Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

150

количества нагнетаемой воды к соответствующему изменению давления

нагнетания

21

РР

QQ

К

п



 , (3.4)

При больших К

п

возможна закачка в пласт расчетных количеств

воды при относительно низких давлениях нагнетания. Это приводит к

сокращению энергетических затрат на поддержание пластового давления

и к некоторому сокращению необходимого числа нагнетательных

скважин.

Нагнетательные скважины бурятся в водонасыщенной (например,

законтурные) и в нефтенасыщенной (скважины разрезающих рядов или

внутриконтурные) частях пласта. Методы их освоения различны. Если

первые осваиваются сразу под нагнетание воды, то вторые обычно

предварительно эксплуатируются на нефть для получения самой нефти, а

также для понижения пластового давления в зоне скважины. Если

осваивается под нагнетание внутриконтурный ряд нагнетательных

скважин, то они осваиваются через одну, т. е. одна скважина ряда

используется под нагнетание воды, а соседняя эксплуатируется как

нефтяная с максимально возможным отбором жидкости. Следующая

скважина также осваивается под нагнетание, а соседняя - как

эксплуатационная и т. д.

Максимально возможный отбор нефти из скважин нагнетательного

ряда производится до тех пор, пока в их продукции появится пресная

вода, нагнетаемая в соседние водяные скважины. Такой порядок освоения

позволяет сформировать в нефтенасыщенной части пласта линейный

фронт нагнетаемой воды, вытесняющий нефть к эксплуатационным рядам

скважин.

По степени трудности освоения нагнетательные скважины

можно условно разделить на три группы.

I группа. Скважины, пробуренные в монолитные сравнительно

однородные песчаники с хорошей проницаемостью (0,5 - 0,7)•10

-12

м

2

с

толщиной пласта более 10м. Они осваиваются простейшими способами,

например, после тщательной промывки (допустимое КВЧ порядка 3 - 5

мг/л) последующим интенсивным поршневанием для создания чистых

дренажных каналов в призабойной части пласта. Такие скважины обычно

имеют высокие удельные коэффициенты приемистости (более 0,25 м

3

/сут•

МПа на 1м толщины пласта) и работают с высокими устойчивыми

расходами, превышающими 700 - 1000м

3

сут.

II группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми

прослоями, песчаники которых имеют пониженную проницаемость.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

151

Общая толщина песчаных прослоев обычно составляет от 6 до 12м.

Средний удельный коэффициент приемистости таких скважин примерно в

2 раза меньше, чем у скважин I группы. Скважины II группы трудно

осваиваемые и требуют специальных методов освоения или целого

комплекса таких методов. Характеризуются затуханием поглотительной

способности и периодическими остановками для мероприятий по

восстановлению приемистости.

III группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми

прослоями, чередующимися с проницаемыми песчаниками с малой

суммарной толщиной и низкой проницаемостью. Удельные

коэффициенты приемистости составляют менее 0,1 м

3

/сут•МПа. Освоение

таких скважин под нагнетание затягивается на несколько месяцев и

требует применения самых эффективных методов воздействия на их

призабойную зону, как, например, поинтервального гидроразрыва пласта,

кислотных обработок и очень больших давлений нагнетания,

соизмеримых с горным. Приемистость скважин III группы быстро

затухает и через 2 - 3 месяца в них снова проводятся работы по ее

восстановлению. Для таких скважин особенно жесткими становятся

требования к закачиваемой воде, которая не должна содержать взвесь и

гидроокись железа.

При освоении нагнетательных скважин используют следующие

технические приемы.

1. Интенсивные промывки прямые и обратные с расходом 1200 -

1500м

3

/сут до минимально возможного и стабильного содержания КВЧ в

обратном потоке. Их продолжительность обычно 1 - 3 сут. Воду для

промывки берут из нагнетательного водовода или закачивают насосным

агрегатом по закольцованной схеме с обязательным предварительным

отстоем воды в специальных емкостях. При этом тщательно

контролируются выходящая и нагнетаемая воды на содержание КВЧ.

Вообще скважины промывают после всех операций, проводимых для

увеличения их поглотительной способности.

2. Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны.

Дренаж осуществляется различными методами.

а) Поршневанием при максимально возможной глубине спуска

поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирующий

кольцевое пространство. В последнем случае удается получить большие

депрессии на пласт (до 12МПа).

б) Компрессорным способом. Жидкость из скважины отбирается с

помощью передвижного компрессора при условии, что последний

позволяет продавить жидкость до башмака НКТ. Трубы в этом случае

должны быть спущены до верхних дыр фильтра. Сверление в НКТ

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

152

пускового отверстия для снижения необходимого давления компрессора в

данном случае нежелательно, так как при последующем нагнетании воды

через это отверстие давление будет передаваться в затрубное

пространство. Использование пускового отверстия возможно только лишь

в период интенсивного дренирования. Дренирование производится до

стабилизации КВЧ при постоянном контроле за его содержанием.

в) Насосным способом (ЭЦН) до стабилизации КВЧ.

г) Самоизливом при интенсивном водопритоке, т. е. сбросом воды

из скважины в канализацию. Такая операция более эффективна при

многократных кратковременных изливах, когда скважина периодически в

течение 6 - 15мин работает на излив с максимальной

производительностью. Такую операцию повторяют до стабилизации КВЧ.

К такому способу целесообразно прибегать в тех случаях, когда дебит

скважины превышает несколько десятков кубометров в сутки.

Кратковременными изливами удается в 4 - 6 раз сократить расход воды по

сравнению с непрерывным самоизливом для достижения стабильного

содержания КВЧ.

3. Солянокислотные обработки призабойных зон скважин,

вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный

цементирующий материал, а также для растворения окалины. Для этого в

пласт закачивают 0,8 - 1,5м

3

на 1м толщины пласта 10 - 15%-ного

раствора ингибированной соляной кислоты и оставляют скважину на

сутки. Затем после дренирования и промывки скважину переводят под

нагнетание.

4. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины III группы

обычно удается освоить только после ГРП и ряда последующих операций

(дренаж, промывка). Однако в горизонтах, представленных чередованием

глин и песчаников, ГРП не эффективен, так как трещины образуются в

одном наиболее проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются

при поинтервальном ГРП, т. е. гидроразрыве каждого прослоя. При этом

необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ и

устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала.

5. Промывка скважины НКТ и водоводов водопесчаной смесью.

Часто малоэффективность освоения нагнетательных скважин или малые

приемистости являются результатом быстрого загрязнения поверхности

пласта окалиной и твердыми частицами, приносимыми водой из

водоводов.

Для их очистки водоводы и скважины промывают водопесчаной

смесью (50кг песка на 1м

3

воды) с помощью цементировочных агрегатов.

При таких промывках из скважины или водовода выходит густая, черная

водопесчаная смесь с ржавчиной, но через 20 - 30мин, в зависимости от

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

153

интенсивности прокачки, вода светлеет, и содержание в ней КВЧ и железа

уменьшается до следов. После таких промывок уменьшаются почти

наполовину потери на трение в водоводах.

6. Нагнетание в скважину воды в течение нескольких часов под

высоким давлением, превышающим нормальное давление нагнетания, в

тех случаях, если коллектор имеет некоторую естественную

трещиноватость. Для этого к скважине подключают три-четыре насосных

агрегата и создают дополнительное давление, при котором естественные

трещины в пласте расширяются, и поглотительная способность скважины

резко возрастает. Такая операция представляет собой упрощенный

вариант ГРП, после которого в пласте происходит необратимый процесс

раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и

глинистые осадки.

7. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных

скважин, предназначенных под нагнетание, для удаления парафиновых и

смолистых накоплений в призабойных зонах. Подогрев осуществляют от

паровых передвижных установок, смонтированных на автомобильном

ходу (ППУ).

Расход нагнетаемой воды обычно увеличивается быстрее, чем

растет давление нагнетания. Другими словами, коэффициент

поглотительной способности увеличивается с ростом давления

нагнетания. Глубинные исследования расходомерами показали, что при

этом возрастает и интервал поглощения, а следовательно, и охват пласта

процессом вытеснения по толщине в результате увеличения раскрытости

естественных трещин и присоединения дополнительных прослоев пласта

к процессу поглощения жидкости.

Для расширения интервала поглощения иногда закачивают в

скважину 2 - 5м

3

известковой суспензии концентрации 15кг СаО на 1м

3

воды с последующим добавлением сульфитспиртовой барды (ССБ)

вязкостью примерно 500·10

-3

Па-с для уплотнения поглощающего

прослоя. При последующем увеличении давления нагнетания таким

приемом удается расширить интервал поглощения и выровнять или

расширить профиль приемистости. При получении отрицательных

результатов закачанная известковая суспензия растворяется слабым

раствором НСL и последующей промывкой скважины.

3.11 Общие меры по ускорению освоения скважин

Освоение скважин газом и пеной при ухудшенной или естественно

низкой проницаемости призабойной зоны пласта должна производиться с

помощью ОПЗ, например, соляной или серной кислотой, глинокислотой

(в том числе двухрастворной), раствором ПАВ, нефтекислотной

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

154

эмульсией, двухфазной пеной, пенокислотой, растворителем (в том числе

нагретым), электронагревателем, ГРП, гидросвабированием,

термохимической (ТХО) или термо-газохимической (ТГХО), а также

различными их комбинациями. Технологии ОПЗ и вызова притока

должны согласовываться между собой в соответствии с целями освоения.

Это достигается правильным выбором рабочих агентов, своевременным

удалением продуктов воздействия из призабойной зоны до их

закрепления там, обеспечением необходимой, и допустимой

интенсивности воздействия. Обработки с использованием кислот и ГРП

могут применяться, в основном, для увеличения естественной

проницаемости призабойной зоны, а остальные, включая

солянокислотную обработку терригенных коллекторов, для

восстановления проницаемости призабойной зоны пласта, ухудшенной

заиливанием, глинистыми, асфальтосмолистыми и другими отложениями,

водонефтяными эмульсиями.

Скважины для закачки рабочего агента в пласт должны быть

оборудованы пакером, если ожидаемое давление нагнетания превышает

допустимое для эксплуатационной колонны. При обработке пласта с

последующим вызовом притока, например, на добывающих скважинах,

спускаемый пакер должен быть двухстороннего действия (типа ПШ, с

упором на забой и др.) с обратный клапаном над ним, пропускающим

жидкость из межтрубного пространства в трубное, или одностороннего

действия (типа Б76М, гидравлический и др.). НКТ или хвостовик пакера

спустить до нижних отверстий фильтра, а пакер - на 20-50м выше верхних

отверстий фильтра.

Обработка с закачкой кислоты в пласт производится в соответствии

с действующими инструкциями и геолого-техническими условиями. Но

при этом учесть, что продолжительность извлечения продуктов реакции

кислоты с материалом пласта значительно больше продолжительности

самой реакции, а оставление их на более длительное время снижает

проницаемость призабойной зоны пласта. Поэтому к вызову притока из

пласта для выноса продуктов реакции необходимо приступить сразу же

после снижения и стабилизации давления на устье, повышенного в

процессе закачки кислоты, т.е. через 1-3 часа после продавки кислоты.

Обработка кислотной ванной, а при создании забойных каверн - каждая

обработка должна заканчиваться промывкой скважины водой без

создания значительной репрессии на пласт, а еще лучше пеной с

созданием депрессии на пласт для предотвращения засорения

призабойной зоны пласта продуктами реакции и шламом.

Обработка углеводородными растворителями производится с

целью очистки пор и трещин в призабойной зоне от асфальто-смолистых

и парафиновых отложений в виде самостоятельной операции или

подготовительной перед кислотной и глинокислотной обработкой

призабойной зоны. Вызов притока или обработку кислотой производить

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

155

через 1-2 сутки после закачки растворителя в пласт. Растворитель с

высоким удельным электрическим сопротивлением (бензин, керосин,

соляро-бензиновая смесь и др.), если весь не был продавлен в пласт, перед

вызовом притока газом должен быть вытеснен из ствола скважины

промывкой водой, нефтью или пеной для предотвращения электризации

его смеси с газом. Обработка раствором ПАВ (в основном неионогенных

ОП-7, ОП-10, диссолвана и др.) при концентрации 0,2-0,3% и расходе 0.8-

1м

3

на 1м мощности пласта производится с целью разрушения

водонефтяной эмульсии и очистки от нее и других загрязнений, пор и

трещин в призабойной зоне незаглинизированных пластов. Дренирование

пласта производится через 1 сутки после закачки раствора ПАВ.

Особо важными для ускорения сроков освоения скважин являются

меры по сохранению проницаемости призабойной зоны при вскрытии

пластов бурением и перфорацией, а также глушении скважин:

а) применение, гидрофобно-эмульсионных растворов (ГЭР),

эмульсионных глинистых растворов и других жидкостей, не ухудшающих

проницаемость призабойной зона пласта при вскрытии пластов бурением

и перфорацией, а также глушении скважин;

б) вскрытие пластов бурением (кроме случаев вскрытия пластов с

резко отличающимися давлениями в них), перфорация пластов при

бурении и капитальном ремонте, глушение при текущем и капитальном

ремонтах при репрессии на пласт не более 20кгс/см

3

, а при наличии

соответствующих средств - без создания репрессии на пласт;

в) глушение скважин без продавливания поднасосной жидкости в

пласт, т.е. путем замены в скважине части жидкости (например, нефти) на

более тяжелую, используя при необходимости осаждение на забой;

г) глушение скважин с низким пластовым давлением путем долива

жидкости только до глубины, обеспечивающей репрессии на пласт не

более 20кгс/см

3

.

3.12 Выбор депрессии на пласт

При вызове притока депрессия на пласт должна создаваться

постепенно и соответствовать расчетной величине. Резкая и чрезмерная

депрессия на пласт совместно с обычным при освоении повышенным

содержанием загрязнений в призабойной зоне резко увеличивают

вероятность ускоренного обводнения притока по высокопроницаемым

прослойкам из подошвы пласта и из-за нарушения целостности

цементного кольца. С другой стороны низкая депрессия удлиняет сроки

освоения.

Сначала рассчитываются максимально допустимые депрессии на

пласт, затем из них необходимо выбрать наименьшую. Однако при этом

учесть следующие дополнительные условия:

 - депрессию принимать равной 40кгс/см

3

, если по расчету она

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

156

оказалась меньше 40 кгс/см

3

;

 - депрессию принимать равной величине пластового давления,

т.е. максимально достижимой при отсутствии притока (осушка

скважины), если по расчету она оказалась больше пластового давления.

При ожидаемой в процессе эксплуатации обводненности

продукции закачиваемой водой более 3% или наличии подошвенной

воды, создаваемое забойное давление на уровне кровли осваиваемого

пласта должно быть не ниже давления насыщения, соответствующая

этому условию максимально допустимая депрессия на осваиваемый пласт

рассчитывается по формуле:

наспл

PPP 

1

(3.5)

где;

Р

нас

- давление насыщения нефти газом, кгс/см

3

.

При ожидаемой в процессе эксплуатации обводненности

продукции закачиваемой водой 3% и менее и отсутствии подошвенной

воды, а также при перфорации водоносного (обводнявшегося) пласта или

подошвенной воды депрессию на пласт выбирать независимо от величины

давления насыщения. При разобщенности непроницаемым пропластком

осваиваемого пласта и находящегося сверху или снизу от его невскрытого

перфорацией водоносного (или обводнявшегося) пласта, перепад

давления на 1м высоты цементного кольца должен быть не более 25

кгс/см

3

.

Соответствующая величина максимально допустимой депрессии на

осваиваемый пласт рассчитывается по формуле:

вплпл

PhPP

.1

25 

(3.6)

где;

h - высота цементного крепления между осваиваемым и

невскрытой перфорацией водоносным (или обводнявшимся) пластом,

определяемым как сумма интервалов только с хорошим сцеплением, м;

Р

пл.в

- давление в невскрытом перфорацией водоносном или

обводнившемся пласте, ближайшем к осваиваемому, кгс/см

3

.

Примечание:

При нагрузке более 25кгс/см

3

на 1м высоты, появляется

вероятность нарушения целостности цементного кольца, возрастающая по

мере увеличения этого перепада. Перепад давления, воспринимаемый

эксплуатационной колонной против пласта с наибольшим пластовым

давлением, не должен превышать допустимый. Соответствующая

величина максимально допустимой депрессии на осваиваемый пласт:

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

157

4

.

10





пбплэкплз

hPPPP



(3.7)

где;

Р

эк

= 200 и 155 - допустимый перепад давления на

эксплуатационную колонну с условным диаметром соответственно 146 и

168 мм при снижении давления на забое, кгс/см

3

;

Р

пл.б

- наибольшее давление во вскрытых и невскрытых

перфорацией пластах, кгс/см

3

;

h

п

- расстояние от пласта с наибольшим давлением до интервала

перфорации, м. При этом принимать h

п

= 0, если пласт с наибольший

давлением находится ниже осваиваемого;

ρ =1000 и 500 - в случаях соответственно закачки газа, и пены,

кг/м

3

;

Увеличение депрессии на пласт сверх вышеуказанных ограничений

допустимо по согласованию с НГДУ в случае отсутствия притока из

пласта, после принятия других возможных мер и проведения

запланированного количества выездов для освоения (после бурения и

капитального ремонта с перфорацией пласта в среде глинистого раствора

количество выездов согласно регламента, в остальных случаях - 2-3

выезда).

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

158

ГЛАВА 4

СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

4.1 Структура действующего фонда скважин ОАО «СНГ»

Таблица 4.1

Способ эксплуатации Количество

ЭЦН 2434

ШГН 369

Газлифт 272

Струйный насос 61

Фонтан 21

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

159

4.2 Эксплуатация фонтанных скважин

Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых

месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т. е.

давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть

гидростатическое давление столба жидкости в скважине,

противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление

трения, связанное с движением этой жидкости.

Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей

скважины будет следующее основное равенство:

утргc

РРPP 

(4.1)

где;

Р

с

- давление на забое скважины;

Р

г

, Р

тр

, Р

у

- гидростатическое давление столба жидкости в

скважине, рассчитанное по вертикали, потери давления на трение в НКТ и

противодавление на устье, соответственно.

Различают два вида фонтанирования скважин:

 фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа, -

артезианское фонтанирование;

 фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа,

облегчающего фонтанирование, - наиболее распространенный способ

фонтанирования.

Артезианский способ встречается при добыче нефти редко. Он

возможен при полном отсутствии растворенного газа в нефти и при

забойном давлении, превышающем гидростатическое давление столба

негазированной жидкости в скважине. При наличии растворенного газа в

жидкости, который не выделяется благодаря давлению на устье,

превышающему давление насыщения, и при давлении на забое,

превышающем сумму двух давлений: гидростатического столба

негазированной жидкости и давления на устье скважины.

Поскольку присутствие пузырьков свободного газа в жидкости

уменьшает плотность последней и, следовательно, гидростатическое

давление такого столба жидкости, то давление на забое скважины,

необходимое для фонтанирования газированной жидкости, существенно

меньше, чем при артезианском фонтанировании.

Артезианское фонтанирование

Теоретическое описание процесса артезианского фонтанирования

практически не отличается от расчета движения однородной жидкости по

Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1

Подождите немного. Документ загружается.