Обоснование технологии глушения скважин при подземном ремонте на Рогожниковском нефтяном месторождении

Пласт ВК₁. Нефть викуловского горизонта (ВК₁) по месторождению в целом представлена 99 поверхностными пробами из 51 скважины и 10 глубинными пробами из скважин 755Р, 6362Гр, 6383Гр.

Таблица 1.2 - Характеристика каверновой и трещинной составляющих порового пространства коллекторов триаса

На стадии оценки запасов (НАЦ ХМАО, 2000 г.) для обоснования параметров использованы материалы изучения продукции скважин, вскрывших викуловский горизонт в пределах месторождений Красноленинского района (Каменное, Лебяжье, Пальяновское, Ем-Еговское). Ввиду отсутствия в этот период дополнительной информации подсчетные параметры по району скважин 723-734 и скважин 712, 714 приняты следующие подсчетные параметры (табл. 4.48-4.52):

- газовый фактор - 22 м³/т;

- плотность дегазированной нефти - 0.855 г/см³;

- пересчетный коэффициент - 0.92.

Эти значения параметров использованы для оценки запасов в районе скважин 723-734.

Исследования глубинных проб из скважин 755Р, 6362Гр, 6383Гр выполнены в период после оценки запасов (2007-2009 гг.). Результаты проведенных исследований выявили некоторое отличие фактических параметров пластовой нефти от принятых: по всем исследованным пробам газовый фактор колеблется от 13.49 до 15.99 м³/т (в среднем 15 м³/т), плотность дегазированной нефти составляет в среднем 854 кг/м³, пересчетный коэффициент составляет около 0.95. При оценке запасов (по состоянию на 01.01.2010) эти параметры приняты за основу для большей части залежи (см. табл. 4.48-4.52). В целом материалы анализов можно считать представительными, однако на основании изучения результатов исследования поверхностных проб викуловского горизонта в целом по месторождению следует ожидать более высоких значений газового фактора и, следовательно, более низких, по сравнению с выявленными, величин пересчетного коэффициента (около 30% исследованных устьевых проб нефти имеют плотность от 0.81 до 0.84 г/см³, что косвенно указывает на повышенное газосодержание).

По результатам анализа поверхностных проб дегазированная нефть характеризуется как малосернистая, малосмолистая, парафинистая, преимущественно легкая, маловязкая и средней вязкости. Обращает на себя внимание аномально высокая плотность (и взаимосвязанные колебания других параметров) дегазированной нефти в зонах скважины 740Р (Северный участок - до 0.889 г/см³ при общем диапазоне от 0.81 до 0.86 г/см³) и скважины 743Р (Центральный участок - 0.861 г/см³). Выявленная аномалия свойств в районах указанных скважин отчетливо прослеживается по всему разрезу месторождения до триасовых отложений и связана, по-видимому, со структурными нарушениями в зонах тектонического дробления и растяжения.

Следует отметить определенную нестабильность характеристик нефти по мере отработки скважины. В частности, за период с 10.03.2006 г. по 16.03.2006 г.

плотность дегазированной нефти из скважины 901Р (интервал перфорации 1499-1514 м) снизилась с 841 кг/м³ до 827 кг/м³. Аналогичная или обратная тенденция отчетливо просматривается и по другим скважинам, где проведен многократный отбор устьевых проб.

Пласт ЮК₀. Характеристика продукции скважин баженовской свиты в пределах месторождения представлена результатами исследования 42 поверхностных проб из 31 скважины. Имеющийся анализ растворенного нефтяного газа, выполненный на образце поверхностной пробы из скважины 723 (Северный участок, интервал испытания 2445-2477 м), явно искажен влиянием воздуха и других примесей (концентрация азота более 16%). По результатам анализа поверхностных проб нефть характеризуется как малосернистая, малосмолистая, парафинистая, легкая, преимущественно маловязкая.

Численные значения подсчетных параметров, использованные при оценке запасов нефти и растворенного газа пласта ЮС₀ (НАЦ ХМАО, 2000 г.):

- газовый фактор - 60 м³/т;

- плотность дегазированной нефти - 0.810 г/см³;

- пересчетный коэффициент - 0.72.

Принятые значения подсчетных параметров представляются не вполне корректными величина газового фактора явно не соответствует значениям пересчетного коэффициента и плотности нефти. Наиболее вероятно, что газосодержание нефти будет составлять не менее 90-100 м³/т.

Пласт ЮК₁. Характеристика нефти залежи пласта ЮК₁ представлена результатами исследования трех глубинных проб из скважины 785Р и 27 поверхностных проб из 11 скважин. По материалам исследований в условиях пласта нефть повышенной степени газонасыщенности (141 м³/т при дифференциальном разгазировании), легкая, маловязкая, с давлением насыщения почти в два раза ниже пластового давления. Величина пересчетного коэффициента колеблется от 0.706 до 0.714 при среднем значении 0.711 (см. табл. 4.48-4.49). Плотность дегазированной нефти (дифференциальное разгазирование) в среднем составляет 0.815 г/см³, что подтверждается результатами анализа устьевых проб из этой же скважины. Принимая во внимание ограниченный объем исследований глубинных проб (одна скважина), необходимо продолжить изучение состава и свойств пластовых флюидов для уточнения подсчетных параметров и корректировки запасов.

Пласт ЮК_2-3. Характеристика нефти залежи пласта ЮК_2-3 представлена результатами исследования 15 глубинных проб из четырех скважин и 47 поверхностных проб из 32 скважин. Принятые при оценке запасов значения подсчетных параметров:

- газовый фактор - 120 м³/т;

- плотность дегазированной нефти - 0.823 г/см³;

- пересчетный коэффициент - 0.734.

По результатам комплексного исследования 15 глубинных проб из скважин 785Р, 742Р, 757Р, 911П газовый фактор меняется от 116 до 147 м³/т, плотность нефти - от 0.815 до 0.822 г/см³, пересчетный коэффициент - от 0.697 до 0.736.

Растворенный газ жирный, с содержанием целевых компонентов группы С₃₊ более 26% объемных (табл. 4.48). По материалам изучения поверхностных проб дегазированная нефть легкая (в среднем около 830 кг/м³), маловязкая (5.6 мПаЧс при 20^°С), малосернистая (0.28% масс.).

Пласт ЮК₄. В пределах залежи выделяются два участка с различными значениями подсчетных параметров. Характеристика пластовых флюидов участка в районе скважин 709-795, 713, 737-739-713 при оценке запасов была принята по аналогии с параметрами, использованными для пласта ЮК_2-3:

- газовый фактор - 120 м³/т;

- плотность дегазированной нефти - 0.823 г/см³;

- пересчетный коэффициент - 0.734.

Для участка в районе скважин 737-780, 739-751, 7757, 826 при оценке запасов условно приняты следующие значения параметров:

- газовый фактор - 60 м³/т;

- плотность дегазированной нефти - 0.830 г/см³;

- пересчетный коэффициент - 0.7.

Принятые значения подсчетных параметров для второго из рассматриваемых участков представляются не вполне корректными, величина газового фактора явно не соответствует указанным значениям пересчетного коэффициента и плотности нефти. Наиболее вероятно, что газосодержание нефти будет составлять не менее 90-100 м³/т, что подтверждается результатами исследования трех глубинных проб из скважины 795Р (инт. перфорации. 2570-2603 м). По данным исследований, среднее значение газового фактора составило 102 м³/т при плотности нефти 0.828 г/см³ и величине пересчетного коэффициента 0.761.

Растворенный газ жирный, с содержанием целевых компонентов группы С₃₊ около 25% объемных. По материалам изучения поверхностных проб (исследовано 13 проб из восьми скважин) дегазированная нефть легкая (в среднем около 831 кг/м³), маловязкая (4.9 мПаЧс при 20°С), малосернистая (0.25% масс.). По физико-химической характеристике нефть пласта ЮК₄ практически не отличается от показателей нефти вышележащего объекта.

Пласт ЮК₅. Характеристика нефти залежи пласта ЮК₅ представлена только результатами исследования семи поверхностных проб из семи скважин. Глубинные пробы пластовой нефти не исследовались. По данным исследования поверхностных проб нефть легкая (0.823-0.863 г/см³), маловязкая (в среднем 8.6 мПаЧс), малосернистая (0.28% масс.). При обосновании подсчетных параметров учтены показатели, принятые ранее при оценке запасов (НАЦ ХМАО, 2000 г.):

- газовый фактор - 60 м³/т;

- плотность дегазированной нефти - 0.830 г/см³;

- пересчетный коэффициент - 0.7.

Принимая во внимание результаты анализа всего объема поверхностных и глубинных проб из скважин, вскрывших юрские отложения, следует отметить повышенную вероятность более высокого (по сравнению с принятым) реального газового фактора при некотором снижении фактической плотности дегазированной нефти и росте пересчетного коэффициента. Необходимо продолжить изучение состава и свойств пластовых флюидов для уточнения подсчетных параметров и корректировки запасов.

Триасовые отложения. Нефти триасовых отложений исследованы на образцах 134 глубинных проб из 37 скважин и 355 поверхностных проб. По материалам комплексного исследования глубинных проб газовый фактор нефти при дифференциальном разгазировании колеблется от 54 до 149 м³/т, плотность дегазированной нефти - от 0.818 до 0.839 г/см³, пересчетный коэффициент - от 0.693 до 0.843. Основные характеристики пластовых флюидов в условиях пласта и при различных способах разгазирования, принятые в пределах двух выделяемых районов представлены в табл. 4.48-4.49.

По результатам анализов нефть характеризуется как легкая, маловязкая, малосернистая, малосмолистая, парафинистая, с выходом фракций до 300^°С в среднем более 50% объемных. Температура застывания нефти колеблется от (-59) ^°С до (+7) ^°С при среднем значении около (-25) ^°С. Шифр технологической классификации - I Т₁ П₂. По результатам микрокомпонентного анализа содержание ванадия, никеля и железа в нефтях не превышает средних значений концентраций этих компонентов по Сургутскому району в целом и промышленного интереса не представляет.

Состав и свойства пластовых вод Рогожниковского месторождения изучены на образцах более 350 проб (включая пробы из скважин совместной эксплуатации), в том числе в пределах викуловского горизонта исследованы 95 проб из 39 скважин, по объектам юрского комплекса исследованы 16 проб из 10 скважин, пластовые воды триаса охарактеризованы материалами анализа 242 проб из 50 скважин. В большинстве проб отмечается присутствие или следы технических растворов. При обосновании диапазона изменения и средних значений параметров использованы результаты анализов проб, признанных качественными.

В пределах пласта ВК₁ минерализация пластовой воды изменяется от 13.6 г/л до 14.2 г/л при среднем значении 13.9 г/л, средняя плотность воды в стандартных условиях - 1010 кг/м³.

Достоверная информация о составе и свойствах пластовых вод юрского комплекса отсутствует (во всех исследованных пробах присутствуют технические растворы). На существующей стадии изученности минерализация вод пластов ЮК₀-ЮК₅ принята по аналогии с пластовой водой триасовых отложений (численные значения параметров воды в условиях пласта рассчитаны с учетом термобарических условий в залежах).

Наиболее полно изучены пластовые воды триасовых отложений. По материалам изучения проб, признанных качественными, минерализация изменяется от 18.3 до 37.2 г/л при среднем значении 23.5 г/л. Средняя плотность воды в стандартных условиях составляет 1017 кг/м³.

Химический тип вод - гидрокарбонатно-натриевый (по В.А. Сулину), основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, калия, кальция, гидрокарбоната, хлора, сульфат-иона. В качестве микрокомпонентов присутствуют железо, бром, йод (в концентрациях, не имеющих промышленного значения). В пластовых условиях вязкость вод колеблется от 0.26 мПаЧс (палеозой) до 0.50 мПаЧс (викуловская свита), плотность - от 967 до 999 кг/м³ (табл. 1.3). Предельное (максимальное) газосодержание пластовых вод на локальных участках вблизи водонефтяного контакта может достигать 3 м³/м³, уменьшаясь к периферии до 0.8-1.0 м³/м³. Содержание тяжелых углеводородов в составе водорастворенных газов не более 3-4 %, однако, вблизи контуров нефтяных залежей оно может достигать 10-12%. Сероводород в составе водорастворенных газов по району в целом не обнаружен.

Таблица 1.3 - Свойства и состав пластовых вод Рогожниковского месторождения

Призабойная зона скважин (ПЗС) представляет собой область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь, как в единый узел, сходятся линии токов при извлечении пластовых флюидов или расходятся при закачке. Здесь скорость движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приёмистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъём жидкости непосредственно в скважине.

Очень важно сохранить призабойную зону скважин в таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗС, была бы достаточно мала как при отборе жидкости из пласта, так и при нагнетании в пласт. Само бурение скважины уже вносит изменение в распределение внутренних напряжений в скелете породы в ПЗС, сопровождается температурными изменениями, механическими загрязнениями пор пласта частицами выбуренной породы и утяжелителя, в ПЗС проникает фильтрат промывочной жидкости, при взаимодействии которой с пластовыми жидкостями и минералами породы происходит существенное изменение коэффициентов пористости и проницаемости пород. Спуск, крепление и перфорация обсадной колонны сопровождается кратковременными увеличениями репрессии на пласт, в результате чего возможно попадание в ПЗС бурового раствора и цемента, создаются ударные волны различных частот, которые воздействуют на кристаллы, слагающие породу, и вызывают пьезоэлектрический эффект на гранях этих кристаллов. Возникающее электрическое поле, в зависимости от его полярности, интенсивности и продолжительности существования может либо тормозить, либо способствовать фильтрации (явление осмоса), влиять на формирование аномальных жидкостных слоев на границе с поверхностью пор пласта [9].

В связи с этим уже в процессе первичного освоения скважины приходится проводить работы по обработке призабойной зоны скважины с целью восстановления до естественной её продуктивности. В процессе добычи нефти вся извлекаемая пластовая жидкость - нефть, вода и газ - проходит через призабойную зону добывающих скважин, и вся нагнетаемая вода или газ - через ПЗС нагнетательных скважин.

Эти процессы происходят при температурах и давления, отличных от первоначальных. В результате в ПЗС, как в фильтре, могут накапливаться как различные углеводородные компоненты (смолы, асфальтены, парафины и др.), так и различные соли, выпадающие из растворов в результате нарушения термодинамического равновесия. Кроме того, возможно частичное дезагрегирование пород и механическая закупорка ими пор пласта.

В процессе эксплуатации скважины практически ежегодно проводят подземные, капитальные ремонты и другие работы, связанные с глушением скважины. Необходимость глушения скважин обусловлена возможностью её проявления при подземном или капитальном ремонте, причем вероятность самоизлива скважины тем выше, чем большая депрессия создавалась на забое в процессе эксплуатации. В большинстве случаев при работе скважины создаются значительные депрессии на пласт. Если после остановки такую скважину не заглушить, то через сравнительно небольшой промежуток времени давление восстановится и статический уровень жидкости поднимется настолько, что начнется самоизлив скважины [7, 14, 15].

Глушение скважины заключается в замене жидкости в скважине, состоящей из нефти, газа и воды, на задавочную жидкость с плотностью, обеспечивающей создание необходимого противодавления на пласт. Для удаления скважинной жидкости применяют прямую и обратную циркуляцию жидкости. Однако гарантировать полное замещение всего столба пластовой жидкости на технологическую при промывке нельзя, поэтому плотность жидкости глушения выбирают такой, чтобы противодавление на пласт не превышало пластовое давление на 5 ~ 10 %. Соотношение противодавления и пластового давления называют коэффициентом запаса.

В качестве технологических жидкостей для глушения скважин на Рогожниковском нефтяном месторождении применяют водные растворы хлористого натрия (NaCl) и хлористого кальция (СaCl₂). При этом чаще всего скважины задавливаются водным раствором СаСl₂. Широкое использование хлоридов кальция вызвано свойствами его растворов: низкой температурой замерзания (не выше минус 40 ^оС); незначительными затратами тепловой энергии на подготовку раствора; удовлетворительной совместимостью с пластовыми водами; невысокой стоимостью и малой дефицитностью. Как показывает практика эксплуатации нефтяных месторождений глушение, скважин водными растворами NaCl и СaCl₂ в большинстве случаев способствует загрязнению призабойной зоны и продуктивного пласта, что приводит к ухудшению фильтрационных характеристик эксплуатационных объектов и продуктивности скважин. Все это отрицательно сказывается на освоении скважины после её ремонта (длительный период вывода скважины на режим, потеря дебита скважины и т. д.). Восстановление первоначальной продуктивности скважины требует дополнительных работ, связанных с применением методов воздействия на призабойную зону пласта, т.е. большими затратами средств и времени.

Для исключения отрицательного влияния водных растворов NaCl и СaCl₂ на призабойную зону и продуктивный объект рекомендуется перед заменой скважинной жидкости на водный раствор NaCl и СaCl₂ закачка гидрофобно-эмульсионного состава (блокирующий гидрофобно-эмульсионный состав), который является буфером между задавочной жидкостью и продуктивным пластом.

Блокирующий гидрофобно-эмульсионный состав представляет собой обратную эмульсию. БГЭС готовится на основе дизельного топлива или подтоварной нефти, реагента-эмульгатора и водного раствора СaCl₂. Как показали лабораторные исследования, проведенные с моделью пласта, проникновение в пласт соленой воды приводит к уменьшению его фазовой проницаемости по нефти почти в 3 раза. Основной причиной уменьшения проницаемости является взаимодействие воды с поверхностью каналов фильтрации и увеличение насыщенности порового объёма пласта водой [1, 19].

Применение БГЭС при глушении скважин обеспечивает:

· исключение отрицательных явлений проникновения фильтрата жидкостей глушения;

· гидрофобизацию порового объёма призабойной зоны пласта;

· блокирование поступления пластовой воды при пуске скважины в эксплуатацию;

Для достижения оптимальных эффектов от применения БГЭС в качестве ЖГС необходимо, чтобы скважина соответствовала следующим критериям:

1. Максимальная обводненность добываемой продукции 60%.

2. Наличие достоверной информации о состоянии забоя скважины, конструкции скважины, интервалах перфорации, химическом составе закачиваемых вод.

3. Герметичность НКТ и эксплуатационной колонны скважины.

4. Территория куста и подъездные пути должны обеспечивать размещение оборудования, спецтехники и бригадного хозяйства для проведения работ по обработке скважины, а также удовлетворять требованиям техники безопасности, пожарной эксплуатации и охраны окружающей среды.

5. Максимальная пластовая температура 90 С.

Вышеперечисленным требованиям соответствуют следующие пласты Рогожниковского нефтяного месторождения: ВК₁ - ЮК_2-5

Для примера проведем типовой расчет скважины № 787.

Цель проведения типового расчета:

1. Определение объема обратной водонефтяной эмульсии.

2. Определение расхода необходимых химических реагентов.

3. Определение потребных плотностей растворов.

4. Определение объема задавочной жидкости.

Исходные данные для расчета:

1. Конструкция скважины (табл.2.3).

2. Текущее пластовое давление 265 атм. (265 Па).

3. Плотность пластовой воды 1010 кг/м3.

4. Плотность раствора СаСlдля приготовления БГЭС 1200 кг/м3.

5. Плотность нефти 840 кг/м³.

Таблица 2.3 Конструкция скважины

Порядок расчета:

1. Вычисляем объем межтрубного пространства по формуле 2.1 с учетом толщины стенки эксплуатационной колонны ():

(2.1)

D - наружный диаметр эксплуатационной колонны, см;

d - наружный диаметр НКТ, см;

_ст - толщина стенки эксплуатационной колонны, см;

L - глубина спуска НКТ, см.

,

2. Вычисляем объем эксплуатационной колонны от башмака НКТ до забоя () по формуле 2.2:

(2.2)

L₁ - разница глубины спуска НКТ и ЭК, см.

3. Вычисляем внутренний объем НКТ () по формуле 2.3:

(2.3)

S - площадь проходного сечения НКТ диаметром 73 мм равна 30,18 см².

4. Вычисляем суммарный объем жидкостей глушения скважины () по формуле 2.4:

, (2.4)

5. Вычисляют требуемую плотность жидкости глушения (жг) по формуле 2.5.:

(2.5)

Pпл - текущее пластовое давление, Па;

H - расстояние от устья до текущего забоя, м;

g - ускорение свободного падения, м/с2

Kзап - Коэффициент запаса (1,07 - 1,15).

6. Вычисляем плотность 70% раствора БГЭС () по формуле 2.6:

(2.6)

 - плотность раствора хлорида кальция, кг/м3;

- плотность нефтяной фазы, кг/м3.

(кг/м)

7. Вычисляем объем БГЭС () из условия перекрытия интервала перфорации по формуле 2.7. (столб жидкости от забоя до верхних отверстий интервала перфорации):

(2.7)

L - высота столба жидкости от забоя до верхних отверстий интервала перфорации (с учетом 100 метров над верхними перфорационными отверстиями), см.

8. Вычисляем плотность задавочной () жидкости по формуле 2.8:

, (2.8)

Объем задавочной жидкости берем равным суммарному объему жидкости глушения (V), рассчитанной по формуле 2.4, за вычетом объема БГЭС , рассчитанного по формуле 2.7.

9. Производим расчет необходимых компонентов для приготовления 1900 литров БГЭС по формулам 2.9, 2.10, 2.11, 2.12:

Рассчитаем объем раствора хлорида кальция () :

, (2.9)

Рассчитаем суммарный объем нефтяной фазы и эмульгатора () :

, (2.10)

Рассчитаем объем эмульгатора (), исходя из его оптимальной концентрации 3%:

(литра), (2.11)

Рассчитаем объем нефтяной фазы ():

, (2.12)

10. Для приготовления 1900 литров БГЭС необходимы следующие объемы реагентов:

· водный раствор 23 %-го раствора плотностью 1200 (кг/м)=1521 (литр);

· нефтяная фаза плотностью 840 (кг/м) = 368,84 (литра);

· реагент-эмульгатор = 11,4 (литра).

11. Для глушения скважины №787 Рогожниковского нефтяного месторождения необходимо закачать:

· задавочной жидкости плотностью = 1025,19 (кг/м) = 35,78-1,9 = 33,88 (м);

· объем 70 % обратной эмульсии плотностью = 1128 (кг/м) =1,9 (м) [6].

2.4 Обоснование выбора технологии глушения с использованием гидрофобной эмульсии

Одним из важнейших условий доведения пачки БГЭС до забоя является правильный выбор технологии глушения. Выбор технологии глушения зависит от многих факторов, именно поэтому составляется технический регламент, приведенный ниже:

1. Количество циклов глушения определяется глубиной спуска оборудования.

В 1 цикл глушатся скважины при следующих условиях:

* при НКТ, спущенных до интервала перфорации, или находящихся не выше 100 метров от него,...