- •Содержание
- •1. ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИНЫ
- •Что определяет дебит скважины?
- •Как скважина дает нефть?
- •Как движется нефть в пласте?
- •Чем определяется характеристика вертикального лифта?
- •Что такое узловой анализ NODAL?
- •Что такое интенсификация и оптимизация?
- •Что такое повреждение пласта?
- •Как мы способствуем повреждению пласта?
- •Что происходит со вскрытым пластом при бурении?
- •Что происходит при перфорации?
- •Какие ущербы возникают при эксплуатации скважины?
- •2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
- •Оборудование устья скважины
- •Подземное оборудование скважины, оборудованной ШГНУ
- •Общие положения
- •Текущий ремонт скважин
- •Капитальный ремонт скважин
- •4. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПЕРЕД ПРОВЕДЕНИЕМ РЕМОНТНЫХ РАБОТ
- •Подготовка трубы
- •4.2. Глушение скважины
- •Организация процесса глушения скважины
- •Требования к жидкостям глушения
- •Расчет глушения
- •4.3. Исследования скважин
- •Гидродинамические исследования
- •Геофизические исследования
- •Контроль технического состояния добывающих скважин
- •Комплектное оборудование для работы с гибкими НКТ (койл-тюбинг) в скважинах глубиной до 4000 м
- •Установки смесительные
- •Осреднительная установка
- •6.2. Гидравлические забойные двигатели для ремонтных работ в скважинах
- •Винтовые забойные двигатели
- •7. СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ
- •Закрепление-раскрепление труб
- •Долив скважины
- •Замер количества доливаемой жидкости
- •Виброобработка
- •Термообработка
- •Воздействие давлением пороховых газов
- •Кислотные обработки
- •Общие требования к проведению кислотных обработок (КО)
- •Назначение кислотного воздействия
- •Соляно-кислотная ванна (СКВ)
- •Время реакции
- •Химические реагенты, добавляемые в кислоту при простой соляно-кислотной обработке
- •Глинокислотная обработка (ГКО)
- •Технология ОПЗ глинокислотой
- •Циклическое воздействие
- •Направленная кислотная обработка
- •Комплексная обработка ПЗП (КОПЗП)
- •Кислотная обработка добывающих скважин
- •Технические характеристики специальных агрегатов для ведения работ по КО
- •8.2. Гидравлический разрыв пласта
- •8.4. Расчет оптимального профиля дополнительного ствола на плоскости из интервала стабилизации основного ствола скважины
- •Общие требования
- •Методика расчета профиля дополнительного ствола
- •Пример расчетов
- •Проектирование криволинейного дополнительного ствола
- •Проектирование дополнительного ствола комбинированного типа с одним криволинейным и прямолинейным участком
- •скважин
- •Технология проведения ремонтно-изоляционных работ
- •Ловильный инструмент
- •Устройства для ликвидации прихватов
- •Труборезы скважинные
- •10. ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ СКВАЖИН
- •Подготовительные работы
- •10.2. Замена штангового глубинного насоса
- •Технология ремонта скважин, оборудованных УШГН
- •Подъем и демонтаж УШГН
- •Монтаж и спуск УШГН
- •Подгонка хода плунжера
- •11. ПЛАН ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ (ПЛА) ПРИ ТЕКУЩЕМ И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН И ОСОВЕНИИ
- •Консервация скважин
- •Расконсервация скважин
- •Скважины, подлежащие ликвидации
- •Оборудование устьев и стволов нефтяных, газовых и других скважин при их ликвидации
- •Оборудование устьев и стволов при ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной
- •Порядок оформления документов на ликвидацию скважины
- •СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
10)производятся мероприятия по утилизации остатков кислоты и продуктов реакции;
11)производится освоение скважины.
Назначение кислотного воздействия
Объем и вид кислотного воздействия на ПЗП скважины зависит от назначения воздействия. Поэтому перед определением техноло гии кислотной обработки рассмотрим возможные варианты после довательности проведения работ (рис. 8.1.3).
1)обработка призабойной зоны скважин в период их освоения или ввода в эксплуатацию;
2)обработка призабойной зоны скважин для повышения (интенси фикации) их производительности;
3)очистка фильтра и призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти;
4)очистка фильтра в призабойной зоне скважин от образований, вызванных процессами ремонта скважин;
5)удаление на обсадных колоннах и в подземном оборудовании об разований, обусловленных процессами эксплуатации скважин;
6)подготовка к другим методам воздействия на призабойную зону пласта;
7)по зонам воздействия различают:
-для обработки ствола скважины - кислотные ванны;
-для выравнивания профиля приемистости —обработки ПЗП нагнетательных скважин;
-для увеличения продуктивности скважины —обработки ПЗП добывающих скважин.
Соляно-кислотная ванна (СКВ)
СКВ предназначается для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважин от цементной и глинистой корок, продуктов кор розии, солевых отложений на поверхности НКТ. очистки забоя и ин тервала вскрытияпослеремонтныхработ и освобождения прихвачен ного оборудования. СКВ является первым обязательным видом кис лотного воздействия для скважин, сдаваемых из бурения, и прово дится в процессе первичного освоения скважин, в период ввода их в эксплуатацию.
До производства кислотных ванн в таких скважинах кислотная
обработка с задавливанием кислоты в пласт не должна производить ся, так как растворенные загрязняющие материалы способны вновь выпасть в осадок после нейтрализации кислоты породой и, тем са мым, ухудшить проницаемость пор в ПЗП.
СКВ может входить в комплекс обязательных подготовительных работ при проведении более сложных кислотных обработок.
Перед производством кислотной ванны скважину следует очис тить от забойной пробки, если она обнаружена в результате отбивки забоя, и максимально разрушить цементную корку (в случае ее при сутствия) механическим путем.
Вслучае наличия на забое битумных отложений, образовавшихся
врезультате применения буровыхрастворов на нефтяной основе, пос ле обычной механической очистки следует промыть забой одним из растворителей —нефрасом, газовым бензином, среднимдистиллятом и др. Возможна промывка горячей нефтью.
Объем кислотного раствора должен быть равен объему колонны (открытого ствола) от кровли обрабатываемого интервала пласта до забоя.
Рабочий кислотный раствор должен быть повышенной концент рации. Скважины с открытым стволом следует обрабатывать кислот ными растворами с концентрацией НС1 до 20%, а обсаженные сква жины - раствором с концентрацией HCI до 15%.
Кислотный раствор должен в обязательном порядке содержатьвсе необходимые добавки - антикоррозионные и ингибирующие.
При наличии значительных глинистых корок допустимо исполь зование в кислотной ванне плавиковой кислоты с концентрацией 1-3%. При этом необходимо помнить, что:
1)плавиковая кислота реагирует с жидкостью глушения на основе хлористого кальция и хлористого натрия, и в случае применения этих ЖГ —воздействие плавиковой кислоты на глинистую корку будет минимальным;
2)необходимо обеспечить невозможность поступления в пласт про дуктов реакции плавиковой кислоты с глинами.
Кислотный раствор по завершении закачки в скважину в течение всего периода реагирования должен находиться только в интервале обработки, т.е. он не должен выходить из зоны реагирования вверх— в обсадную колонну—за счет притокажидкости из пластаилииз НКТ, ни уходить в пласт - за счет поглощения призабойной зоной.
Поскольку для СКВ используют достаточно концентрированный
раствор кислоты с высокой плотностью, возможно оседание его в скважинной жидкости, если ее плотность ниже. В случае, если жид кость глушения имеет плотность выше плотности кислоты, необхо димо перед проведением СКВ провести замену жидкости в скважине на более легкую. Если же такая замена нежелательна по соображени ям безопасности, то обработка производится с установкой пакера. Плотность используемой жидкости должна обеспечивать невозмож ность продавливания кислотного состава в пласт, т.е. должна соот ветствовать пластовому давлению.
Одним из способов повышения гидродинамической связи пласта со скважиной является способ искусственного кавернообразования путем проведения многократных кислотных ванн.
Время реакции
Из-за ограниченной реакционной площади контакта, равной пло щади внутренней поверхности колонны в интервале установки кис лотной ванны, реакция взаимодействия кислоты с отложениями про ходитсравнительно медленно. Раствор кислоты выдерживается в ин тервале обработки в течение 12 часов.
Внимание! Время реакции указывается с учетом наличия в кислоте ингибиторакоррозииметалла.Точный срокустанавливаетсядлякаждо го месторождения опытным путем на основе определения остаточной кислотности состава послеразличных сроков выдерживания на забое. При СКВ предпочтительнаполная нейтрализация кислотногосостава.
Продуктыреакции следуетудалитьоднократной обратной промыв кой жидкостью глушения с допуском НКТ до забоя скважины. Если объем осадка предполагается большим и кислота только разрыхлила отложения,тодлягарантированного отмыла в промывочную жидкость добавить ПАВ с концентрацией.
Наличие ПАВ позволит эффективно удалить остатки коррозион но-опасного кислотного состава с поверхности металла.
Для месторождений с низким пластовым давлением для исюпоче-
Тайдица 8.1.1. Концентрациирастворов ПАВ |
|
Неонол СНО ЗБ |
0,5% |
Сульфанол |
0,25% |
Стол КАМ |
0,5% |
Нефтенол ВВД |
0,25% |
ния проникновения промывочной жидкости в пласт предпочтитель нее произвести очистку забоя скважины от образовавшегося шлама гидрожелонкой или методом управляемых депрессий.
РасчетобъемаСКВ
Потребность кислотного состава и его объем определяется из со отношения:
V ^ n D J / 4 -Н, |
(8.1.1) |
где VKC- потребный объем кислотного состава, м3;Д,к- диаметр сква жины или внутренний диаметр обсадной трубы; Н - толщина интер вала обработки, м.
Пусть расстояние от кровли перфорированного интервала до забоя (толщина интервала обработки) Н составляет 30м.
Внутренний диаметр обсадной трубыД = 0,126м (146мм колонна). Необходимый объем состава будетравен:
VKC= (3,14 • 0,1262 / 4) • 50 =0,623 м3.
Обработка призабойнойзоны нагнетательной скважины
Нагнетательная скважина является важнейшим элементом систе мы разработки, через который оказывается воздействие на продук тивный пласт, и важным элементом в цепи материальных потоков. Нагнетательная скважина связывает наземные коммуникации с про дуктивным пластом.
Одной из особенностей ОПЗ нагнетательных скважин является возможность обработки скважины с колес, без подходабригады КРС, при условии, что забой скважины чист. Увеличение производитель ности нагнетательной скважины в период эксплуатации месторож дения в режиме форсированного отбора жидкости проводится с це лью поддержания материального баланса закачка-добыча и является таким же важным (а то и более значимым мероприятием), как и ин тенсификация работы добывающей скважины. Большая значимость заключается во влиянии работы нагнетательной скважины сразу на целый ряд добывающих.
Воздействие на ПЗП с целью восстановления илиувеличения про ницаемости основано на растворении привнесенных в пласт извне или образовавшихся в пласте кальматантов, а также на воздействии на скелет породы.
Простая соляно-кислотная обработка (СКО) скелета породы
Ряд месторождений Западной Сибири представлены низкопрони цаемыми (5-100 мД), сильно-заглинизированными коллекторами (Приобское: В-11; В-12; Приразломное: Б-4; Лемпинское, Малобалыкское: Б18-22; фаинская группа месторождений: Ю -1 ; Южно-Сур гутское: Ю- 1 и др.). Разработка указанных месторождений с приме нением заводнения осложнена необходимостью постоянной интен сификации работы нагнетательных скважин.
Проницаемость ПЗП существенно снижается в процессе бурения или глушения скважины при капитальном ремонте. В условиях недо статочной подготовки закачиваемой в пласт воды в ПЗП нагнетатель ной скважины поступает значительное количество илистых и глини стых частиц (при закачке пресной воды), остаточной нефти (при за качке подтоварной воды). Для удаления загрязнителей, очистки ПЗП и восстановления проницаемости применяется целый ряд обработок. Наиболее простой (и недорогой) способ - обработка кислотой.
Взаимодействие соляной кислоты с породообразующими элементами
Основным объектом взаимодействия соляной кислоты с породой яв ляются карбонатные материалы — известняк или доломит, в том или ином количестве содержащиеся в цементирующих веществах породы. При этом происходят следующие основныереакции:
при воздействии на известняк
2НС1 + СаС03 = СаС12+ Н 20+ С02,
при воздействии на доломит
4НС1 + CaMg(C03)2* СаС12 + MgCl2+ 2Н20 + С 0 2.
Хлористый кальций (СаС12) и хлористый магний (MgCl2) —хоро шо растворимые в воде соли. Углекислый газ (СО2) при пластовом давлении растворяется в воде. При обработке соляной кислотой на гнетательной скважины продукты реакции можно не удалять из сква жины, а продавливать в удаленные зоны пласта.
Простая соляно-кислотная обработка заключается в закачке в пласт раствора соляной кислоты с удельным расходом, зависящим от количества проведенных ОПЗ на скважине. Для первой обработки расход кислоты составляет 0,5 м3/м, для скважин, обработанных нео днократно, удельный расход должен составлять до 1,5 м3/м .
Проведенные исследования состояния ПЗП скважин указывают
на то, что глубина повреждения пласта (глубина измененной прони цаемости пласта) значительно превышает, принятые в расчетах. Ре комендуемый в инструкциях ГлавтюменьнефтегазаСТО 51.00.026-86 объем удельного расхода реагента 1 м3 на 1 метр перфорации означа ет проникновение кислотного состава на глубину 1,2-1,4 метра. Ус тановленная глубина повреждения пласта во многих случаях превы шает 3—5 метров.
Необходимый объем кислотного состава для каждой скважинырас считывается индивидуально.
Расчет объема кислотного состава производится по формуле:
VKC= 1 Н- |
(8.1.2) |
где VKC—потребный объем кислотного состава, м; Н - толщина обра батываемого интервала, м; т —коэффициент пористости пород в до лях единиц; Д о - радиус (глубина) обработка; определяется по ради усузагрязненной зоны, который, в свою очередь, определяетсяпо кри вым КБД; —радиус скважины, м.
Значение параметров Н, т и Доопределяется для каждого конк ретного случая, при этом:
-Я —принимается равной эффективной толщине продуктивных отложений вскрытых данной скважиной и определяется по дан ным каратажа;
-т - принимается равной величине эффективной пористости для каждого из разрабатываемых объектов;
-До —определяется по данным геофизических и гидродинамичес ких исследований и соответствует глубине поврежденной зоны пласта. В связи с отсутствием детальных исследований до кислот ной обработки, величина До задается по опыту.
Пример расчета:
М—коэффициент пористостиравен 0,2;г - радиусскважины 0,2м;
И— перфорированный интервал равен 10м; R - врезультате исследо ваний определенрадиус поврежденной зоны 2,5м.
Объем кислотногораствораравен:
У^ З . и - 10• 0,2- (2,5? - 0,22) - 39м3.
Удельныйрасходравен 3,9м3/м .
Принятая в расчете глубина повреждения пласта неявляется чрез мерно большой, наоборот, значительная часть исследований, прове денных в ОАО “ЮНГ”, показывает глубину повреждения ПЗП, пре вышающую 3 м. Объемы используемых кислотных составов недоста-