Специалисты

Вызов притока на депрессию

26.07.2018

8.33 Методы вызова притока нефти и газа из пласта. Опробование скважин. Методы повышения производительности скважин

Последнее мероприятие перед сдачей скважины в эксплуата­цию — вызов притока флюида из горизонта (пласта). Приток жидкости в скважину возможен только в том случае, когда давле­ние на забой в скважине меньше пластового давления. Поэтому все работы по освоению скважин заключаются в понижении давления на забой и очистке забоя от грязи, бурового раствора и песка. Эти работы осуществляются различными способами в зависимости от характеристик горизонта (пласта), величины пластового давления, количества газа, содержащегося в нефти, и технической оснащен­ности.

Вызов притока и очистка забоя при освоении фонтанных сква­жин производятся промывкой скважины, нагнетанием в скважи­ну сжатого воздуха (или газа), свабированием или комбинацией этих способов. При промывке глинистый раствор, находящийся в скважине, заменяется водой или нефтью. Благодаря этому давле­ние на забой уменьшается, а также происходит очистка его от глинистой корки и грязи. Промывку осуществляют при собранной арматуре на устье скважины, со спущенными в нее до фильтра насосно-компрессорными трубами. Эти трубы после промывки остаются в скважине для эксплуатационных целей.

Часто скважины осваиваются при помощи сжатого воздуха (или газа). При этом в межтрубное пространство (между эксплуатаци­онной колонной и насосно-компрессорными трубами) компрес­сором нагнетается сжатый воздух (или газ), вытесняющий жид­кость в насосно-компрессорные трубы. В этом случае трубы спуска­ют не до фильтра, а только до глубины, с которой давлением, создаваемым компрессором, можно продавить жидкость. Жидкость в трубах газируется, плотность ее уменьшается, уровень смеси газа и жидкости повышается до выкида и наступает выброс. При даль­нейшем нагнетании газа или воздуха в межтрубное пространство плотность жидкости в трубах еще больше уменьшается, что влечет за собой снижение давления на забой и поступление нефти из пласта в скважину.

Главный недостаток этого способа освоения скважины — боль­шое и быстрое снижение уровня жидкости в скважине, вызыва­ющее усиленный приток жидкости из пласта, что ведет к образова­нию мощных песчаных пробок, прихвату насосно-компрессорных труб и т.д.

Освоение скважин, вскрывших пласт с низким давлением, на­чинают с промывки забоя водным раствором специальных хими­ческих реагентов или нефтью. Затем приступают к возбуждению пласта тартанием при помощи желонки. Это длинное узкое ведро с клапаном в днище, которое спускают в скважину на стальном канате. Многократным спуском желонки скважину очищают от грязи, столб жидкости в ней постепенно замещается нефтью, по­ступающей из пласта.

Опробование – это оценка продуктивности объекта, освоение которого идет в скв. т.е определение дебита, приемистости скважины. Дебиты, приемистость и газовые факторы желательно измерять при разных пластовых и забойных давлениях. если скважины фонтанируют при освоении следует учитывать диаметр штуцера. Также фиксируют вынос песка, частиц пород, процент воды в продукции, содержание газоконденсата.

Испытание произво­дится снизу вверх. В случае ограниченности притока окончательная оценка промышленной нефтегазоносности производится по ре­зультатам испытания после применения известных методов обра­ботки призабойной зоны или сочетания их. При этом рекоменду­ются следующие методы воздействия на призабойную зону пласта:

Гидравлический разрыв пласта.- создание искусственных горизонтальных и вертикальных трещин в пласте с помощью закачки жидкости под высоким давлением. В скважину закачивается жидкость разрыва, В этот момент образуютя трещины, После образования трещин в скважину закачивается жидкость-песконоситель, которая продавливается полностью рассчитанным объемом продавочной жидкости. После этого скважина останавливается на сутки, потом она промывается от продуктов реакции, определяется коэффициент продуктивности, по которому определяют эффективность данного технологического процесса. ГРП позволяет увеличить производительность скважин в 2, 3 раза

Термо-кислотная обработка скважин. На забой скважин закачивается вещество( магний), которое дает в реакции с кислотой высокую температуру и большое количество газа, скважина оставляется на реакцию на сутки. очищаются поровые каналы продуктивного пласта. увеличивается производительность скважин.

Термо-обработка скважин. Обработка с помощью передвижных поровых установок (ППУ). Создается давление и скважина прокачивается. Очищает запарафинированные части скважины, падает давление на устье скважины.

Термо-газо-химическая обработка скважин. В скважину насосно-компрессорными трубами закачиваются дымные пороха, спускается каротажный кабель, порох поджигается – большое количество газа и высокая температура. Газ проникает в поровую часть пласта. уменьшая вязкость нефти – в 2, 3 раза повышается производительность пласта

Термо-химическая обработка скважин – Сначала закачивается одно вещество, потом другое, вступая в реакции друг с другом, образуется большое количества тепла и газов. увеличивается производительность скважин.

Применение мощных вибраторов. За счет вибрации колонны прочищаются поровые каналы, увеличивается проницаемость

studfiles.net

применение ограничивается дефицитом установок и отсутствием в нефтегазовых районах страны заводов по производству азота (заправочных станций). В США для этой цели широко используется газификационная установка фирмы «Кадд Прешер Контрол». Особенностью установки является наличие в комплекте лебедки с намотанными на ее барабан тонкими трубами диаметром 25–31 мм, которые при операциях по вызову притока принудительно пропускают в НКТ через лубрикатор на глубину более 5000 м.

Способы и технологические приемы по вызову притока из пласта, применяемые в отечественной практике и за рубежом, примерно одинаковые.

В американской практике большинство скважин (исключение составляют скважины с низкими пластовыми давлениями) оборудуют специальным комплектом внутрискважинного оборудования, состоящего из НКТ, пакеров, циркуляционного клапана и других приспособлений для проведения операций по освоению и глушению скважин, созданию противодавления в межколонном пространстве для предотвращения смятия обсадных труб и защиты обсадных колонн от воздействия высокого давления и агрессии пластовых флюидов.

В табл. 4 представлены данные о передвижных воздушных компрессорах, выпускаемых в РФ и США, которые используют при освоении скважин.

Таблица 4 – Характеристика передвижных воздушных компрессов, выпускаемых в РФ и США

В последнее время у нас разработана передвижная компрессорная установка типа СД 9/101 на рабочее давление 9,9 МПа при подаче 9 м 3 /мин. Осваивается ее выпуск для нефтяной промышленности, ведутся работы по созданию более совершенных моделей.

В РФ разработан передвижной агрегат ПНКА-1 для приготовления и нагнетания пены или аэрированной жидкости. Производительность агрегата (по пене) 10 м 3 /ч, максимальное давление нагнетания 10 МПа, содержание воздуха в пене 35–45. Получаемая с помощью этого агрегата пена имеет недостаточную степень аэрации (до 45), что не во всех случаях позволит эффективно использовать его при освоении скважин.

В РФ и за рубежом проводятся научно-исследовательские работы по разработке технологических процессов освоения скважин с применением самогенерирующихся пенных систем. Вспенивание растворов производится газами, выделяющимися при химических и термохимических процессах, происходящих при закачке этих веществ раздельно непосредственно в скважине.

Большое внимание при этом уделяется предупреждению загрязнения окружающей среды. Сжигание поступающего из скважины флюида обеспечивает чистоту вокруг буровой, что особенно важно при строительстве морских скважин.

Перед освоением скважину оборудуют комплексом управляемых кла-панов-отсекателей. Внутренняя поверхность обсадной колонны, внешняя и внутренняя поверхности НКТ обрабатываются ингибитором коррозии путем замены жидкости, заполняющей скважину, на жидкость, содержащую ингибитор коррозии.

В скважине с пластовым давлением ниже гидростатического (АНПД) и содержанием сероводорода в нефти до 6 % приток вызывают нагнетанием природного или нефтяного газа, по согласованию с местным органом Гос-гортехнадзора, двух- или многофазных пен, инертных к сероводороду и углекислому газу, инертных (дымовых) газов с содержанием кислорода не более 2 % по объему. После получения притока через ингибиторный клапан в продукцию скважины вводится ингибитор коррозии. Освоение скважин осуществляется с соблюдением правил техники безопасности и охраны окружающей среды.

Если в процессе заканчивания скважины проницаемость породы при-забойной зоны снизилась, то вызов притока следует начинать только после проведения мероприятий, направленных на восстановление проницаемости призабойной зоны. В противном случае скважина может оказаться «сухой» или вызов притока при применении обычных методов может произойти, но только по немногочисленным пропласткам, имеющим повышенную проницаемость, а это приведет к неравномерной по толщине выработке пласта и низкой конечной величине нефтегазоотдачи.

Следует иметь в виду, что в газонасыщенных коллекторах проникший раствор выносится потоком газа только из крупных поровых каналов. Пласты с аномально высоким пластовым давлением часто высокой репрессии, а создать в процессе вызова притока равную по абсолютной величине депрессию, с целью удаления проникшего в пласт раствора, технически невозможно.

При кислотной обработке происходит растворение породы и загрязняющего породы материала, очищение поровых каналов, трещин, каверн, увеличение размеров и возникновение новых каналов фильтрации. Перед применением кислотного воздействия обычно рекомендуется дополнительная кумулятивная или гидропескоструйная перфорация. Для обработки карбонатных пород применяется раствор соляной кислоты, в случае терри-генных коллекторов – смесь растворов плавиковой и соляной кислот.

Сущность ГРП заключается в нагнетании в призабойную зону жидкости разрыва и расклинивающего агента (обычно кварцевого песка) под давлением, достаточным для раскрытия существующих или возникновения новых трещин в породе. Этот метод характеризуется высокой гибкостью процесса – в качестве жидкости разрыва могут применяться вода, нефть, кислотный раствор, в качестве расклинивающего агента – различные твердые материалы. С целью снижения давления разрыва и инициирования развития трещин предварительно рекомендуется провести дополнительную кумулятивную или гидропескоструйную перфорацию. Важным является то обстоятельство, что кислотная обработка и ГРП применимы практически при любой степени снижения проницаемости призабойной зоны. Относительно высокая стоимость этих методов не должна служить препятствием к их применению, поскольку затраты быстро окупаются.

Если установлено, что после полной замены в скважине бурового раствора на воду нет признаков фонтанирования и для вызова притока из пласта требуется снижать уровень жидкости в скважине в целях снижения забойного давления, то устье скважины оборудуют согласно схеме рис. 1 и приступают к выполнению работ по вызову притока двухфазной пеной.

1 – НКТ; 2 – манометры; 3 – расходомер воздуха; 4 – компрессор; 5 – обратные клапаны; 6 – аэратор; 7 – нагнетательная линия; 8 – насос; 9 – мерная емкость; 10 – накопительная емкость для пенообразующей жидкости; 11 – выкид пены; 12 – затрубное пространство

Рисунок 1 – Схема обвязки устья скважины при освоении пеной

Прежде всего, буровой раствор в скважине заменяют на водный раствор ПАВ. Концентрацию ПАВ (ОП-10, сульфонол, ДС-РАС и др.) принимают в диапазоне 0,1–0,2 % (по активному веществу). Во избежание контакта больших объемов бурового раствора с вскрытой перфорацией толщиной продуктивного пласта замену бурового раствора на водный раствор осуществляют прямой промывкой. Водный раствор закачивают в НКТ, буровой раствор вытесняют через затрубное пространство. После этого приступают к замене водного раствора ПАВ на двухфазную пену. Как правило, такая замена проводится при обратной промывке, т.е. пена закачивается в затрубное пространство, водный раствор ПАВ вытесняется из скважины по НКТ. Вытесняемый водный раствор ПАВ в дальнейшем используют для образования пены. Однако во избежание контакта большого количества водного раствора ПАВ со вскрытой толщиной пласта, как и при замене бурового раствора водным раствором ПАВ, применяют следующий технологический прием.

Сначала водный раствор ПАВ можно заменить на двухфазную пену с малой степенью аэрации (например, ? = 5?10) при прямой промывке до полного удаления из скважины водного раствора ПАВ, а затем приступить к дальнейшим работам по снижению забойного давления путем замены в скважине пены с меньшей степенью аэрации (с большей плотностью) на пену с большей степенью аэрации (с меньшей плотностью). При этом нагнетание осуществляется в затрубное пространство, а вытеснение происходит по НКТ. Описанный технологический прием, т.е. предварительную замену водного раствора ПАВ на двухфазную пену с малой степенью аэрации, можно использовать в тех случаях, когда известно, что такая замена не вызовет притока жидкости и газа из пласта. Распределение плотности пены по глубине скважины дано в табл. 5.

Промысловая практика показывает, что при использовании компрессора типа УКП-80 для образования пены в течение 7–8 ч снижается забойное давление в скважине глубиной 5000–6000 м на величину, равную 80–85 % гидростатического. Поэтому нет смысла применять более мощные компрессоры для вызова притока жидкости и газа из пласта двухфазной пеной. Напротив, можно использовать и менее мощные компрессоры. Однако при этом продолжительность вызова притока будет несколько больше. Таким образом, зная характеристику компрессора и задаваясь предельным давлением нагнетания, можно проектировать режим снижения забойного давления с применением двухфазной пены.

Таблица 5 – Плотность пены по глубине скважины

При замене в скважине жидкости на двухфазную пену, а затем пены с большой плотностью на меньшую для постепенного снижения забойного давления необходимо прежде всего добиваться устранения пульсации давления. Достигается это путем постепенного и плавного снижения расхода жидкости. При необходимости расход жидкости можно довести до 0,5– 0,3 л/с при сохранении подачи компрессора на неизменном уровне.

Таким путем можно добиться существенного снижения давления на забое скважины, соблюдая при этом режим вызова притока жидкости и газа из пласта (плавность и отсутствие пульсации давления). Это очень важно для предотвращения преждевременного прорыва подошвенной воды, нижних и верхних вод, расположенных над кровлей и в подошве продуктивного пласта. Кроме того, плавный и постепенный режим снижения забойного давления предотвратит деформацию цементного кольца за эксплуатационной колонной в интервале продуктивного пласта, а также разрушение призабойной зоны при наличии слабосцементированных коллекторов.

После достижения заданной величины забойного давления с учетом энергии сжатых пузырьков останавливают насос и компрессор, дальнейшее снижение забойного давления происходит за счет реализации упругой энергии пенной системы, которая выражается в самоизливе пены из скважины. Следует отметить, что некоторые разновидности вызова притока жидкости и газа из пласта, применяемые иногда в промысловой практике, неправомерно противопоставляются пенным системам. Например, вызов притока с применением азота некоторыми промысловыми специалистами считается особым способом. На самом деле азот, как воздух, природный газ и другие, является газовой фазой пенной системы и его использование для образования пены даст лучшие результаты, чем самостоятельное применение азота для вызова притока из пласта. Некоторые специалисты считают возможным после уменьшения забойного давления путем постепенного снижения плотности пены в скважине оставшийся столб пены продавить (удалить из ствола скважины) воздухом. Такой способ совершенно неприемлем, так как применение воздуха в момент начала притока нефти или газа может вызвать серьезные осложнения. Мнение сторонников такого технологического приема, считающих, что применение воздуха на конечном этапе вызова притока из пласта несколько ускорит процесс закан-чивания скважин, ошибочно. Во-первых, ускорение в этом случае может измеряться часами, не более. Во-вторых, задача состоит не в том, чтобы ускорить вызов притока на несколько часов или даже на сутки, а главным образом в том, чтобы обеспечить в процессе вызова притока при использовании пенных систем высокую продуктивность скважины за счет очистки призабойной зоны пласта и вовлечения в работу низкопроницаемых прослоев.

bukvi.ru

Вызов притока в скважину(освоение экспл. скв.)

Вызов притока из пласта осуществляют снижением забойного давления. Выбор способа вызова притока из пласта базируется на следующей исходной информации: глубина скважины (искусственный забой); диаметр обсадной колонны; диаметр колонны насосно – компрессорных труб (НКТ); глубина спуска НКТ; пластовое давление; пластовая температура; проницаемость пласта; сведения об эксплуатационных особенностях пласта – коллектора; сведения о загрязненности призабойной зоны пласта. В настоящее время используются следующие способы вызова притока из пласта: замена на раствор меньшей плотности; замена на газированную жидкость; замена на пену; снижение уровня жидкости в скважине. На основе выбора способа вызова притока получают ответы на следующие вопросы: режимные показатели процесса (забойное давление и депрессия на пласт, темп снижения забойного давления, производительность агрегатов и давление нагнетания рабочих агентов, продолжительность процесса); технические средства (номенклатура и количество); реагенты и материалы (номенклатура и количество); стоимость работ.

Последнее мероприятие перед сдачей скважины в эксплуатацию — вызов притока жидкости из пласта. Приток жидкости в скважину возможен только в том случае, когда давление на забой в скважине меньше пластового. Поэтому все работы по освоению скважин заключаются в понижении давления на забой и очистке забоя от грязи, глинистого раствора и песка. Эти работы осуществляются различными способами в зависимости от характеристики пласта, пластового давления, количества газа, содержащегося в нефти, и технической оснащенности.

Для каждой скважины, подлежащей испытанию, должен составляться план с учетом технологических регламентов на эти работы. В плане должны быть указаны: количество объектов испытания, их геолого-геофизические характеристики, интервалы и плотность перфорации, тип перфоратора, порядок вызова притока в зависимости от коллекторских свойств пластов, конструкция скважин, пластовое давление и температура, допустимый предел снижения давления в эксплуатационной колонне, схемы оборудования лифта и устья, данные об объемах и методах исследования. План должен утверждаться главным инженером и главным геологом объединения, треста, управления геологии.

На газовых, газоконденсатных скважинах с АВПД план по испытанию или опробованию пластов должен согласовываться с военизированной службой по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов. Испытание или опробование пластов должно проводиться при наличии акта готовности скважины к выполнению этих работ. Вызов притока и очистка забоя при освоении фонтанных скважин производятся промывкой скважины, нагнетанием в скважину сжатого воздуха (или газа), свабированием или комбинацией этих способов. При промывке глинистый раствор, находящийся в скважине, заменяется водой или нефтью. Благодаря этому давление на забой уменьшается, а также происходит очистка его от глинистой корки и грязи. Промывку осуществляют при собранной арматуре на устье скважины со спущенными в нее до фильтра насосно-компрессорными трубами. Эти трубы после промывки остаются в скважине для эксплуатационных целей.

Часто скважины осваиваются при помощи сжатого воздуха (или газа). При этом в межтрубное пространство (между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами) компрессором нагнетается сжатый воздух (или газ), вытесняющий жидкость в насосно-компрессорные трубы. В этом случае трубы спускают не до фильтра, а только до глубины, с которой давлением, создаваемым компрессором, можно продавить жидкость. Жидкость в трубах газируется, плотность ее уменьшается, уровень смеси газа и жидкости повышается до выкида и наступает выброс. При дальнейшем нагнетании газа или воздуха в межтрубное пространство плотность жидкости в трубах еще больше уменьшается, что влечет за собой снижение давления на забой и поступление нефти из пласта в скважину.

Главный недостаток этого способа освоения скважины — большое и быстрое снижение уровня жидкости в скважине, вызывающее усиленный приток жидкости из пласта, что ведет к образованию мощных песчаных пробок, прихвату насосно-компрессорных труб и т. д.

При освоении скважин поршневанием в спущенные до фильтра насосно-компрессорные трубы спускают на стальном канате поршень или, как его иначе называют, сваб, имеющий клапан, открывающийся вверх. Поршень свободно погружается в жидкость, при подъеме же его вверх клапан закрывается и весь столб жидкости, находящейся над поршнем, выносится на поверхность.

При непрерывномпоршневании уровень жидкости, заполняющей скважину, будет постепенно понижаться. В конце концов пластовое давление превысит давление столба жидкости в скважине и пласт начнет работать. Вызов притока (независимо от способа) на фонтанных скважинах должен производиться при собранной фонтанной арматуре.

Освоение скважин, вскрывших пласт с низким давлением, начинают с промывки забоя водным раствором специальных химических реагентов или нефтью. Не рекомендуется промывать забой чистой технической водой, так как в этом случае вода чрезвычайно вредно действует на коллектор и затрудняет получение притока. Затем приступают к возбуждению пласта тартанием при помощи желонки. Это длинное узкое ведро с клапаном в днище, которое спускают в скважину на стальном канате. Многократным спуском желонки скважину очищают от грязи, и столб жидкости в ней постепенно замещается нефтью, поступающей из пласта. После выполнения предприятием, ведущим бурение, плана работ по испытанию эксплуатационной скважины на приток, независимо от полученных результатов, скважина передается промыслу для эксплуатации или для проведения дополнительных работ по ее освоению. Передача оформляется соответствующим актом.

Несколько иначе обстоит дело при бурении разведочных скважин. В этом случае предприятие, ведущее бурение, производит испытание всех пластов (горизонтов), вскрытых скважиной и представляющих интерес с точки зрения нефтегазоносности. Испытание осуществляется снизу вверх. В случае ограниченности притока окончательная оценка промышленной нефтегазоносности производится по результатам испытания после применения известных методов обработки призабойной зоны или сочетания их. При этом рекомендуются следующие методы воздействия на призабойную зону пласта:

а) гидроструйная перфорация;

б) метод переменных давлений для устойчивых коллекторов всех типов;

в) кислотная обработка для коллекторов, представленных карбонатными породами, а также песчаниками с большим содержанием карбонатного цемента;

г) термокислотная обработка для коллекторов, представленных доломитами, доломитизированными известняками или песчаниками с карбонатным цементом, когда обычная кислотная обработка недостаточно эффективна;

д) гидравлический разрыв для устойчивых коллекторов всех типов или гидрокислотный разрыв для коллекторов, представленных карбонатными и карбонизированными породами.

neftegaz.wikia.com

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

ВЫЗОВ ПРИТОКА НЕФТИ И ГАЗА ИЗ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

При вызове притока флюидов из коллектора необходимо учитывать вещественный состав пласта, качество его сцементированности, условия залегания, характер проявления вод и др. Недоучет конкретных условий может привести к разрушениям слабосцементированной породы в при­ствольной зоне, нарушениям цементного кольца, деформации эксплуатаци­онной колонны, прорыву посторонних вод и т.д.

Считают, что приток будет интенсивным при создании высоких де­прессий на пласт, достигаемых за короткий промежуток времени, причем после начала притока рекомендуется некоторое время поддерживать фор­сированный режим работы скважины для хорошей очистки призабойной зоны пласта. В некоторых случаях (прочный пласт-коллектор, отсутствие подошвенной воды) подобный подход приемлем, но указанная точка зрения противоречит современным требованиям к освоению скважин. Результа­тивность ее зависит от эффективности разрушения блокады в ПЗП. Вид блокады характеризует степень ущерба для реактивного пласта и опреде­ляет эффективное воздействие, обеспечивающее прорыв этой блокады и восстановление продуктивности скважины (пласта). Приведенные в табл. 15.4 категории блокады ПЗП классифицированы по степени загряз­нения с учетом процессов, происходящих с той или иной интенсивностью в ПЗП при вскрытии пласта бурением.

Эти процессы неравнозначны, и оценить степень влияния их на фильтрационные характеристики пласта можно лишь при учете реальных горно-геологических условий. В табл. 15.5 процессы, происходящие в ПЗП, систематизированы по признакам воздействия. Движущей силой приве­денных в табл. 15.5 процессов являются:

перепады давления на пласт и интенсивность их приложения;

разность забойной и пластовой температур;

результирующее давление физико-химических процессов, которые определяются наличием контракционного градиента, градиента напряже­ния смачиваемости, электродвижущими силами и т.д.

Классификация блокад ПЗП (по В.М. Подгорнову)

Признаки, определяющие блокаду

Воздействие, обеспечи­вающее прорыв блокады

Проникновение не изме­няет фазовой проницае­мости в ПЗП

Блокада фильтратом бу­рового раствора (сниже­ние подвижности фаз в ПЗП)

Блокада твердой фазой бурового раствора при несущественном проник­новении фильтрата (из­менение структуры фильтрующего простран­ства)

Блокада твердой фазой и фильтратом раствора (из­менение объема и струк­туры пространства, сни­жение подвижности фаз в ПЗП)

Блокада буровым раство­ром трещин и перфора­ционных каналов

Нормированная репрессия. Оптимальный состав де-прессионной среды буро­вого раствора. Высокая подвижность пла­стовых агентов и флюидов. Низкая активность физико-химических процессов в ПЗП

Большая продолжитель­ность от момента вскрытия пласта до вызова притока. Повышенная репрессия. Интенсивная прямоточная капиллярная пропитка, ос­мотические перетоки в пласт.

Большая скорость фильт­рации раствора в ПЗП. Фазовые переходы в ПЗП Низкая проницаемость фильтрационной корки. Высокое содержание в бу­ровом растворе коллоидной глины и барита. Сравнительно высокая вязкость фильтрата Большая репрессия. Высокое содержание в рас­творе адгезионно-активной фазы и адсорбционно-активных реагентов. Большая скорость фильт­рации раствора в ПЗП. Гидрофилизация ПЗП и набухание глинистого це­мента

Гидроразрыв ПЗП и по­глощение бурового раство­ра.

Высокая прочность в структуре раствора

Одноцикловое приложе­ние депрессии при ее оп­тимальной скорости

Одноцикловое или по­этапное снижение де­прессии с оптимальной интенсивностью; предва­рительное воздействие с целью сократить зоны проникновения

Импульсное приложение максимальной по вели­чине депрессии

Многоцикловое приложе­ние оптимальной по вели­чине депрессии; предва­рительное воздействие с целью интенсификации притока

Гидровибровоздействие или многоцикловое воз­действие с приложением оптимальной депрессии при максимальной скоро­сти

Воздействие на ПЗП приводит к снижению подвижности агентов, на­сыщающих эту зону, к изменению структуры и объема фильтрующего про­странства, что в конечном счете снижает продуктивность пласта.

Изменение структуры фильтрующего пространства характеризуется перераспределением размеров пор за счет физического проникновения дисперсной фазы буровых растворов. Это проникновение определяется соотношением размеров частиц твердой фазы и пор и характерно для по­верхностных участков ствола, где происходит интенсивная кольматация с перераспределением пор по размерам.

Более равномерное изменение объема фильтрующего пространства происходит в результате набухания, формирования или размывания ад­сорбционных и гидратных пленок на поверхности пор.

Причины изменения продуктивности ПЗП

Признак воздействия на ПЗП

Процессы в призабойной зоне продуктивного пласта

Причины блокады ПЗП

Термодинамическая неурав­новешенность пластовых за­бойных условий

Проникновение дисперсной среды буровых растворов в ПЗП через фильтрационную корку1

Проникновение тонкодис­персной фазы в ПЗП рас­творов1

Проникновение бурового раствора в ПЗП1

Высокое напряжение на ске­лет породы2

Изменение свойств пласто­вых флюидов соответственно забойным условиям. Выделение газа из нефти. Конденсирование новообра­зований.

Растворение газа в фильтра­те.

Высаливание и комплексооб-разование.

Образование эмульсии и га­зовых депрессий Набухание гидратирующих минералов.

Донасыщение поверхности фильтрующих каналов вод­ной фазой.

Гидрофилизация поверхности фильтрующих каналов. Адсорбция асфальтосмоли-стых компонентов пластовых нефтей.

Адсорбция химических реа­гентов из фильтратов буро­вых растворов.

Адгезия сконденсированной в пластовых условиях твердой фазы

Адгезия твердой фазы буро­вых растворов на поверхно­сти фильтрующих каналов. Частичная или полная заку­порка фильтрующих каналов Структурообразование и коа­гуляция в объеме поглощен­ного бурового раствора. Формирование внутренней фильтрационной корки на проницаемых стенках кана­лов и трещин

Образование и деформация трещин. Разрушение скелета породы

Снижение подвижности пла­стовых флюидов. Снижение подвижности фаз ПЗП без изменения объема и структуры фильтрующего пространства

Снижение подвижности фаз ПЗП и снижение эффектив­ного радиуса (объема) фильт­рационных каналов

Изменение структуры фильт­рующего пространства (пере­распределение пор по разме­рам)

Заполнение перфорационных и фильтрующих каналов и трещин загустевающей со временем суспензией

Разрушение структуры филь­трующего пространства

1 Формирование зоны проникновения.

2 Деформация породы.

Существенно влияет на подвижность углеводородов в зоне проникно­вения перераспределение водонефтегазонасыщенности и наличие внесен­ных или сконденсированных в пластовых условиях веществ, находящихся во взвешенном состоянии.

Снижение подвижности жидких углеводородов в ПЗП за зоной про­никновения происходит при снижении температуры и давления в около-скважинном пространстве при циркуляции бурового раствора за счет фа­зовых переходов (выделение твердых или газообразных компонентов).

Разрушение или деформация проницаемого пространства, которые

Способы вызова притока для различных категорий блокады ПЗП (по В.М. Подгорнову)

Способы вызова и интенсификации притока

Категория блокады ПЗП, разру­шаемой при применении способа

Замена раствора на более легкий раствор

Замена на аэрированные растворы

Использование струйных насосов

Вытеснение раствора газом

Нагнетание газовых пачек

Использование пусковых отверстий

С помощью испытателя пластов

Метод мгновенных глубоких депрессий

Метод переменных давлений

Метод плавного снижения и мгновенного увеличения де-

возможны как при вскрытии пласта бурением, так и при вызове притока из него, определяются уровнем значений репрессий и депрессий на пласт.

Технология вызова из продуктивных пластов притока должна учиты­вать категорию блокады ПЗП. В табл. 15.6 приведены рекомендуемые спо­собы вызова притока для различных категорий блокады ПЗП.

Универсального способа разрушения любого типа блокады ПЗП при вызове притока в настоящее время нет, поэтому при выборе метода воз­действия на пласт необходимо учитывать состояние призабойной зоны, особенно в низкопроницаемых пластах. Различия в характере воздействия разными способами вызова притока определяются уровнем депрессии, скоростью и цикличностью ее приложения. Выбор способа вызова притока для конкретных объектов в скважине производят с учетом объективных возможностей производства. В условиях поисково-разведочного бурения определение категории блокады ПЗП затруднено и низка вероятность по­лучения притока из низкопрочных коллекторов при приложении высоких депрессий. В этих условиях рекомендуется вызов притока из пласта осуще­ствлять поэтапно, обеспечивая последовательное наращивание возбуждаю­щего действия на ПЗП. Показателями этого воздействия являются перепад давления (депрессия) и характер его приложения, разность пластовой и забойной температур. Непосредственному вызову притока из пласта может предшествовать физико-химическое воздействие на призабойную зону за счет регулирования состава жидкости освоения.

Абсолютное значение депрессии определяют, исходя из величины максимальной гидравлической репрессии, которая была при циркуляции бурового раствора в процессе вскрытия продуктивного пласта бурением. Величина депрессии должна быть более чем в 2 раза больше. В этом случае коэффициент восстановления нефтепроницаемости ПЗП достигает 60-70%.

Минимальная депрессия, обеспечивающая разрушение блокады и движение фильтрата раствора к забою, в низкопроницаемых отложениях должна быть не менее 6,5 — 8 МПа. Однако при депрессиях такого уровня восстановление проницаемости призабойной зоны невысокое.

Вовлечение пластовых агентов и флюидов в движение к забою сква­жины из фильтрующих каналов различного размера происходит неодно­значно. Снижение скорости приложения депрессии способствует более

полному охвату фильтрующих каналов и, как правило, более высокому де­биту. С другой стороны, разрушение блокады ПЗП, срыв фильтрационной корки эффективнее происходит при высоких скоростях приложения де­прессии. Оптимальный диапазон скорости приложения депрессии 0,5 —

5 МПа/ч. Возбуждение притока пластового флюида или газа из закольма-

тированной ПЗП зависит также от адгезионной активности твердой фазы

буровых растворов и коллекторских свойств породы. Для глинистых и утя­

желенных буровых растворов прорыв газа осуществляется в основном при

срыве корок, требующем более высокой депрессии и скорости ее прило­

жения, особенно в низкопроницаемых коллекторах.

Эффективное напряжение, испытываемое матрицей коллектора, мо­жет оказаться в этих ситуациях выше предела упругости и даже предела прочности породы. При проектировании технологии вызова притока эти процессы необходимо учитывать. В случае отсутствия прочностных данных призабойной зоны целесообразно использовать методы вызова притока с плавным приложением депрессии. Это позволит выйти на оптимальный режим при максимальных напряжениях в породах, находящихся в приза­бойной зоне пласта. Однако при применении для вскрытия пласта бурени­ем бурового раствора с тонкодисперсной и адгезионно-активной твердой фазой эффективность плавного приложения депрессии снижается.

Восстановление подвижности вязких и тиксотропных жидкостей в ПЗП обеспечивается циклическим воздействием. Создание депрессии в импульсном режиме (с частотой до нескольких сотен герц) способствует разрушению эмульсии, газовых пузырей, гидратных слоев и усадке набух­ших глин, а также очистке ПЗП от твердой фазы.

Таким образом, технология вскрытия пласта бурением и последующая технология вызова притока взаимосвязаны, и только с учетом этой зависи­мости можно получить при вызове притока максимально возможную про­дуктивность осваиваемого пласта.

В практике заканчивания скважин депрессию на пласт создают, заме­няя буровой раствор в скважине на более легкий (вода, нефть, газирован­ный раствор, специальные жидкости, пена) или снижая уровень жидкости в скважине вытеснением сжатым газом (азотом, воздухом), реже тартанием или свабированием.

Свабирование и тартание применяют редко из-за их взрывоопасности, низкой производительности, отсутствия надежного контроля за процессом. В США эти способы снижения давления в ПЗП применяются значительно шире, так как буровые обеспечены надежной противовыбросовой армату­рой, лубрикаторами и контрольными устройствами.

В РФ разработана технология освоения скважин с использованием га-зификационной установки типа АГУ-8К. Производительность установки 5 —

6 м3/мин газообразного азота, максимальное давление до 22 МПа. Широкое

применение ограничивается дефицитом установок и отсутствием в нефте­

газовых районах страны заводов по производству азота (заправочных стан­

ций). В США для этой цели широко используется газификационная уста­

новка фирмы «Кадд Прешер Контрол». Особенностью установки является

наличие в комплекте лебедки с намотанными на ее барабан тонкими тру­

бами диаметром 25 — 31 мм, которые при операциях по вызову притока

принудительно пропускают в НКТ через лубрикатор на глубину более

Способы и технологические приемы по вызову притока из пласта,

применяемые в отечественной практике и за рубежом, примерно одина­ковые.

В американской практике большинство скважин (исключение состав­ляют скважины с низкими пластовыми давлениями) оборудуют специаль­ным комплектом внутрискважинного оборудования, состоящего из НКТ, пакеров, циркуляционного клапана и других приспособлений для проведе­ния операций по освоению и глушению скважин, созданию противодавле­ния в межколонном пространстве для предотвращения смятия обсадных труб и защиты обсадных колонн от воздействия высокого давления и аг­рессии пластовых флюидов.

В табл. 15.7 представлены данные о передвижных воздушных компрес­сорах, выпускаемых в РФ и США, которые используют при освоении скважин.

В последнее время у нас разработана передвижная компрессорная ус­тановка типа СД 9/101 на рабочее давление 9,9 МПа при подаче 9 м3 /мин. Осваивается ее выпуск для нефтяной промышленности, ведутся работы по созданию более совершенных моделей.

В РФ разработан передвижной агрегат ПНКА-1 для приготовления и нагнетания пены или аэрированной жидкости. Производительность агрега­та (по пене) 10 м3/ч, максимальное давление нагнетания 10 МПа, содержа­ние воздуха в пене 35 — 45. Получаемая с помощью этого агрегата пена имеет недостаточную степень аэрации (до 45), что не во всех случаях по­зволит эффективно использовать его при освоении скважин.

В РФ и за рубежом проводятся научно-исследовательские работы по разработке технологических процессов освоения скважин с применением самогенерирующихся пенных систем. Вспенивание растворов производит­ся газами, выделяющимися при химических и термохимических процессах, происходящих при закачке этих веществ раздельно непосредственно в скважине.

Большое внимание при этом уделяется предупреждению загрязнения окружающей среды. Сжигание поступающего из скважины флюида обес­печивает чистоту вокруг буровой, что особенно важно при строительстве морских скважин.

Перед освоением скважину оборудуют комплексом управляемых кла-панов-отсекателей. Внутренняя поверхность обсадной колонны, внешняя и внутренняя поверхности НКТ обрабатываются ингибитором коррозии пу-

Характеристика передвижных воздушных компрессоров, выпускаемых в РФ и США

Мощность, кВт Подача, м3/мин Давление на­гнетания, МПа Масса, т

Нет свед. 600 20

Нет свед. 300 50

Нет свед. 100 70

тем замены жидкости, заполняющей скважину, на жидкость, содержащую ингибитор коррозии.

В скважинах с пластовым давлением выше гидростатического и АВПД вызов притока нефти осуществляется заменой бурового раствора на более легкую жидкость, инертную к сероводороду.

В скважине с пластовым давлением ниже гидростатического (АНПД) и содержанием сероводорода в нефти до 6 % приток вызывают нагнетанием природного или нефтяного газа, по согласованию с местным органом Гос-гортехнадзора, двух- или многофазных пен, инертных к сероводороду и углекислому газу, инертных (дымовых) газов с содержанием кислорода не более 2 % по объему. После получения притока через ингибиторный кла­пан в продукцию скважины вводится ингибитор коррозии. Освоение сква­жин осуществляется с соблюдением правил техники безопасности и охра­ны окружающей среды.

Если в процессе заканчивания скважины проницаемость породы при-забойной зоны снизилась, то вызов притока следует начинать только после проведения мероприятий, направленных на восстановление проницаемости призабойной зоны. В противном случае скважина может оказаться «сухой» или вызов притока при применении обычных методов может произойти, но только по немногочисленным пропласткам, имеющим повышенную прони­цаемость, а это приведет к неравномерной по толщине выработке пласта и низкой конечной величине нефтегазоотдачи.

Следует иметь в виду, что в газонасыщенных коллекторах проникший раствор выносится потоком газа только из крупных поровых каналов. Пла­сты с аномально высоким пластовым давлением часто высокой репрессии, а создать в процессе вызова притока равную по абсолютной величине де­прессию, с целью удаления проникшего в пласт раствора, технически невозможно.

Метод восстановления проницаемости призабойной зоны выбирают в зависимости от предполагаемых причин и степени снижения естественной проницаемости, свойств коллектора, условий заканчивания скважины. На протяжении десятков лет для восстановления проницаемости призабойной зоны широко применяются кислотная обработка и гидравлический разрыв пласта (ГРП).

При кислотной обработке происходит растворение породы и загряз­няющего породы материала, очищение поровых каналов, трещин, каверн, увеличение размеров и возникновение новых каналов фильтрации. Перед применением кислотного воздействия обычно рекомендуется дополнитель­ная кумулятивная или гидропескоструйная перфорация. Для обработки карбонатных пород применяется раствор соляной кислоты, в случае терри-генных коллекторов — смесь растворов плавиковой и соляной кислот.

Сущность ГРП заключается в нагнетании в призабойную зону жидко­сти разрыва и расклинивающего агента (обычно кварцевого песка) под давлением, достаточным для раскрытия существующих или возникновения новых трещин в породе. Этот метод характеризуется высокой гибкостью процесса — в качестве жидкости разрыва могут применяться вода, нефть, кислотный раствор, в качестве расклинивающего агента — различные твердые материалы. С целью снижения давления разрыва и инициирова­ния развития трещин предварительно рекомендуется провести дополни­тельную кумулятивную или гидропескоструйную перфорацию.

Важным является то обстоятельство, что кислотная обработка и ГРП

применимы практически при любой степени снижения проницаемости призабойной зоны. Относительно высокая стоимость этих методов не должна служить препятствием к их применению, поскольку затраты быст­ро окупаются.

Если установлено, что после полной замены в скважине бурового рас­твора на воду нет признаков фонтанирования и для вызова притока из пласта требуется снижать уровень жидкости в скважине в целях сниже­ния забойного давления, то устье скважины оборудуют согласно схеме рис. 15.6 и приступают к выполнению работ по вызову притока двухфаз­ной пеной.

Прежде всего буровой раствор в скважине заменяют на водный рас­твор ПАВ. Концентрацию ПАВ (ОП-10, сульфонол, ДС-РАС и др.) прини­мают в диапазоне 0,1—0,2 % (по активному веществу). Во избежание кон­такта больших объемов бурового раствора с вскрытой перфорацией тол­щиной продуктивного пласта замену бурового раствора на водный раствор осуществляют прямой промывкой. Водный раствор закачивают в НКТ, бу­ровой раствор вытесняют через затрубное пространство. После этого при­ступают к замене водного раствора ПАВ на двухфазную пену. Как правило, такая замена проводится при обратной промывке, т.е. пена закачивается в затрубное пространство, водный раствор ПАВ вытесняется из скважины по НКТ. Вытесняемый водный раствор ПАВ в дальнейшем используют для об­разования пены. Однако во избежание контакта большого количества вод­ного раствора ПАВ со вскрытой толщиной пласта, как и при замене буро­вого раствора водным раствором ПАВ, применяют следующий технологи­ческий прием.

Сначала водный раствор ПАВ можно заменить на двухфазную пену с малой степенью аэрации (например, а = 5+10) при прямой промывке до полного удаления из скважины водного раствора ПАВ, а затем приступить к дальнейшим работам по снижению забойного давления путем замены в скважине пены с меньшей степенью аэрации (с большей плотностью) на пену с большей степенью аэрации (с меньшей плотностью). При этом на­гнетание осуществляется в затрубное пространство, а вытеснение происхо­дит по НКТ. Описанный технологический прием, т.е. предварительную за-

Рис. 15.6. Схема обвязки устья скважины при освое­нии пеной:

1 — НКТ; 2 — манометры; 3 — расходомер воздуха; 4 — компрессор; 5 — обратные клапаны; 6 — аэратор; 7 — нагнетательная линия; 8 — насос; 9 — мерная емкость; 10 — накопительная емкость для пенообразующей жид­кости; 11 — выкид пены; 12 — затрубное пространст­во

мену водного раствора ПАВ на двухфазную пену с малой степенью аэра­ции, можно использовать в тех случаях, когда известно, что такая замена не вызовет притока жидкости и газа из пласта. Распределение плотности пены по глубине скважины дано в табл. 15.8.

Промысловая практика показывает, что при использовании компрес­сора типа УКП-80 для образования пены в течение 7 —8 ч снижается за­бойное давление в скважине глубиной 5000 — 6000 м на величину, равную 80 — 85 % гидростатического. Поэтому нет смысла применять более мощные компрессоры для вызова притока жидкости и газа из пласта двухфазной пеной. Напротив, можно использовать и менее мощные компрессоры. Од­нако при этом продолжительность вызова притока будет несколько больше. Таким образом, зная характеристику компрессора и задаваясь предельным давлением нагнетания, можно проектировать режим снижения забойного давления с применением двухфазной пены.

При замене в скважине жидкости на двухфазную пену, а затем пены с большой плотностью на меньшую для постепенного снижения забойного давления необходимо прежде всего добиваться устранения пульсации дав­ления. Достигается это путем постепенного и плавного снижения расхода жидкости. При необходимости расход жидкости можно довести до 0,5 — 0,3 л/с при сохранении подачи компрессора на неизменном уровне.

Таким путем можно добиться существенного снижения давления на забое скважины, соблюдая при этом режим вызова притока жидкости и газа из пласта (плавность и отсутствие пульсации давления). Это очень важно для предотвращения преждевременного прорыва подошвенной во­ды, нижних и верхних вод, расположенных над кровлей и в подошве про­дуктивного пласта. Кроме того, плавный и постепенный режим снижения забойного давления предотвратит деформацию цементного кольца за экс­плуатационной колонной в интервале продуктивного пласта, а также раз­рушение призабойной зоны при наличии слабосцементированных коллек­торов.

После достижения заданной величины забойного давления с учетом энергии сжатых пузырьков останавливают насос и компрессор, дальнейшее снижение забойного давления происходит за счет реализации упругой энергии пенной системы, которая выражается в самоизливе пены из сква­жины. Следует отметить, что некоторые разновидности вызова притока жидкости и газа из пласта, применяемые иногда в промысловой практике, неправомерно противопоставляются пенным системам. Например, вызов притока с применением азота некоторыми промысловыми специалистами считается особым способом. На самом деле азот, как воздух, природный газ и другие, является газовой фазой пенной системы и его использование для образования пены даст лучшие результаты, чем самостоятельное при-

neftandgaz.ru

Для вызова притока снижается давление столба жидкости в скважине (забойное давление рзаб, Па) ниже пластового, при котором пластовая жидкость начинает поступать в скважину и по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) на поверхность:

где ρж — плотность жидкости, заполняющей скважину, кг/м3; Н- глубина залегания продуктивного пласта, м.

Интенсивное дренирование с одновременной очисткой призабойной зоны от загрязняющих материалов пласта должна обеспечить депрессия

Депрессия на пласт корректируется по мере накопления информации по конкретному месторождению (залежи, объекты освоения)

Депрессия на пласт, МПа:

В скважинах, пробуренных на пласты, которые представлены слабосцементированными породами, с близко напорными водо- и газоносными горизонтами забойное давление снижают медленно (поэтапно, ступенчато): по скважинами глубиной до 3000 м ρб.р снижается за каждый цикл промывки на 300-400 кг/м3, а по скважинам глубиной свыше 3000 м — на 200-400 кг/м3.

Давление ру.к (Па) в межколонном пространстве у устья при замене бурового раствора на облегченный способом обратной циркуляции достигает максимума в тот момент, когда облегченная жидкость подойдет к башмаку колонны НКТ

где р1 — давление, уравновешивающее разность плотностей бурового раствора и воды, Па,

р2, p3 — потери давления при движении соответственно воды в кольцевом пространстве и бурового раствора по колонне НКТ, Па; Lнкт — глубина спуска НКТ, м; ρо.ж — плотность облегченной жидкости, кг/м3.

Вызов притока из пласта с применением пен имеет ряд существенных преимуществ по сравнению с аэрированными растворами: достигается плавность запуска скважины в результате сравнительно легкого изменения средней плотности пены в широком диапазоне (снижение до 200 кг/м3); предотвращается проникновение бурового раствора (воды) в пласт за счет изолирующих свойств пены; достигается более эффективная очистка скважины от загрязняющих материалов (поскольку пена обладает высокой выносной способностью); дополнительно снижается забойное давление (на 25-30%) в результате самоизлива пены после прекращения циркуляции.

Основные принципы проектирования технологических процессов освоения скважин с применением пены разработаны СевкавНИИгазом.

Плотность облегченной жидкости при заданной статической депрессии на пласт можно вычислить из следующего уравнения

Объем порции облегченной жидкости, необходимый для замены бурового раствора,

где d — средний внутренний диаметр эксплуатационной колонны; dн, dв — наружный и внутренний диаметры колонны НКТ; k1 — коэффициент длины.

Продолжительность закачки определяют по формуле

где qн.п — подача насоса, закачивающего облегченную жидкость.

Число насосных агрегатов определяют из условия, что процесс промывки (замены на облегченный раствор) не должен продолжаться свыше 2 ч

где Vc — объем скважины, м3.

При снижении уровня жидкости с помощью компрессора (если приток пластового флюида не начинается после замены утяжеленного бурового раствора облегченной жидкостью), предельное значение глубины статического уровня жидкости (zст)пред (в м), при котором слив оттесняемой воздухом воды станет невозможным.

где ркомп — наибольшее давлении, создаваемое компрессором при подаче воздуха; Sk — площадь межколонного пространства; Sв — площадь поперечного сечения канала колонны НКТ; ρж — плотность воды в эксплуатационной колонне, кг/м3; ρг — плотность воздуха при атмосферном давлении, кг/м3; ρг= 1,29 кг/м3; рат — атмосферное давление. Па.

В случае, если zст<(zст)пред, то максимальная глубина, до которой может быть оттеснен уровень жидкости в межколонном пространстве,

Пример 20.1. Найти плотность облегченной жидкости при замене ею глинистого раствора плотностью 1200 кг/м3 в скважине глубиной 2500 м, если пластовое давление составляет 24 МПа, а по опыту освоения предыдущих скважин для получения интенсивного приток требуется создать депрессию 8 МПа, причем максимальное давление на устье составляет 8 МПа.

Пример 20.2. Вычислить объем порции облегченной жидкости, необходимый для замены утяжеленного бурового раствора в вертикальной скважине, если известно, что глубина спуска колонны НКТ 2980 м, средний внутренний диаметр эксплуатационной колонны 126 мм, наружный и внутренний диаметры колонны НКТ соответственно 73 и 62 мм.

Решение. По уравнению (20.6) Vо.ж =0,785(0,126 2 — 0,073 2 +0,062 2 )2980=15,7 м3.

Пример 20.3. Рассчитать предельную глубину статического уровня воды для следующих условий: эксплуатационная колонна наружным диаметром 146 мм и средним внутренним 126 мм заполнена водой плотностью 1000 кг/м3; наружный диаметр колонны НКТ составляет 60 мм, давление на компрессоре УКП-80 pкомп=8 МПа.

Решение. Площади поперечного канала в НКТ и межколонном пространстве

drillings.ru