CC BY
62
© С.Б. Бекетов, 2004
УДК 622.245 С. Б. Бекетов
НЕКОТОРЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН ПЕННЫМИ СИСТЕМАМИ С ПРИМЕНЕНИЕМ КОЛОННЫ ГИБКИХ ТРУБ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ
ш Ш рименение колонны гибких труб
-Ж.-1 (КГТ) для удаления из скважин песчано-глинистых пробок, пропанта (выпадающего на забой после гидроразрыва пласта), разбуривания цементных мостов, является одним из перспективных направлений развития подземного и капитального ремонта скважин на газовых и нефтяных месторождениях.
Использование пенных систем при промывке скважин КГТ обусловлено рядом преимуществ [1, 2]:
- работы проводятся без глушения скважины, а, следовательно, не ухудшаются коллекторские свойства призабойной зоны продуктивного пласта (ПЗП) вследствие попадания в пласт технологических жидкостей;
- применение пен позволяет оперативно регулировать забойное давление, переходя от репрессии на пласт к депрессии;
- улучшается очистка ствола скважины от выбуренных частиц;
- значительно повышается механическая скорость размыва песчано-глинистых пробок в результате снижения дифференциального давления в системе скважина-пласт;
- уменьшается период подготовительных и заключительных операций при монтаже и демонтаже агрегата КГТ;
- сокращается время проведения ремонтных работ;
- уменьшается расход химреагентов для приготовления технологических жидкостей;
- снижается стоимость ремонтных работ в целом.
Однако следует отметить, промывка скважин с применением КГТ отличается повышенной сложностью. Использование в качестве циркулирующего агента в скважине пенных систем еще более повышает сложность работ:
- циркуляция пены обуславливает повышенные гидравлические сопротивления в КГТ и затрубном пространстве;
- изменения забойного давления происходит в течение нескольких минут, что накладывает повышенные требования к стабильности работы технологического оборудования;
- при промывке нефтяных скважин в условиях депрессии на пласт изменяются реологические свойства ПОЖ (в связи с попаданием в ПОЖ нефти), пенообразующие свойства жидкости ухудшаются, а при увеличении содержания нефти свыше некоторой критической величины, образуется стойкая эмульсия, что необходимо учитывать при проведении работ.
Качество и безопасность работ КРС с использованием пенных систем и КГТ обеспечивается при выполнении ряда условий:
- в системе скважина-пласт должно поддерживаться заданное дифференциальное давление;
- давление нагнетания пены не должно превышать допустимого внутреннего давления КГТ;
- восходящая скорость потока пены в скважине рассчитывается из условия обеспечения выноса шлама с забоя скважины при промывке водным раствором ПАВ в конкретных геолого-технических условиях (в связи с возможными перебоями в работе наземного оборудования, обуславливающими снижение степени аэрации пены, вплоть до полного замещения пены на пенообразующую жидкость);
- с целью предотвращения прихвата КГТ необходимы превентивные меры, основными из которых являются: ограничение скорости допуска КГТ в процессе промывки; контроль
за расходом исходящего потока; проверка усилия, требуемого для подъема труб;
- с целью недопущения остановки циркуляции пены в скважине в связи с образованием стойкой водно-нефтяной эмульсии, необходим постоянный контроль за содержанием нефти в ПОЖ.
Для расчета давления нагнетания пены, а также забойного давления при промывке скважины нами создана программа [2]. Вычисление искомых давлений осуществляется с помощью программного обеспечения “01-йсе-ЕхсеГ’. Выполненные расчеты позволяют количественно оценить изменения забойного давления и давления нагнетания при промывке скважины пеной в зависимости от расхода ПОЖ и степени аэрации пены. Полученные результаты являются базой для выбора рационального сочетания расхода ПОЖ и степени аэрации, обеспечивающего выполнение требуемых условий проведения работ, что способствует повышению эффективности КРС.
На рис. 1 представлена технологическая схема проведения работ. Для промывки скважин используется установка с гибкими трубами
оборудованная насадкой 5, спускается на 20 м выше уровня пробки в скважине. При открытом на емкость 15 межтрубном пространстве НКТ/КГТ - исходящая линия 12, производится закачка в гибкие трубы двухфазной пены с расчетной степенью аэрации. Пена, выходя из насадки КГТ, попадает в зону пониженного давления, аэрирует скважинную жидкость и создает в НКТ 6 газожидкостную быстро расширяющуюся (за счет энергии сжатого газа) пачку, выталкивающую жидкость выше насадки КГТ из скважины. Вытесняемая из скважины пеной технологическая жидкость собирается в емкость 15. Приготовление пены производится в газожидкостном эжекторе 14. ПОЖ пода-
ется в эжектор насосным агрегатом 17 из емкости 16, подача азота в эжектор обеспечи-
10. На фонтанной арматуре 7 устанавливается герметизатор и установка превентор-ная 8. Первоначально КГТ 4,
Рис. 1. Технологическая схема обвязки оборудования при промывке скважин и волновом воздействии на пласт с применением колтюбинговой установки: 1 -продуктивный горизонт; 2 -
фильтр; 3 - эксплуатационная колонна; 4 - колонна гибких труб; 5 - насадка; 6 - НКТ; 7 - фонтанная арматура.; 8 - превенторный блок; 9 - инжекторная установка; 10 -установка КГТ; 11 - нагнетательная линия; 12 - исходящая линия; 13 - распределительный блок; 14 -эжектор; 15 - емкость; 16 - емкость для ПОЖ; 17 - насосный агрегат; 18 - компрессор
15 16 17 18
№ скв. Вскрытые отложения Пластовое давление, МПа Интервал промывки, м Микроскопическая характеристика шлама
269 Альб 17,0 2040-2052 Твердый остаток представлен мелкими (0,005-0,03 мм) неправильными частицами и более крупными агрегатами темно-бурого лимонита, с примесью (до 10 %) частиц (до 0,1 мм) магнитного железа и 0,2 мм неокатанных зерен прозрачного бесцветного кварца. Встречаются редкие удлиненные (до неск. мм) растительные обрывки.
729 Апт+альб 13,5 1855-1868 Твердый остаток представлен мелкими (0,005-0,01 мм) неправильными частицами магнитного железа и более крупными (0,05-0,25 мм) их агрегатами. Встречаются 0,12 мм зерна карбоната и мелкие частицы бурых гидроокислов железа. Присутствует малое количество сульфидов железа.
вается модернизированным компрессором СД-9/101 18. В КГТ пена прокачивается по нагнетательной линии 11.
На первоначальном этапе работ, вытесняемая пеной жидкость из скважины собирается в емкость 15. После вытеснения всего объема жидкости из скважины и получения стабильной циркуляции пены, направление потока в емкость 15 блоком 13 перекрывается.
При получении стабильной циркуляции пены, КГТ допускается ниже по стволу до кровли песчаной пробки и выполняется непосредственно промывка пробки в скважине. Выходящая из скважины пена поступает в дегазационную емкость 16, где производится ее разрушение и очистка от выбуренных частиц. Дегазированная ПОЖ вновь подается в эжектор агрегатом 17, чем достигается использования одного объема ПОЖ при выполнении всей технологической операции.
Регулировка давления на забой осуществляется путем изменения степени аэрации пены, а также штуцированием потока пены, выходящего из межтрубного пространства по линии 12.
С применением описываемой технологии были проведены ремонтные работы в четырех скважинах на Ватинском нефтяном месторождении в Ханты-Мансийском АО (две скважины нагнетательного фонда, и две эксплуатационного). Скважины вскрыли различные горизонты, глубина скважин от 1700 до 2600 м. В нагнетательных скважинах промывался забой и осуществлялся вымыв из
ПЗП кольматирующих веществ, в эксплуатационных скважинах промывки проводились с целью вымыва осевшего на забой пропанта после гидроразрыва пласта. При проведении работ на всех четырех скважинах применялось репрессионно-депрессионное воздействие на пласт.
Для промывки использовалась установка с гибкими трубами ТС-15080 производство фирмы «Stewart & Stevenson». Гибкая труба имеет основные характеристики:
- 0 38,1 мм;
-толщина стенки - 2,77 мм;
- длина - 3500 м;
- разрывная нагрузка трубы - 16000 кг;
- максимальное тяговое усилие на инжекторе составляет - 20000 кгс;
- максимальная скорость подачи гибкой трубы - 70 м/мин.
Инжектор устанавливается на скважину при помощи гидравлического крана-
манипулятора, с нагрузкой на крюке от 2540 кг до 13767 кг, при вылете стрелы от 10,67 м до 1,83 м соответственно.
Показательным является шлам, полученный из нагнетательных скважин № 269, 729. Как показывает опыт разработки месторождения, при эксплуатации таких скважин происходит кольматация пласта продуктами, закачиваемыми в пласт вместе с водой, что обуславливает снижение проницаемости ПЗП и, как следствие, ухудшение приемистости скважин. С целью улучшения коллекторских свойств ПЗП обычно применяется
4---------------------------------I----------------------------------
0,0025 0,003 0,0035 0,004 0,0045 0,005 0,0055
расход жидкости, мЗ/с степень аэрации пены: 1 - 15; 2 - 20; 3 - 30; 4 - 40; 5 - 50; б - 60; 7 - 70; 8 - 80; 9 - 90
Рис. 2. Забойное давление в скважине при циркуляции пены с разной степенью аэрации
солянокислотная обработка пласта. Однако при использовании стандартной технологии обработки, без учета геологических особенностей пласта, а также состава кольмати-рующих веществ, успешность операций на различных скважинах может отличаться в несколько раз. На Ватинском месторождении пласты, в которых производится поддержание пластового давления путем закачки воды в скважины, характеризуются аномально низкими пластовыми давлениями. Из ПЗП нагнетательных скважин, по техническим причинам, никогда не удавалось получить пробы кольматанта, а следовательно разработать дифференцированный подход к воздействию на разные пласты в различных частях месторождения.
При проведении работ использовалась пенообразующая жидкость (с уд. весом 1080 кг/м3), в состав которой входили следующие компоненты:
- ПАВ неонол;
- хлористый кальций;
- техническая вода.
В результате применения разработанной технологии в ПЗП создавались знакопеременные нагрузки (при волновом воздействии на пласт), что позволило декольматировать коллектор и вымыть на поверхность пеной
частицы кольматанта. Шлам отбирался и анализировался в лаборатории.
Таким образом, используя полученные сведения появилось основание провести корректировку применяемой технологии кислотного воздействия на пласт с целью улучшения фильтрационно-емкостных свойств ПЗП, что позволит повысить эффективность работ.
В таблице представлены усредненные сведения, полученные лабораторным путем.
При промывке скважин и волновом воздействии на пласт переменным давлением нами использовалась пена с различной степенью аэрации. В связи с этим одной из главных задач при внедрении технологии является расчет требуемой степени аэрации пены и определения текущего фактического газонасыщения при промывке. В зависимости от проявления пласта работы проводятся в соответствии с алгоритмом принятия решения управлением процессом промывки скважины [3]. На рис. 2 приведены расчетные номограммы забойного давления для скв. № 269, 729 построенные с использованием разработанной нами программы. Изменение степени аэрации от 25 до 50 позволяло нам варьировать забойным давлением, создавая депрессию на пласт до 8,0 МПа, репрессию до 8,0 МПа. При этом быстрое изменение забойного давления, кроме того, осуществлялось также управлением усть-
евым давлением путем штуцирования выходящего потока пены.
Подводя итог некоторым результатам промывки скважин пенными системами с применением колонны гибких труб, следует сделать ряд выводов:
- использование пенных систем при промывке скважин КГТ обусловлено преимуществами, основными из которых являются:
1. Бекетов С.Б. Пуля Ю.А. Косяк А.Ю. Зависимость скорости разрушения песчано-глинистых пробок от величины дифференциального давления в системе скважина-пласт / Горный информационно-аналитический бюллетень, № 10. 2003. - М.: Изд-воМГГУ. - С. 8-9.
2. Бекетов С.Б. Косяк А.Ю. Особенности промывки скважин пенными системами с применением колонны
возможность одновременно проводить работы по интенсификации притока флюидов; улучшаются условия очистки ствола скважины от выбуренных частиц;
- применение в качестве циркулирующего агента в скважине пены повышает сложность работ;
- вместе с тем происходит снижение стоимости ремонтных работ в целом.
---------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
гибких труб / Горный информационно-аналитический бюллетень, № 12. 2003. - М.: Изд-во МГГУ. - С. 5-7.
3. Бекетов С.Б., Димитриади Ю.К. Алгоритм принятия технологических решений при промывке нефтяных скважин гибкими трубами в условиях аномально низких пластовых давлений / Горный информационно-аналитический бюллетень, № 4. 2004. - М.: Изд-во МГГУ. - С. 63-66.
— Коротко об авторах
Бекетов Сергей Борисович - кандидат технических наук, главный геолог НТЦ ООО «Кубаньгазпром».
------------------------------------- ДИССЕРТАЦИИ
ТЕКУЩАЯ ИНФОРМАЦИЯ О ЗАЩИТАХ ДИССЕРТАЦИЙ ПО ГОРНОМУ ДЕЛУ И СМЕЖНЫМ ВОПРОСАМ
Автор Название работы Специальность Ученая степень
МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГОРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
ДЕРБУНОВИЧ Николай Николаевич Ресурсосберегающие экологически щадящие термохимические методы переработки горно-химического сырья и отходов 25.00.36 Д.т.н.
НА УЧНЫЙ ЦЕНТР ПО БЕЗОПАСНОСТИ РАБОТ В УГОЛЬНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВОСТНИИ (НЦВОСТНИН)
УВАРОВА Варвара Александровна Разработка метода контроля содержания вредных веществ в воздухе рабочей зоны на предприятиях угольной промышленности 05.26.01 к.т.н.
