CC BY
35
© С.Б. Бекетов, Ю.К. Димитриади, 2004
УДК 661.185
С.Б. Бекетов, Ю.К. Димитриади
АЛГОРИТМ ПРИНЯТИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПРИ ПРОМЫВКЕ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ГИБКИМИ ТРУБАМИ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ
Совершенствование технологий промывки скважин с сохранением естественных фильтрационно-емкостнык свойств продуктивных отложений всегда было и остается серьезной проблемой при капитальном ремонте скважин (КРС). В последние годы ее актуальность особенно возрастает в связи с повышением стоимости капитального ремонта скважин, ужесточением требований к обеспечению проектных дебитов скважин, увеличением числа нефтяных и газовых месторождений с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД), месторождений с трудно извлекаемыми запасами углеводородного сырья.
Применение колонны гибких труб (КГТ) для ремонта является одним из приоритетных направлений развития подземного и капитального ремонта скважин в нашей стране и за рубежом. Использование кол-тюбинга при КРС обусловлено следующими преимуществами:
- работы проводятся без глушения скважины, а, следовательно, не ухудшаются коллекторские свойства призабойной зоны продуктивного пласта вследствие попадания в пласт технологических жидкостей;
- уменьшается период подготовительных и заключительных операций при монтаже и демонтаже технологического оборудования;
- сокращается время проведения ремонтных работ;
- снижается стоимость ремонтных работ;
Однако при работе с колтюбингом существуют определенные трудности, в частности:
- возможно при определенных условиях самопроизвольное скручивание КГТ в скважине;
- ремонт скважин с применением КГТ отличается повышенной сложностью.
Использование пенных систем при работе с КГТ является одним из путей повышения эффективности работ [1, 2]. Применение пены в качестве рабочего агента позволяет, в частности оперативно изменять забойное давление, переходя от репрессии на пласт к депрессии, что обуславливает использование пластовой энергии для проведения работ. Наиболее рациональным способом промывки скважин с регулируемым забойным давлением является способ, предусматривающий поддержание заданного избыточного давления на устье скважины, т.к. при этом возможно оперативное изменение забойного давления непосредственно с устья скважины. При ведении работ в соответствии с такой технологией требуется применение, как традиционного оборудования, так и нестандартного технологического оборудования. Эффект усовершенствования технологии промывки скважин пенными системами достигается за счет применения метода регулирования забойного давления, обеспечивающего управляемый приток флюида [3, 4].
В процессе промывки нефтяных скважин, когда забойное давление ниже пластового создаются условия для вызова притока флюида из пласта, что обуславливает насыщение восходящего потока аэрированной жидкости (пены) нефтью (уменьшение степени аэрации пены). Потеря контроля над этим процессом неизбежно приведет к нарушению технологии промывки, а следовательно вызовет технологические осложнения. В связи с этим одной из главных задач при внедрении технологии является расчет требуемой степени аэрации жидкости (пены)
- а0 и определения текущего фактического газонасыщения при промывке - а0ф.
Рис. 1. Блок-схема принятия технологических решений при промывке нефтяных скважин с использованием колонны гибких труб
В зависимости от проявления пласта работы проводятся в соответствии с алгоритмом принятия решения управлением процессом промывки скважины (рис. 1).
1. Рассчитываются основные технологические показатели при выполнении работ:
- забойное давление р (создаваемое
при проведении работ);
- давление на устье в кольцевом пространстве ру (выходящего потока);
- давление нагнетания аэрированной жидкости (пены) в КГТ рКГТ ;
- степень аэрации жидкости (пены) а0;
- необходимый расход аэрированной жидкости (пены) (с целью обеспечения
требуемой скорости восходящего потока в скважине, обеспечивающей вынос частиц песчано-глинистой пробки на поверхность).
2. Производится расчет глубины спуска КГТ Л1 для вымыва из скважины эрлифтом первой пачки жидкости высотой 11 (рис. 2а). При этом справедливо условие:
И1 ={гпр , Ик }
где Кпр - глубина спуска КГТ исходя из условия создания депрессии на пласт, обеспечивающей начало притока с учетом начального градиента давления сдвига, м; И -глубина спуска КГТ исходя из условия выноса максимального объема жидкости, обеспечивающейся технической характеристикой компрессора, м;
2.1. Если И > И , то колонна КГТ
пр — К ’
спускается на глубину И1 = Ик и вымывается жидкость объемом:
(К - К0)
где I = 2,...,п - интервал спуска КГТ; при этом И = И .
п пр
При каждом спуске производится вытеснение жидкости в объеме:
После допуска до гл. Ьп из скважины вытесняется суммарный объем жидкости:
Если после вытеснения расчетного объема Vнаблюдается выход аэрированной
жидкости, то следовательно происходит приток пластового флюида. Дебит скважины можно замерить на устье.
2.2. Если И < И , то колонна КГТ
пр — К ’
спускается на глубину И1 = И и вытесняется жидкость объемом:
V =
ж{ё1к 4 лНкгт) Фпр - К)
Если после вытеснения расчетного объема у наблюдается выход аэрированной
жидкости (нефти), то, следовательно, в результате снижения давления столба жидкости на пласт происходит приток пластового флюида. В случае циркуляции только газа -приток жидкости отсутствует
3. При отсутствии притока пластового флюида производится спуск КГТ со скоростью не выше скорости удаления жидкости с одновременной закачкой газа компрессором:
где - внутренний диаметр колонны (в которой производится циркуляция), м; ^ нКГТ
- наружный диаметр КГТ, м, И0 - глубина
статического уровня жидкости, м.
Затем КГТ допускается поинтервальный спуск КГТ на глубину:
И = И- +(Ик - И0 )
Рис. 2. Схема восстановления циркуляции и промывки пробки на забое
4
4а
и =-------2-----2---------------
вК — ^нКГТ )(И1 — И1-1) где и - скорость спуска КГТ, м/с; д - темп вытеснения жидкости из скважины, м3/с.
Операция выполняется до момента получения притока жидкости из пласта.
4. При наличии притока пластового флюида производится спуск колонны КГТ до забоя. При этом давление на продуктивный горизонт столба жидкости в скважине (с учетом аэрированной жидкости и не аэрированной) не должно вызывать поглощения жидкости, а также изменений коллектора или эксплуатационной колонны вследствие недопустимой депрессии на пласт. Допуск может осуществляться с подачей в КГТ как аэрированной жидкости, так и газа (в зависимости от объема получаемой из пласта жидкости, а также требуемого давления на пласт столба циркулирующей жидкости.
5. При допуске КГТ до забоя в скважине циркулирует аэрированная жидкость (рис. 2б), при этом необходимо достижение расчетных параметров рзаб, ру , рКГТ , а0,
ап , что обеспечивает технологический
процесс промывки в скважине песчаноглинистой пробки.
Как показывает опыт проведения работ, присутствие большого количества выбурен-
1. Бекетов С.Б. Косяк А.Ю. Особенности промывки скважин пенными системами с применением колонны гибких труб. Горный информационноаналитический бюллетень, № 12. 2003. - М.: Изд-во МГГУ. - С. 5-7.
2. Тагиров К.М., Гноевых А.Н., Побкин А.Н. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями - М.: Недра. 1996. - С. 183.
3. Бекетов С.Б. Технология промывки песчано-
глинистых пробок в скважинах в условиях аномально
низких пластовых давлений, предотвращающая за-
ных частиц в пене, поднимающейся по кольцевому пространству КГТ-НКТ может привести к повышению гидростатического давления на забой (в основном за счет увеличения удельного веса столба пены в кольцевом пространстве). Увеличение давления на забой обычно отражается на увеличении давления нагнетания аэрированной жидкости (пены) в КГТ. При этом расход восходящего потока снижается, а часть закачиваемой жидкости поглощается пластом. При этом концентрация выбуренной породы в восходящем потоке будет увеличиваться, что еще больше способствует росту забойного давления и, как следствие, увеличению интенсивности поглощения промывочного агента пластом. Такой процесс приводит к полной потере циркуляции и прихвату КГТ [1].
Предохранительными мерами против гидрозатвора являются: снижение скорости промывки пробки КГТ до 3 - 5 м/мин; непрерывный контроль за расходом восходящего потока и давлением нагнетания аэрированной жидкости (пены) в КГТ; уменьшение устьевого давления в затрубном пространстве (что практически сразу приводит к снижению забойного давления); остановки допуска КГТ и промывка над кровлей пробки до полного вымыва затрубной порции пены; кроме того, необходимо периодически через каждые 30 м углубления проверять усилие, необходимое для подъема КГТ.
--------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
грязнение продуктивных отложений / Известия высших учебных заведений. Северо-Кавказский регион. Технические науки. Прил. № 3. 2003. Ростов-на-Дону. Ростовский госуниверситет. - С. 184-191.
4. Патент РФ № 2196869 МПК7 Е 21 В 21/08 Способ вскрытия продуктивного газоносного пласта бурением / Гасумов Р. А., Димитриади Ю.К., Тагирова А.М., Коршунова Ё.Г. - Заявл. 17.08.2000, опубл. 20.01.2003. Об № 2.
— Коротко об авторах----------------------------------------
Бекетов Сергей Борисович - кандидат технических наук, главный геолог ООО "Кавказтрансгаз”. Димитриади Юлиана Константиновна - кандидат технических наук, старший научный сотрудник ОАО «СевКавНИПИгаз».
