Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общий раздел

1.1 Сведения об Астраханском газоконденсатном месторождении

1.2 Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов

1.3 Начальный состав пластовой системы

1.4 Характеристика осуществляемой системы разработки

2. Технико-технологический раздел

2.1 Понятие об эксплуатации газовых скважин

2.2 Условия образования песчаных пробок в газовых скважинах

2.3 Способы удаления песчаных пробок

2.4 Применение колтюбинга для удаления песчаных пробок в газовых скважинах Астраханского месторождения

2.5 Гидравлический расчет промывки песчаной пробки в газовой скважине с помощью колтюбинговых установок

Заключение

Список использованных источников



Введение

В настоящее время ряд крупнейших газовых месторождений вступили в завершающую стадию разработки, которая характеризуется аномально-низкими пластовыми давлениями, активным обводнением эксплуатационных скважин, разрушением призабойных зон пласта и рядом других негативных факторов.

По данным исследований до 90 % скважин эксплуатационного фонда работают с выносом пластового песка и образованием глинисто-песчаных пробок на забоях скважин с частичным или полным перекрытием интервала перфорации и их удаление является сложнейшей задачей.

Актуальность: рассмотрение возможности применения колтюбинга для удаления песчаных пробок является актуальным вопросом в связи с универсальностью принципа применения гибкой стальной непрерывной трубы вместо свинчиваемых труб, но и фактическими наработками, подтверждающими высокую эффективность, уникальные технологические преимущества, снижением затрат вследствие уменьшения необходимых объёмов технологических жидкостей, увеличением объёмов извлекаемой нефти. Технологические преимущества позволяют исключить большинство факторов негативного воздействия как на пласт, так и на саму скважину, дают возможность поводить поинтервальную обработку в действующих скважинах фактически любой конструкции и профиля, а также открывают уникальные возможности автоматизации технологического процесса.

Цель исследования: изучить применение колтюбинга для удаления песчаных пробок в газовых скважинах Астраханского месторождения.

Задачи:

1. Изучить характеристику района работ, литолого - стратиграфический разрез, тектоническое строение и характеристику продуктивных пластов Астраханского месторождения.

2. Изучить причины появления песчаных пробок.

3. Рассмотреть способы борьбы с песчаными пробками.

4. Исследовать применение колтюбинга для удаления песчаных пробок в газовых скважинах Астраханского месторождения.

5. Произвести гидравлический расчет промывки песчаной пробки в газовой скважине с помощью колтюбинговых установок.



1. Общий раздел

1.1 Сведения об Астраханском газоконденсатном месторождении

Месторождение находится в 60 км севернее областного центра г. Астрахань. В административном плане оно размещается в пределах Наримановского, Красноярского, Харабалинского и Енотаевского районов Астраханской области, юго-восточное его окончание уходит на территорию Казахстана.

Контур разбуривания Астраханского газового комплекса расположен в Красноярском районе Астраханской области, в 70 км к северо-востоку от областного центра - г. Астрахани, на левобережье реки Ахтуба, левой протоки низовья реки Волга.

Территория контура разбуривания находится в пределах Прикаспийской низменности и характеризуется развитием аккумулятивного эолового рельефа голоценового возраста.

По многолетним данным климат области характеризуется как резко континентальный с преобладанием ветров северо-восточного (зимой) и восточного (летом) направлений, весной часто переходящих в пыльные бури, с довольно резкими сезонными колебаниями температуры, малым количеством осадков и высокой испаряемостью.

Среднегодовое количество осадков составляет 164 мм и распределение их по сезонам довольно равномерно, с небольшим преобладанием летом. Так как количество осадков невелико, то следует ожидать незначительного загрязнения поверхностных вод и водотоков вредными веществами, оседающими на поверхности почвы и вымываемыми дождями.

С точки зрения рассеивания вредных веществ в атмосфере, климатические условия в районе АГК в целом благоприятны.

Важнейшими транспортными коммуникациями являются: железные дороги - Астрахань-Саратов, Астрахань-Атырау, Астрахань-Махачкала; автодороги с твердым покрытием - Астрахань-Волгоград на правом и Астрахань - Аксарайск на левом берегах Волги. Астраханский грузовой порт является главной базой морского и речного транспорта.

На рисунке 1.1. представлена обзорная карта Астраханского газоконденсатного месторождения [1].

Рисунок 1.1. Обзорная карта АГКМ

1.2 Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов

АГКМ характеризуется высоким содержанием агрессивных компонентов в составе газа, коррозионной активностью и токсичностью, наличием аномально высокого пластового давления, высоким конденсатным фактором, высокой температурой гидратообразования, высоким давлением конденсации.

Содержание метана - 50 %, кислых газов - более 40 %, в том числе до 28 % сероводорода. Газоконденсатное месторождение расположено в юго-западной прибортовой зоне Прикаспийской впадины, севернее г. Астрахани. Залежь приурочена к сложному по строению карбонатному массиву, представленному известняками башкирского яруса среднего карбона, залегающим на глубине 3700ч4100 м.

Поверхность газоводяного контакта (ГВК) - наклонная с погружением в юго-западном направлении. Средний уровень ГВК принят на отметке минус 4073 м. Средневзвешенная газонасыщенность оценена по вскрытому разрезу до уровня ГВК и составляет 85 %.

Продуктивная толща АГКМ представлена карбонатными отложениями башкирского яруса среднего карбона в объеме прикамского, северокельтменского и краснополянского горизонтов. Разрез слагается известняками серыми, буровато - и коричневато - серыми, крепкими, пористыми, массивными и неясно - слоистыми, с подчиненными прослоями плотных трещиноватых и плитчатых разностей. Среди известняков отмечаются тонкие прослои зеленовато - серых плитчатых аргиллитов.

Продуктивная толща АГКМ сложена, в основном, чистыми известняками. В составе пород: кальцит 96ч98 %, доломит - 1ч4 %, нерастворимый остаток - 0,2ч0,8%, ангидрит - менее 0,1 %, кварц - до 2 %.

Пустотное пространство карбонатных пород представлено порами, фильтрующими каналами, трещинами и кавернами. Трещинная и каверновая емкости имеют подчиненное значение. Основную и значительную долю в продуктивном разрезе составляет поровый (гранулярный) тип коллектора.

Емкостные свойства пород обусловлены развитием пор первичных (реликтово-седиментационных и типа диагенетической перекристаллизации) тонкой и очень тонкой структуры, пор унаследованно - вторичных, образованных выщелачиванием на месте первичных пустот, а также пор вторичных, образование которых связано с трещинами. Вторичные поры, по данным изучения шлифов из пропитанных цветной смолой образцов пород, играют значительную роль в обеспечении ёмкости [2]. Геологический разрез АГКМ представлен на рисунке 1.2..

Рисунок 1.2. Геологический разрез АГКМ

Унаследованные внутриформенные пустоты имеют размеры от 5 до 50 мкм, редко достигают размеров 100ч150 мкм, полу - округлую форму, гладкие или неровные зубчатые ограничения. Межформенные поры отличаются лапчатой, щелевидной или гантелеобразной формой. Поры распределяются селективно. Собственно вторичные поры приурочены к расширениям полостей трещин, стилолитов. Сгущения таких пор развиваются в зал бандах трещин. В трещинах различных систем образуются узкие, щелевидные (10ч50 мкм), участками протяженные (1ч10 мм) или неправильные асимметричные заливообразные, более крупные (до 0,5*1 мм) поры и мелкие каверны. Изучение морфологии пустотного пространства в шлифах показало, что соединение пор осуществляется весьма тонкими, короткими (10ч20 мкм) и более протяженными поровыми канальцами. В карбонатном разрезе АГКМ широко распространены также трещины, залеченные вторичным кальцитом, шириной от 2,0ч3,0 до 0,2ч0,5 и реже 1ч1,5 мм, приуроченные к зонам наложенной цементации разреза кальцитом. Повсеместно в разрезе, чаще в пластах с уплотненной матрицей, развиты сутуростилолитовые швы различных геометрических типов, с которыми связаны открытые трещины и каверны.

Кавернозность пород по керну имеет ограниченное развитие. Чёткой закономерности в распространении каверн не установлено. Частые мелкие каверны установлены в биоморфных водорослевых известняках по скважине 5-А в пачках 3,8,9,10, на границе прикамского и северокельтменского горизонтов [3].

Таким образом, литологическое изучение кернового материала продуктивного разреза АГКМ выявило следующее его основные черты: толща слагается коррелируемыми по всей площади пластами органогенных известняков, являющимися коллекторами порового и поровотрещинного типов с подчиненными прослоями, и пластами плотных трещиноватых биогенно - хемогенных разностей и аргиллитов, которые флюидоупорами не являются; наличие широко развитой трещиноватости обеспечивает единство газодинамической системы залежи АГКМ.

Анализ имеющихся данных ГИС, результатов лабораторных исследований керна и промысловых испытаний показывают, что в условиях изучаемого месторождения целесообразно определить газонасыщенные коллекторы, как породы, содержащие газ, при доказанной его подвижности.

Комплекс методов, включающий измерения БК-3, БКС-2, МНК, ГК, ИННК, дал основные доказательства подвижности газа в породах с пористостью не менее 6 %, которая принята в качестве условной границы «коллектор - неколлектор». Поры выщелачивания, по данным изучения пород в шлифах, составляют от 10ч30 до 60% объёма емкости коллектора. Разрезы скважин, пробуренные на АГКМ, подразделяются на три зоны: газоносная зона; переходная зона; нижняя часть переходной зоны [4].

1.3 Начальный состав пластовой системы

АГКМ по составу газа, аномально высокому пластовому давлению и, самое главное, по объёму разведанных запасов, является уникальным. Сырьевые запасы по категории С₁ составляют 2,43 трлн.м³.

Месторождение характеризуется высоким содержанием агрессивных компонентов в газе, его коррозионной активностью и токсичностью, низкими фильтрационно - емкостными свойствами коллекторов, снижением пластового давления, на отдельных участках до давления начала конденсации.

Газ АГКМ высокосернистый с содержанием сероводорода свыше 25 % объёмных, кроме того, в газе содержится сероокись углерода, меркаптановая сера, сероуглерод и СО₂. Добываемая пластовая смесь находится в однофазном газообразном состоянии и недонасыщена тяжёлыми углеводородами. Давление начала конденсации около 40 МПа, содержание жидких углеводородов 260ч275 г/м³. Плотность конденсата составляет 806ч827 кг/м³. Из скважин вместе с газом может выноситься конденсационная вода, которая по своему составу относится в основном к хлоркальциевому типу с общей минерализацией до 10 г/дм³, плотностью до 1,005 г/см³, pH 4,1ч5,9, при этом ВГФ в среднем по скважинам составляет до 15 см³/м³. В скважинах, с присутствием подошвенной воды в составе пластовой смеси более 50 %, добываемая газожидкостная смесь может содержать до 250 см³/м³ смешанной воды, с минерализацией до 100 г/дм³, плотностью до 1,059 г/см³ [5].

Кроме того, в пластовой смеси могут содержаться:

· механические примеси;

· глинистый раствор;

· соляная кислота;

· метанол;

Пластовая смесь АГКМ является крайне агрессивной и предъявляет особые требования к оборудованию и трубопроводам технологической обвязки.

Технологическая схема промысла включает в себя: эксплуатационные скважины, две установки предварительной подготовки газа (УППГ) 1-й очереди (№№ 1,2), четыре УППГ 2-й очереди (№№ 3А, 4, 6, 9), промысловые технологические трубопроводы и коммуникации, систему ТМ/ТУ, систему продувки скважин (в подземные ёмкости или на амбар), систему обнаружения H₂S на месторождении [6].

1.4 Характеристика осуществляемой системы разработки

Объёмы добычи газа целиком определяются возможностями его переработки на ГПЗ, проектная мощность которого по газу сепарации составляет 12 млрд. м³/год.

Анализ изменения пластового давления месторождения по площади и по годам свидетельствует о том, что дренированием охвачена вся разбуренная зона, а расположение добывающих скважин в центральной части залежи после 20 лет эксплуатации не привело к образованию застойных зон на её краевых участках, что позволяет рассматривать залежь как единую газодинамическую систему.

АГКМ введено в опытно-промышленную эксплуатацию в декабре 1986 года при начальном пластовом давлении 61,2 МПа и температуре 108ч110 °C. В разработку вовлечена наиболее продуктивная центральная зона месторождения. В 2007 году темп отбора пластового газа от утвержденных запасов категории B+C₁ составил 0,52%, от дренируемых - 1,14 %. К началу 2014 года накопленный отбор пластовой смеси по месторождению составил 9,96 % от утвержденных запасов и 21,72 % от дренируемых.

Газоконденсатная система АГКМ при давлении 61,2 МПа и температуре 110°C находится в парообразном состоянии, а переход в двухфазное (газожидкостное) состояние начинается при снижении давления до 38,0ч42,0 МПа.

Результаты газоконденсатных исследований свидетельствует о стабилизации работы скважин и залежи в целом при давлении выше давления начала конденсации.

Одной из проблем, осложняющих процесс разработки АГКМ, является обводнение скважин. На данном этапе разработки установлено, что основные пути движения подошвенных вод в скважины следующие:

· скважинах, вскрывших ГВК - подъем подошвенных вод по проницаемым породам призабойной зоны скважины, а также по цементному камню за колонной;

· в скважинах, не вскрывших ГВК - по трещиноватым проницаемым породам между ГВК и забоями скважин, а также по искусственным трещинам, созданным в процессе работ по интенсификации притока газа.

Контроль за обводнением скважин на АГКМ включает:

· наблюдения за изменением положения ГВК и отработкой продуктивной толщи по программам ГИС-контроля в наблюдательных и эксплуатационных скважинах;

· контроль обводнения при исследовании скважин на контрольном сепараторе (КС) с отбором проб воды на определение химического состава поступающей воды для определения их типа; зависимость определяемых параметров (рН среды, плотность, щелочность, хлорид-ион, сульфат-ион и катионы магния, кальция, натрия, калия, железа) от режимов работы;

· контроль изменения состава попутных вод в процессе разработки;

· контроль режима работы залежи.

Обводнённость продукции скважин АГКМ является одним из показателей разработки и используется в совокупности с другими критериями для обоснования режима работы залежи. Основной контроль за обводнением скважин осуществляется путём использования результатов газогидродинамических исследований (ГДИ) скважин и геохимических анализов проб попутной воды в продукции скважин, отобранных на контрольном сепараторе [7].

По результатам ГИС - контроля за весь период эксплуатации месторождения ГВК находится в первоначальном положении.

Значения коэффициента начальной обводненности продукции скважин находятся в пределах 0,8ч1,2 %, однако по мере разработки месторождения, увеличивается влагонасыщенность пластовой смеси, и, следовательно, обводненность продукции.

Таким образом, неизменное первоначальное положение ГВК, низкое значение обводненности добываемой смеси, темп падения пластового давления, низкая удельная добыча газа сепарации подтверждают существование в залежи первоначального газового режима.



2. Технико-технологический раздел

2.1 Понятие об эксплуатации газовых скважин

Существенное отличие физических свойств газа от физических свойств нефти, выражается, главным образом, в его незначительной плотности, высокой упругости, значительно меньшей вязкости, определяет специфику разработки газовых и газоконденсатных месторождений, заключающуюся в том, что газ добывают, в основном, фонтанным способом. При этом сложная и протяженная система газоснабжения от залежи до потребления полностью герметична и представляет собой единое целое.

Газовые месторождения разделяют на чисто газовые месторождения и газоконденсатные. На газовых месторождениях из скважин поступает чистый газ (природный газ) вместе с небольшим количеством влаги и твердыми частицами механических примесей. Природный газ состоит в основном из легкого углеводорода - метана, не конденсирующегося при изменении пластового давления. Чисто газовые месторождения встречаются редко.

В состав газоконденсантных месторождений входит не только легкий углеводород парафинового ряда - метан, но и более тяжелые, углеводороды при изменении пластового давления переходящие в жидкое состояние, образуя так называемый конденсат. Вместе с газом и конденсатом с забоя скважин поступает вода и твердые частицы механических примесей.

На ряде отечественных (Оренбургское, Астраханское газоконденсатные месторождения) и зарубежных (Лакское во Франции) месторождений газы содержат достаточно большое количество сероводорода и углекислого газа (до 25% по объему). Такие газы называются кислыми. На отдельных месторождениях вместе с газом из скважин поступает достаточно большое количество ценных инертных газов (в основном, гелия).

Основной метод добычи газа и газового конденсата - фонтанный, так как газ в продуктивном пласте обладает достаточно большой энергией, обеспечивающей его перемещение по капиллярным каналам пласта к забоям газовых скважин. Как и при фонтанном способе добычи нефти, газ поступает к устью скважины по колонне фонтанных труб.

Оптимальный диаметр фонтанных труб определяют, исходя из двух критериев: максимального выноса с забоя скважин на поверхность твердых и жидких примесей газа и минимума потерь давления в трубах при заданном дебите газовой скважины. Вынос твердых частиц с забоя скважины с потоками газа обеспечивается в том случае, если скорость восходящего потока в скважине превысит критическую скорость, при которой твердые частицы еще будут находиться во взвешенном состоянии в потоке газа.

Оборудование устья и забоя газовых скважин, а также конструкция газовой скважины практически аналогичны нефтяным скважинам.

Эксплуатация газовых скважин связана с необходимостью обеспечения заданного дебита газа и газового конденсата. Это зависит во многом от состояния призабойной зоны скважины, степени ее обводненности, наличия в составе газа и конденсата агрессивных компонентов (сероводорода, углекислого газа) и других факторов, среди которых важное значение имеет число одновременно эксплуатируемых продуктивных пластов в одной скважине.

При значительных пескопроявлениях продуктивного пласта на забое скважины образуются малопроницаемые для газа песчаные пробки, существенно снижающие дебит скважин. Например, при равенстве проницаемостей пласта и песчаной пробки дебит скважин составляет всего 5 % дебита скважины газа незасоренной скважины. Основные задачи, решаемые при эксплуатации газовых скважин с пескопроявлениями на забое: с одной стороны, предотвращение образования песчаных пробок за счет ограничения дебита скважин; с другой стороны, выбор такого дебита скважины, при котором обеспечивался бы вынос частиц песка, проникающих на забой, на поверхность, к устью скважины. Наконец, если снижение дебита скважины для предотвращения образования песчаных пробок окажется намного меньше потенциального дебита скважины, то необходимо решать вопрос о защите призабойной зоны скважины от попадания песка и образования песчаных пробок с сохранением высокого дебита скважины. В последнем случае для защиты забоя скважины от попадания песка устанавливают различные фильтры: с круглыми отверстиями, щелевые и проволочные. Первые два вида фильтров представляют собой отрезки труб с круглыми отверстиями диаметром 1,5 - 2 мм или с продолговатыми отверстиями типа щелей. Проволочные фильтры - это обрезки труб с круглыми крупными отверстиями, обмотанные проволокой с малым шагом навивки. Применяют также закрепление слабых пород призабойной зоны пласта для предотвращения их разрушения и засорения забоя скважины. Для этого в скважину закачивают водные суспензии различных смол (фенольно- формальдегидных, карбамидных и др.). При этом в пласте смола отделяется от воды и цементирует частицы песка, а вода заполняет капиллярные каналы и удаляется из них при освоении скважин. Для удаления песчаных пробок применяют также промывку скважин [8].

При эксплуатации газовых скважин в условиях обводнения призабойной зоны следует учитывать такие отрицательные последствия, как снижение дебита скважины, сильное обводнение газа, а значит и большой объем его сепарации на промыслах для отделения воды, опасность образования большого объема кристаллогидратов и др. В связи с этим необходимо постоянное удаление воды из призабойной зоны скважины. Применяют периодическое и непрерывное удаление влаги из скважины. К периодическим методам удаления влаги относят: остановку скважины (периодическую) для обратного поглощения жидкости пластом; продувку скважины в атмосферу или через сифонные трубки; вспенивание жидкости в скважине за счет введения в скважину пенообразующих веществ (пенообразователей). К непрерывным методам удаления влаги из скважины относят: эксплуатацию скважин при скоростях выходящего газа, обеспечивающих вынос воды с забоя; непрерывную продувку скважин через сифонные или фонтанные трубы; применение плунжерного лифта; откачку жидкости скважинными насосами; непрерывное вспенивание жидкости в скважине. Выбор метода удаления влаги зависит от многих факторов. При малых дебитах газа из скважины достаточно применение одного из периодических методов удаления влаги, а при больших дебитах - одного из непрерывных методов. Широко применяется относительно недорогой и достаточно эффективный метод введения в скважину веществ - пенообразователей. В качестве пенообразователей используют поверхностно-активные вещества (ПАВ) - сильные пенообразователи - сульфанол, синтетические моющие порошки ("Кристалл", "Луч") и др. Вспененная жидкость имеет значительно меньшую плотность и легко выносится на поверхность с потоком газа.

При добыче кислых газов главное - защита обсадных и фонтанных труб и оборудования от агрессивного действия сероводорода и углекислого газа. Для защиты труб и оборудования от коррозии разработаны различные методы: ингибирование с помощью веществ - ингибиторов коррозии; применение для оборудования легированных коррозионно-стойких сталей и сплавов; применение коррозионно - стойких неметаллических и металлических покрытий, использование электрохимических методов защиты от коррозии: использование специальных технологических режимов эксплуатации оборудования [9].

Наибольшее применение в практике эксплуатации газовых скважин при добыче кислых газов для защиты от коррозии нашли ингибиторы, т. е. вещества, при введении которых в коррозионную среду скорость коррозии значительно снижается или коррозия полностью прекращается.

Схемы ввода ингибиторов:

а) инжекция ингибиторов в межтрубное пространство;

б) закачка ингибиторов непосредственно в пласт;

в) введение ингибиторов в твердом состоянии.

В межтрубное пространство ингибитор инжектируют с помощью специальной дозаторной установки. Ингибитор в строго дозированном количестве под действием силы тяжести постоянно подается в межтрубное пространство, поступает на забой скважины и потоком газа по фонтанным трубам выносится на поверхность. Наличие в потоке газа с агрессивными компонентами ингибитора позволяет снизить скорость коррозии и заметно ослабить ее опасные последствия. Для борьбы с сероводородной коррозией эффективно вводить ингибиторы непосредственно в пласт. Ингибиторы в пласты закачивают с помощью цементировочных агрегатов под давлением один раз за время от 3 до 12 мес.

Однако, при закачке ингибиторов непосредственно в пласты необходимо принимать меры, предотвращающие загрязнение капиллярных каналов пласта.

Эксплуатацию многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений ведут двумя способами:

1) на каждый пласт бурят свои скважины (дорогой способ);

2) извлечение газа из двух и более пластов выполняют одной скважиной.

При эксплуатации газовых скважин может быть осложнение - гидратообразование. Пары воды конденсируются и скапливаются в скважине и газопроводах. При определенных условиях каждая молекула углеводородного газа (метан, этан, пропан, бутан) способна связать 6 - 17 молекул воды, например: СН₄6Н₂О; С₂Н₈ 8Н₂О; С₃Н₈ , 17Н₂О. Таким образом образуются твердые кристаллические вещества, называемые кристаллогидратами. По внешнему виду гидраты напоминают снег или лед. Это устойчивые соединения, при нагревании или понижении давления, быстро разлагающиеся на газ и воду.

Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных приборов и регулирующих средств [10].

2.2 Условия образования песчаных пробок в газовых скважинах

Процесс образования песчаных пробок происходит практически во всех нефтяных и газовых скважинах. Его интенсивность обусловлена свойствами продуктивного пласта и технологией эксплуатации.

Появление песка на забое скважины может быть обусловлено несколькими факторами:

* оседанием частиц пласта, выносимых через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне во внутреннюю полость скважины;

* оседанием частиц после проведения операций с использованием гидропескоструйных перфораторов;

* оседанием частиц после проведения операций по гидроразрыву пласта;

* наличием песка, намытого в полость скважины при создании искусственного забоя и т.д.

Образование песчаных пробок и засорение призабойной зоны пласта являются, как и при эксплуатации газовых месторождений, следствием допущения вблизи скважины слишком больших скоростей движения.

При чрезмерно высоких скоростях движения газированная жидкость увлекает за собой мельчайшие и мелкие фракции песка и цементирующих песчинки веществ, в результате чего и образуются песчаные пробки в скважинах или закупориваются поровые каналы в призабойной зоне пласта.

Для предотвращения этих осложнений эксплуатация нефтяных и газовых скважин в рассматриваемых условиях должна вестись таким образом, чтобы скорость фильтрации жидкости и газа в призабойной зоне пласта не превышала некоторого допустимого максимального значения, зависящего от механического состава, степени сцемен-тированности песка и физических свойств жидкостей и газов. Поддержание в течение эксплуатации нефтяной и газовой скважины этой максимально допустимой скорости фильтрации у забоя означает отбор максимально возможного количества нефти и вместе с тем исключает возможность осложнений при эксплуатации, связанных с допущением чрезмерно высоких скоростей движения жидкостей и газов [11].

Поэтому для возобновления нормальной эксплуатации скважины необходимо очистить забой от песка.

Процесс образования песчаной пробки в газовой скважине представлен на рисунке 2.1..

l₁- длина фильтра; l₂ -расстояние от искуственного забоя скважины до нижних отверствий фильтра, т.е. глубина зумпфа; H₁, H₂- глубина соответственно нижних и верхних отверствий фильтра; Н- глубина сважины; Н₃- глубина верхнего уровня пробки.

Рисунок 2.1. Схема эксплутационной колонны с забойной песчанной пробкой

2.3 Способы удаления песчаных пробок

Различают несколько способов промывки песчаных пробок в газовых скважинах:

- прямую;

- обратную;

- специальные способы промывки.

Прямая промывка - способ промывки, при котором промывочная жидкость нагнетается в трубы, а смесь размытой породы и жидкости выходит по межтрубному пространству между обсадной колонной и промывочными трубами. При таком методе по мере вымывания пробки промывочные трубы опускают все ниже с таким расчетом, чтобы их башмак все время находился непосредственно над пробкой. Жидкость прокачивают насосом через промывочную линию, стояк, гибкий шланг и вертлюг в трубы. Восходящий поток жидкости вместе с размытой породой поднимается по межтрубному пространству и выливается в ёмкость, установленную у устья скважины, откуда течет по желобам до приемного чана. По мере размывания пробки промывочные трубы медленно опускают, пока вертлюг или фланец на трубах не дойдет до устья скважины. После этого продолжают откачку, пока из затрубного пространства не будет выходить сравнительно чистая жидкость.

Тогда наращивают новую трубу или двухтрубку в зависимости от высоты вышки. Существенным недостатком прямой промывки, значительно снижающим ее эффективность, является сравнительно низкая скорость восходящей струи жидкости, вследствие чего размытый песок медленно поднимается вверх. При большом диаметре эксплуатационной колонны скорость восходящего потока жидкости может оказаться недостаточной для выноса крупных частиц песка.

Обратная промывка - способ промывки, при котором промывочная жидкость нагнетается в кольцевое пространство меду эксплуатационной колонной и промывочными трубами, а размытая порода поднимается по подъемным трубам. На рисунке 2.2. представлена схема прямой и обратной промывок газовых скважин.

1 - колонна; 2 - НКТ; 3 - устьевой тройник; 4 - промывочный вертлюг;

5 - промывочный насосный агрегат; 6 - устьевой сальник; 7 - переводник со шлангом

Рисунок 2.2. Схема прямой (слева) и обратной (справа) промывок скважин

Обратная промывка по сравнению с прямой имеет ряд преимуществ:

- при одинаковой производительности промывочного насоса скорость восходящего потока при обратной промывке в несколько раз больше скорости при прямой промывке, а от этого в значительной степени зависит срок ликвидации песчаной пробки;

- почти полностью предотвращается прихват труб, так как в данном случае выносимая порода проходит через промывочные трубы, а в межтрубном пространстве движется чистая жидкость;

- обратную промывку можно производить при меньших давлениях на выкиде насоса, так как потребная для выноса песка скорость струи может быть достигнута при сравнительно небольших расходах жидкости.

Наряду с этими преимуществами обратная промывка имеет свои недостатки:

- необходимо применять специальное оборудование для герметизации устья скважины; скорость нисходящей струи в кольцевом пространстве мала и не всегда может обеспечить размыв породы;

- способ обратной промывки нельзя применять для ликвидации очень плотных пробок, когда требуется сильное размывающее действие струи. В таких случаях надо применять комбинированную промывку.

Комбинированная промывка - способ промывки заключающийся в том, что струю промывочной жидкости от насоса попеременно направляют то в промывочные трубы, то в затрубное пространство. Для размыва пробки промывочную жидкость нагнетают в трубы, т. е. осуществляют прямую промывку. После размыва некоторой порции песка для быстрейшего выноса его на поверхность направление движения промывочной жидкости меняется на противоположное, т. е. происходит обратная промывка [12].

Комбинированная промывка несколько сложнее обратной, но она значительно эффективнее при удалении плотных пробок. В качестве промывочной жидкости применяют воду, нефть и реже глинистый раствор.

Наиболее удобным и дешевым промывочным агентом является вода. Воду легче подать к скважине, она безопасна в пожарном отношении, при использовании воды не требуется специальной желобной системы и отстойников, так как отработанную воду можно выпускать из скважины прямо в промысловую канализацию. Однако применение воды в большинстве случаев осложняет дальнейшее освоение и эксплуатацию скважин и приводит к частым повторным образовании песчаных пробок. Поэтому выбор промывочной жидкости, прежде всего, зависит от характера скважины.

В настоящее время существует достаточно большое количество способов промывки песчаных пробок в газовых скважинах. Однако в последнее время особую популярность стал приобретать колтюбинговый способ промывки. В связи с тем, что использование колтюбинговых агрегатов сокращает время и стоимость ремонтных работ, повышает производительность труда в 2-4 раза по сравнению с применением традиционных способов промывки.

Продолжительность операций по обработке призабойной зоны пласта сокращается в 3-4 раза и составляет не более 48 часов. Общее время пребывания скважин в ремонте уменьшается в 5-7 раз [8].

2.4 Применение колтюбинга для удаления песчаных пробок в газовых скважинах Астраханского месторождения

Колтюбинг - специальная установка, предназначенная для проведения технологических операций при капитальном и подземном ремонте скважин, а также для бурения боковых, наклонных и горизонтальных отверстий в нефтяных и газовых скважинах с использованием гибкой колонны труб.

Оборудование установки колтюбинга смонтированное на шасси автомобиля или автомобильном полуприцепов. В состав оборудования входят, кроме колонны гибких труб, инжектор и лубрикатор, блок превенторов, которые во время работы монтируют на устье скважины.

Колтюбинговые установки могут работать без глушения скважины с герметизацией устья до давления 70 МПа.

Преимущества использования этой технологии:

- Обеспечение герметичности устья скважины, на всех этапах выполнения скважинных операций начиная с подготовки комплексного оборудования и вплоть до его свертывания;

- Возможность осуществления работ в газовых и нефтяных скважинах без их предварительного глушения;

- Отсутствие необходимости освоения и вызова притока скважин, в которых выполнялись работы с использованием колонны гибких труб;

- Значительное улучшение условий труда работников бригад капитального ремонта при выполнении всего комплекса операций;

- Сокращение времени на спуск и подъем скважинного оборудования на проектную глубину;

- Обеспечение возможности бурения, спуска забойных инструментов и приборов, а также выполнение операций капитального ремонта в горизонтальных и очень понурых скважинах;

- Соблюдение более высоких требований в области экологии при проведении всех операций по ремонту и бурение скважин, в частности за счет меньших размеров комплексов оборудования для этих целей по сравнению с традиционными;

- Существенный экономический эффект в результате применения колонн гибких труб как во время ремонта, так и при проведении буровых работ;

Колтюбинговые технологии находят широкое применение при разработке месторождений углеводородов - при бурении, капитальном ремонте скважин, проведении водоизоляционных работ и др [13].

В последние годы практически все нефтяные компании России большое внимание уделяют качеству строительства скважин и вскрытия продуктивных пластов. Для этого широко привлекают новые прогрессивные технологии бурения. Одной из таких технологий является бурение на равновесии или при депрессии на пласты. Вскрытие пластов в условиях депрессии создает предпосылки для сохранения естественного состояния вскрываемых продуктивных пород. Традиционно бурение осуществляется на репрессии, когда давление промывочной жидкости в скважине выше пластового давления.

В настоящее время газ является неотъемлемой частью стратегических природных запасов, определяющих энергетическую жизнеспособность и стабильность Российской Федерации, и в обозримом будущем его роль будет непрерывно возрастать, поэтому поддержание на должном уровне и увеличение добычи природного газа и газового конденсата является важнейшей задачей отрасли [14].

Разработка газовых и газоконденсатных месторождений с газовым режимом работы характеризуется тремя периодами эксплуатации: периодом нарастающей добычи газа, периодом постоянной добычи газа и периодом падающей добычи газа. Если периоды нарастающей и постоянной добычи газа характеризуются относительно стабильной работой эксплуатационных скважин, то период падающей добычи, как правило, сопровождается осложнениями в работе скважин. Наиболее характерные из них: накопление воды на забое скважин, образование песчано-глинистых пробок, разрушение призабойной зоны, деформация эксплуатационных колонн и др., что может привести к сокращению сроков эксплуатации и снижению экономически рентабельного промышленного коэффициента газоотдачи [9].

Появление песка на забое происходит практически во всех газовых скважинах и связано в основном с механическими свойствами продуктивного пласта. При снижении пластового давления в процессе разработки газовых месторождений происходит ускоренное разрушение скелета горных пород продуктивного пласта и, как следствие, вынос песка из пласта в скважину.

Иногда глинисто-песчаная пробка достигает нескольких десятков и даже сотен метров. Пробка перекрывает интервал перфорации, препятствует движению газа из пласта, вплоть до полного прекращения добычи.

Удаление глинисто-песчаных пробок из скважин является наиболее распространенным видом ремонтно-восстановительных работ (РВР) на ряде газовых и газоконденсатных месторождений, находящихся на завершающей стадии эксплуатации. В последние годы в мировой практике проведения РВР все чаще используются колтюбинговые установки с колонной гибких труб (КГТ).

Разработанные на основе использования КГТ технологии имеют существенные преимущества по сравнению с традиционными методами в следующих аспектах:

- Технологический - возможность проведения работ без предварительного глушения скважин, а также выполнение различных работ в сильно искривленных скважинах, что предопределяет увеличение производительности агрегатов в несколько раз;

- Экономический - высокая эффективность оборудования, реализующего данную технологию спускоподъемных операций колонны труб; сокращение времени выполнения капитального ремонта скважин (КРС);

- Экологический - уменьшение загрязненности непосредственно устьевой площадки, сокращение объёмов применяемых технологических жидкостей, сохранение герметичности устья скважины, исключение приготовления жидкости для глушения скважин;

- Социальный - улучшение условий труда бригады за счет полного исключения работ, выполняемых под открытым небом (свинчивание -развинчивание резьбовых соединений насосно-компрессорных труб (НКТ), выброс труб на мостки и т.п.). При этом обеспечивается полное исключение ручного труда (кроме работ по монтажу-демонтажу агрегата) при сокращении численности обслуживающего персонала.

Тем не менее, применяемые агрегаты не лишены недостатков. Опыт эксплуатации колтюбинговых установок показывает, что не все скважины можно отремонтировать с их помощью. Применение гибкой трубы для очистки скважины от глинисто-песчаных пробок имеет следующие ограничения:

· допустимая глубина спуска КГТ зависит от соотношения длины и диаметра, которые, в свою очередь, определяют ее пропускную способность;

· допустимые подача и давление закачки;

· возможность достижения гидромониторного эффекта для размыва глинисто-песчаной пробки;

· достижение скорости восходящего потока и радиальный зазор между КГТ и НКТ, которые обеспечивают удовлетворительную очистку забоя и вынос шлама на дневную поверхность.

Для эффективного размыва песчаной пробки с использованием кол- тюбинговой установки необходимо обеспечение гидромониторного истечения жидкости из насадок промывочного устройства, но из-за больших потерь давления в КГТ можно добиться. Поэтому для решения вопроса промывки прочных глинисто-песчаных пробок большой толщины, возникает необходимость разработки специальных устройств и технологии, ускоряющих процесс размыва глинисто-песчаных пробок с применением колтюбинговых установок [15].

При использовании колтюбинговых установок технически возможно осуществление только прямой циркуляции. При промывке песчаных пробок нужно предусмотреть расход промывочной жидкости, обеспечивающий скорость восходящего потока жидкости с песком, превышающую скорость падения частиц пластового песка в статических условиях. Кроме того, процесс выноса пластового песка значительно зависит от структурной вязкости применяемой жидкости.

Для очистки ствола скважины лучше всего подходят промывочные жидкости с высоким отношением предельного динамического напряжения сдвига к пластической вязкости, тем самым можно снизить потери давления в КГТ. В условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД) наилучшие результаты по промывке глинисто-песчаных пробок достигаются с использованием пенных систем. Использование пенных систем в качестве промывочного агента позволяет: быстро изменять забойное давление путем регулирования плотности пены; повысить механическую скорость промывки пробки; снизить расходы жидкости на 20-30 % вследствие высокой удерживающей способности пены; минимально воздействовать на продуктивный пласт [10]. газовый скважина колтюбинг

В настоящее время около 75 % колтюбинговых установок, используемых в России и СНГ, произведено компанией «Fidmash» (Республика Беларусь). Это предприятие является ведущим производителем колтюбингового оборудования в Евразии.

В настоящее время предприятие выпускает колтюбинговые установки трех классов (легкого, среднего и тяжелого) для работы на суше или морских платформах.

Для проведения работ по ликвидации гидратных, парафинистых, глинисто-песчаных отложений и пробок, кислотной обработке призабойной зоны и др. Применяются колтюбинговые установки лёгкого класса (МК10Т-10,МК10Т-30).

При промывке глинисто-песчаных пробок в качестве промывочных жидкостей используют ньютоновские и неньютоновские типы жидкостей.

К первой группе относятся вода, соляные растворы на воде, углеводородные жидкости. Все они имеют постоянную вязкость.

Вторую группу составляют буровые растворы и гели. Для них характерно наличие зависимости вязкости от условий течения, они обладают ярко выраженными релаксационными свойствами [16].

Помимо описанных групп используют сжимаемые жидкости, содержащие газ. К ним же, правда, с определенной условностью могут быть отнесены и пены, поскольку они представляют собой газожидкостную эмульсию. В качестве жидкости для образования пен используют воду или нефть, в качестве газа - азот. В качестве промывочного агента используют также и газ, в подавляющем большинстве случаев - это азот. К положительным его свойствам следует отнести не токсичность, инертность, плохое растворение в воде и углеводородных жидкостях. Использование газа позволяет резко снизить величину гидростатического давления на забой скважины.

После промывки глинисто-песчаной пробки скважина вводится в эксплуатацию без проведения каких-либо дополнительных работ [12].

2.5 Гидравлический расчет промывки песчаной пробки в газовой скважине с помощью колтюбинговых установок

Появление песка на забое скважины может быть обусловлено оседанием частиц пласта, выносимых через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне во внутреннюю полость скважины. Этот процесс происходит практически во всех скважинах, и его интенсивность определяется механическими свойствами продуктивного пласта.

Песок может оказаться на забое скважины после проведения операций подземного ремонта скважины, связанных с использованием гидропескоструйных перфораторов, и после выполнения гидравлического разрыва пласта.

Независимо от причин появления песка для обеспечения нормальной эксплуатации скважины его следует удалять. При этом отрицательное воздействие на пласт должно быть минимальным.

Очистку эксплуатационной колонны (или забоя) от песка осуществляют с помощью внутрискважинного оборудования. У устья скважины располагают агрегат с колонной гибких труб, насосный агрегат, буферную емкость для приема поднимающейся из скважины промывочной жидкости. Основным требованием к последней является способность ее выносить твердые частицы из скважины, что необходимо и при бурении, и при подземном ремонте скважин.

Во время работы с колоннами гибких труб выполнение этого требования приобретает особую важность, поскольку их использование накладывает определенные ограничения на эффективность данного процесса.

Анализ показывает, что установившаяся скорость оседания для частиц песка размером 0,84 мм составляет 0,128 м/с, а для 2 мм - 0,274 м/с. Поскольку гранулометрический состав песка в пробке достаточно разнообразен, то расчеты следует проводить с учетом максимальных размеров песчинок, выносимых на поверхность. Считается, что для обеспечения подъема песка в вертикальной скважине скорость восходящего потока жидкости должна превышать установившуюся скорость оседания в 1,5 - 2 раза, а в горизонтальных участках - в 10 раз [17].

Если ньютоновская жидкость не обеспечивает выноса песка, необходимо использовать пену или газ.

Основным фактором, ограничивающим скорость движения промывочной жидкости в восходящем потоке, являются гидродинамические потери на трение в КГТ. Для их преодоления нужно развивать такое давление на входе в колонну, которое ограничено лишь прочностью труб.

В большинстве случаев основная доля гидродинамических потерь во внутрискважинном оборудовании приходится на колонну гибких труб.

Гидравлическое сопротивление кольцевого пространства примерно на порядок меньше этих потерь. Следует иметь в виду, что при концентрации твердых частиц в жидкости до 360 кг/м³ вязкость последней практически не изменяется и при расчетах ее можно рассматривать как чистую жидкость.

Свыше указанного предела необходимо учитывать изменяющиеся свойства жидкости.

Наличие твердых частиц в промывочной жидкости, поднимающейся по кольцевому пространству, приводит к повышению гидростатического давления на забой. Их присутствие обусловливает увеличение давления насоса, подающего технологическую жидкость в КГТ. При использовании для контроля за давлением стрелочных манометров со шкалой, рассчитанной на максимальные величины, этот прирост может быть и незаметен оператору.

Однако если плотность жидкости подбиралась недостаточно точно и имеется опасность поглощения ее пластом, то может возникнуть следующая ситуация. При увеличении гидростатического давления технологическая жидкость будет уходить в пласт. При этом ее расход в восходящем потоке уменьшится, а плотность последнего будет все время возрастать, что повлечет за собой дальнейшее увеличение гидростатического давления. Этот процесс будет идти до тех пор, пока не произойдет полная потеря циркуляции, песок опустится по кольцевому пространству вниз и произойдет прихват колонны гибких труб. Подобная ситуация и ее развитие имеют прямые аналоги при проведении буровых работ.

Поэтому при планировании операций по удалению песчаных пробок необходимо предусматривать возможность утечки пластовой жидкости в пласт и иметь ее запас. Концентрация твердых частиц, слагающих пробку, в технологической жидкости, поднимающейся по кольцевому пространству, определяется скоростью перемещения КГТ в пробке.

При удалении одиночной рыхлой пробки концентрация твердых компонентов в поднимающейся жидкости мала и практически не оказывает влияния на гидростатическое давление. При очистке колонны достаточно большой длины с несколькими пробками следует контролировать расход технологической жидкости из кольцевого пространства. В том случае, если расход жидкости уменьшается или прекращается вообще, необходимо поднять колонну, продолжая закачку жидкости до возобновления циркуляции.

Специалисты американских и канадских фирм, выполняющих подобные работы, рекомендуют ограничивать скорость спуска КГТ до 9 - 12 м/мин, если положение пробки неизвестно. Если оно установлено, скорость может быть увеличена до 18 м/мин. В процессе спуска КГТ должна поддерживаться непрерывная циркуляция жидкости. Нежелательно также оставлять КГТ неподвижной в течение длительного времени.

После размыва пробки или ее участка нужно продолжать промывку без изменения глубины подвески КГТ до тех пор, пока из кольцевого пространства не будет вынесен весь объем песка. При дальнейшем спуске колонны следует контролировать нагрузку на транспортер - она должна монотонно увеличиваться пропорционально глубине спуска. Периодически через 300 м целесообразно проверять усилие, необходимое для подъема колонны.

При разрушении плотной пробки может возникнуть ситуация, когда пробка воспримет вес КГТ и ее перемещение прекратится. Такое положение однозначно отражается на показаниях индикатора веса колонны и манометра, регистрирующего давление, развиваемое насосом, - показания первого прибора уменьшаются, а второго увеличиваются. После определения верхней границы пробки колонну гибких труб приподнимают на 3-5 м и увеличивают подачу промывочного насоса до расчетной величины. Скорость перемещения колонны при разрушении подобной пробки составляет 1-3 см/с.

Если этот интервал достаточен для образования объема, в котором песок находится во взвешенном состоянии за счет турбулизации жидкости истекающим из КГТ потоком, то при входе в колонну лифтовых труб скорость подъема резко возрастает и процесс выноса песчаных частиц идет нормально.

Если это условие не соблюдается, то верхняя граница расположения взвешенных частиц находится ниже башмака лифтовой колонны. В этом случае песок не будет выноситься на поверхность.

Для обеспечения эффективного выноса песка используют пены или полимерные гели, приготавливаемые на водяной основе и имеющие повышенные сопротивления сдвигу и низкую вязкость.

При достижении башмака лифтовой колонны и подходе к вероятной точке нахождения песка скорость спуска уменьшают до среднего значения. Момент соприкосновения наконечника гибкой трубы с песчаной пробкой определяют по индикатору нагрузки - величина усилия в точке подвеса трубы резко уменьшается, а давление, развиваемое промывочным насосом, возрастает.

Для повышения эффективности процесса разрушения пробки используют насадки на КГТ различной конструкции. Все они основаны на гидромониторном эффекте, а отличаются числом отверстий и направлением. Потери давления на подобных насадках могут достигать 17 МПа.

Для уменьшения гидростатического давления на пласт при удалении песчаных пробок существуют способы, основанные на применении струйного насоса, спускаемого на двух коаксиально расположенных колоннах гибких труб. При этом проблемы с выносом песка не возникает, так как скорости и нисходящего, и восходящего потоков промывочной жидкости достаточно велики. Положительным свойством данного способа является и то, что гидростатическое давление жидкости, находящейся в скважине и воздействующей на пласт, может быть сведено к минимуму.

Использование данного способа промывки может быть реализовано только при достаточном внутреннем диаметре труб, в которых происходит перемещение коаксиальных колонн гибких труб.

...