Воздействие на призабойную зону скважин

Содержание

Введение 4

1 Вскрытие пласта 5

2 Глушение скважин

3 Освоение скважин 10

4 Воздействие на призабойную зону скважин 14

5 Влияние зоны с улучшенными фильтрационными свойствами

на накопление ретроградного конденсата у забоя скважин 17

6 Увеличение продуктивности скважин за счет изменения

смачиваемости коллектора 22

7 Подземный ремонт скважин 27

8 Расчет обработки призабойной зоны кислотными растворами 30

Заключение 34

Список литературы 35

 

Введение

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).

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.

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].

 

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.

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].

 

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.).

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.

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].

 

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.

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). 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].