книги из ГПНТБ / Амиян, В. А. Добыча газа [учеб. пособие]

пласты находятся недалеко от водонефтяного, газонефтяного и газо­ водяного контактов; д) коллектор нефтяного и газового пласта со­ стоит из несцементированных или слабосцементированных песков.

В этих условиях чрезвычайно важно обеспечить плавное сниже­ ние давления на забое скважины. Если же в процессе вскрытия пласта имело место проникновение большого количества фильтрата, сни­ жение проницаемости из-за набухания глин, образование в приза­ бойной зоне стойких эмульсий, то даже плавное снижение давления не предотвратит возможные осложнения. Происходит это по сле­ дующей причине. При нормальных условиях, когда призабойная зона пласта ничем не загрязнена, для притока газа из пласта доста­ точно соблюдать следующее условие:

Однако чаще всего при этом условии никакого притока не про­ исходит вследствие дополнительных сопротивлений, вызванных зна­ чительным снижением естественной проницаемости призабойной зоны пласта из-за проникновения в пласт фильтрата промывочной жидкости. Чтобы преодолеть эти дополнительные сопротивления, необходимо еще больше снижать забойное давление, и тогда условие притока будет следующим:

Д р ~Т~ A p i = Рпл Рзаб|

где Ар г — депрессия, при которой должны быть преодолены допол­ нительные сопротивления притоку жидкости или газа из пласта.

Очень часто Арх бывает больше Ар. Следует отметить, что в экс­ плуатационных скважинах величина Ар обычно известна, а Apj — нет; в разведочных же скважинах обе величины остаются неизвест­ ными.

Величина Арх зависит от пластового давления, физико-геологи­ ческих свойств коллектора и физико-химической характеристики насыщающих его жидкостей, метода и продолжительности вскрытия пласта и качества промывочной жидкости. При прочих равных условиях чем быстрее будет вскрыт пласт, тем меньше будет допол­ нительная депрессия в процессе освоения скважины и, наоборот, чем больше времени будет затрачено на вскрытие пласта, тем больше будет величина Ap v

Когда пластовое давление высокое и во время вскрытия пласта нет заметного поглощения, Ар г имеет небольшую величину; при невысоком пластовом давлении и поглощении промывочной жидкости дополнительное сопротивление становится значительным и для его преодоления во время освоения скважины потребуется соответ­ ственно большая депрессия. Иногда Ар х достигает столь большой величины, что для освоения скважины требуется длительное время, а часто не удается вызвать приток вследствие закупорки поровых каналов из-за проникновения в пласт большого количества фильтрата

170

промывочной жидкости и глинистого раствора, особенно при при­ менении утяжеленных растворов.

При освоении новых эксплуатационных скважин после дости­ жения депрессии, несколько меньшей, чем Ар, в дальнейшем уровень следует снижать чрезвычайно медленно и плавно. Лучше всего вре­ менно прекратить снижение уровня и установить наблюдение за его изменением. За это время незначительный приток нефти и газа из пласта частично может устранить дополнительные сопротивления в призабойной зоне пласта, после чего скважина может фонтани­ ровать. Такой режим снижения уровня должен способствовать плав­ ному притоку нефти и газа из пласта и нормальному режиму фонта­ нирования.

Поэтому необходимо создать такие условия, при которых приток нефти и газа осуществляется только при депрессии Ар. А этого можно достигнуть исключением Ар1; т. е. предварительным снятием допол­ нительных сопротивлений, вызванных проникновением фильтрата промывочной жидкости в пласт в процессе его вскрытия.

В связи с этим вызов притока жидкости и газа из пласта, вскры­ тие которого проводилось в условиях проникновения большого количества фильтрата промывочной жидкости, целесообразно начи­ нать только после очистки призабойной зоны. Метод очистки при­ забойной зоны выбирается в зависимости от характера коллектора и предполагаемой причины снижения естественной проницаемости призабойной зоны.

Все способы освоения скважин, вводимых в эксплуатацию из бурения или после капитального ремонта, основаны на снижении противодавления на забой. В одних случаях это достигается сниже­ нием плотности жидкости в стволе скважины, в других —снижением уровня жидкости. При освоении новых скважин после бурения или капитального ремонта следует иметь в виду, что почти всегда вели­ чина депрессии для вызова притока газа из пласта бывает больше, чем в эксплуатирующихся скважинах с установившимся режимом.

Обычно вызов притока из пласта осуществляется: а) путем за­ мены глинистого раствора водой (обработанной ПАВ) или нефтью; б) методом аэрации; в) снижением уровня жидкости в скважине компрессором (газом высокого давления); г) путем замены глини­ стого раствора пеной.

Снижение давления на забой уменьшением плотности жидкости

После вскрытия пласта перфорацией и спуска насосно-компрес­ сорных труб скважину промывают до забоя, башмак труб устана­ вливают в зоне перфорационных отверстий и после оборудования устья приступают к замене жидкости в стволе скважины жидкостью меньшей плотности. Жидкость следует главным образом заменять обратной промывкой, так как при этом восходящий поток фонтан­ ной струи нефти и газа будет стремиться в подъемные трубы. Это особенно важно, когда в струе жидкости или газа в начале

171

фонтанирования имеются твердые частицы (порода, куски цемента, утяжелитель и т. д.). Замена жидкости в этих условиях жидкостью меньшей плотности прямой промывкой может вызвать разрушение запорной арматуры в затрубном пространстве, что приведет к не­ регулируемому фонтанированию скважины. Если нет такой опа­ сности, то жидкость можно заменять и прямой промывкой.

При замене глинистого раствора водным раствором Г1АВ следует определять параметры восходящего потока жидкости, особенно его плотность и вязкость. Такие измерения позволят своевременно обнаружить малейшее проявление пласта.

После появления притока нефти и газа из пласта следует оста­ новить дальнейшие работы по снижению плотности раствора и вести тщательное наблюдение за характером притока. Если установлено, что интенсивность притока не может обеспечить нормальное освое­ ние скважины, снова снижают плотность жидкости.

Если глинистый раствор, которым заполнена скважина, имеет большую плотность (1,5—1,8 г/см3 и более) и высокое статическое напряжение сдвига, следует заменять его водой не сразу, а посте­ пенно — сначала глинистыми растворами меньшей плотности. Не­ редко на промыслах, чтобы ускорить освоение скважины, сразу заменяют глинистый раствор водой. Замена утяжеленного раствора сразу на воду способом обратной циркуляции может вызвать дефор­ мацию обсадных труб и расстройство соединений устьевого обору­ дования, так как развиваются большие давления, что видно из сле­ дующего расчета.

Пример. Глубина скважины (расположение нижних перфорационных от­ верстий) равна 3005 м; диаметр эксплуатационной колонны 168 мм; глубина погружения 63-мм насосно-компрессорных труб — 3000 м. Параметры утяже­ ленного глинистого раствора, заполняющего скважину: плотность 1,8 г/см3; структурная вязкость г| = 2 0 сп з; динамическое напряжение сдвига То^ЗбО дин/см3.

Максимальное значение давления на устье скважины будет при замене гли­ нистого раствора водой, когда последняя при обратной циркуляции достигнет башмака насосно-компрессорных труб. Расход жидкости при замене глинистого раствора на воду примем 6 л/с

нии глинистого раствора по 63-мм насосно-компрессорным трубам в кгс/см2; р4 =

172

(И5>

где <р — коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь от присутствия утяжелителя в жидкости, принимаемый равным 1,1; dB — внут ренний диаметр насосно-компрессорных труб, равный 0,062 м; vB— скорость восходящего потока жидкости в насосно-компрессорных трубах, равная 1,98 м/с.

Для определения коэффициента гидравлического сопротивления при дви­ жении глинистого раствора в насосно-компрессорных трубах необходимо знать обобщенный критерий Рейнольдса, который определяется по формуле

я = т И з = °-0435:

173

Таким образом, потери напора h s составляют:

Рз = 46,2 кгс/см2.

Потери давления р4 в поверхностном оборудовании обычно невелики и р4 принимаем равным 2 кгс/см2.

Максимальное давление на устье скважины при замене глинистого раствора плотностью р = 1,8 г/см3 водой на глубине 3000 м путем нагнетания ее в затрубное пространство составит:

Р т а х = 2 4 0 + 1,0+ 46,2+ 2,0=289 «*290 кгс/см2.

Поэтому, если глинистый раствор, которым заполняется скважина перед вскрытием пласта перфорацией, имеет большую плотность и высокое статиче­ ское напряжение сдвига, заменяют его водой не сразу, а постепенно. Сначала

взатрубное пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрес­ сорными трубами закачивается глинистый раствор плотностью на 0,3—0,4 г/см3 меньше плотности раствора, которым заполнена скважина. Аналогичные опе­ рации проводят до тех пор, пока разница плотностей между закачиваемым гли­ нистым раствором и водой не достигает 0,3—0,4 г/см3. После этого оставшийся

вскважине глинистый раствор заменяют водой. Для уменьшения вредного вли­

яния фильтрата глинистого раствора и воды, которые неизбежно проникают

впласт, в процессе замены утяжеленного глинистого раствора, к ним необходимо добавлять ПАВ. Концентрация ПАВ может быть до 2% объема закачиваемых

вскважину глинистого раствора и воды.

Метод аэрации

Методом аэрации можно постепенно увеличивать депрессию до любой заданной величины. Сущность процесса аэрации состоит в постепенном снижении плотности жидкости в затрубном простран­ стве и насосно-компрессорных трубах за счет ввода в скважину известного количества сжатого воздуха (газа).

Воздух (газ), попадая из затрубного пространства в подъемные трубы, аэрирует жидкость, снижая плотность смеси. При этом де­ прессия постепенно увеличивается, и скважина в определенный момент может фонтанировать.

Скорость нисходящего потока должна быть больше скорости всплывания пузырьков воздуха (газа) в жидкости. Это имеет суще­ ственное значение при аэрации, так как в противном случае будут образовываться воздушные (газовые) пробки в затрубном простран­ стве, что повлечет за собой быстрое повышение давления на компрес­ соре. Поэтому скорость нисходящего потока смеси должна быть примерно на 0,2—0,3 м/с больше, чем скорость всплывания пузырь­ ков воздуха (газа).

Для контроля за качественным проведением аэрации на воздуш­ ной и водяной линиях должны быть установлены расходомеры.

По мере нагнетания аэрированной жидкости давление в затруб­ ном пространстве будет повышаться. Давление на воздушной (га­ зовой) и нагнетательной линиях возрастает вследствие все больше увеличивающейся разницы между плотностью жидкости, заполня-

174

ющей подъемные трубы, и средней плотностью аэрированной жидко­ сти в затрубном пространстве.

Очевидно, что максимальное давление будет получено при дости­ жении аэрированным столбом жидкости башмака подъемных труб. Следует добиваться плавного повышения давления, что будет ха­ рактеризовать правильный режим подачи жидкости и сжатого воз­ духа (газа). Это достигается постепенным увеличением подаваемого' сжатого воздуха (газа) и уменьшением нагнетаемой жидкости. После того как аэрированная жидкость поступит в подъемные трубы,, давление в воздушной (газовой) линии и на промывочном агрегате начнет снижаться. Появление пузырьков воздуха (газа) на устье скважины или снижение давления на промывочном агрегате ука­ зывает на начавшееся снижение плотности жидкости в подъемных

Рис. 87. Схема подачи аэрированной воды в с важину.

трубах. С этого момента обычно начинают постепенно увеличивать подачу сжатого воздуха (газа) и уменьшать количество нагнетаемой жидкости. Когда столб жидкости окажется достаточно аэрированным, прекращают нагнетание жидкости, в затрубное пространство посту­ пает сжатый воздух (газ) на полную производительность компрес­ сора, и происходит продавливание всего столба жидкости.

При методе аэрации в газовых и газоконденсатных скважинах лучше использовать газ высокого давления.

На рис. 87 показана схема подачи аэрированной воды в скважину. Воздух из компрессора 1 и вода из промывочного агрегата 2 подаются по линии 3, через крестовик 4 в затрубное пространство между подъемными трубами 5 и эксплуатационной колонной 6.

Снижение давления в скважине компрессором (газом высокого давления)

Для вызова притока жидкости и газа из пласта, в отличие ог способа постепенного уменьшения плотности жидкости в скважине, применяют также способ снижения уровня с применением компрес­ сора или газа высокого давления.

175

В зависимости от конструкции и системы подъемника, от высоты статического уровня жидкости в скважине, а также от проницаемости пласта величина пускового давления (рпуск) имеет различные зна­ чения. В промысловой практике применяют однорядный, двух­ рядный и полуторарядный подъемники.

При двухрядном подъемнике для расчета пускового давления необходимо знать высоту, на которую в процессе продавливания поднимается жидкость над статическим уровнем в подъемнике и в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и пер­ вым рядом труб (рис. 88). Если

мального подъема жидкости в трубах над статическим уровнем. Пусковое давление рп:

176

в подъемных трубах. При переливе не может быть такого положения, и формула (121) неприменима.

В данном случае, когда жидкость еще не вытеснена из кольце­

При высокой проницаемости пласта и медленном продавливании вся жидкость из кольцевого пространства может поглощаться, при достижении сжатым рабочим агентом башмака подъемных труб уровень в последних может и не повышаться.

Пусковое давление при этом будет измеряться только величиной погружения подъемных труб под статический уровень, т. е.

Ниже этого значения пусковое давление уже быть не может. Пусковое давление при всех системах подъемников может изме­

няться в пределах от до — Наименьшее пусковое давле­

ние без поглощения будет при центральной системе, больше в двух­ рядном подъемнике, и самое большое давление требуется при одно­ рядном подъемнике в кольцевой системе.

Следует отметить, что при отсутствии аэрации жидкости посте­ пенное снижение уровня компрессором происходит довольно резко. Чтобы несколько смягчить процесс продавки, необходимо снижать уровень в скважине при установленном на устье штуцере. Резкое снижение уровня жидкости в скважине при продавливании компрес­ сором может вызвать ряд осложнений, которые нарушат нормальный режим работы скважины. Наиболее рациональным способом вызова притока жидкости и газа из пласта является способ снижения давле­ ния в скважине с применением пен.

Преимущество замены воды на пену по сравнению с методом аэрации состоит в том, что пена проникает в пласт в небольших количествах и воздействие ее на призабойную зону не снижает проницаемость коллектора. Наоборот, благодаря ее пептизирующим свойствам призабойная зона очищается от твердых частиц, что спо­ собствует лучшему притоку жидкости и газа из пласта.

§ 44. ВЫЗОВ ПРИТОКА ГАЗА ИЗ ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ ПЕН

Для освоения скважин применяется двухфазная пена — аэриро­ ванный водный раствор пенообразователя или трехфазная — аэри­

своеобразная ячеистая структура (рис. 89).

Молекулы пенообразователя концентрируются в поверхностном слое между жидкой и воздушной фазами (рис. 90). Полярные части

ние оболочки растяжению возрастает, и она принимает первоначаль­ ное положение.

Таким образом, чтобы выдержать локальные деформации без разрыва, пленка должна отвечать на местные растяжения — повы­

178

шением, на местные сжатия — падением поверхностного натяжения. Этими изменениями компенсируются локальные деформации и раз­ ности в напряжениях, возникающих на разных участках пленки,

атакже обеспечивается ее прочность.

Вкачестве пенообразователя целесообразно применять ПАВ (поверхностно-активные вещества), которые образуют устойчивую

пену и одновременно являются гидрофобизаторами. Этим условиям отвечают анионактивные ПАВ (сульфонол, ДС-РАС, прогресс и др.).

В качестве стабилизатора можно использовать КМЦ-500 или КМЦ-600. При образовании трехфазных пен стабилизатор не приме­ няется, так как глинистые частицы являются хорошими стабилиза­ торами. Газовой фазой может служить азот, природный газ, воздух.

Вызов притока газа из пласта зависит от пластового давления.

Рис. 91. Механизм упрочнения воздушного пузырька, по­ крытого адсорбционным слоем пенообразователя при рас­ тяжении части его поверхности.

о- — пузырек до деформации; б — часть поверхности пузырька де­ формирована и подвергалась растяжению; в — пузырек приобрел первоначальную форму.

Пластовое давление равно гидростатическому. При рпп -- рг вскры­ тие пласта перфорацией проводится при наличии в скважине глини­ стого раствора плотностью 1,15—1,25 г/см3.

В этих условиях целесообразно сразу приступить к замене гли­ нистого раствора пеной при малой степени аэрации и расходе жидкости 6 л/с. Затем постепенно расход жидкости снижается до 1,5—2 л/с, а степень аэрации увеличивается до 150 и более. Если нет притока из пласта, то циркуляция прекращается с целью допол­ нительного снижения давления на забое скважины. При отсутствии притока газа следует пену продавить в пласт для очистки при­ забойной зоны и через 2—3 ч вновь приступить к освоению сква­ жины.

попытке снизить уровень компрессором или газом высокого давле­ ния вся жидкость, находящаяся в скважине, или значительная часть ее уходит в пласт. Поэтому вызов притока с применением компрес­ сора или газа высокого давления требует большей затраты времени, а проницаемость коллектора из-за ухода части жидкости в пласт