Эксплуатация скважин

J7J7J7J7J7J7;

Водяные мосты перекрывают поровые каналы

Рис. 1.14. Ущербы, наносимые пласту при ремонте

осадок водонерастворимых солей при воздействии жидкости глуше­ния на пластовую воду.

Проведение спуско-подъемных операций на скважине приводит к насыщению пласта водой, а следовательно, к возникновению "во­дяных мостов" перекрывающих поток пластовой жидкости, к изме­нению относительной проницаемости, и снижению дебитов по не­фти. Насыщение пласта водой приводит и к осложнениям при выво­де скважины на режим вследствие отсутствия охлаждения погружно­го электродвигателя (рис. 1.14,1.15).

Поэтому проектирование процесса глушения напрямую связано с проектированием вывода на режим и дальнейшей эксплуатацией сква­жины.

Итак, отметим основные требования к жидкостям глушения (ЖГ):

О 20 40 60 80 100 Водонасыщенность, %

Рис. 1.15. Зависимость относительной проницаемости песка для воды (kj и нефти (kj от водонасыщенности

- ЖГ для скважин должна быть химически инертна к горным поро­дам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюи­дами и должна исключать кольматацию пор пласта твердыми час­тицами;

- фильтрат ЖГ должен обладать ингибирующим действием на гли­нистые частицы, предотвращая их набухание, при любом значе­нии рН пластовой воды;

- ЖГ не должна образовывать водных барьеров и должна способ­ствовать гидрофобизации поверхности коллектора, снижению ка­пиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфаз­ного натяжения на границе раздела фаз "жидкость глушения - пла-стовый флюид";

- ЖГ не должна содержать механических примесей с диаметром ча­стиц более 2 мкм. Общее содержание механических примесей не должно превышать 100 мг/л;

- ЖГ должна обладать низким коррозионным воздействием на сква-жинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна пре­вышать 0,1-0,12 мм/год;

- ЖГ на месторождениях с наличием сероводорода должны содер­жать нейтрализатор сероводорода;

- ЖГ не должны наносить вреда нефтесборным трубопроводам при существующей схеме утилизации;

- ЖГ должна быть безопасной при проведении технологических операций.

Конечно же, процесс глушения должен проводиться специальным сервисом, обеспеченным специальным оборудованием и квалифици­рованным персоналом, для предоставления большого спектра техно­логий и составов жидкостей глушения непосредственно для каждой скважины.

Какие ущербы возникают при эксплуатации скважины?

Как уже говорилось выше, призабойная зона имеет решающее зна­чение в производительности скважины. Большой перепад давления в ПЗП приводит к различным явлениям: выпадению солей, выносу в скважину твердых частиц пород пласта, образованию отложений смол, асфальтенов, возникновению турбулентного движения жидкости. Эти ущербы ведут к снижению добычи нефти. На производительность скважины могут также влиять повышенный вынос песка из пласта, проникновение воды (рис. 1.16). Не следует забывать, что при эксп­луатации скважины на снижение продуктивности могут играть и дру­гие факторы, например проблемы в перфорации, в фильтре, гравий­ной набивке, в погружном насосном оборудовании, лифтовых тру­бах, а также в наземном оборудовании и сборных трубопроводах. На производительность скважины могут влиять и такие технические фак­торы, как состояние забоя, эксплуатационной колонны, например установленные гофры. Иногда, возникают проблемы, связанные с

Ущербы, наносимые пласту при эксплуатации скважины

Особенности эксплуатации скважины: - приток описан законом Дарси-Вогеля; - течение флюида за счет депрессии; - плоско-радиальный приток - логарифмическая зависимость изменения давления от радиуса дренирования до скважины; - малые зазоры скважинного оборудования в колонне, высокие скорости спуска;

Призабойная зона пласта ПЗП обусловлена резким падением давления от пластового до забойного

Выпадение солей в результате резкого падения давления в ПЗП

Возникновение завихрений (турбуленция)

Засорение пор взвешенными частицами ил, песок) КВЧ

Асфальтосмолопарафиноотложения АСПО

Рис. 1.16. Ущербы, наносимые пласту при эксплуатации скважины

наличием проектного оборудования, качеством его подготовки, фи­нансовые проблемы и т.д.

Какие способы существуют для увеличения проницаемости ПЗП?

Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увели­чивают за счет применения различных методов:

- химических;

- механических (гидравлический разрыв пласта и с помощью им-пульсно-ударного воздействия и взрывов);

- тепловых (паротепловая обработка, электропрогрев);

- их комбинирование.

Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой сква­жины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кис-

лот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины, расширяют их в карбонатных коллекторах и очищают по-ровое пространство в терригенных (подробнее дальше). Для кислот­ной обработки применяют, в основном, водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Технологический про­цесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором и продавливания кислотного раство­ра в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с порода­ми продуктивного пласта.

Гидравлический разрыв пласта (ТРИ) заключается в образовании и расширении в пласте трещин, при создании высоких давлений на за­бое, жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещи­ны нагнетают песок или расклинивающий агент (проппант), чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовав­шиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающи­ми скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков мет­ров, их ширина - 1—4 мм. Скин может снижаться до -4,4.

Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; закачки жидкости-песконосителя; закачки жидкости для продавливания песка в трещины.

Волновая обработка забоев скважин заключается в том, что на за­бое скважины с помощью генератора формируются волновые возму­щения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. При этом по­вышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых, расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

Углубленная перфорация состоит в том, что в зону пласта спускает­ся мощный перфоратор специальной конструкции, который проби­вает критическую зону пласта и дает возможность флюиду проходить ПЗП по новым каналам. Существуют технологии (ПГД), когда за счет энергии пороховых газов в пласте образуются новые трещины.

Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том слу­чае, если добываемая нефть содержит смолы или парафины. Суще­ствует несколько видов теплового воздействия: электротепловая об­работка; закачка в скважину горячих жидкостей; паротепловая обра­ботка.

Как мы уже говорили, наиболее подвержена ущербам призабой-

ная зона пласта, ее еще называют критической зоной. Нарушения в ПЗП могут быть вызваны различными факторами, поэтому выбор стимуляции определяется формой нарушений. Как правило, может быть несколько факторов загрязнения, поэтому часто применяются комплексные обработки, включающие в себя несколько видов работ на скважине. Определим, какие могут быть нарушения и какими пу­тями их можно ликвидировать (табл. 1.1).

Существует множество технологий и еще великое множество ре­цептов по работе с призабойной зоной пласта (ПЗП).

Таблица 1.1

Нарушения

Выпадение твердых осадков (песок, глина)

Выпадение в осадок солей

Возникновение асфальтосмоло-парафиноотложений АСПО

Загрязнение илом

Возникновение водяных мостов

Возникновение турбулентного режима течения жидкости

Пути устранения

Механические методы (ГРП, углубленная перфорация) Химические методы (применение кислот)

Химические методы (применение кислот, растворителей)

Химические методы (закачка

растворителей)

Тепловые методы

Механические методы

(ГРП, углубленная перфорация)

Механические методы (ГРП, углубленная перфорация) Химические методы (применение кислот)

Химические методы (закачка ПАВ)

Изменение режима течения Химические методы (закачка ПАВ) Механические методы (доп. перфорация)

Низкая природная проницаемость пласта

ГРП

Приток жидкости к забоям скважин происходит под воздействи­ем разности между пластовым и забойным давлениями. Если давле­ние столба жидкости, заполняющей скважину до устья, меньше пла­стового, то скважина будет переливать жидкость на поверхность, т.е. будет фонтанировать. В зависимости от режима работы залежи фон­танирование скважины может происходить за счет энергии гидроста­тического напора, за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти, за счет той и другой энергий.

Нефть из скважины на поверхность движется по насосно-компрес-сорным трубам (НКТ), снизу лифт оборудован центрирующей ворон­кой. Для регулирования потока флюида из скважины и контроля за его параметрами все скважины оборудуют устьевой арматурой.