CC BY
47
---------------------------------------- © С.Б. Бекетов, А.Ю. Косяк,
Ю.К. Димитриади, 2004
УДК 661.185
С. Б. Бекетов, А.Ю. Косяк, Ю.К. Димитриади
СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ЦИРКУЛЯЦИИ ПЕНЫ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ РЕМОНТНЫХ РАБОТ И ОСВОЕНИИ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ
щ Ш роведение ремонтных работ и
-Ж.-1 освоение нефтяных и газовых скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) отличается повышенной сложностью. Для увеличения эффективности работ требуется примене-ние нестандартного технологического
оборудования и разработка новых технологий.
Глушение скважин и выполнение технологических операций в условиях АНПД, как показывает опыт, необходимо проводить «на равновесии» - т.е. обеспечить условия, когда столб технологической жидкости в стволе скважины обеспечит необходимое гидростатическое давление Рг п, на глубине верхних перфорационных отверстий Ь (рис. 1), исходя из условия превышения забойного давления над пластовым на 5 - 10% [1]
Р = (1,05 -1,1) ■ Р
г.п. V ? ? / «л
где Рт - текущее пластовое давление, МПа.
При этом уровень жидкости в скважине находится на расчетной глубине Ь0.
Таким образом, капитальный ремонт проводится без поддержания уровня на устье скважины, что позволяет свести до минимальных объемов поглощение
технологической жидкости продуктивными отложениями, а следовательно сохранить коллекторские свойства призабойной зоны пласта (ПЗП).
Однако при удалении песчано-глинистых пробок, райбировании и фрезеровании, вырезании технологических окон в колонне требуется обеспечить циркуляцию промывочного агента, при этом исключив попадание технологической жидкости в
продуктивный пласт. Наиболее эффективными агентами при выполнении ремонтных работ при коэффициенте аномальности 0,10,7 являются пенные системы. Применение пен при ремонте скважин позволяет [2, 3]:
- сократить время, затрачиваемое на промывку скважины;
- улучшить условия очистки ствола скважины от шлама;
- сократить расход технической воды и химреагентов при проведении работ;
- предотвратить кольматацию ПЗП, что способствует сохранению естественных фильтрационно-емкостных свойств пласта.
Как показывает опыт, при замене технологической жидкости в стволе скважины на пену, возникают значительные репрессии на пласт, обусловленные увеличением гидростатического давления, складывающиеся из давления столба жидкости и пены. При этом необходимо выполнение следующего условия:
Р + АР) Р + Р )Р + Р
пл >с г.п.т/ гж г.п.з.
где Рга - текущее пластовое давление, МПа;
АР - максимальное превышение забойного давления над пластовым, при котором не происходит прорыв блокирующего экрана,
созданного при глушении, МПа; Рс - максимальное давление закачки пены в скважину, МПа; Ргпт - давление столба пены в
НКТ, МПа; Ргж - давление столба жидкости глушения в затрубном пространстве, МПа; Рг п 3 - давление столба пены в затрубном пространстве, МПа.
§
- 'Ж
НЭ
X
X
X
Ьп
11-,
X
ш©
йга
X
X
X
X
X
1
2
Рассмотрим в динамике процесс замены в скважине технологической жидкости на пену. Технологическая жидкость находится в стволе скважины, обеспечивая создание противодавления на пласт с заданной репрессией (рис. 1,1). При закачке пены, происходит вытеснение жидкости из НКТ в затрубье, при этом уровень в затрубье растет, жидкость поднимается к устью, а следовательно увеличивается репрессия на пласт (при этом ЬЖ1 (кж2, т.е. давление гидростатическое столба жидкости на пласт возрастает). В момент, когда жидкость будет находиться у устья скважины репрессия на пласт достигнет максимального значения (на пласт будет действовать давление столба жидкости кж2 плюс столб пены кп, рис. 1, 2). Как показывает опыт, поглощения при выполнении этой технологической операции бывают на столько интенсивными, что происходит полная потеря циркуляции - образуется гидрозатвор. При этом вся закачиваемая в скважину пена проникает в пласт, а в скважине устанавливается некоторое равновесие гидростатического давления столба пены и жидкости в затрубном пространстве и давления приемистости пласта. Как следствие происходит кольматация пласта, снижение его фильтрационно-емкостных свойств, уменьшение дебита скважины после освоения.
Для предотвращения проникновения пены и жидкости в пласт авторами разработан
Рис. 1. Схема вытеснения технологической жидкости пеной: Ь - глубина залегания продуктивного пласта; Ьж1 -высота столба технологической жидкости в заглушенной скважине; Ьж2 - высота столба жидкости в затрубье при вытеснении пеной; Ьп - высота столба пены
и внедрен способ восстановления циркуляции пены при проведении ремонтных работ и освоении скважин в условиях АНПД, позволяющий избежать поглощение технологических жидкостей продуктивными отложениями. Сущность способа заключается в замене жидкости на пену в стволе скважины поинтервально. Для осуществления этого в компоновке НКТ устанавливается циркуляционный клапан (ЦК) [4], который опускается под уровень жидкости на расчетную глубину.
Технический результат, получаемый при использовании данного клапана, сводится к возможности регулирования гидравлической связи затрубного пространства с НКТ при проведении промывки скважины и вызове притока флюидов из пласта;
На рис. 2 показана конструкция ЦК в положении существования гидродинамической связи полости лифтовой колонны труб и межтрубного пространства.
В начале технологической операции, после спуска клапана на заданную величину, в лифтовую колонну труб осуществляют подачу пены. Это приводит к вытеснению жидкости через дроссельный канал 9 и продольные пазы 10, с открытием торцового клапана 13 -в затрубное пространство скважины.
Диаметр дроссельного канала 9 подобран исходя из свободного пропуска через него рабочего агента под расчетным перепадом давления, при превышении которого происходит отрыв ступенчатого золотника 3 вместе с кольцевым поршнем 8 от седла 4 и перемещение его вверх до контакта кольцевого поршня 8 с торцом 15 верхней части 11 разъемного корпуса 1 и герметизации кольцевого поршня 8 с торцом 15 верхней части 11 разъемного корпуса 1 и герметизации кольцевой камеры от межтрубного пространства.
©
X
рукция циркуляционного клапана в повествования гидродинамической связи чым пространством: 1 - разъемный кор-[ канал; 3 - ступенчатый золотник; 4 - сед-корпуса; 6 - пружина; 7 - кольцевая каме-їой поршень; 9 - дроссельный канал; 10 -із; 11 - верхняя часть корпуса; 12 - ниж-[уса; 13 - торцовой клапан; 14- стопорное >рец корпуса; 16 - сужение в корпусе; 17 -_е кольцо
Увеличение перепада давления на дроссельном канале 9 происходит при удалении рабочей жидкости из затрубного пространства и свободной циркуляции пены через циркуляционные отверстия. Избыточное давление воспринимается всей площадью ступенчатого кольцевого поршня 8 и ступенчатого золотника 3, поскольку он имеет снизу больший диаметр, чем сверху, что способствует изоляции межтрубного пространства от полости лифтовой колонны труб, циркуляционные отверстия перекрываются. Тем самым прекращается гидравлическая связь полости лифтовой колонны труб с межтрубным пространством скважины.
После закрытия ЦК происходит подача пены к башмаку, с осуществлением гидродинамического воздействия на песчаную пробку и выносом механических частиц на поверхность. После осуществления технологической операции по промывке песчаной пробки двухфазной пеной, прекращают ее генерацию и подачу на забой скважины, что приводит к выравниванию давления в лифтовой колонне труб и межтрубном пространстве. Усилием предварительно сжатой пружины 6 ступенчатый золотник 3 совместно со ступенчатым кольцевым поршнем 8 перемещается вниз в разъемном корпусе 1 до посадки на седло 4, что приводит к образованию гидравлической связи полости лифтовой колонны труб с кольцевой камерой 7.
Глубина установки ЦК в колонне рассчитывается для каждой скважины отдельно исходя из глубины скважины, пластового давления, величины столба технологической жидкости, заполняющей скважину (рис. 3).
к = Ь - к
3
глушения, вымываемая через башмак НКТ, м.
Расчет глубины установки циркуляционного клапана кк производится в обратной последовательности: первона-чально
рассчитывается высота пачки жидкости, вымываемой в последнюю очередь через башмак НКТ - кж3 (при закрытом
циркуляционном клапане), затем пачка жидкости кж2, удаляемая из скважины пеной при открытом клапане, а потом пачка жидкости Нж1, вымыв которой производится в первую очередь эрлифтом (подачей газа в затрубье через открытые циркуляционные отверстия клапана).
Значение кж3 определяется, исходя из условия гидродинамического равновесия давлений пластового и забойного в момент подхода верхней границы пачки жидкости глушения высотой кж3 к устью при вымыве ее пеной с заданной степенью аэрации через башмак колонны НКТ, согласно уравнения:
кРт = Р
где к - коэффициент допустимого превышения давления над пластовым; Рш - пластовое
Г)б
давление, Па; - давление на забой стол-
ба циркулирующей пены с заданной степенью аэрации и устьевом давлении равном гидростатическому давлению столба жидкости глушения высотой кж3, Па.
Определение высоты пачки жидкости глушения кж2, производится исходя из условия гидродинамического равновесия давлений пластового и забойного в момент подхода верхней границы пачки жидкости глушения высотой кж2 к устью при вымыве ее пеной через ЦК согласно уравнения:
где Ь - глубина верхних перфорационных кРпл - Рж£кж3 Ргд
отверстий, м; кж3 - высота пачки жидкости
где рж - плотность жидкости, заполняющей скважину, кг/м3; кж3 - высота столба жидкости между башмаком НКТ и ЦК; Рг^ - забойное давление циркулирующей пены при устьевом давлении равном гидростатическому давлению столба жидкости глушения высотой кж2, Па.
Если выполняется условие:
кж3 + кж2 <И
то проводится расчет эрлифта для выноса
пачки жидкости глушения высотой:
кж1 = Н — (кж3 + кж2)'
В процессе вымыва первой пачки производится регулировка устьевого
в затрубье от нуля до
давления величины:
Ру = кж1Ржё
в зависимости от вытесненного объема жидкости глушения, согласно выражению:
р; (к) -
4увж рж g л(В2 -й2)
где Уеж - объем вымытой жидкости глушения, м3; В, й - диаметры скважины и НКТ соответственно, м.
Промывка скважины пеной осуществляется через ЦК с одновременным снижением избыточного давления на устье до нуля в момент подхода верхней границы второй пачки на устье по зависимости:
Ру (1) = Рж <? 0, 2 - 1 К»
где 1у2 - время подхода к устью верхней границы второй пачки жидкости глушения, вымываемой через клапан, с; 1 - текущее время проведения операции снижения устьевого давления, с; vкn - скорость восходящего потока пены, м/с.
Давление на стояке фиксируется в момент подхода верхней границы второй пачки на устье при Ру = 0 и поддерживается постоянным путем увеличения давления на устье до момента выхода нижней границы второй пачки жидкости, т.е. до момента закрытия циркуляционных отверстий ЦК.
После этого осуществляется промывка скважины пеной с заданной степенью аэрации через башмак НКТ с одновременным
Рис. 3. Схема восстановления циркуляции в скважине с применением циркуляционного клапана: ЬЖ1 - высота столба жидкости, удаляемой эрлифтом; ЬЖ2 - высота столба жидкости, удаляемой пеной через ЦК; ЬЖ1 - высота столба жидкости, удаляемой пеной через башмак НКТ
снижением избыточного давления на устье до нуля в момент подхода верхней границы третьей пачки на устье по зависимости:
РУ (1) = Г Рк (1 у3 ~ 1 ,
" 1 - кж3 "
где 1у3 - время подхода к устью верхней границы третьей пачки жидкости глушения, вымываемой через башмак НКТ.
Давление на стояке фиксируется в момент подхода верхней границы третьей пачки кЖ3 на устье при Ру = 0 и поддерживается постоянным путем увеличения давления на устье до момента выхода нижней границы третьей пачки жидкости, т.е. до момента выхода пены на устье.
После этого производится промывка в скважине пробки пеной допуском инструмента. При этом клапан остается закрытым, что обеспечивает циркуляцию пены через башмак НКТ (долото на НКТ). Степень аэрации пены и устьевое давление могут регулироваться в зависимости от требуемого давления на забой скважины.
В случае если проводится освоение скважины, после замены жидкости на пену производится циркуляция пены с постепенным увеличением ее степени аэрации, что позволяет плавно увеличить депрессию на пласт и вызвать приток флюидов из пласта.
Таким образом, предлагаемый способ восстановления циркуляции пены при проведении ремонтных работ и освоении скважин в условиях аномально низких пластовых давлений позволяет:
- произвести замену в скважине технологической жидкости на пену поэтапно (тем самым не допускается превышение расчетной репрессии на пласт);
- предотвратить поглощение циркулирующих в скважине агентов, что сохраняет естественные фильтрационно-емкостные свойства пласта;
- снизить время выполнения технологической операции промывки скважины (освоения) в целом;
- сократить расход горюче-смазочных материалов, химреагентов при выполнении работ;
1. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. РД 08-200-98 / Е.А. Малов, Ю.А. Дадонов, A.A. Шестаков и др. / М.: Госгортехнадзор РФ. 1998. С. 161.
2. Бекетов С.Б. Удаление песчано-глинистых пробок из скважин с применением пенных систем и воздействие на пласт в условиях аномально низких пластовых давлений / М.: Изд-во МГГУ, Горный информационноаналитический бюллетень, № 8. 2003. С. 17-22.
- сократить время освоения и выхода скважины на доремонтную производительность.
Внедрение данного способа успешно произведено на различных газовых и нефтяных скважинах при изменениях коэффициента аномальности пластового давления в пределах 0,35-0,8.
---------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
3. Бекетов С.Б. Технология промывки песчаноглинистых пробок в скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений, предотвращающая загрязнение продуктивных отложений / Ростов-на-Дону. Известия ВУЗов. Северо-Кавказский регион. Техн. науки. Прил. № 3. 2003. С. 184-191.
4. Циркуляционный клапан / Бекетов С. Б., Машков В. А., Завальный П. Н. и др. / Патент РФ на изобретение № 2211915.
— Коротко об авторах
Бекетов Сергей Борисович - кандидат технических наук, главный геолог ООО "Кавказтрансгаз".
Косяк Анатолий Юрьевич — генеральный директор ЗАО СП «МеКаМинефть». соискатель на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» СевКавГТУ.
Димитриади Юлиана Константиновна - кандидат технических наук, старший научный сотрудник ОАО «СевКавНИПИгаз».
------------------------------------- ДИССЕРТАЦИИ
ТЕКУЩАЯ ИНФОРМАЦИЯ О ЗАЩИТАХ ДИССЕРТАЦИЙ ПО ГОРНОМУ ДЕДУ И СМЕЖНЫМ ВОПРОСАМ
Автор Название работы Специальность Ученая степень
БАШКИРСКИЙ НА УЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКНЙ И ПРОЕКТНЫЙ ИНСТНТУТНЕФТИ ОАО «АНКБАШНЕФТЬ»
ЧЕТВЕРТНЁВА Ирина Амировна Разработка многофункциональных смазочных добавок для повышения эффективности бурения и заканчивания скважин 25.00.15 к.т.н.
