Зозуля Г.П., Герасимов Г.Т. и др. Капитальный ремонт скважин. Часть 1

Подождите немного. Документ загружается.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ

НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

и контрольные задания к практическим занятиям

и самостоятельной работе по дисциплине

«Капитальный ремонт скважин»

для студентов специальности

090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» и

специализации 090803«Капитальный ремонт скважин»

очной и заочной форм обучения

(Часть 1)

Тюмень 2002

Утверждено редакционно-издательским советом

Тюменского государственного нефтегазового университета

Составители: Зозуля Г.П., д.т.н., профессор

Герасимов Г.Т., к.т.н., доцент

Шенбергер В.М., к.т.н., доцент

Листак М.В., ассистент

нефтегазовый университет

2002

ВВЕДЕНИЕ

Методические указания и контрольные задания к практическим за-

нятиям предназначены для студентов специальности 090800 «Бурение

нефтяных и газовых скважин» и специализации 090803 «Капитальный ре-

монт скважин» очной и заочной форм обучения.

Они составляют основу практических расчетов по курсу дисциплины

«Капитальный ремонт скважин», которые необходимо усвоить в рамках

рабочих программ и

в дальнейшем применять при курсовом и дипломном

проектировании.

Методические указания содержат варианты контрольных заданий по

темам лекций, а исходные данные для них даны в приложениях.

Варианты заданий для студентов очной и заочной форм обучения

определяются преподавателем.

1 ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

1.1 Методика выбора типа и свойств жидкости глушения (ЖГ

Применяемые ЖГ на основе водных растворов минеральных солей,

как правило, оказывают негативное воздействие на призабойную зону

скважин, особенно, вскрывающих низкопроницаемые пласты, что приво-

дит к увеличению сроков освоения и выхода скважин на расчетный режим

эксплуатации после проведения ремонтных работ.

Основное назначение ЖГ заключается в обеспечении необходимой

репрессии на пласт, исключающей

ее самопроизвольный выброс и гаран-

тирующей сохранение коллекторских свойств призабойной зоны скважи-

ны.

Для глушения скважин за один цикл

через насосно-компрессорные

трубы, спущенные до забоя, с полной заменой скважинной жидкости и

продавливанием ЖГ в пласт необходимая ее плотность рассчитывается по

формуле:

(

)

из

пл

109,8cosαh

П1Р

−

⋅⋅⋅

⋅

, кг/м

(1)

где П - коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность

повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в

период ремонта;

пл

- пластовое давление, МПа;

ис

- отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м;

а - средний зенитный угол ствола скважины, град.

Для глушения скважин механического фонда при 100%-й обводнен-

ности поднасосной жидкости в условиях отстоя необходима (частичная

замена скважинной жидкости в интервале от устья до подвески насоса). В

этом случае плотность закачиваемой за один цикл

жидкости рассчитывает-

ся по формуле:

(

)

1тр

нпл

109,8cosαh

РП1Р

−

⋅⋅⋅

−

⋅

= , кг/м

(2)

где Р

= 9,8

⋅

из

– h

тр

)

⋅

cos a

- давление столба пластовой жидкости

от насоса до забоя, МПа;

тр

- отметка глубины спуска НКТ или насоса, м;

- соответственно, средние зенитные углы ствола скважины в

интервале от устья до окончания НКТ (насоса), и от под-

вески насоса до забоя, град.

При многоцикличном глушении

скважин механического фонда (ри-

сунок 1) при отсутствии достаточной приемистости (в скважинах с низкой

проницаемостью: менее 0,05 мкм

= 50 мД) или если действующими инст-

рукциями запрещается задавливать скважинную жидкость в пласт, плот-

ность ЖГ при втором и последующих циклах

глушения определяется по

формуле:

(

)

[

]

(

)

gcosh

П1gcoshhР

тр

тризвпл

1ж

⋅⋅

⋅

−

⋅

−

(3)

Величина П выбирается по данным, приведенным в таблице 1.

Таблица 1 – Выбор величины коэффициента безопасности

работ (ОП)

Коэффициент безопасности в

зависимости от глубины

Градиент

пластового

давления,

атм./10 м

Коэффици-

ент продук-

тивности,

/сут. атм.

Газосодержа-

ние продукции

/м

до 1200 м

1200-2400

Свыше

2400 м

1 2 3 4 5 6

до 100 0,08 0,05 0,05

100 - 400 0,08 0,05 0,05

до 0,5

свыше 400 0,08 0,05 0,05

до 100 0,08 0,05 0,05

100 - 400 0,08 0,05 0,05

0,5 - 2,0

свыше 400 0,08 0,05 0,05

до 100 0,08 0,05 0,05

100-400 0,08 0,05 0,05

до 0,9

свыше 2,0

свыше 400 0,08 0,05 0,05

1 – эксплуатационная колонна; 4 – пластовая вода;

2 – НКТ; 5 – нефть;

3 - насос; 6 – газ.

Рисунок 1 – Схема расположения оборудования в ремонтируемой

скважине мехфонда (после остановки насоса)

Продолжение таблицы 1

1 2 3 4 5 6

до 100 0,08 0,05 0,05

100 - 400 0,08 0,08 0,05

до 0,5

свыше 400 0,08 0,08 0,05

до 100 0,08 0,05 0,05

100 - 400 0,08 0,08 0,05

0,5 - 2,0

свыше 400 0,08 0,08 0,05

до 100 0,08 0,05 0,05

100 - 400 0,10 0,08 0,05

0,9 - 1,2

свыше 2,0

свыше 400 0,10 0,10 0,08

до 100 0,10 0,08 0,05

100 - 400 0,10 0,08 0,05

до 0,5

свыше 400 0,10 0,10 0,08

до 100 0,10 0,08 0,05

100 - 400 0,10 0,10 0,05

0,5 - 2,0

свыше 400 0,10 0,10 0,08

до 100 0,10 0,08 0,05

100 - 400 0,10 0,10 0,08

свыше 1,2

свыше 2,0

свыше 400 0,10 0,10 0,08

1.2 Выбор необходимой вязкости ЖГ

Определение необходимости обработки ЖГ ингибиторами коррозии

и реагентами для предупреждения солеотложений.

1.2.1. С целью сохранения коллекторских свойств призабойной зоны

скважины необходимо обеспечить минимально возможное проникновение

ЖГ в пласт под действием репрессии. Это чаще всего достигается увели-

чением вязкости ЖГ путем введения растворимых в ней полимеров.

Выбор типа используемого для загущения ЖГ полимера необходимо

производить исходя из сведений о солевой основе жидкости, температур-

ных условий применения и продолжительности ведения ремонтных работ.

В качестве универсального загустителя рекомендуется использовать мо-

дифицированный крахмал МК-3, термостабильность которого ограничива-

ется 100°С. При более высоких значениях пластовой температуры (до 150

°С) следует использовать

реагент ОЭЦ (оксиэтилцеллюлоза).

Для определения необходимой концентрации добавки загустителя

необходимо выбрать требуемую величину вязкости ЖГ с учетом темпера-

турных условий применения.

1.2.2. Для предотвращения поглощения жидкости глушения в высо-

копроницаемыми продуктивными пластах (> 0,3 мкм

), а также при глуше-

нии скважин с большим газовым фактором (> 400 м

/м

) следует приме-

нять буферную жидкость максимально возможной вязкости.

При наличии в скважине спущенных до забоя НКТ и интенсивном

поглощении ЖГ в состав загущенной буферной жидкости необходимо вве-

сти водо-, кислоторастворимые наполнители (молотый мел, известняк, си-

дерит, поваренная соль и др.). Ориентировочная дозировка загустителя - до

2 %, наполнителя - до 4 %.

1.2.3. Учитывая требование коррозионной

инертности ЖГ по отно-

шению к металлу труб и погружного оборудования, промышленному ис-

пользованию жидкости для глушения скважины должны предшествовать

лабораторные испытания на коррозионную активность.

1.2.4. Коррозионная активность водных растворов неорганических

солей увеличивается с уменьшением водородного показателя рН, повыше-

нием температуры (особенно выше 90°С), при разбавлении ЖГ пластовы-

ми водами.

Дополнительным фактором, способствующим появлению локальной

коррозии, является отложение на поверхности металлов водонераствори-

мых солей (CaS0

, СаСО

), происходящее при смешивании жидкостей на

основе кальциейсодержащих солей с пластовыми водами сульфатного и

гидрокарбонатного типа. Образование осадков, как правило, сопровожда-

ется кольматацией порового пространства продуктивного пласта, отложе-

нием солей на элементах насосного оборудования в скважине, лифтовых

трубах, нефтесборном коллекторе.

1.2.5. С целью предотвращения солеобразования и снижения корро-

зионной активности при

использовании ЖГ на основе кальциевых солей

(CaCl

, Са(NО

)

) для глушения скважин, имеющих в продукции пласто-

вую воду указанных типов, необходимо использовать один из следующих

реагентов:

- амифол (ТУ 6-09-20-195-910) - смесь аммонийных солей следую-

щих кислот: нитрилтриметилфосфоновой, фосфористой и соляной - хоро-

шо растворимая в воде композиция желто-зеленого цвета пастообразной

консистенции, взрыво-пожаробезопасное, малотоксичное соединение.

- ОЭДФ (ТУ 6-09-20-54-79) - оксиэтилендифосфоновая кислота - по-

рошкообразное вещество белого цвета, малотоксичное соединение.

- НТФ (ТУ 6-09-5283-86) - нитрилотриметилфосфоновая кислота -

порошок белого цвета, хорошо растворимый в воде, кислотах, щелочах;

малотоксичное соединение.

Указанные реагенты используются в виде 10 - 20 % - ных водных

растворов и эффективны до температуры 130 °С.

Рабочие концентрации ингибиторов коррозии и осадкообразования

должны составлять 0,02 % - 0,06 % масс., где нижнее значение соответст-

вует меньшей, а

верхнее - большей концентрации осадкообразующих ио-

нов в интервале 200 – 2000 мг/л.

1.2.6. При использовании для глушения тяжелых рассолов на основе

хлоридов и бромидов кальция и цинка необходимо использовать ингиби-

торы коррозии типа Нефтехим - 3, Тарин, СНПХ - 6014М, представляющие

собой маслянистые жидкости темного цвета. Рекомендуемая концентрация

введения реагентов от 0,10 г/л до 2 г/л в зависимости от температуры и аг-

рессивности среды.

1.2.7.

Рабочие концентрации используемых ингибиторов должны

быть уточнены в лабораторных условиях по соответствующей методике.

1.3 Необходимость ввода ПАВ в состав ЖГ.

1.3.1. С целью предотвращения отрицательного влияния капилляр-

ных сил, возникающих на границе раздела фаз при контакте ЖГ на водной

основе с пластовой углеводородной жидкостью необходима обработка ЖГ

соответствующими ПАВ. Обработке

следует подвергать жидкости при

глушении скважин с низкой проницаемостью продуктивных пластов (ме-

нее 50 мД).

1.3.2. При выборе ПАВ следует руководствоваться следующим:

- межфазное натяжение на границе раздела фаз ЖГ - пластовый

флюид должно быть минимальным и не превышать 7 - 10 мН/м;

- ПАВ должны обладать способностью гидрофобизации поверхности

поровых каналов призабойной зоны пласта;

в рассолах следует использовать неионогенные и (или) катионные

ПАВ или их композиции.

1.3.3. Выбор ПАВ для ЖГ с содержанием твердой фазы следует про-

изводить в соответствии с разделом 6 РД 39-0147009-510-85 "Руководство

по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов".

Выбор ПАВ для ЖГ без твердой фазы на основе рассолов следует

производить в соответствии в РД

39-14/02-005-90 "Инструкция по техно-

логии приготовления и применения жидкостей без твердой фазы с регули-

руемыми свойствами, сохраняющих коллекторские свойства пластов, для

сложных условий глушения, в том числе на основе тяжелых жидкостей".

1.3.4. Для ЖГ без твердой фазы на водной основе рекомендуется до-

бавление композиции неионогенного и катионоактивного ПАВ при их со-

отношении 1:10 и содержании последнего 0,1 - 0,2% масс. Рабочие кон-

центрации ПАВ должны уточняться в лабораторных условиях.

1.4 Прогнозирование влияния ЖГ на потенциальную продуктив-

ность скважин после проведения ремонтных работ.

1.4.1. Критерием оценки влияния ЖГ на продуктивность скважин

при проведении ремонтных работ является величина коэффициента допол-

нительных фильтрационных сопротивлений S (скин - эффект), определяе-

мого по формуле:

S = S

+ S

(4)

где S

- коэффициент добавочных фильтрационных сопротивлений,

создаваемых мелкодисперсными частицами твердой фазы;

- коэффициент добавочных фильтрационных сопротивлений,

создаваемых фильтратом жидкости глушения.

1.4.2. Определение величин коэффициентов S

и S

основано на ре-

зультатах лабораторных исследований проницаемости натурных (или мо-

дельных) образцов кернов после воздействия ЖГ различного состава и

производится по формулам:

1cc

ln1

⋅⋅

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−=

(5)

2cc

ln1

⋅⋅

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−=

(6)

где

– соответственно, глубина и коэффициент восстановления

проницаемости зоны кольматации проницаемый среды

вокруг перфорационных каналов;

- радиус скважины по долоту, м;

n - плотность перфорации, отв/м;

- радиус перфорационного канала, м.

()()

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

+⋅⋅−+⋅⋅

⋅

1cc

1ln

δrnln

rnln

(7)

где R

- радиус проникновения фильтрата ЖГ, м (от оси скважины);

2ср

= k

2ср

/k - средний коэффициент восстановления проницаемости

пористой среды по нефти после воздействия фильтрата

жидкости перфорации.

∑

2cc

(8)

где

- коэффициент восстановления проницаемости керна в i-той

кольцевой зоне размером

r (рекомендуется принимать равной

0,2 м) от стенки скважины до радиуса R

проникновения фильт-

рата ЖГ.

1.4.3. Определение величин

необходимо проводить в соответ-

ствии с методикой экспериментальной оценки закупоривающего действия

твердой фазы, изложенной в разделе 4 РД 39-147009-510-85 "Руководство

по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов". Указанные

величины определяются для жидкостей, содержание твердой фазы в кото-

рых обусловлено рецептурой (наполнители, кольматанты). Остальные

жидкости перед использованием на скважине необходимо подвергать очи-

стке от мелкодисперсных

частиц твердой фазы до значений концентрации

последних не более 0,1% масс.

1.4.4. Для получения величин

2ср

необходимо определить зави-

симость коэффициента восстановления проницаемости керна от перепада

давления после воздействия фильтрата ЖГ на керне длиной 5 см, получен-

ную в результате экспериментальных исследований по методике, изложен-

ной в разделе 2 РД 39-0147001-742-92 "Методика комплексной оценки ка-

чества вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и выбора

рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия

пластов".

1.4.5. Определение величин

2cр

производится на основе полу-

ченной согласно п. 1.4.4. зависимости

от величины перепада давления.

При этом необходимо учитывать значения перепада давления на керне

длиной 5 см в зависимости от удаленности пористой среды от оси скважи-

ны и планируемой депрессии при освоении (таблица 2).

Таблица 2 - Зависимость перепада давления на керне длиной 5 см

(атм.) от расстояния до оси скважины и величины де-

прессии

при освоении

Расстояние до оси скважины, м (r

= 0.11 м) Депрессия при ос-

воении скважины,

МПа

0,11-

0,31

0,31-

0,51

0,51-

0,71

0,71-

0,91

0,91-

0,31

1,31-

0,71

1,71-

2,11

4,0 1,34 0,64 0,43 0,32 0,21 0,16 0,13

6,0 2,00 0,97 0,64 0,48 0,32 0,24 0,19

8,0 2,68 1,29 0,86 0,64 0,43 0,32 0,26

10,0 3,35 1,61 1,07 0,80 0,54 0,40 0,32

1.4.5. Радиус проникновения фильтрата незагущенной ЖГ следует

определять по формуле:

hmπ

hmqρ4

dΔP

cф

⋅⋅

⋅⋅⋅⋅

⋅

(9)

где

Р - репрессия на пласт после глушения, МПа;

- объем долива ЖГ во время ремонта, м

;

- плотность ЖГ, кг/м

т - пористость, доли ед;