Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ современных методов повышения производительности скважин и ликвидации притока пластовых вод 9
1.1 Факторы, снижающие производительность скважин в процессе эксплуатации месторождений 9
1.2 Факторы, ухудшающие гидродинамическую связь пласта со скважинами, и их влияние на производительность скважин 15
1.3 Современные методы ликвидации притока пластовых вод и повышения производительности скважин 20
1.4 Постановка задач исследования 24
2 Разработка технологии репрессионно-депрессионного воздействия на продуктивные отложения 35
2.1 Математическая модель циклического воздействия на прискважинную зону пласта 38
2.2 Технология циклического воздействия на прискважинную зону пласта
3 Усовершенствование технологий ликвидации притока пластовых вод в условиях низких пластовых давлений 65
3.1 Разработка тампонирующего раствора для изоляции притока пластовой воды
3.2 Разработка устройства для изоляции обводненной части пласта в процессе ликвидации притока подошвенной воды
3.3 Разработка комплекса технологических решений изоляции притока подошвенной пластовой воды 76
4 Опытно-промышленные испытания технологий повышения производительности скважин и ликвидации притока пластовых вод
4.1 Внедрение технологии интенсификации притока нефти на Аригольском и Чистинном нефтяных месторождениях
4.2 Внедрение технологии интенсификации притока газа и ликвидации притока пластовых вод на Пунгинском подземном хранилище газа
Заключение
Список использованных источников
Приложения
- Факторы, ухудшающие гидродинамическую связь пласта со скважинами, и их влияние на производительность скважин
- Технология циклического воздействия на прискважинную зону пласта
- Разработка комплекса технологических решений изоляции притока подошвенной пластовой воды
- Внедрение технологии интенсификации притока газа и ликвидации притока пластовых вод на Пунгинском подземном хранилище газа
Введение к работе
*5Ъ 5>
Актуальность работы. Анализ состояния топливно-энергетического комплекса в РФ показывает, что большая часть запасов нефти и газа сосредоточены в продуктивных объектах на третьей (падающей) стадии эксплуатации, характеризующейся снижением добычи продукции, повышением ее себестоимости, снижением рентабельности разработки месторождений. Одной из главных причин сложившейся ситуации является неудовлетворительное состояние производственных фондов, в частности -нефтяных и газовых скважин. Эксплуатационный фонд нефтегазовых скважин в целом по стране имеет тенденцию к сокращению. Только на нефтяных месторождениях число неработающих скважин превысило 35 тыс., или около 25% от эксплуатационного фонда. Основные причины перевода нефтегазовых скважин в категорию бездействующих — низкий дебит и обводненность продукции, делающие эксплуатацию их для предприятий убыточной.
В связи с этим, актуальным является решение проблемы перевода нерентабельных месторождений в категорию рентабельных и повышения коэффициента нефтегазоотдачи пластов в целом. Достижение поставленной цели возможно, в том числе, в результате совершенствования существующих и разработки новых технологий интенсификации притока углеводородов и ликвидации обводненности продукции, применения эффективных конструкций технологического оборудования. Используемые технологии должны обеспечивать высокую эффективность работ при минимальных затратах, продолжительный эффект действия, Методы воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) являются основным резервом интенсификации добычи низкорентабельных скважин. Перспективным является разработка и внедрение технологий комплексного действия, позволяющих наращивать эффективность в результате суммарного и синергетического эффектов.
Актуальность задач, решаемых в диссертационной работе, подтверждается их соответствием основным направлениям стратегии научно-технического развития нефтяной и газовой промышленности страны в области строительства и ремонта скважин, эксплуатации месторождений углеводородов.
if'
С.-Петербург ОЭ 20оікт
Цель диссертационной работы. Разработка и внедрение технологии интенсификации притока нефти и газа, а также ликвидации притока пластовых вод в скважинах месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации.
Основные задачи работы:
анализ современных методов повышения производительности скважин и ликвидации притока пластовых вод;
разработка математической модели репрессионно-депрессионного воздействия на призабойную зону пласта;
разработка технологии интенсификации притока углеводородов путем репрессионно-депрессионного воздействия на ПЗП;
обоснование технологических параметров процесса изоляции притока подошвенной воды в скважины с использованием тампонирующего раствора;
разработка скважинного устройства, повышающего эффективность процесса изоляции притока подошвенной воды;
проведение опытно-промышленных испытаний разработок на различных нефтяных месторождениях и ПХГ.
Методика исследований: выполнена на основе анализа и обобщения опыта проведения ремонтных работ по повышению производительности скважин и увеличению коэффициента нефтегазоотдачи пластов, а также собственных результатов лабораторных, стендовых и аналитических исследований с использованием современных приборов, оборудования, химреагентов отечественного и импортного производства, средств вычислений, программного обеспечения и др.
Научная новизна.
1. На основании анализа причин снижения продуктивности нефтяных и газовых скважин определены основные направления повышения производительности, путем: восстановления фильтрационно-емкостных свойств ПЗП применением репрессионно-депрессионного воздействия на пласт-коллектор жидкостями интенсификации; ликвидации обводнения скважин формирова -ниєм в обводненной зоне водоизоляционных экранов (с применением специального технологического оборудования).
-
В результате аналитических исследований и промысловых испытаний решены две взаимосвязанные задачи: разработана математическая модель и предложена научно обоснована методика, позволяющая прогнозировать технологические показатели процесса репрессионно-депрессионного воздействия на ПЗП, что повышает эффективность применяемой технологии интенсификации притока углеводородов.
-
Используя теоретические расчеты и результаты экспериментальных исследований разработана математическая модель, техническое средство и научно обоснована методика выбора режимных параметров создания водоизоляционного экрана в пласте при изоляции подошвенных вод, обеспечивающая необходимое качество водоизоляции.
Основные защищаемые положения.
-
Технология циклического репрессионно-депрессионного воздействия на пласт, обеспечивающая повышение производительности скважин.
-
Методика выбора режимных параметров создания водоизоляционного экрана в пласте, обеспечивающая повышение эффективности ремонтных работ при изоляции притока подошвенных вод.
-
Конструкция скважинного устройства для перекрытия нижней части эксплуатационной колонны в обводненной зоне при выполнении ремонтных работ по ликвидации притока подошвенных вод.
Практическая ценность и реализация работы.
Работа выполнялась в рамках договоров с ООО «Тюментрансгаз», Российско-Бельгийским СП «МеКаМинефть», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегазгеология».
Практическая ценность работы характеризуется соответствием направлений исследований содержанию НИОКР ООО «Тюментрансгаз», Программ развития предприятий: ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» ЗАО СП «МеКаМинефть», ЗАО «Газтехнология».
На основании обобщения и проведения автором теоретических, лабораторных, стендовых и промысловых исследований разработаны 3 руководящих документа (регламенты, рекомендации), применяемые при ремонте скважин различными предприятиями.
Создан разбуриваемый механический пакер и доказана промысловыми испытаниями его высокая эффективность и надежность при вьшолнении ремонтных работ в условиях низких пластовых давлений. Получен патент РФ на изобретение №2236556, приоритет от 15.04.2003 г.
Результаты проведенных автором исследований, выполненные разработки и сконструированное оборудование применяются при ремонте скважин в ООО «Тюментрансгаз», ЗАО СП «МеКаМинефть», ЗАО «Газтехнология».
Апробация работы. Основные положения диссертации доложены на: межотраслевых научно-практических конференциях «Техника и технология вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии», «Заканчивайте и ремонт скважин в условиях депрессии на продуктивные пласты» (Анапа, 2004); международном семинаре «Воздействие на скважину» (Кассель, Германия, 2004).
Результаты выполненных работ и положения диссертации докладывались (в период 2001 - 2006 гг.) на научно-технических совещаниях в ООО «Тюментрансгаз», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегазгеология», ЗАО СП «МеКаМинефть», ЗАО «Газтехнология», СП «Петрогаз-Антика».
Публикации. Результаты проведенных исследований автора отражены в 8 публикациях, в т.ч. 1 патенте РФ.
Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 125 страницах машинописного текста, иллюстрируется 15 рисунками, 4 таблицами. Список использованных источников включает 76 наименований.
Диссертация выполнена под руководством кандидата технических наук СБ. Бекетова, которому автор выражает глубокую признательность. В процессе выполнения работы автор пользовался советами и консультациями докторов технических наук: С.А. Рябоконя, К.М. Тагирова, А.В. Серова, кандидатов технических наук Ю.А. Пули, Ю.К. Димитриади, А-Г. Г. Керимова, В.Е. Дубенко, В.М. Пищухина, кандидата экономических наук В.Т. Онищенко.
Многие коллеги оказали помощь в оформлении табличного и графического материалов. Всем автор выражает свою искреннюю признательность.
Факторы, ухудшающие гидродинамическую связь пласта со скважинами, и их влияние на производительность скважин
Как уже было отмечено, изменение фильтрационно-емкостных свойств пласта (ФЕСП) в призабойной зоне влияет на производительность скважины. Изучению факторов, увеличивающих фильтрационное сопротивление в призабойной зоне пласта, посвящены многочисленные теоретические и экспериментальные исследования. Эти вопросы всесторонне рассмотрены в работах Алекперова ВТ., Абдулина Ф.С., Бабаляна ГА, Боярчука А.Ф., Демьяненко Н.А., Кристиана М., Кудинова В.И., Леонидова В.И., Михайлова Н.Н., Николаевского Н.Н., Орлова Л.И., Подгорного В.М., Сатаева А.С., Сидоровского В.А., Таги-рова К.М., Требина Ф.А., Уса Е.М. [7 - 25] и других отечественных и зарубежных авторов.
ПЗП является одним из элементов единой техноприродной системы. В данном случае под такой системой подразумеваются скважина - ПЗП - межскважинная часть пласта. Все элементы этой системы взаимосвязанные и взаимодействующие и их состояние определяет общую эффективность разработки месторождения. Существенное влияние на продуктивность скважин оказывает сообщаемость пласта со скважинами, т.е. гидродинамическая связь пласта со скважиной через ПЗП.
Высокое фильтрационное сопротивление в ПЗП может быть обусловлено характеристиками пласта, способами вскрытия, а также факторами, вызывающими частичную закупорку микроканалов и, соответственно, ухудшение проницаемости пласта. К факторам, увеличивающим фильтрационное сопротивление ПЗП можно отнести [7]: - низкую проницаемость пласта; - гидродинамическое несовершенство скважин; - ухудшение фильтрационно-емкостных свойств пласта в ПЗП. При плоскорадиальной фильтрации жидкостей в продуктивном пласте поверхность фильтрации по мере приближения в скважине уменьшается, а скорость возрастает (при постоянном суммарном дебите). Вследствие этого увеличивается фильтрационное сопротивление. В высокопроницаемых пластах это сопротивление существенно не препятствует получению проектных дебитов скважин, в низкопроницаемых может предопределять низкие дебиты скважин, особенно на месторождениях с АНПД, где невозможны большие депрессии на пласт. В таких условиях для повышения проницаемости призабойной зоны необходимы работы по интенсификации притока флюидов.
Известно, что скважина гидродинамически совершенна, когда полностью вскрыт продуктивный пласт и ствол скважины не обсажен в интервале продуктивного пласта, так что флюид проникает из пласта в скважину по всей поверхности пробуренного ствола. В гидродинамически совершенной скважине основная доля перепада давления сосредоточена в зоне пласта непосредственно вокруг ствола скважины. Так, если приток осуществляется от контура питания, находящегося на расстоянии 300 м, до стенки скважины радиусом 0,1 м, то половина всего перепада давления расходуется на продвижение жидкости в пористом пространстве только в зоне 5,5 м вокруг скважины. Следовательно, ПЗП играет решающую роль в притоке флюидов к скважине.
Приток жидкости в реальную скважину отличается от притока в гидродинамически совершенную тем, что в призабойной зоне и на забое скважины возникают дополнительные фильтрационные сопротивления из-за искривления и загустения линий потоков.
Известно, что в общем случае в пласте вокруг скважины образуются две зоны с измененной проницаемостью - зона проникновения фильтрата и зона кольматации [26].
Ухудшение фильтрационно-емкостных свойств пласта в призабоинои зоне, в частности снижение ее проницаемости, может происходить по многим причинам, обусловленным бурением, освоением, эксплуатацией или ремонтными работами.
Сохранение естественных или минимальное ухудшение ФЕСП в призабоинои зоне в процессе заканчивания скважины и во время ее эксплуатации - это основополагающее условие потенциальной продуктивности. Безусловно, что все операции, проводимые в скважине, влияют на изменение продуктивности. Так ФЕСП ухудшаются вследствие загрязнения пласта различными веществами при бурении, цементировании, вскрытии пласта перфорацией и ремонте скважин. Ухудшение ФЕСП в призабоинои зоне приводит не только к снижению продуктивности скважин, но и к снижению коэффициента нефтеизвле-чения, темпов разработки, увеличению сроков разработки залежи в целом. Снижение эффективности воздействия на пласт связано с потерей значительной части пластовой энергии в зонах ухудшенной проницаемости. Проницаемость прискважинной области, несмотря на ее незначительные размеры, определяет среднюю проницаемость техноприродной системы скважина - ПЗП - межскважинная часть пласта [26].
При проводке и эксплуатации скважины, а также при проведении КРС в прискважинной области возникают сложные многофазные динамические состояния, в результате которых снижается гидродинамическая связь скважины с пластом. Основным механизмом ухудшения ФЕСП в ПЗП считается блокировка части внутрипорового пространства твердыми частицами или флюидами. Исследования показали, что в призабойной зоне пласта, загрязненной твердыми частицами глинистого раствора, относительная проницаемость для нефти снижается в 5 - 6 раз [7]. Толщина глинистой корки на стенке скважины зависит от соотношения размеров частиц глинистого раствора и пор вскрытого пласта, объема фильтруемой воды, содержания твердых частиц в буровом растворе и т.д. При освоении скважин, особенно в пластах с низким давлением, глинистая корка затрудняет приток нефти и требует специальной обработки забоя для ее удаления.
Капиллярные, поверхностные и физико-химические взаимодействия в ПЗП обусловливают загрязнение пласта жидкими и газообразными флюидами. При этом существенно меняются физико-механические свойства пород пласта и ПЗП, прочность пород снижается, что приводит к разрушению пласта. Фактором, способствующм загрязнению пласта, является снижение пластового давления, обеспечивающее условия более глубокого проникновения механических частиц, фильтрата технологической жидкости; образование отложений минеральных солей при смешении пластовых вод с технологической жидкостью.
В процессе эксплуатации в скважинах может появиться пластовая вода, и как следствие, выпадение солей, растворенных в воде, на стенках проводящих каналов, уменьшая их проходные сечения. Одновременно с появлением в скважине воды в ПЗП может образовываться эмульсия нефть-вода, которая блокирует проводящие каналы и зону перфорационных отверстий. Диспергированные глинистые частицы, мигрирующие через каналы, увеличивают стабильность эмульсии и еще больше затрудняют ее удаление из ПЗП.
Технология циклического воздействия на прискважинную зону пласта
В складывавшейся десятилетиями последовательности основных этапов разработки технических устройств (оборудования) и технологий некоторый начальный объем необходимой информации формировался путем так называемых проектировочных расчетов. Основная часть необходимой для принятия окончательного решения количественной информации (как по степени подробности, так и по уровню достоверности) формировалась на стадии экспериментальной отработки оборудования и технологии.
Развитие наукоемкой нефтегазовой отрасли привело к дальнейшему усложнению разрабатываемых и эксплуатируемых технологий. Их экспериментальная отработка стала требовать все больших затрат времени и материальных ресурсов, а в ряде случаев ее проведение в полном объеме превратилось в проблему, не имеющую приемлемого решения. В этих условиях существенно увеличивается значение рас-четно-теоретического анализа характеристик таких систем (оборудование, технологии). В настоящее время существует материальная база (современные ЭВМ) для математического моделирования и использования вычислительного эксперимента не только в качестве расчетно-теоретического сопровождения на стадии отработки (эксплуатации) оборудования и технологии, но и при их разработке, подборе и оптимизации их эксплуатационных режимов [47].
На современном этапе математическое моделирование и вычислительный эксперимент с использованием ЭВМ стали составными частями общих подходов, характерных для современных технологий.
Практическая реализация возможностей математического моделирования и вычислительного эксперимента существенно повышает эффективность разработки новых технологий, в частности разработка технологий по восстановлению фильтрационно-емкостных свойств прискважинной зоны продуктивного пласта, что позволяет сократить затраты времени и средств на использование в технике передовых достижений фундаментальных наук.
Одним из методов восстановления фильтрационно-емкостных свойств прискважинной зоны продуктивного пласта (проницаемости) является метод циклического воздействия специальной технологической жидкостью (жидкости очистки) на зону понижения проницаемости продуктивного пласта. В результате многолетней эксплуатации нефтяных и газовых скважин наблюдается ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта за счет уменьшения проницаемости призабойной зоны к, по сравнению с природной проницаемостью к0 (рисунок 1). Это приводит к уменьшению дебита О,.
С целью восстановления дебита скважины проводится технологический процесс циклического воздействия жидкостью интенсификации (ЖИ) на ПЗП. Разработка данной технологии предполагает решение двух основных задач: - определение прогнозируемого коэффициента продуктивности (проницаемости) скважины после проведения циклического воздействия; - определение количества необходимых (прогнозируемых) циклов обработки. Рассмотрим задачу определения коэффициента продуктивности скважины после обработки ПЗП жидкостью интенсификации с прогнозируемым количеством циклов. При рассмотрении циклического воздействия на ПЗП воспользуемся моделированием, как методом исследования для прогнозирования поведения системы «скважина-пласт». Процессы, происходящие в системе «скважина-пласт», описываются обобщенной структурой (ри сунок 2), которая включает x(t)- входное воздействие, y(t)- выходные величины, F[] - оператор системы, связывающий вход и выход: Входным воздействием в режиме закачивания в пласт жидкости интенсификации (закачка) является расход жидкости интенсификации Ож, подаваемой в скважину. Выходной величиной - репрессия на продуктивный пласт АРР. В режиме удаления из пласта закаченной жидкости (отбор) входным воздействием является дебит скважины Ож, а выходной величиной - соответствующая депрессия ЛРд. Оператор системы описывает зависимость выходной величины от входного воздействия, т.е. характеризует фильтрационно-емкостные свойства ПЗП. Адекватное моделирование циклического воздействия жидкостью интенсификации на ПЗП возможно только при учете важных факторов, определяющих особенности физико-химических процессов при фильтрации. Математическая модель динамики воздействия на ПЗП должна учитывать неньютоновский характер жидкости очистки (полимера) и ее взаимодействие с пористой средой и пластовыми флюидами. Кроме того, необходимо учитывать немаловажный в нашем случае фактор остаточного сопротивления, связанный с изменением фильтрационных свойств пористой среды подвергавшейся воздействию жидкости интенсификации. Полностью и точно учесть все особенности, характерные для течения жидкости интенсификации, достаточно сложно, потому большинство существующих моделей основано на некоторых упрощениях и допущениях. В математической модели технологического процесса циклического воздействия специальной жидкостью на ПЗП принимаются следующие допущения: - коллектор в обрабатываемой зоне однородный; - работает вся вскрытая мощность пласта; -жидкость интенсификации не взаимодействует с пластовым флюидом; -порода и жидкость интенсификации в пластовых условиях несжимаемы; -пласт горизонтальный, гравитационные силы отсутствуют, капиллярные силы пренебрегаются; - в процессе закачки и отбора жидкости интенсификации устанавливается постоянный перепад давления в системе «скважина-пласт» при заданном расходе жидкости интенсификации. Технологически циклическое воздействие включает попеременное проведение закачки в пласт жидкости интенсификации и последующий отбор из пласта закаченной жидкости. Режимы закачка - отбор составляют один цикл обработки пласта. Циклы повторяются до стабилизации выходных величин при заданном постоянном стационарном входном воздействии (рисунок 3). При этом происходит максимально возможное восстановление фильтрационно-емкостных свойств ПЗП в результате его обработки при заданных начальных технологических параметрах (т.е. перепад давления, расход, состав жидкости интенсификации). В модели это означает постоянство во времени оператора системы «скважина-пласт».
Считаем, что во время одного режима воздействия на пласт оператор системы неизменен. Изменение оператора от цикла к циклу характеризует переходной процесс (состояние) системы. При его стабилизации делается вывод о наступившем установившемся состоянии системы.
Разработка комплекса технологических решений изоляции притока подошвенной пластовой воды
Часто в технологиях изоляции пластовой воды предусматривается применение различного скважинного оборудования (пакера, муфты, клапана и т.д.). Отечественной промышленностью выпускается широкий ассортимент таких приспособлений. Кроме того, сегодня необходимое устройство можно приобрести за рубежом у ведущих мировых производителей. Однако ни одно из предлагаемых устройств не является универсальным и применимым в любых скважинных условиях.
Известно пакерующее устройство (см. а.с. № 1118760, М кл. Е21В 33/12. Опубликовано 15.10.84 г. Бюллетень № 38), состоящее из ствола, на котором установлена головка с уплотнительным элементом, опирающимся на опорную втулку, а также фиксатор и ограничитель фиксатора с посадочной муфтой в составе обсадной колонны, причём фиксатор выполнен в виде подпружиненной относительно опорной втулки, резьбовой гайки, связанной со стволом шлицевым соединением и имеющей на наружной поверхности резьбу для взаимодействия с резьбой посадочной муфты.
Для перекрытия межтрубного пространства пакерующее устройство в сборе опускается в скважину к месту расположения резьбовой посадочной муфты и садится на выступ опорной втулки. Правым вращением колонны труб вводят резьбовую гайку в зацепление с ответной резьбой посадочной муфты. При расчётном осевом усилии, возникающим при взаимодействии с резьбой посадочной муфты и сообщаемом уплотнительному элементу, последний теряет свою устойчивость в месте выполнения внутренней проточки и деформируется в радиальном направлении с образованием герметичного контакта с внутренней поверхностью посадочной муфты.
Недостатки. Устройство может быть применено только в новом фонде скважин при спуске и оснащении ствола обсадной колонной, в состав которой вводится резьбовая посадочная муфта. Уплотнитель выполнен из пластичного материала, способного к пластическому деформированию. В старом фонде скважин устройство применено быть не может, поскольку нет возможности оснастить обсадную колонну специальной посадочной муфтой.
В случае наличия механических частиц на посадочной поверхности резьбовой муфты могут возникнуть проблемы, связанные с герметичной посадкой уплотнителя. Передача вращения на резьбовую гайку с поверхности с целью деформации уплотнителя в радиальном направлении не позволяет контролировать крутящий момент, а значит и осевое усилие.
Известен термостойкий пакер (см. а.с. № 1548405 Мкл. Е21В 33/12. Опубликовано 07.03.90 г. Бюллетень № 7), содержащий полый ствол, узел фиксации пакера, седло с шаром в осевом канале ствола, корпус с закреплённым на нём уплотняющим элементом, разжимной конус и распорные фиксирующие элементы - шлипсы по его периметру. Уплотняющий элемент выполнен в виде цилиндрической оболочки из эластичного материала с узлом расширения в виде шариков, взаимодействующих с внутренней поверхностью оболочки и поверхностью разжимного конуса.
Посадка пакера производится путём создания избыточного давления над разжимным конусом шлипсов и передачей давления на конус узла расширения с одновременным вращением колонной труб ствола пакера и раскатыванием (расширением) шариками цилиндрической металлической оболочки до контакта с внутренней поверхностью обсадной колонны. Шлипсы якорящего узла входят в зацепление с обсадной колонной и сохраняют пакер в исходном положении при передаче крутящего момента на ствол в процессе радиальной деформации уплотнителя.
Освобождение осевого канала ствола пакера от седла с шаром осуществляется путём превышения давления рабочей жидкости по сравнению с давлением посадки и сбросом седла с шаром на забой. Недостатки конструкции пакера: - при необходимости иметь достаточно большие размеры осевого канала ствола пакера, сравнимого с размерами осевого канала труб лифтовой колонны, при малом диаметре обсадной колонны, сложно разместить конструктивные элементы пакера, в частности, разжимной конус, для посадки якоря, чтобы создать достаточное усилие для обеспечения внедрения зубьев якоря в стенку обсадной колонны. Для обеспечения посадки уплотнителя в этом случае необходимо также резко увеличить давление рабочей жидкости. Но после посадки паке-ра и освобождения осевого канала от седла с шаром, необходимо создать более высокое давление для среза тарированных штифтов, что приводит к возникновению достаточно большого гидравлического удара и его негативному воздействию на конструкцию пакера, в частности, на уплотнительный элемент, который теряет свою герметичность даже при незначительном его перемещении относительно стенки обсадной колонны. Известно пакерующее устройство (см. а.с. № 1153040 Мкл. Е21В 33/12. Опубликовано 30.04.85 г. Бюллетень № 16). Пакерующее устройство включает установочную муфту с опорным выступом и пакер, содержащий ствол, установленную на нём уплотнительную головку, на которой размещён уплотнитель в виде цилиндрической оболочки, фиксатор, взаимодействующий с опорным выступом установочной муфты, ограничительную гайку, связанную шпоночным соединением с уплотнительной головкой. Фиксатор выполнен в виде кольцевого выступа на уплотнителе, который снабжён ограничительным кольцом, а уплотнительная головка выполнена с перепускным клапаном, перекрытым обратным клапаном. Работа пакерующего устройства. Установочная муфта входит в состав эксплуатационной колонны при её спуске в скважину. Пакер на колонне насосно-компресорных труб опускается в скважину до контакта опорным выступом уплотнителя в торец установочной муфты. Нагружением весом лифтовой колонны труб разрушают срезной элемент и перемещают ствол до упора гайкой в торцовую поверхность уплотнительной головки и перемещают её внутрь уплотнителя с расширением в радиальном направлении до появления контакта кольцевого выступа с фиксирующей фаской установочной муфты.
Внедрение технологии интенсификации притока газа и ликвидации притока пластовых вод на Пунгинском подземном хранилище газа
При перемещении разделительной пробки по осевому каналу лифтовой колонны буферная жидкость через обратный клапан 8 выходит в подпакерную полость и далее в пласт. Разделительная пробка под избыточным давлением перемещается вниз и входит в осевой канал переходника 23 (рисунок 9в). Расчётным избыточным давлением открывают канал в разделительной пробке и осуществляют закачку изолирующего состава в подпакерную зону. Контроль окончания процесса закачки - по скачку давления на устье при посадке продавочнои пробки на разделительную пробку. Сбрасывают давление в лифтовой колонне труб. Избыточным давлением в подпа-керной зоне обратный клапан 8 вводится в ступенчатую расточку осевого канала 9 ствола 5 и изолирует подпакерную зону от надпакерной.
Правым вращением лифтовой колонны труб, сообщаемым через удлинитель 18 на ввертыш 17, выводят его из взаимодействия со стволом 5. Натяжением лифтовой колонны осуществляют перемещение удлинителя 18 с кольцом 22 относительно пружинного центратора 20. Ввертыш 17 взаимодействует с опорным выступом гильзы 24 и выводит её из взаимодействия со стволом 5. В этом положении образуется гидродинамическая связь осевого канала лифтовой колонны труб через продольные окна 26 в торце переходника 23 и кольцевой зазор между ним и удлинителем 18 с затрубным пространством скважины для обеспечения утечки рабочей жидкости из лифтовой колонны труб при подъёме из скважины удлинителя 18, переходника 23 и пружинного центратора 20. Разделительная и продавочная пробки остаются в осевом канале переходника 23 и извлекаются на поверхность вместе с удлинителем 18 и переходником 23 (рисунки 9в, 9г).
В таком положении осуществляют оснащение скважины внутри-скважинным оборудованием для последующего освоения и добычи пластового флюида. Пакер и водоизоляционный экран надежно изолируют ствол скважины от пластовой воды.
Конструкция механического пакера предполагает, в случае необходимости, осуществить его разбуривание с целью проведения ремонтных работ ниже места установки пакера. Одним из серьезных осложнений при эксплуатации месторождений нефти и газа, а также ПХГ (в циклах отбора газа) является приток пластовой воды в эксплуатационные скважины. Результатом такого осложнения является разрушение ПЗП, снижение дебита, образование песча-но-глинистых пробок в стволах скважин и, как следствие, эрозионное разрушение подземного и наземного оборудования, приводящее к развитию аварийных ситуаций и остановкам скважин [59, 60, 61]. Как показывает опыт, наиболее распространенными путями поступления пластовой воды в эксплуатационные скважины бывают: - приток воды по напластованию продуктивных отложений; - приток воды из подошвенной части продуктивного пласта. Основными причинами обводнения пласта подошвенной водой являются: - некачественная цементная крепь скважины и, как следствие, подъем воды в зону перфорации из водоносной части пласта по заколонному пространству; - подъем гозоводяного контакта в целом в зоне расположения скважины (в результате отбора газа из месторождения, ПХГ) и обводнение нижней части интервала перфорации; - разрушение цементной крепи в интервале продуктивных отложений под действием физико-химических факторов. Ликвидация притока пластовой воды, поступающей в скважину из подошвенной части пласта являются довольно сложными задачами [62 - 67]. Для успешного их решения необходимо: - прежде всего, точная диагностика причины поступления воды; - применение тампонирующих растворов, совместимых с флюи дами пласта; - правильно определить технологические параметры процесса ус тановки изоляционного экрана; - выполнение технологической операции в строгой последова тельности, не допуская отклонений от технологии. Следует отметить, в случае применения ТР избирательного действия, раствор должен создавать непроницаемый экран в водонасы-щенной части пласта при контакте с пластовой водой и оставаться в жидком состоянии в нефтегазонасыщеннои части для последующего удаления из пласта при вызове притока углеводородов. Такие ремонтные работы проводятся в заглушённых скважинах, отличаются сложностью и высокой стоимостью. Причем серьезным осложнением при проведении работ является отсутствие уровня технологической жидкости в скважине на устье. Как свидетельствует опыт, чем больше пластовое давление отличается от статического, создаваемого столбом жидкости в стволе скважины (т.е. чем ниже статический уровень от устья скважины), тем выше риски и ниже прогнозируемый коэффициент успешности технологической операции. Следует особо отметить, в таких условиях повышается роль научного подхода к планированию и проведению ремонтных работ. На рисунке 10 показана технология ликвидации притока подошвенной воды. Движение воды в скважину может происходить как непосредственно из подошвы газового пласта 5, так и по некачественной заколонной крепи из нижележащей неперфорированной части водоносных отложений 4 (рисунок 10а), что приводит к выносу жидкости с потоком газа на поверхность и скапливанию жидкости в зумпфе скважины. Для проведения ремонта скважина глушится, НКТ заменяются на рабочий инструмент, который допускается до искусственного забоя Н\аб (рисунок 106). Через инструмент на забой закачивается расчетное количество тампонирующей жидкости (рисунок 10в), которая заполняет зумпф скважины и ПЗП для создания водоизоляционного экрана непосредственно вокруг скважины (рисунок Юг). Инструмент приподнимается до И]ш. и мост подрезается промывкой. В качестве промывочного агента используется пена. При этом производится вызов притока газа из пласта. В водоносной части пласта тампонажный раствор образует водоизоляционный экран, а из газовой части удаляется потоком газа. Инструмент 8 заменяют на НКТ 7 и скважина вводится в работу.
Похожие диссертации на Разработка технологий повышения производительности скважин и ликвидации притока пластовых вод на поздней стадии эксплуатации месторождений углеводородов
