Ремонт нефтяной скважины

+

+

+

2.2.Тампонирование под давлением через интервал перфорации фильтрующимся составом с одновременным докрепле- нием цементным раствором, оставлением моста и последую- щим его разбуриванием (без изменения интервала перфорации)

+

+

+

2.3.Тампонирование под давлением через интервал перфорации фильтрующимся составом с одновременным докрепле- нием цементным раствором, оставлением моста и сокраще- нием (изменением) интервала перфорации

+

+

3.Тампонажные материалы

3.1.Тампонажные составы на минеральной основе,обработан-

ные понизителями водоотдачи, в т.ч. органоаэросилами

(см. табл. П.2.1; П.6.3)

2

2

2

2

2

3.2.Гелеобразующие составы (см. табл. П.3.1)

+

1

1

3.3.Нефтесернокислотные смеси

+

1

1

1

3.4.Разбавленные растворы полимеров(гипана, ПАА)

+

1

3.5.Растворы силиката натрия или гипана с силикатом

натрия

+

+

1

1

1

1

1

Практика выбора и применения технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ в скважинах

Решение проблемы разработки основ методологии и, в частности, технологий ограничения водогазопритоков предполагает наличие дифференцированной информации о водогазопритоках в нефтяные скважины с учетом строения залежи по высоте и знания динамики состояния около скважинных изменений при прорыве подошвенных или краевых вод по конусу газа из газовой шапки и др. Динамический характер околоскважинных изменений природных физических свойств пласта и насыщающих его флюидов и влияния на эти изменения большого числа как геологических, так и технологических факторов предопределяет необходимость разработки синэргетического подхода к проблеме, заключающегося в выявлении общих закономерностей процессов самоорганизации в открытых системах, приводящих иногда к возникновению в них новых структур, если первые находились в существенно неравновесных условиях (Н.Н. Михайлов, 1994).

Научной основой использования различных видов информации для обоснования технологий ограничения водогазопритоков и увеличения притоков нефти может служить информационно-технологическая геодинамика прискважинной и удаленной зон пласта как самостоятельное синэргетическое направление нефтепромысловой науки, изучающей технологические процессы самоорганизации и изменения физических и гидродинамических свойств пласта с технологическими характеристиками флюидоизвлечения.

Разработка этого направления - очень сложная, комплексная задача. Для ее решения необходимо получение и наличие дополнительной информации о процессах и явлениях, происходящих в прискважинной и удаленной зонах пласта, выявление причин и механизмов, влияющих на продуктивность скважин по нефти и конечную нефтеотдачу. Для этого необходимо, в частности, дальнейшее развитие технологий ограничения водогазопритоков в нефтяные скважины вести в комплексе с другими исследованиями.

Эффективность технологий ограничения водогазопритоков и повышение продуктивности скважин по нефти определяются тем, насколько выбранный механизм их реализации соответствует механизмупорождения водогазопроявлений. Выполненные исследования проводились с использованием крупномасштабных моделей, принятых при разведке и проектировании разработки месторождений, а при экспериментальных исследованиях соблюдались приближенные критерии динамического подобия в условиях, адекватных пластовым.

В зависимости от характера водогазопроявлений авторами работы разработаны геологопромысловые и технологические мероприятия по ограничению водогазопритоков в нефтяные скважины различными водогазоизолирующими композициями в конкретных геолого-технических условиях.

Проведение РИР при закачке тампонирующего состава в колонну, опорожненную до нижней границы негерметичности

Рис.5.

В этом случае открывают выкид из трубного пространства. Закачивая газообразный агент, вытесняют жидкость из затрубного пространства через НКТ и опорожняют обсадную колонну до глубины спуска труб (рис. 5, а, б). Скважина разряжается. Через 2 ч. проверяют наличие притока жидкости в колонну. Поступление жидкости из НКТ при закачке газообразного агента в затрубное пространство укажет на наличие притока из заколонного пространства в колонну. При отсутствии притока производят подъем части НКТ, нижний конец которых устанавливают на расстоянии от 100 до 200 м над верхней границей интервала негерметичности, т.е. на расстоянии l + (100 + 200) м над уровнем жидкости в скважине (рис. 5, в). Готовят раствор полимерный смолы. Отбирают пробы смолы для корректировки времени ОЗЦ и закачивают через НКТ раствор в скважину (рис. 5, г). С интервалом от 2 до 3 мин. закачивают через НКТ буровой раствор и заполняют колонну, после чего перекрывают выкид из затрубного пространства (рис. 5, д). Для нагнетания смеси в каналы негерметичности в обсадной колонне создают избыточное давление в пределах допускаемого при опрессовке. Периодическим подкачиванием добиваются его стабилизации.

На период твердения состава (ОЗЦ) скважину оставляют под давлением не менее р_з. После ОЗЦ плавным допуском НКТ уточняется верхняя граница тампонажного моста.

Для разбуривания моста используют трехшарошечное долото. Бурение производят «с навеса».

Проведение РИР при закачке тампонирующего состава в колонну, заполненную буровым раствором

Рис.6

Данная схема применяется в случае притока жидкости после снижения уровня в колонне. После установки НКТ скважину промывают до выравнивания плотностей жидкости внутри НКТ и затрубном пространстве. На это укажет отсутствие перелива при открытых трубном и затрубном пространствах. При использовании гелеобразующих составов целесообразно применять схему обвязки в соответствии с рис. 6. Через НКТ закачивают тампонирующую смесь и продавливают до равновесия столбов жидкости в трубах в кольцевом пространстве. Для нагнетания смеси в каналы негерметичности в колонне создается избыточное давление в пределах регламентированного. Периодическим подкачиванием добиваются его стабилизации. Скважину оставляют на ОЗЦ под давлением на 24 ч.

После ОЗЦ оставшийся в затрубном пространстве тампонирующий состав, превратившийся в гель, вымывают из скважины. При использовании отверждающихся тампонирующих составов нижний конец НКТ приподнимают над уровнем тампонирующей смеси на расстояние от 30 до 50 м. При обратной промывке производят контрольный вымыв для проверки отсутствия тампонирующей смеси в кольцевом пространстве за НКТ.

Проведение РИР при неустановленном интервале негерметичности колонны

Если в скважине не наблюдалось межколонных проявлений, а негерметичность выявлена при опрессовке колонны жидкостью, то нижний конец НКТ следует расположить на 5 - 10 м выше искусственного забоя или цементного моста, установленного над интервалом перфорации. В качестве тампонажного материала используются гелеобразующие составы. Вязкость состава по ПВ-5 должна быть в пределах от 150 до 200 с. Обвязку выполняют в соответствии с рис. 6.

Приготавливают тампонирующий состав, который затем перекачивают в одну из половин мерника ЦА. Другую половину заполняют буровым раствором. Закачивая буровой раствор в затрубное пространство с подачей 3 - 5 л/с при открытом трубном, восстанавливают циркуляцию. Штуцеруя выкид из НКТ частичным перекрытием крана, устанавливают давление в обсадной колонне при циркуляции жидкости, не превышающее величины, регламентированной при опрессовке скважины. Не прекращая закачки, переключают краны на подачу тампонирующего состава в скважину. Состав прокачивают по затрубному пространству, не допуская превышения давления в колонне над допускаемым при опрессовке.

По мере перехода состава из затрубного пространства в трубы постепенно открывают кран на выкиде из НКТ; снижают давление прокачки и вымывают излишки состава на поверхность. Скважину оставляют на ОЗЦ.

Если при эксплуатации в скважине наблюдались межколонные проявления, то после отключения интервала перфорации нижний конец НКТ устанавливают на глубине L.

Рецептуру отверждающегося тампонирующего состава подбирают по температуре в скважине на глубине L. При использовании отверждающихся составов порядок работ аналогичен последовательности работ с применением гелеобразующих составов. После прокачки состава по затрубному пространству и вымыва излишка его на поверхность НКТ поднимают из скважины. В фонтанных скважинах допускается повторная герметизация резьбовых соединений колонн гелеобразующим составом без отключения перфорированной зоны. До наступления срока планово-предупредительного ремонта внутрискважинного оборудования работы допускаются без подъема НКТ.



5. Расчетная часть

Расчет крепления призабойной зонный скважин цементно-песчаным раствором на скв. 1281 Елгинского месторождения.

Для крепления призабойной зоны скважины цементным раствором требуется определить количество сухого цемента, количество воды для затворения цемента и продавки цементного раствора в пласт, а также давление и время его закачки в пласт.

Исходные данные для скважины:

Наружный диаметр эксплуатационной колонны Dн = 146 мм

Глубина скважины H=1620м

Внутренний диаметр заливочных труб d=76мм

Эффективная мощность пласта h=12,2 м

Плотность сухого цемента с_ц=3,15 кг/м³

Плотность воды с_в=1Мг/м³

Внутренний диаметр эксплутационной колонныD_в=131мм

Объем закрепляемой зоны:

V=0,785(D²к- D²н)hm

Dк - диаметр зоны крепления, зависящий от радиуса возможного разрушения породы, м

m-условная пористость закрепляемой зоны, которая зависит от темпа поглощения воды при промывке скважины и устьевого давления. Значение D_к задаются, исходя из особенностей обрабатываемой скважины, длительности ее предшествующей эксплуатации, количества вынесенного песка, поглотительной способности и др. Принимаем D_к=1м.Условную пористость обычно принимают равной 1 при темпе поглощения воды 0,5м³/мин при отсутствии давления на устье; m=0,5 при том же расходе воды и давлении до 2 МПа.

При более высоком давлении на устье скважины и расходе поглощаемой воды обработка призабойной зоны цементным раствором не рекомендуется.

Примем давление на устье равным 1МПа при поглощении 0,5м³/мин воды, что примерно соответствует условной пористости m=0,75.

Считаем объем закрепляемой зоны, который определяет количество цементного раствора, по формуле

V=0,785(D²к- D²н)hm

V=0,785(1²-0,146²)·12,2·0,75=7,03м³

Принимая водоцементный фактор равным 0,5, определим массу сухого цемента из следующего уравнения:

1,5V_цс_ц= Vс_ц.р.

V_ц- объем сухого цемента, м³

V-объем цементного раствора, м³

с_ц.р.- плотность цементного раствора

с_ц.р.=3с_ц с_в/2 с_в+ с_ц=3·3,15·1/2·1+3,15=1,84Мг/м³

Находим массу сухого цемента по формуле:

Учитывая возможные потери в процессе цементажа, количество сухого цемента увеличивают на 5-10%, т.е.

Q_ц==7,0+0,7=7,7мг

Количество воды для затворения цемента при водоцементном факторе 0,5

Q_в=Q_ц/2=7,7/2=3,85мг или 3,85 м³

Количество воды, необходимое для продавки цементного раствора в пласт:

V_в=0,785 [d²L+D²в(H-L)]=0,785[0,076²·1600+0,131²(1620-1600)]=7,5м³

Общее количество потребной воды составит

Q'_в= Q_в+V_в=3,85+7,5=11,35м³

Давление продавки цементного раствора ориентировочно определяют,исходя из поглотительной способности скважины и степени дренированности призабойной зоны. Обычно давление продавки для подбора насосного агрегата и определения его подачи принимают равным четырех- и пятикратному давлению поглощения воды при той же скорости нагнетания.

Продолжительность закачки цементного раствора в скважину и продавки его в пласт

t=(V+V_в)/q

q- подача агрегата, равная 14,8дм³/с

t=(5,7+7,5)·10³/14,8=900с=15мин

Расчет крепления призабойной зоны фенолформальдегидной смолой на скв.1281 Елгинского месторождения.

Рассчитать крепление пород призабойной зоны фенолформальдегидной смолой в условиях забойной температуры T=353 К.

Исходные данные:

Глубина нижних отверстий фильтра L_ф=1213м

Наружный диаметр эксплуатационной колонны D_н=146мм

Коэффициент пористости породы призабойной зоны m=0,225

Эффективная мощность пласта h=12,2м

Внешний диаметр зоны крепления D_к=1м

Внутренний диаметр заливочных труб d=62мм

Длина заливочных труб колонны L=1183м

Глубина статического уровня H_ст=500 м

Внутренний диаметр э.колонны D_в=0,131м

После проведения подготовительных работ (очистка забоя, замер глубины забоя, статического уровня и температуры, определение поглотительной способности скважины, проверка состояния эксплуатационной колонны, спуск заливочных труб с пакером и герметизация устья) процесс обработки состоит в последовательном выполнении следующих операций:

1)при наличии в скважине воды в заливочную колонну нагнетают нефть для вытеснения из скважины воды

2)вслед за нефтью в эти трубы закачивают требуемый объем смолы

3)вытесняют в пласт из заливочной колонны смолу соответствующим объемом нефти; срок продавки в пласт смолы при температуре забоя T=353К не должен превышать 6ч.

4) после продавки в пласт смолы освобождают пакер и из скважины поднимают примерно 100 м 62 мм труб

5) закачивают в заливочную колонну 0,25м³ воды, чтобы смыть со стенок труб пленку смолы

6) для затвердевания смолы скважину оставляют в состоянии покоя на 5 сут (при Т=353К)

7) по истечению этого срока замеряют глубину забоя и уровень жидкости в скважине

8)определяют поглотительную способность скважины и осваивают е методом плавного запуска. При этом отбор жидкости в первые дни освоения скважины снижают на 20-30% от среднего отбора до обработки. Через 10-15 дней работы режим откачки усиливают, постепенно доводя его до установленной нормы отбора жидкости.

Определим объемное количество смолы, которое равно объему порового пространства зоны крепления

V=0,785(D²к-D²н)hm=0,785(1²-0,146²)·12,2·0,225=2,11м³

Объем продавочной нефти найдем найдем по формуле

V_н=0,785[d²(L+D²_в(L_ф-L)]=0,785[0,062²·1183+0,131²(1213-1183)]=5,01м³

Если в скважине перед её обработкой воды не было, то объем продавочной нефти находят с учетом глубины статического уровня.

V_н=0,785[d²(L-h_ст)+D²_в(L_ф-L)]=0,785[0,062²·(1183-500)+0,131²(1213-1183)]= м³



Список используемой литературы

1. Зозуля Г.П., Клещенко И.И., Гейхман М.Г., Чабаев Л.У. Зозуля Г.П., Клещенко И.И., Гейхман М.Г., Чабаев Л.У. «Теория и практика выбора технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах», Тюмень, 2002.

2. И. Клещенко, Г.П. Зозуля, А.К. Ягафаров, В.П. Овчинников «ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ», Издательско-полиграфический центр «Экспресс», Тюмень, 2011.

3. Басарыгин Ю. М. «Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин», Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. - Краснодар: «Сов. Кубань», 2002.

Размещено на Allbest.ru

...