Сборник - Нефтегазовые технологии

Подождите немного. Документ загружается.

245

Рис. 2. Классификация нефтяных залежей и нормы качества сточных вод для ППД

1 – покрышка нефтяной залежи; 2 – коллектор; 3 – подошва; 4 – трещина; 5 – скважина; 6 – отверстия перфорационные

246

Только 15-20% воды можно было получать из процессов термохимического

обезвоживания и обессоливания нефтей. Испытания проводились на Сосновском

месторождении Самарской области и Красноярском месторождении Оренбургской

области. Технология сдана ведомственным комиссиям и рекомендована к широкому

внедрению на предприятиях бывшего Миннефтепрома.

Была разработана и построена установка очистки сероводородных сточных

вод для заводнения [16]. Её промышленные испытания были проведены на Красно-

ярском месторождении в Оренбургской области.

Также были разработаны метод и модель аппарата для флотационной очистки

сероводородных сточных вод от сульфида железа и эмульгированной нефти [17].

Исследования проводились на УКПН-2 нефтестабилизирующего производства

НГДУ «Первомайнефть». Испытания показали, что в очищенной воде (по 7 опытам)

среднее содержание сульфида железа находилось в пределах от 11 до 45,7 мг/л, со-

держание нефти – от 0 до 20 мг/л.

В 1978-1982 годах был разработан технологический процесс очистки паводковых

вод для ППД на нефтяных месторождениях. Был разработан руководящий документ РД

39-9-830-82 Гипровостокнефть, 1982. Технология в 1982 году сдана ведомственной ко-

миссии и рекомендована для применения в аналогичных условиях [18, 19].

Таким образом, только институтом «Гипровостокнефть» было разработано не-

сколько оригинальных и высокоэффективных технологических процессов. Однако

все они были внедрены на центральных пунктах сбора нефти, следствием чего явля-

ется перекачка миллионов кубометров попутно добываемой высокоминерализован-

ной пластовой воды от места добычи до ЦПС иногда на расстояния более 100 км.

Данная вода несовместима с окружающей природной средой.

Чтобы уменьшить количество перекачиваемых вод, в 80-х годах XX столетия на-

чали строить установки предварительного сброса воды, которые были расположены в

системе внутрипромыслового сбора нефти. Так, например, были построены Южно-

Неприковская, Подгорненская, Ново-Ключевская, Медведевская, Ивановская, СП-1 Ра-

даевская и другие установки в Самарской области, Северо-Красноярская и другие – в

Оренбургской области. Вода, сброшенная и очищенная на УПСВ в меньшем объёме,

чем на ЦПС, возвращалась на места добычи. Однако попутно добытая вода во всех слу-

чаях дважды перемещалась на многие десятки километров по поверхности земли: со-

вместно с нефтью и отдельно встречным потоком по трубопроводу системы ППД.

Назрела необходимость сбрасывать воду непосредственно в местах её добычи

и там же закачивать в местные системы ППД.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Редькин И.И. К вопросу о прогнозном нормировании качества сточных вод для завод-

нения // Нефтепромысловое дело: Тр. ин-та «Гипровостокнефть». Вып. 26. – Куйбы-

шев: Куйбышевское книжн. изд-во, 1975. – С. 51-59.

2. Редькин И.И., Соколов А.Г., Палий П.А., Байков У.М. Классификация нефтяных залежей

для нормирования качества воды при заводнении // Неф. хоз-во, 1978. – №5. – С. 41-44.

3. Редькин И.И., Соколов А.Г., Палий П.А., Байков У.М. О некоторых результатах ис-

пользования методики прогнозного определения норм качества сточных вод для за-

воднения // Организация обустройства нефтяных месторождений: Тр. ин-та «Гипрово-

стокнефть». Вып. 34. – Куйбышев, 1979. – С. 147-150.

4. Редькин И.И., Злобин А.С., Соколов А.Г., Моргунов А.П., Байков У.М. Прогнозное

определение норм качества сточных вод для заводнения новых нефтяных месторожде-

ний Оренбургской области // РНТС «Нефтепромысловое дело». – М.: ВНИИОЭНГ,

1982. – №2. – С. 31-32.

247

5. Методика прогнозного определения норм качества сточных вод для внутриконтурного

заводнения новых нефтяных месторождений платформенного типа. Содержание меха-

нических примесей и нефти в сточной воде. Руководящий документ стандартизации

РДС 39-01-041-81, Москва, авт. Редькин И.И.

6. Редькин И.И., Гришагин А.В. Обоснование косвенных поисковых признаков для про-

гнозного распознавания типа коллектора у исследуемой нефтяной залежи // Проблемы

разработки нефтяных месторождений на поздней стадии: Тр. ин-та «Гипровосток-

нефть». – Куйбышев, 1985. – С. 145-155.

7. Редькин И.И., Усачёв Б.П. Подготовка и нормирование качества воды для заводнения

месторождений с различными типами коллекторов // Обзорная информация

ВНИИОЭНГ сер. «Нефтепромысловое дело», вып. 10 (139). – М., 1987. – 2,79 п.л.

8. Перехвалов В.Г., Байков У.М., Ли А.Д., Редькин И.И., Кисарев В.Д. Вода для заводне-

ния нефтяных пластов. Требования к качеству // ОСТ 39-225-88. – 0,9 п.л.

9. Редькин И.И., Гришагин А.В., Усачёв Б.П., Постоенко П.И. Математическое опреде-

ление коллекторов нефтяной залежи // Нефтяное хозяйство, август 1995. – С. 16-19.

10. Редькин И.И. Трещиноватость сложных нефтяных коллекторов, их классификация и

методика прогнозного определения // В сб. научн. тр. «Нефтегазовые и химические

технологии». – Самара: СамГТУ, 2008. – С. 28-35.

11. Еланский В.Л., Редькин И.И., Злобин А.С., Соколов А.Г., Ермаков А.А., Сперанский

В.Н. Промышленные испытания физико-химической очистки железосодержащих и се-

роводородных вод для заводнения // РНТС «Нефтепромысловое строительство». – М.:

ВНИИОЭНГ, 1976. – №1. – С. 21-24.

12. Соколов А.Г., Никитин Ю.М., Редькин И.И., Палий П.А. О выборе конструкций от-

стойного оборудования для совместной подготовки нефти и воды // Нефтепромысло-

вое дело: Тр. ин-та «Гипровостокнефть». Вып. 26. – Куйбышев, 1975. – С. 47-50.

13. Никитин Ю.М., Соколов А.Г., Редькин И.И., Кузин В.И., Бакин А.В. Промышленные

испытания технологии совместной подготовки нефти и воды // Нефтепромысловое де-

ло: Тр. ин-та «Гипровостокнефть». Вып. 30. – Куйбышев, 1977. – С. 149-154.

14. Соколов А.Г., Палий П.А., Редькин И.И., Бирюков В.Д., Киселёв Н.Г. Технология со-

вместной подготовки нефти и воды на основе внутриаппаратной химической обработ-

ки переходных слоёв в НГДУ «Жигулёвскнефть» объединения «Куйбышевнефть» //

Экспонат ВДНХ, проспект, 1979. – 2 с.

15. Соколов А.Г., Никитин Ю.М., Редькин И.И., Ермаков А.А., Палий П.А. Результаты

эксплуатационных испытаний аппарата для совместной подготовки нефти и воды

АСПНиВ 1-29-0,6 // Внутрипромысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды: Тр.

ин-та «Гипровостокнефть». – Куйбышев, 1982. – С. 46-51.

16. Еланский В.Л., Соколов А. Г., Редькин И.И., Ермаков А.А. Промышленные испытания

установки очистки сероводородных сточных вод для заводнения // Нефтепромысловое

дело: Тр. ин-та «Гипровостокнефть». Вып. 30. – Куйбышев, 1977. – С. 154-159.

17. Еланский В.Л., Редькин И.И. Флотационная очистка сероводородных сточных вод от

сульфида железа и эмульгированной нефти // Обустройство нефтяных месторождений, со-

держащих сероводород»: Тр. ин-та «Гипровостокнефть». – Куйбышев, 1987. – С. 131-137.

18. Технологический процесс очистки паводковых вод для поддержания пластового дав-

ления на нефтяных месторождениях, РД 39-9-830-82, ин-т «Гипровостокнефть», 1982,

0,4 п.л., автор Редькин И.И.

19. Узилов Е.М., Шефер А.З., Редькин И.И., Давыдов Н.С., Рябов В.М., Лецкин Б.А., Щё-

локов Е.А., Вироцкий В.В., Соколов А.Г., Палий П.А. Технологический процесс очи-

стки паводковых вод для ППД на нефтяных месторождениях // Проспект ВДНХ СССР.

– М.: ВНИИОЭНГ, 1984. – 0,2 п.л.

248

УДК 622.248

ИССЛЕДОВАНИЕ СТРУКТУРИРОВАННЫХ ТАМПОНАЖНЫХ СМЕСЕЙ

С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ ИНЕРТНЫХ НАПОЛНИТЕЛЕЙ

ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ИНТЕНСИВНЫХ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ

Н.И. Рябов, В.К. Давыдов

Разработаны и описаны технологии, применяющиеся для изоляции зон поглощения бу-

рового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин.

В России и за рубежом накоплен значительный опыт применения наполните-

лей для изоляции зон поглощений бурового раствора при бурении скважин [1].

Известно, что при бурении скважин, когда в буровом растворе содержится 2-3%

мас. инертных наполнителей, последние не оказывают существенного влияния на рео-

логические свойства смеси и обеспечивают лишь кольматацию каналов поглощения с

малой раскрытостью трещин (мелкотрещиноватая и пористая среда, раскрытие до 5 мм).

В случае интенсивных (катастрофических поглощений бурового раствора, ко-

гда поглощающий пласт представлен кавернами, наклонными и вертикальными

трещинами большого простирания и раскрытости, необходимо использовать высо-

коструктурированные тампонажные смеси на основе как буровых, так и цементных

растворов с большим содержанием инертных наполнителей и размером их частиц,

адекватным раскрытости каналов.

Применяемое для бурения скважин оборудование (буровые насосы и цементи-

ровочные агрегаты) позволяет производить приготовление и закачку тампонажных

смесей в скважину с содержанием наполнителей только до 6% мас.

В этой связи авторами предложено использовать автобетоносмеситель и авто-

бетононасос (автобетонокомплекс), применяемые в стройиндустрии, для приготов-

ления и закачки в скважину под давлением тампонажных смесей с содержанием

инертных наполнителей до 350% мас. [2].

В результате проведенных исследований установлено, что широкий диапазон со-

держания инертных наполнителей (кордное волокно, резиновая крошка, отходы пласт-

масс, щебень, кварцевый песок и др.) и их композиций позволяет получать тампонаж-

ные смеси с регулируемыми структурно-механическими свойствами. При этом подвиж-

ность и плотность смеси регулируются типом и изменением содержания наполнителей,

а фракционный состав наполнителей повышает кольматирующую способность смеси.

На рис. 1, 2, 3 представлены зависимости по тампонажным смесям, полученным

на основе жидкости-носителя: гельцементного раствора плотностью

г.ц

.=1535 кг/м

и композиции наполнителей (8% мас. кордного волокна, плюс 8% мас.

резиновой крошки, плюс дробленки бамперной (отходы пластмасс) – остальное).

Здесь дробленка бамперная выполняет также функцию облегчающей добавки.

Подвижность смеси (пластическая прочность) оценивается с помощью пла-

стометра, который позволяет идентифицировать по прокачиваемости бетононасосом

легкие тампонажные и тяжелые бетонные смеси.

249

Рис. 1. Зависимость подвижности смеси от содержания наполнителей

Рис. 2. Зависимость плотности смеси от содержимого наполнителей

Рис. 3. Кривые кинетики структурообразования

для различных начальных подвижностей (П

, П

)

Рассмотрение одновременно всех трех зависимостей позволяет выбрать там-

понажную смесь, обладающую заданными технологическими свойствами:

– предельным значением начальной пластической прочности;

– плотностью, близкой к плотности жидкости в поглощающем пласте;

– повышенной кольматирующей способностью (достигается подбором фракци-

онного состава наполнителей в соответствии с раскрытостью каналов поглощения).

Получение указанных технологических свойств позволяет создать надежный

экран вблизи ствола скважины и изолировать зону поглощения.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Сидоров Н.А., Сурикова О.А. и др. Предупреждение и ликвидация поглощения буро-

вого раствора при бурении нефтяных и газовых скважин // Обзорная информация

ВНИИОЭНГ, серия «Бурение», 1983.

250

2. Разработка технологии изоляции зон катастрофического поглощения тампонажными

смесями с высоким содержанием наполнителей (до 35% мас. и крупностью их до 40

мм) в нефтяных и газовых скважинах на базе автобетонокомплекса (заключительный

отчет). – Куйбышев: Гипровостокнефть, 1990.

УДК 622.243

ВЛИЯНИЕ СИЛ СОПРОТИВЛЕНИЯ НА ОСЕВУЮ НАГРУЗКУ

НА ДОЛОТО ПРИ БУРЕНИИ ЗАБОЙНЫМ ДВИГАТЕЛЕМ

В НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЕ

Н.И. Рябов

Произведен анализ методик по расчету фактических нагрузок, действующих на поро-

доразрушающий инструмент в наклонно-направленных скважинах. Даны выводы и

рекомендации по применению полученных результатов.

Исследованиями [1] установлено, что силы сопротивления в процессе бурения

возникают как в сжатой, так и в растянутой части колонны. В процессе бурения си-

лы сопротивления направлены в сторону, противоположную движению колонны,

т.е. снижают осевую нагрузку на долото, поэтому для оценки фактической нагрузки

на долото большое значение имеет выявление всех действующих сил.

Информация об осевой нагрузке на долото, получаемая с наземного индикато-

ра веса, устанавливаемого на неподвижном конце талевого каната, подвержена зна-

чительным погрешностям, связанным с проявлением сил сопротивления как в сква-

жине, так и в талевой системе.

Ниже дается вывод уравнения, связывающего забойную осевую нагрузку Р с

нагрузкой по индикатору веса Р

инд

Аналитические зависимости, которые характеризуют прижимающие силы и

силы сопротивления, действующие в процессе бурения, рассмотрены для случая на-

клонной скважины типичного профиля (см. рисунок).

Вывод их произведен по методике и с допущениями, принятыми в работе

Александрова М.М. [2].

Типичный профиль наклонно-направленной скважины

251

Силы сопротивления, действующие на колонну бурильных труб в растянутой

ее части, могут быть определены из выражения

Тр общ

( )( )( )

åå å

== =

nn n

1 2

11 1

...

i i

pF ннаpF ввыpF вво

, (1)

где f – коэффициент сопротивления;

вог.р

, F

вып.р

, F

нак.р

– прижимающие силы соответственно для вогнутых (II), вы-

пуклых (IV) и наклонных (III) участков колонны;

321

– число соответствующих участков.

Причем

срH

рвог

sin

3,572

×-

+= l

; (2)

срH

рвып

sin

3,572

×+

+= l

; (3)

sin

рнак

, (4)

где

– сила натяжения на нижней границе интервала колонны;

– вес вертикальной проекции участка колонны;

;

– угол кривизны (

– на нижней границе,

– на верхней границе интерва-

ла колонны);

– вес единицы длинны бурильных труб в глинистом растворе;

l – длина участка колонны.

СР

Силы сопротивления в сжатой части, находящейся в вертикальной части ство-

ла скважины (участок V), могут быть определены из выражения

ОБЩСЖ

×-×= )2(

, (5)

где P – осевая нагрузка на долото, в = D-d;

D – диаметр скважины;

d – наружный диаметр трубы;

– длина полуволны;

m – число полуволны.

Суммарная сила сопротивления движению бурильной колонны в процессе бу-

рения равна

ТТТ

ОБЩСЖОБЩРБ ..

. (6)

Далее, переходя к анализу сил трения в талевой системе, следует указать, что

методическая погрешность от действия этих сил может достигать значительной ве-

личины (10% и выше) [3].

Осевая нагрузка по индикатору веса равна

252

)(

)

(

инд

k ×

-×=-×=

, (7)

где k – коэффициент преобразования индикатора веса;

, Q

– соответственно натяжение неподвижного конца каната и усилие на

крюке в условиях покоя, когда инструмент висит над забоем;

, Q

– тоже при бурении;

n – число струн талевого каната;

– КПД одного вращающегося ролика;

– КПД неподвижного ролика кронблока.

Величина усилия на крюке (Q

) в условиях покоя равна весу инструмента (G):

= G, (8)

а при бурении:

(

)

PG --=

. (9)

Подставив в уравнение (7) выражения (5), (6), (8), (9), получим развернутую

зависимость:

)

(

)

(

)

(

)

(

}{

)

(

)

(

{

}

fPG

PGG

QQp

ср

срHп

бп

инд

×-×+

×-

×+

×-

++×

+×

-=+×

+×

-=--×

-×=×

-×=

åå

)2(sin

3,572

sin

3,572

sin

3,572

hhh

(10)

Выводы:

Из анализа выражения (10) можно заключить:

– зависимость P

инд.

=f(P) является нелинейной функцией аргумента P, так как

коэффициент m также зависит от P;

– для заданного профиля скважины невозможна (применением численных ме-

тодов) оценка степени нелинейности данного управления;

– выбор квазиоптимальной аппроксимирующей функции представит возмож-

ность введения коррекции в показания наземного индикатора веса.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник / Под ред. А.Г. Калинина.

– М.: Недра, 1997.

2. Александров М.М. Взаимодействие колонны труб со стенками скважины. – М.: Недра, 1982.

3. Пиотровский Я. Теория измерений для инженеров. – М.: Мир, 1989.

253

УДК 622.276

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДА

ДИЛАТАЦИОННО-ВОЛНОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ

Н.Р. Сивков

Описаны физические и гидродинамические явления в нефтяном пласте при дилатаци-

онно-волновом воздействии (ДВВ) на призабойную зону в процессе работы штангово-

го скважинного насоса. Дано физико-математическое обоснование повышения деби-

та и снижения обводненности добываемой продукции при работе скважины с ДВВ.

В публикации [1] представлен метод дилатационно-волнового воздействия

(ДВВ) на нефтяной пласт в процессе работы штангового скважинного насоса

(ШСН). В технологической схеме ДВВ действующие в колонне НКТ нагрузки ис-

пользуются для возбуждения упругих деформаций в пласте. С этой целью колонна

НКТ снабжается опорным хвостовиком, который через специальную пяту опирается

на забой скважины. Циклические нагрузки от колебаний столба жидкости в НКТ пе-

редаются массиву пород на забое скважины, вызывая дилатацию (разуплотнение)

породы-коллектора продуктивного пласта и создавая в нем низкочастотную упругую

волну. В результате увеличивается приток жидкости к скважине.

В настоящей работе предлагается физико-математическое обоснование влияния

дилатации породы-коллектора на фильтрационно-емкостные свойства нефтяного пла-

ста, дебит добывающей скважины. В части волнового воздействия на пласт наряду с

описанными инфранизкочастотными колебаниями [1] выделяются волны сейсмическо-

го и акустического диапазонов и оценивается их вклад в эффективность ДВВ.

ДИЛАТАЦИЯ ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРА

В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА (ПЗП)

Разуплотнение породы-коллектора происходит под воздействием двух причин:

разгрузки пласта со стороны подошвы при сжатии пятой хвостовика НКТ забойного

массива породы и вследствие растяжения перфорированного интервала обсадной

колонны с присоединенной массой пласта. В [3] показано, что размер l активной зо-

ны определяется в основном диаметром d источника деформации: l ≈ (2 – 2,5)d.

ДВВ источником деформации является пята хвостовика НТК диаметром не

более 0,25 м. Следовательно, область существенных деформаций породы ограничи-

вается удалением от скважины приблизительно на один метр. Таким образом, разуп-

лотнение породы проявляется главным образом в призабойной зоне пласта (ПЗП).

Произведем аналитические оценки создаваемых растягивающих напряжений в

скелете породы, вызывающих соответствующие снижения внутрипорового (пласто-

вого) давления.

Давление (P

), создаваемое столбом жидкости в НКТ: P

= γ Н, где γ – удель-

ный вес жидкости; Н – высота столба жидкости. Давление (P

) под пятой хвостови-

ка, с учетом различия диаметров НКТ (d) и обсадной колонны (D):

= P

——.

Растягивающее напряжение в разгружаемом пласте принимаем σ

= P

на сква-

жине с экспоненциальным убыванием в радиальном направлении от нее [5] (рис. 1, а).

254

Рис. 1. Физические и гидродинамические эффекты в нефтяном пласте при дилатации

горной породы в призабойной зоне скважины:

а – эпюра растягивающих напряжений; б – трасса сейсмической волны;

в – трасса сейсмоакустической эмиссии; г – статическая (ΔР)

и динамическая (δР) составляющие депрессии на пласт;

д – гистограммы пористости (m), проницаемости (K), дебита (Q), обводненности (ν)

С использованием уравнения Гиртсма для пористой среды по напряжению

растяжения (σ

) скелета можно оценить снижение давления (δР

пл

) внутрипорового

флюида (пластового давления).

2(1 – 2 ν)

—— ≈ —————, где ν – коэффициент Пуассона. При ν = 0,2 δР

пл

= 2 σ

δР

пл

3 (1 – ν)

Снижение пластового давления δР

пл

в ПЗП является динамической добавкой к

установленной депрессии на пласт ∆Р (рис. 1, г).

Далее рассмотрим, как дополнительная составляющая депрессии δР

пл

влияет на

пористость и проницаемость породы-коллектора пласта и дебит скважины (рис. 1, д).

Подобно тому, как закон Гука связывает деформацию скелета породы с на-

пряжением растяжения, уравнение состояния для пористости m устанавливает связь

приращения пористости (∆m) с дополнительным пластовым давлением (δР

пл

∆m = β

δР

пл

где β

– коэффициент сжимаемости пор.

Важно отметить, что увеличение пористости повышает проницаемость породы

пласта. В соответствии с уравнением Козени-Кармана:

[(m + ∆m)/ m]

(k + ∆k)/ k,