книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах
..pdf— эмультал — 3 %; -ГК Ж -10 - 2 %.
ИЭР предотвращает фильтрацию воды в призабойную зону пласта, со храняя фильтрационные свойства ПЗП, оказывают на нее гидрофобизирующее действие. Это позволяет сократить время вывода скважин на ре жим и улучшить показатели их работы. ИЭР является универсальной жид костью, которую можно использовать для глушения скважин с низкими и высокими пластовыми давлениями, а также в качестве перфорационной среды.
При проницаемости коллектора более 10—2 мкм2 допускается использо вание отфильтрованных растворов хлористого калия, кальция, натрия с до бавкой ПАВ в количестве 0,2—0,3 % (ОП-10, сульфанол и др.). При выборе солей предпочтение отдается в порядке указанной последовательности.
Для таких условий целесообразно опробовать слабокислотные составы на основе ортофосфорной кислоты, которые хорошо зарекомендовали себя в других районах.
Кроме того, в качестве перфорационных сред рекомендуется примене ние комплексных кислотных составов, безводных кислотных составов, на которые ООО «СибИНКор» разработаны соответствующие технологиче ские регламенты.
В качестве перфорационной среды также рекомендуется использовать поверхностно-активный кислотный раствор (ПАКР).
Базовая его рецептура следующая:
•0,1—10 % фосфорной кислоты;
•0,1—2 % анионо-активного ПАВ;
•остальное — раствор NaCl плотностью 1140—1160 кг/м3.
Исходная кислотная перфорационная среда включает следующие ком поненты:
•водный раствор хлористого натрия — 97 % (вес);
•ПАВ (оксинтерол СМ-1) — 1 % (вес);
•нитролотриметилфосфоновая кислота (НТФ) — 2 % (вес).
Физико-химические показатели свойств кислотной перфорационной среды:
•плотность — 1100—1160 кг/м3;
•водородный показатель (PH) — 0—1;
•поверхностное натяжение с керосином (нефтью) — 1,5—5,2 мн/м3;
•термостабильность — 85—90°С.
Перфорационные системы.
При вторичном вскрытии сначала необходимо исключить снижение продуктивности скважины из-за неправильного выбора перфоратора. Не обходимо выбирать перфоратор с высокими потенциальными возможно стями при условии, что параметр ОП (отношение продуктивностей), пока зывающий, во сколько раз реальный дебит скважины отличается от теоре тического, должен быть не ниже 0,95.
В табл. 14.1 приведены техническая характеристика перфораторов и зна чения ОП для некоторых типов наиболее часто применяемых перфорато ров в зависимости от плотности перфорации и коэффициента анизотропии проницаемости ко, рассчитанные с учетом влияния прочности породы на одноосное сжатие Есж, а также размеры перфорационных каналов в породе.
Перфорацию осуществляют в различных условиях — как депрессии, так и репрессии. При депрессии обеспечивается минимальное воздействие скважинной жидкости на коллекторские свойства призабойной зоны пла ста.
Таблица 14.1. Техническая характеристика перфораторов
|
Плотность |
|
Средние размеры канала |
Параметр ОП при |
||||
Тип пер |
Фазировка от- |
перфорации в породе, мм |
||||||
|
|
|
||||||
форатора |
перфора |
верстий, град. |
|
|
|
|
|
|
ции, отв./м |
глубина |
диаметр |
ко = 1 ко = 2 |
ON II £ |
||||
|
|
|||||||
|
|
|
||||||
ПКС-105 |
6 |
180 |
320 |
15 |
0,88 |
0,84 |
0,70 |
|
|
12 |
|
|
|
1,00 |
0,98 |
0,89 |
|
|
18 |
|
|
|
1,04 |
1,03 |
0,98 |
|
ПКО-89 |
10 |
180 |
270 |
14 |
0,94 |
0,91 |
0,80 |
|
|
20 |
|
|
|
1,02 |
1,01 |
0,95 |
|
ПК-105 |
10 |
90 |
245 |
И |
0,90 |
0,86 |
0,75 |
|
|
20 |
|
|
|
1,02 |
1,00 |
0,92 |
|
КПРУ-65 |
8 |
90 |
220 |
11 |
0,84 |
0,79 |
0,67 |
|
|
10 |
|
|
|
0,89 |
0,84 |
0,73 |
|
ПКС-80 |
6 |
180 |
180 |
10 |
0,69 |
0,64 |
0,50 |
|
|
12 |
|
|
|
0,85 |
0,81 |
0,71 |
|
|
18 |
|
|
|
0,91 |
0,89 |
0,81 |
|
|
20 |
|
|
|
0,93 |
0,91 |
0,84 |
|
ПНКТ-89 |
9 |
180 |
280 |
14 |
0,92 |
0,88 |
0,77 |
|
|
18 |
|
|
|
1,01 |
0,99 |
0,94 |
|
|
27 |
|
|
|
1,04 |
1,03 |
1,00 |
|
ПР 54 |
10 |
90 |
170 |
10 |
0,81 |
0,77 |
0,65 |
|
|
20 |
|
|
|
0,94 |
0,92 |
0,83 |
|
ПР-43 |
10 |
90 |
125 |
10 |
0,72 |
0,68 |
0,56 |
|
|
20 |
|
|
|
0,87 |
0,84 |
0,74 |
|
ПК-105С |
12 |
120 |
655 |
11 |
1,20 |
1,18 |
1,13 |
|
ПК-89С |
12 |
120 |
660 |
9,5 |
|
|
|
|
Для оценки эффективности технологии перфорации при репрессии на пласт необходимо дополнительно учесть влияние жидкости перфорации и рассчитать радиус ее проникновения в пласт с учетом образовавшейся ра нее зоны загрязнения.
Репрессия при перфорации не должна превышать 2—2,5 МПа. Для того, чтобы при применении высокоэффективных перфораторов суммарный ра диус зоны проникновения жидкостей не превышал глубину перфорацион ных каналов, необходимо использовать загущенные жидкости.
Вторичное вскрытие рекомендуется осуществлять с помощью корпусных кумулятивных перфорационных систем типов ПК-103, ПК-105 ПКО-89С
т‘ К- Данные системы не оказывают выраженного фугасного и заФязняищего воздействия „а призабойную зону пласта и тем самым (йес-
Й е Т |
ф ё к т Г и Г п Т ^ ^ п Г ^ ' Ин3 " " “ “ Г |
1перфосистем наи- |
|
способностью |
ПК' 89С>ПК-105С, обладающие большой проникающей |
||
“« х Х |
ф о Х 7 в Г ™ Т в .П„аРГ„РаЦИИ ПР" |
пумулятив- |
|
Для вторичного вскрытия рекомендуется применять глубокопроникаю-
Таблица 14.2. Характеристика корпусных кумулятивных перфорационных систем
N° п/п |
Тип перфоратора |
Диаметр от |
Глубина про |
|
верстий, мм |
бития, мм |
|||
|
|
|||
1 |
ПКО-89С |
9,5 |
660 |
|
2 |
ПК-105С |
11 |
655 |
|
3 |
«Predator-nKO-102»-4!! (СК «Петроальянс») |
12 |
1092 |
|
5 |
«Western Atlas»: ПКТ-102 |
|
640 |
|
6 |
«Dynawell»: ПНКТ-89Д |
10 |
750 |
|
7 |
«Dynawell»: ПКО 102 |
12 |
1009 |
|
8 |
«Dynawell»: ПКО-89 |
10 |
720 |
|
9 |
Для ГРП «Big Hole»: ПКТ-89 |
22,7 |
317 |
щие перфорационные системы зарубежных фирм, обеспечивающие глуби ну пробития перфорационных каналов до 1 м и более (табл. 14.2).
Большой объем работ по вторичному вскрытию на месторождениях За падной Сибири и России выполнен с применением перфосистем «Dynawell», эффективность которых весьма высока.
Кроме того, перфосистемы «Dynawell» сертифицированы в России, на лажены постоянные поставки зарядов из Германии, а также выпуск корпу сов на территории России. Передовой опыт в организации проведения ра бот по технологии вторичного вскрытия с применением перфосистем «Dynawell» имеет ОАО «НК Паритет».
Преимущества перфорационной системы фирмы «Dynawell»:
•безопасная и быстрая зарядка системы у скважины;
•устойчивость к высокой температуре и высокому давлению;
•адаптация под все системы инициирования;
•не оставляет остатков разрушения системы в скважине;
•при стрельбе меньше разрушает обсадные трубы в скважине;
•высокая проникающая способность;
•глубина формирования каналов в породе до 1 м.
Для горизонтальных скважин рекомендуется применять как отечествен ные перфораторы типа ПНКТ-89, так и зарубежные типа ПНКТ-89Д систе мы «Dynawell», спускаемые на НКТ.
Преимущества перфораторов, спускаемых на НКТ:
•перфорация больших интервалов или нескольких интервалов за один спуск;
•возможность перфорации с депрессией или репрессией на пласт;
•возможность перфорации пологих, горизонтальных участков скважин
ибоковых стволов;
•возможность вызова притока и испытания пласта без подъема обору дования;
•возможность эксплуатации скважины без подъема оборудования. Перфорация осуществляется при регулируемой депрессии на пласт, за
даваемой из расчета ~20 % от пластового давления (подробный расчет опи сан в РД-39—2-1217—84 «Инструкция по освоению и исследованию сква жин на месторождениях Западной Сибири»).
В состав компоновки входит перфорационная система ПНКТ-89Д, кото рая представляет собой каркас, снаряженный кумулятивными зарядами и детонирующим шнуром и помещенный в герметичный корпус повышен-
ной прочности. Заряды системы Dynawell имеют навеску взрывчатого ве щества 22,7 г. (тип BB-RDX-гексоген). Это обеспечивает (согласно тесту API—43) пробивную способность до 870 мм с диаметром отверстия около 10 мм, а также изготовливаемые в России по лицензии 3FIK089DN (552 мм) и 3I"IKO89DN-01 (750 мм).
Данные системы позволяют проводить перфорацию с плотностью до 19 отв/м и углом фазировки 60°С. Заряды данного типа выдерживают темпе ратуру до 150°С. Корпус системы рассчитан на давление до 80 МПа и имеет внешний диаметр 89 мм. В системе применяется детонирующий шнур типа Hexacord Т-150, рассчитанный на температуру до 150°С со скоростью пере дачи детонации 7700 ± 200 м/с.
Вчисто нефтяной зоне (ЧНЗ) в целях повышения гидродинамического совершенства скважины и сохранения целостности цементного кольца за колонной рекомендуется применять для вторичного вскрытия пластов ку мулятивный корпусный перфоратор многократного использования ПК105С с плотностью до 20 отв/м. Наряду с этим рекомендуется применение перфораторов типов ПРК-42С и ЗПКО-89С с плотностью до 18—28 отв/м. Целесообразно применение импортных перфораторов повышенной про бивной способности «Dynamit Nobel» (ТСР-4) с плотностью перфорации до 17—20 отв/м [18]. Эффективно применение «AJ-4» на НКТ при вторичном вскрытии на депрессии перфораторами ПМИ-48, «PREDATOR 2».
Достигаемая плотность перфорации в монолитных пластах до 12 отвер стий на один метр, в тонкослоистых — до 20. В низкопроницаемых пластах целесообразно применять кумулятивные перфораторы повышенной про бивной способности, что позволяет создавать глубокопроникающие каналы
впоровом пространстве пласта.
Вусловиях депрессии перфорацию рекомендуется производить на пласт
малогабаритными перфораторами типа ПНКТ-89, ПНКТ-73 на «гибкой трубе» или на НКТ.
При близости к забоям проектируемых скважин водоносных пластов вторичное вскрытие может производиться сверлящими перфораторами ти па ПС-112.
ем, при котором низ бурильного инструмента является своеобразным вибронасосом, перекачивающим жидкость из скважины в проницаемую среду призабойной зоны пласта (ПЗП). Поэтому качество вскрытия бурением предопределяет основной способ освоения. При любом способе основны ми целями являются декольматация стенок скважины (обычно на глубину до 8—35 мм); деинфильтрация в обычных скважинах (очистка от инфильт рата бурового раствора или жидкости глушения с глубины до 1—7 м), в скважинах глубиной более 3—4 тыс. м (до 20—25 м) и горизонтальных.
В зависимости от интенсивности загрязнения ПЗП основные методы ос воения в порядке возрастания эффективности воздействия на кольматирующий слой или инфильтрат можно расположить в следующей очередности:
—создание квази— или статической депрессии на пласт;
—понижение давления на пласт с помощью серии гидроимпульсов дав ления (имплозии);
—дополнительная обработка ПЗП (обычно на глубину до нескольких дециметров) гидродинамическими волнами давления, излучаемыми скважинными генераторами и распространяемыми по поровым кана лам пласта;
—предварительная или периодическая обработка ПЗП с помощью рас пространяющихся на большую глубины по скелету породы аккустических волн, излучаемых механическими гидроударниками.
15.1.Выбор депрессии на продуктивный пласт при вызове притока
Важную роль в процессе вызова притока при освоении скважин играет правильный выбор величины депрессии на пласт. Необходимость создания повышенной депрессии возникает при освоении скважин с низким качест вом вскрытия продуктивного пласта. Основной причиной ухудшения кол лекторских свойств пласта в призабойной зоне считается проникновение в пласт фильтрата и твердой фазы промывочной жидкости в период его вскрытия [49]. Повышенные депрессии при неустойчивых коллекторах приводят к нарушению призабойной зоны и могут вызвать слом эксплуата ционной колонны и преждевременный выход скважины из строя, а при на личии подошвенной воды или близко расположенных водоносных пропла стков — преждевременное обводнение скважины. В карбонатных коллекто рах повышенные депрессии могут привести к смыканию трещин и пор. При нормальных условиях, когда призабойная зона пласта не загрязнена, для притока жидкости из пласта достаточно соблюсти следующее условие:
ДР = Рпл-Рза6>0, |
(15-1) |
где ДР — минимальная депрессия, при которой начинается приток; Р^ —
пластовое давление; Рмб — забойное давление.
Но в большинстве случаев вследствие снижения естественной проницае мости призабойной зоны пласта из-за загрязнений для вызова притока не обходимо преодолеть дополнительные сопротивления и условие вызова
притока имеет вид:
др + ДРД= Рпл “ Рзаб > |
(15.2) |
где ДРд — депрессия, необходимая для преодоления дополнительных сопро тивлений притоку из пласта из-за загрязнения призабойной зоны сква жины.
Для приближенных практических расчетов величина депрессии опреде ляется по формуле Дюпюи
Рден фРинф ^ |
(15.6) |
где ЯИНф— радиус зоны инфильтрации, определяемый для каждого месторо ждения эмпирическим путем (например по объемам инфильтрата, отбирае мого пластоиспытателями); h — эффективная толщина пласта; m, к — соот ветственно, пористость и проницаемость коллектора; <р<1— коэффициент восстановления при освоении естественной проницаемости коллектора от загрязнения ПЗП инфильтратом бурового раствора или жидкости глуше ния; Ринф — депрессия, соответствующая полной очистке ПЗП от инфильт рата; ц — вязкость инфильтрата или жидкости глушения скважин; R, — ра диус скважины.
Определяемая по формуле (15.6) депрессия может превышать предельно допустимую [АР], которая ограничивается:
—возможностью возникновения заколонных перетоков;
—опасностью разрушения цементного камня в зоне перфорации;
—смыканием трещин (для трещиноватых коллекторов);
—предельно допустимой деформацией обсадной колонны в зонах мерз лых и пластичных горных пород;
—разрушением или интенсивной суффозией (вымыванием твердых час тиц) неустойчивого коллектора, а также возникновением пескопроявлений.
Для большинства месторождений Западной Сибири, отличающихся низ кими пластовыми давлениями и невысокой проницаемостью (до 0,03 - 0,05 мкм2) продуктивных коллекторов, наибольшую опасность пред ставляет возможность возникновения заколонных перетоков при превыше нии в процессе освоения скважины предельной депрессии на пласт [АР].
При понижении в процессе освоения уровня жидкости в скважине об садная колонна деформируется и на контакте «колонна труб — цементное кольцо» под действием перепада давления АР образуется кольцевая щель с микрозазором 8, определяемым для цилиндров из формулы Ламе:
с _ 2ДР • r2R |
_ 2ДР • |
R • (R - b )2 |
( 1 5 .7 ) |
|
о ----------; ;------тг—г— |
тт- |
|||
Е (R2 —г2) |
Е • |
h • (2г |
Ь) |
|
где г, R — соответственно внутренний и наружный диаметр обсадных труб; Ь— толщина стенки труб; Е — модуль упругости материала труб.
Из формулы (15.7) следует, что для реальных условий микрозазор 8 больше размеров твердых частиц, например вымываемых из цементного камня при суффозии (5—40 мкм), что косвенно указывает на преобладаю щее влияние на заколонные перетоки в процессе последующей эксплуата ции скважины расширения флюидопроводящих каналов. В противном слу чае микрозазоры кольматируются твердыми цементными частицами.
Утечки через тонкую кольцевую щель при ламинарном режиме течения Жидкости (Re < 1000—1200), что соответствует реальным условиям, под Действием межпластового перепада давления Рзп= Рт.тРгпл ПРИ заколон ных перетоках, определяют по формуле (15.8)
Qvr ~ |
2jtRP3n83 |
(15.8) |
|
12r|L |
|
где г) — динамическая вязкость флюида; L — расстояние между пластами вдоль ствола скважины.
Заколонные перетоки для жидкости со статическим напряжением сдвига т0 при создании депрессии на пласт могут возникнуть только при условии (15.8)
8 > 2т0 |
(15.9) |
Рзп/L |
|
В формуле (15.9) отношение P3n/L можно представить как допустимый перепад давления на единицу длины заколонного пространства (по данным
3.Ш. Ахмадишина, БашНИПИнефть), который составляет:
—при Рзп<2 МПа/м пласт надежно изолируется цементным кольцом; — при Рзп=2-10 МПа/м во многих случаях требуется установка пакера;
—при РЗП>Ю МПа/м надежная изоляция достигается только при его ус
тановке.
При L>5 м цементное кольцо может выдержать перепад давления до 10 МПа. Когда толщина перемычки не превышает 2 м, то исключить прорыв жидкости можно только установкой пакера.
Пример 1. Требуется определить возможность перетоков нефти в погло щающий пласт при Рзп = 2 МПа/м, депрессии на пласт 10 МПа для 146,1
ммэксплуатационной колонны с толщиной стенки b = 9,5 мм для нефтей
ст0=0,1-30 Па.
По формуле (15.9) находим
8 > [8] = 2 ' (°.! ~ 30»0) = 0,1-30мкм. 2 106 КГ6
Для труб 146,1x9,5 мм (модуль упругости материала Е=2,1 • 105 МПа) со гласно формуле (15.7) возникающий под действием перепада давления ДР радиальный зазор между цементным кольцом и эксплуатационной колон ной 8=2,17 ДР=21,7 мкм. Следовательно, перетоки нефти в поглощающие пласты невозможны только для высоковязких нефтей.
15.3. Замена тяжелой жидкости на более легкую
Колонну НКТ спускают почти до забоя, если продуктивный пласт сло жен хорошо устойчивыми породами, или примерно до верхних отверстий перфорации, если породы недостаточно устойчивы. Замену жидкости обычно ведут способом обратной циркуляции по схеме: передвижным поршневым насосом в межтрубное пространство закачивают жидкость, плотность которой меньше плотности промывочной жидкости в эксплуата ционной колонне. По мере того, как более легкая жидкость заполняет меж трубное пространство и вытесняет более тяжелую жидкость в НКТ, давле ние на насосе возрастает. Оно достигает максимума в тот момент, когда легкая жидкость подходит к башмаку НКТ (рис. 15.1).
Ру = (Рпр —Рож) ё^нкт + Рнкт + Рмт. |
(15.10) |
где рПР и рож — плотности тяжелой и облегченной жидкостей, кг/м3; Z HKT — глубина спуска колонны НКТ, м; Рнкт и Рмт — гидравлические потери в
Рис. 15.1. Схема расчета наибольшего давле
ния в межтрубном пространстве у устья при замене тяжелой жидкости на более легкую: 1— закачиваемая облегченная жидкость; 2 — тяжелая промывочная жидкость; 3 —НКТ; 4 — эксплуатационная обсадная колонна.
колонне НКТ и в межтрубном простран стве, Па.
Это давление не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны из условия;
Ру < Роп (1511)
Путем совместного решения уравне ний (15.10) и (15.11) определяем предель но допустимое снижение плотности жид
кости в колонне (рпр-Рож) за один цикл циркуляции в случае, если продуктивный пласт сложен устойчивыми породами. Если же породы слабоустойчивы, величи ну снижения плотности за один цикл циркуляции уменьшают до значения рПРРож = 150—200 кг/м3. При планировании работ по вызову притока следует учиты вать это и заблаговременно готовить ем кости с запасом жидкостей соответствую щих плотностей, а также оборудование для регулирования плотности. При зака чивании более легкой жидкости следят за
процессом в скважине по показаниям манометров и по соотношению рас ходов закачиваемой в межтрубное пространство и вытекающей из НКТ жидкостей. Если расход выходящей жидкости увеличивается, это признак начавшегося притока из пласта. В случае быстрого увеличения расхода на выходе из НКТ и падения давления в межтрубном пространстве выходя щий поток направляют через выкидную линию со штуцером.
Если замены тяжелой промывочной жидкости на чистую воду или дега зированную нефть недостаточно для получения устойчивого притока из пласта, применяют другие способы увеличения депрессии или стимулирую щего воздействия на пласт.
15.4. Свабирование в эксплуатационной колонне скважины с помощью желонки
Схема свабирования с помощью желонки приведена на рис. 15.2. Суть способа состоит в том, что подъем жидкости в скважине до ее устья произ водится в сосуде (желонке), дном которого является сваб, а вытеснение Поднятой жидкости из желонки осуществляется свабом путем его подъема
внутри желонки.
Желонка представляет собой длинный цилиндрический сосуд, собирае-