессе ремонта.
Перед началом ремонта скважины необходимо ее обследовать, чтобы определить глубину забоя уровня жидкости, состояние эксплуатационной колонны и фильтровой части, определить местонахождение и состояние оставшихся в скважине НКТ и других посторонних предметов. Дефекты в эксплуатационной колонне (трещины, пропуски в резьбовых соединениях) находят путем испытания отдельных ее интервалов на герметичность (установкой искусственного забоя, съемного пакера).
С помощью геофизических методов определяют: изменение температуры по стволу скважины, высоту подъема цемента за колонной, затрубные циркуляции жидкости, интервалы притока и поглощения жидкости.
Перед началом работ по капитальному ремонту скважины необходимо исследовать ее устье. Проверяют состояние колонной головки с целью определения герметичности соединения пьедестала с эксплуатационной колонной, состояние внутренней поверхности пьедестального патрубка. В случае необходимости патрубок заменяют.
Если невозможно устранить дефект эксплуатационной колонны, а ее диаметр позволяет, то спускают дополнительную колонну с установкой башмака ниже дефектного интервала. Дополнительную колонну цементируют или устанавливают межколонныйпакер. После окончания цементирования дополнительную колонну проверяют шаблоном на проходимость и испытывают на герметичность. Вторичное цементирование проводят для изоляции продуктивного горизонта от притока воды; перекрытия фильтра при переходе на эксплуатацию выше или ниже залегающих пластов; перекрытия дефекта в эксплуатационной колонне; укрепления призабойной зоны пласта и т.д.
Для вторичного цементирования используют различные тампонажные материалы и добавки к ним, которые выбирают в зависимости от условий и цели проведения работ (давление, температура, размеры пор; наличие агрессивных компонентов, приемистость пласта и др.).
Изоляционные работы — один из видов капитального ремонта скважин, проводимый с целью ликвидации прорыва в скважину пластовых вод. Проводят работы по изоляции вод верхних, нижних, подошвенных и поступающих через соседние скважины, по селективной изоляции вод при эксплуатации скважиной слоистого неоднородного пласта или нескольких продуктивных горизонтов [1].
8. Расчет обработки призабойной зоны кислотными растворами
Кислотная обработка призабойной зоны скважин основана на способности некоторых кислот растворять определенные минералы, входящие в состав пород. Обработка состоит в закачке в призабойную зону скважин порции кислоты и последующем удалении из пласта образовавшихся продуктов реакции кислоты с породой. Обычно для обработки применяют соляную кислоту, которая растворяет карбонаты нефтесодержащих пород. При наличии в пародах глинистого цемента применяют соляную кислоту с добавкой плавиковой кислоты.
Расчет кислотной обработки призабойной зоны скважины сводится к определению объема рабочего раствора соляной кислоты выбранной концентрации, количества воды, необходимой для его приготовления, количества различных добавок к рабочему раствору: ингибиторов коррозии, стабилизаторов или замедлителей скорости реакции, между соляной кислотой и породой, интенсификаторов или ПАВ.
Кислотная обработка может применяться в скважинах, эксплуатирующая карбонатные, трещиннопоровые пласты любой толщины. Объектами обработок могут быть некачественно освоенные (после бурения или капитального ремонта) скважины и скважины, существенно снизившие дебит в процессе эксплуатации. Обработки назначаются по определению текущего и конвенциального коэффициентов продуктивности. Для проведения соляной обработки нагнетательных скважин следует выбирать скважины, которые должны удовлетворять следующим требованиям:
- приемистость скважины более 500 м 3 /сутки и со временем снижения до 100 м3 /сутки и ниже;
- скважина должна изливать;
- устьевая арматура и эксплутационная колонна должны быть герметичными.
Кислотная обработка может применяться в скважинах, эксплуатирующих карбонатные, трещинно-поровые пласты любой толщины. Объектами обработок могут быть некачественно освоенные (после бурения или капитального ремонта)скважины и скважины, существенно снизившие дебит в процессе эксплуатации. Обработки назначаются по определению текущего и потенциального коэффициентов продуктивности.
Для проведения кислотной обработки нагнетательных скважин следует выбирать скважины, которые должны удовлетворять следующим требованиям:
- а) проницаемость вскрытых пластов — 300 — 600 мдарси и выше;
- б) приемистость скважины более 500 м/сутки и со временем снижения до 100 м/сут и ниже;
- в) скважина должна изливать;
- г) устьевая арматура и эксплуатационная колонна должны быть герметичными [1].
Солянокислотная обработка призабойных зон скважин предназначена для очистки поверхности забоев (фильтровой части) скважин и увеличения проницаемости призабойной зоны пласта в целях увеличения дебита добывающих или приемистости нагнетательных скважин, сокращения сроков их освоения.
Солянокислотная обработка основана на способности растворения карбонатных пород (известняков и доломитов) соляной кислотой в результате химических реакций, протекающих при взаимодействии соляной кислоты с породами следующим образом.
Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами — двухлористый кальций (СаСl 2 ) и двухлористый магний (MgCl2 ) хорошо растворяются в воде. Эти продукты вместе с остатками прореагировавшей кислоты извлекаются на поверхность при промывке скважины. Углекислый газ (СО2 ) в зависимости от давления выделяется в виде свободного газа или растворяется. В результате реакции соляной кислоты с карбонатными породами и вымыванием продуктов реакции в призабойной зоне пласта образуют поровые каналы большого сечения, что ведет к увеличению проницаемости призабойной зоны пласта, а следовательно, и производительности (приемистости) скважин.
Эффективность солянокислотных обработок скважин зависит от концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое, характера пород и других факторов. Для проведения кислотных обработок объем, и концентрация раствора кислоты планируются для каждого месторождения и каждой скважины индивидуально, так как точно подсчитать эти параметры затруднительно. Предельные значения этих параметров обычно следующие: объем — 0,4-1,5 м 3 на 1 м обрабатываемой мощности пласта: концентрация 12-16 %HCI с уменьшением ее в отдельных случаях до 8 % и увеличением до 20 %.
Наименьшие объемы кислоты в 0,4-1,0 м 3 на 1 м мощности обрабатываемого интервала пласта применяют для малопроницаемых карбонатных пород при малых начальных дебатах скважин. Для этих условий принимают наиболее высокую концентрацию раствора — с 15-16 %HCI, а при отдельных обработках и 20 % НСl.
Для скважин с высоким начальным дебитом и породами высокой проницаемости следует планировать 1,0-1,5 м 3 раствора кислоты на 1 м мощности обрабатываемого пласта.
Для песчаных коллекторов первичные обработки рекомендуется начинать с малыми объемами раствора кислоты (0,4 — 0,6 м 3 на 1 м мощности) при сниженной до 8,0-10 %-ной концентрации кислоты.
При повторных обработках во всех случаях объем кислотного раствора постепенно увеличивают по сравнению с предыдущими обработками до максимального [2].
Пример расчета обработки забоя скважин соляной кислотой.
Исходные данные:
Глубина Н = 1111 м
Вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта h = 25 м
Ниже вскрытого пласта имеется зумпф глубиной 12 м
Внутренний диаметр скважины D = 0,154 м
Диаметр НКТ d = 0,05 м
Определение необходимого количества химикатов.
Для заданных условий принимаем концентрацию кислоты 8 %. При средней норме расхода этой кислоты 1,2 м 3 на 1 м интервала обработки общий объем соляной кислоты составит 1,2
- 25 = 30 м3 .
Заключение
Освоение скважин — это комплекс промысловых работ в скважинах, проводимый с целью получения промышленного притока пластового флюида. При освоении скважины в эксплуатационную колонну спускают колону НКТ соответствующего диаметра, устье скважины оборудуют фонтанной арматурой.
Условия освоения скважины, задавленной жидкостью, определяются рассмотрением баланса давлений в скважине, гидростатического давления столба флюида и потерь давления на трение при давлении пластового флюида в стволе скважины.
При проведении работ необходимо соблюдать условие плавного снижения противодавления на пласт. Следует учитывать тот факт, что при освоении новых скважин после бурения или капитального ремонта почти всегда значение депрессии для вызова притока из пласта бывает больше, чем в эксплуатирующихся скважинах с установившимся режимом.
При освоении скважин с низким пластовым давлением (ниже или равным гидростатическому) и незагрязненным продуктивным пластом следует проводить работы по дальнейшему снижению гидростатического давления в скважине путем запуска ее компрессором, аэрирования жидкости и использования пенных систем.
Список литературы
[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/kursovaya/osvoenie-skvajin/
1. Гриценко А.И., Тер-Саркисов Р.М., Шандыргин А.Н.. Подюк В.Г. Методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин. М.: Недра, 1997. 364 с.
2. Абдулин Ф.С. Добыча нефти и газа. М.: Недра, 1983. 256 с.
3. Кондрат Р.М. Газоконденсатоотдача пластов. М.: Недра, 1992. 255 с.
