Паронагнетательные скважины что это
Обновлено: 04.07.2024
Методы теплового воздействия на пласт (краткая характеристика).
Тепловые МУН(для тех кто не допрет - методые увеличения нефтеотдачи) - это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне.
При тепловых методах повышения нефтеотдачи пластов коллектор подогревается, чтобы снизить вязкость нефти и/или испарить ее. В обоих случаях нефть становится более подвижной и ее можно более эффективно направлять к добывающим скважинам. Помимо добавочного тепла в этих процессах создается движущая сила (давление).
1)Пароциклические обработки скважин
Технология пароциклического воздействия на пласт заключается в последовательной реализации трех операций (этапов).
Этап 1. В добывающую скважину в течение двух-трех недель закачивается пар в объеме 30-100 т на один метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. При этом происходит нагревание скелета пласта, содержащейся в нем нефти, температурное расширение всех компонентов, повышение давления в призабойной зоне. Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость нефти в пластовых условиях и чем меньше давление в пласте.
Этап 2. После закачки пара скважину закрывают на «паропропитку» и выдерживают для конденсации пара и перераспределения насыщенности в пласте. В этот период происходит выравнивание температуры между паром, породами пласта и насыщающих его флюидов. При снижении давления в зону конденсации устремляется оттесненная от призабойной зоны пласта нефть, ставшая более подвижной в результате уменьшения вязкости при прогреве. В период конденсации пара происходит и капиллярная пропитка - в низкопроницаемых зонах нефть заменяется водой.
Этап 3. После выдержки скважину пускают на режим отбора продукции, при котором эксплуатацию ведут до предельного рентабельного дебита. По мере остывания прогретой зоны пласта в процессе эксплуатации дебит скважины постепенно уменьшается. Этот процесс сопровождается уменьшением объема горячего конденсата, что приводит к снижению давления в зоне, ранее занятой паром. Возникающая при этом депрессия является дополнительным фактором, способствующим притоку нефти в эту зону.
Эти операции (этапы) составляют один цикл. Фазы каждого цикла, а также объемы закачки пара (на 1 м эффективной толщины пласта) - величины непостоянные и могут меняться от цикла к циклу для получения максимального эффекта.
На практике период нагнетания пара обычно равен одной неделе, редко - более трех недель, а период выдержки длится 1-4 сут, иногда больше, в зависимости от характеристик пласта. Последующая добыча с повышенным дебитом может длиться от 4 до 6 месяцев, после чего цикл работ повторяется.
2) Прогрев призабойной зоны скважин
Прогрев ПЗС производят также с помощью спуска на забой скважины нагревательного устройства - электропечи или специальной погружной газовой горелки.
Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 40 °С, как показывают расчеты и исследования, едва достигает 1 м.
При закачке теплоносителя радиус зоны прогрева легко доводится до 10 - 20 м, но для этого требуются стационарные котельные установки - парогенераторы. При периодическом электропрогреве ПЗС в скважину на специальном кабеле-тросе спускают на нужную глубину электронагреватель мощностью несколько десятков кВт. Повышение мощности приводит к повышению температуры в зоне расположения нагревателя до 180 - 200 С, вызывающее образование из нефти кокса.
Практика использования электропрогрева ПЗС показала, что температура на забое стабилизируется через 4 - 5 сут непрерывного прогрева. В некоторых случаях стабилизация наступает через 2,5 сут
Измерения температуры по стволу скважины показали, что нагретая зона распространяется примерно на 20 - 50 м вверх и на 10 - 20 м вниз от места установки электронагревателя. После его отключения температура на забое падает со скоростью примерно 3 - 5 °С/ч. Поэтому пускать скважину в работу после электропрогрева необходимо без промедления. Эффект прогрева держится примерно 3 - 4 мес. Повторные прогревы, как правило, показывают снижение эффективности.
3) Вытеснение нефти перегретым паром
Вытеснение нефти паром - метод увеличения нефтеотдачи пластов, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких нефтей. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов - нефти, воды, газа.
Механизм извлечения нефти из пласта, при нагнетании в него перегретого пара, основывается на изменениях свойств нефти и воды, содержащихся в пласте, в результате повышения температуры. С повышением температуры вязкость нефти, ее плотность и межфазовое отношение понижаются, а упругость паров повышается, что благоприятно влияет на нефтеотдачу. Увеличению нефтеотдачи также способствуют процессы испарения углеводородов за счет снижения их парциального давления. Снижение парциального давления связано с наличием в зоне испарения паров воды. Из остаточной нефти испаряются легкие компоненты и переносятся к передней границе паровой зоны, где они снова конденсируются и растворяются в нефтяном валу, образуя оторочку растворителя, которая обеспечивает дополнительное увеличение нефти. При температуре 375°С и атмосферном давлении может дистиллироваться (перегоняться) до 10% нефти плотностью 934 кг/м3.
Таким образом, увеличение нефтеотдачи пласта при закачке пара достигается за счет снижения вязкости нефти, что способствует улучшению охвата пласта воздействием: путем расширения нефти, перегонки ее паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения.
Вязкость нефтей, как правило, резко снижается с увеличением температуры, особенно в интервале 20-80°С. Поскольку дебит нефти обратно пропорционален ее вязкости, то производительность скважин может быть увеличена в 10-30 раз и более.
1. Необходимость применения чистой высококачественной воды для парогенератора. Обработка воды химическими реагентами.
2. Вытеснение нефти паром из песчаных пластов после прогрева к добывающим скважинам сопровождается выносом песка, а из глинистых пластов - снижением проницаемости.
3. При глубине больше 1000 м происходит потеря теплоты до 45%
4) Внутрипластовое горение
Метод извлечения нефти с помощью внутрипластового горения основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопровождающуюся выделением большого количества теплоты. Он отличается от горения на поверхности. Генерирование теплоты непосредственно в пласте - основное преимущество данного метода.
Процесс внутрипластового горения (ВГ) - способ разработки и метод повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, основанный на использовании энергии, полученной при частичном сжигании тяжелых фракций нефти (кокса) в пластовых условиях при нагнетании окислителя (воздуха) с поверхности. Это сложное, быстро протекающее превращение, сопровождаемое выделением теплоты, используется для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи в основном на залежах нефти с вязкостью более 30 мПа•с.
Процесс внутрипластового горения сочетает все преимущества термических методов - вытеснение нефти горячей водой и паром, а также смешивающегося вытеснения, происходящею в зоне термического крекинга, в которой все углеводороды переходят в газовую фазу.
Диапазон применения ВГ очень широк: на неглубоко залегающих месторождениях и на значительных глубинах
Различают два основных варианта внутрипластового горения - прямоточный и противоточный.
Прямоточное внутрипластовое горение - это процесс теплового воздействия на пласт, при котором фильтрация окислителя и распространение фронта горения происходит в направлении вытеснения нефти - пт нагнетательной скважины к добывающей. Скорость движения фронта горения регулируется типом и количеством сгоревшей нефти и скоростью нагнетания воздуха.
Если же повышают температуру призабойной зоны добывающей скважины и очаг горения возникает в ее окрестности, то фронт горения распространяется к нагнетательной скважине, т.е. в направлении, противоположном направлению вытеснения нефти. Такой процесс называется противоточным горением. Он используется, как правило, только в том случае, если невозможно осуществить прямоточный процесс горения, например на залежах с неподвижной нефтью или битумом.
Вообщем недостатки метода:
1. Ограничение глубиной - до 1500 м.
2. Бурение дополнительных нагнетательных скважин-дублеров для раздельной подачи воздуха и воды.
3. Неравномерное выгорание пласта изменяет его свойства, что усложняет в дальнейшем применение каких-либо методов извлечения нефти.
КОМБИНИРОВАННЫЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ [ ]
5)Термоакустическая обработка
Для сокращения времени, необходимого на прогрев пласта до заданной температуры совмещают с акустической. Волновое поле, создаваемое акустическим излучением способствует увеличению температуропроводности пласта, глубины обработки, выносу из пористой среды частиц парафина, бурового раствора и его фильтрата, твердых отложений солей. Глубина зоны воздействия достигает 8 метров. Применяемая аппаратура состоит из ультразвукового генератора, секционного термоакустического излучателя, который спускают в скважину на колонне НКТ или кабеле.
Термокислотное воздействие – двухэтапный процесс. Первый этап – термохимическая обработка, а второй – обычная (или под давлением) солянокислотная обработка.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Паронагнетательные скважины ( ПНС) в отличие от обычных нефтяных скважин испытывают значительные тепловые нагрузки. Особенности работы паронагнетательных скважин обусловливают специальные требования к их строительству. Расчет конструкции и выбор обсадных труб для ПНС проводится с учетом температурных усилий и создания прочной крепи. Обязательным требованием к строительству паронагнетательных скважин является обеспечение подъема цемента за обсадными колоннами до устья, что повышает сопротивляемость крепи термическим нагрузкам. Минимальный диаметр эксплуатационной колонны устанавливается с учетом свободного пропуска внутри-скважинного оборудования и возможности подачи расчетного объема теплоносителя в пласт. [46]
Технологическая сущность теплоциклического воздействия на пласт ( ТЦВП) заключается в нагнетании заданного ( найденного расчетным путем в зависимости от схемы размещения скважин и геологической характеристики участка залежи) количества теплоносителя в данный элемент ( участок) залежи через парона-гнетательную и сгруппированные через одну добывающие скважины. Нагнетание теплоносителя в паронагнетательную скважину ведется систематически ( в принятом наиболее эффективном ресурсосберегающем режиме), а в добывающие - циклически, с переменой их функций по закачке и отбору. [47]
Для повышения эффективности методов термогазохимического воздействия с использованием аккумуляторов давления скважин и пороховых генераторов давления необходимо применять их в газо-конденсатной ( соляровой) и кислотной средах. Особенно целесообразны комплексные обработки на паронагнетательных скважинах Ярегс-кого и Усинского месторождений тяжелой нефти, а также на скважинах окисленных залежей. Однако и пороховые генераторы давления имеют свои недостатки, заключающиеся в том, что при плохом, некачественном цементаже может разорваться колонна, заклинить кабель с заходом в колонну, так как при этом создаются большие, чем с АДС, давления за счет увеличенного ( до 2500 раз) удельного прихода пороховых газов. [48]
Важнейшая особенность теплового метода заключается в передаче тепловой энергии объекту разработки с постепенным повышением ( QT природной) его температуры. Передача тепловой энергии осуществляется через систему паронагнетательных скважин путем закачки теплоносителя. Известно, что для приготовления и закачки теплоносителя требуется значительный расход топлива для теплогенерирующих установок. В качестве топлива используется природный углеводородный газ, тяжелые фракции перегонки нефти или нефть. [49]
Рассмотрим процесс вытеснения нефти водяным паром. Очевидно, этот процесс можно реально осуществлять только вблизи паронагнетательных скважин . Если в пласт нагнетают насыщенный пар, то по мере удаления от нагнетательной скважины в результате потерь тепла в кровлю и подошву пласта и влияния теплопроводности в горизонтальном направлении сухость пара будет непрерывно уменьшаться, так что на определенном расстоянии от нагнетательной скважины пар полностью сконденсируется и превратится в горячую воду. [50]
Манометры МСУ-1 и МСУ-К-1 предназначены для спуека в эксплуатационные скважины. Манометры МСУ-3 с инерционным отметчиком времени предназначены для исследования паронагнетательных скважин . [51]
Задвижка модели 105Н ( рис. 17.29) сконструирована на базе плоского шибера и поднимающегося шпинделя. Применение обратного упора 1 обеспечивает безопасность и надежность при работе в паронагнетательных скважинах с температурой до 343 С и давлением от 14 до 35 МПа. Удлиненная стойка крышки с ребрами охлаждения обеспечивает охлаждение узла сальника, что увеличивает срок его службы и позволяет использовать широкий ассортимент уплотняющих материалов. Уплотнение сальника заменяется без отключения задвижки. [53]
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Паронагнетательные скважины ( ПНС) в отличие от обычных нефтяных скважин испытывают значительные тепловые нагрузки. Особенности работы паронагнетательных скважин обусловливают специальные требования к их строительству. Расчет конструкции и выбор обсадных труб для ПНС проводится с учетом температурных усилий и создания прочной крепи. Обязательным требованием к строительству паронагнетательных скважин является обеспечение подъема цемента за обсадными колоннами до устья, что повышает сопротивляемость крепи термическим нагрузкам. Минимальный диаметр эксплуатационной колонны устанавливается с учетом свободного пропуска внутри-скважинного оборудования и возможности подачи расчетного объема теплоносителя в пласт. [1]
Крепь паронагнетательных скважин испытывает большие термические нагрузки, поэтому важное место в креплении скважин занимает расчет на прочность обсадных колонн. [2]
Строительство паронагнетательных скважин осуществлено по специальной технологии, предусматривающей использование термостойких металлов эксплуатационных колонн и термостойкого тампонажного цемента. [3]
Конструкцию паронагнетательных скважин обусловливают прежде всего глубина залегания продуктивного пласта, объем нагнетания пара в пласт, его температура. Она должна обеспечивать условия безаварийной работы с учетом тепловых и гидравлических нагрузок. В неглубоко залегающие пласты пар можно нагнетать по насосно-компрессорным трубам без паке-рующих устройств. В этом случае на устье скважины не устанавливают сальниковое устройство, компенсирующее удлинение насосно-компрессорных труб. [4]
При глубоких паронагнетательных скважинах ( глубина залегания продуктивного пласта до 1200 м) в них устанавливают на устье сальниковое устройство, компенсирующее удлинение НКТ, а также шарнирное устройство для соединения паропровода с устьевой арматурой. Для сокращения возможного удлинения НКТ над пакером устанавливается телескопический компенсатор. [5]
В действующих паронагнетательных скважинах температура рабочего агента достигает 300 С, при этом время закачки составляет - ( 10 - МО2) сут. [6]
Качество крепления паронагнетательных скважин определяет их длительную прочность и долговечность. Прочность скважины как технического сооружения зависит от множества технологических приемов. [7]
При эксплуатации особенно глубоких паронагнетательных скважин возможно и удлинение эксплуатационных колонн. В этих случаях рекомендуют, во-первых, подвергнуть механическому растяжению эксплуатационные колонны всех паронагнетательных скважин до нагревания теплоносителя, во-вторых, оборудовать устья скважин сальниковыми устройствами, компенсирующими разности тепловых удлинений эксплуатационной и промежуточной колонн, в-третьих, для сокращения удлинения эксплуатационную колонну оборудовать телескопическим компенсатором, устанавливаемым вблизи устья скважины, в-четвертых, на забое паронагнетательных скважин установить термостойкие пакеры. [8]
Обсадные трубы для паронагнетательных скважин должны иметь резьбовые соединения трапецеидального профиля, не допускается применение резьбовых соединений треугольного профиля. Доставленные на скважину обсадные трубы должны иметь заводской сертификат и заводскую маркировку. [9]
Участок возле устья паронагнетательной скважины должен быть огражден, оборудован и освещен для возможности проведения работ в любое время суток. [10]
Применительно к условиям паронагнетательной скважины поиск подходящего критерия термостойкости осложняется такими обстоятельствами, как наличие обсадной колонны, возможное ослабление интенсивности теплопередачи к цементному кольцу ( в случае теплоизолированных НКТ) и контакт цементного камня с горными породами. [11]
Ввиду того, что паронагнетательная скважина как теплообменник принципиально не отличается от водонагнетательной скважины, не будем останавливаться на теории теплопередачи, а лишь рассмотрим общую схему расчета тепловых потерь при движении пара от котла до обрабатываемого пласта. [12]
Температура в призабойной зоне паронагнетательных скважин в наиболее прогретых участках достигает 80 - 115 С в зависимости от объема закачанного теплоносителя. В этих зонах также наблюдаются высокие значения температур в добывающих скважинах 349, 365, 378, 379, 392, 404, 405, 406, 407, 422, что говорит об интенсивном распространении фронта теплоносителя. [13]
Расчет обсадных труб в паронагнетательных скважинах нужно проводить с учетом температурных усилий. [14]
Описан опыт проектирования и строительства паронагнетательных скважин . Изложены единые технические правила их строительства. Большое внимание уделено анализу работы, методике расчета и подбору обсадных колонн паронагнетательных скважин. Приведены аналитический и геофизический методы изучения и герметичности затрубного пространства этих скважин Для инженерно-технических работников, занимающихся термическими методами разработки нефтяных месторождений. [15]
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Рассмотрены свойства тампонажного материала для широкого интервала температур с целью возможности использования его для крепления паронагнетательных скважин . Показано, что при термическом воздействии ( до температуры 200 С) эксплуатационные свойства полученного при нормальных температурах камня не ухудшаются. При больших температурах наблюдается незначительное снижение прочностных показателей, однако при этом чем длительнее выдержка камня при нормальных условиях, тем темп снижения прочности ниже. Приведены результаты промысловых испытаний. [32]
Ко времени построения полей по данным многолетних исследований и наблюдений пришли к выводу, что температура вокруг паронагнетательных скважин резко падает в направлении добывающих. [34]
Без надежной теплоизоляции промысловых паропроводов значительная часть тепловой энергии теряется на пути от пароге-нераторной установки до устья паронагнетательной скважины . [35]
После разделения и соответствующих измерений расхода воды - и сухого пара оба потока смешиваются и направляются на паронагнетательную скважину . [36]
С августа 1993 года в экологических целях вся подтоварная вода закачивается в специальные поглощающие скважины, а в паронагнетательные скважины ведется закачка пресной воды. Данные карты изохлор, построенной по состоянию на 01.07.94 года ( рис. 7.20), показывают, что за 1993 - 1994 годы началось восстановление гидрохимического реагирования на закачку теплоносителя. Основная зона реагирования с содержанием С1 - иона 15 0 - 20 0 г / л наблюдается в центральной части. [37]
Смещенная конфигурация изолиний содержания хлора указывает на неравномерную фильтрацию флюидов ( нефти и вод) по площади от паронагнетательных скважин , это объясняется анизотропностью карбонатных пород по проницаемости. [38]
В последнее время появились работы, в которых исследуется явление термической усталости цементного камня при циклической закачке пара в паронагнетательные скважины . По нашему мнению, изучение этой проблемы должно основываться на следующих положениях. [39]
Данные замеров показывают, что при темпе нагнетания теплоносителя менее 5 т / ч происходит резкое возрастание теплопотерь в паронагнетательных скважинах . [40]
Общей гидрохимической закономерностью процессов теплового воздействия является увеличение минерализации вод, содержания в них Cl-иона ( С1 НСОз) по направлению от паронагнетательных скважин к добывающим, а в добывающих, соответственно, - уменьшение этих параметров во времени. Гидродинамический метод является наиболее простым в исполнении и дающим достаточно высокую информацию. Его применение дает возможность оперативно и с небольшими затратами определять основные направления движения фильтрационных потоков и выявлять зоны гидрохимического регулирования. [41]
Обшей гидрохимической закономерностью процессов паротеплового воздействия является увеличение минерализации вод, содержания в них С1 - иона ( С1 НСО3) по направлению от паронагнетательных скважин к добывающим, а в добывающих соответственно уменьшение этих параметров во времени. [42]
В связи с тем, что эксплуатационный фонд на месторождении был недостаточно приспособлен к термическому воздействию, предварительно обследовали все скважины на герметичность и целостность обсадных колонн, а в паронагнетательных скважинах проводили дополнительные капитальные работы для создания надежных условий во время нагнетания в пласт пара. Так, по участку 1, где по расчетам ожидалось длительное нагнетание теплоносителя, пароинжекционные скв. В отличие от участка 1 нагнетательные скважины участка 2 были оборудованы 63-мм насосно-ком-прессорными трубами и термостойким пакером конструкции Сев-КавНИПИнефти. [43]
Физико-химические процессы, происходящие в пласте, отражаются на составе попутных вод, добываемых вместе с нефтью, и находят свое выражение в обобщенном показателе - минерализации вод. Следовательно, по изменению значений минерализации вод можно судить о направлениях движения фильтрационных потоков от паронагнетательных скважин к добывающим. [44]
Эффективным методом снижения уровня термических напряжений в обсадных колоннах, возникающих при их нагреве, является натяжение обсадной колонны. В паронагнетательных скважинах эксплуатационная колонна перед ее цементированием натягивается на расчетное усилие и закрепляется на устье скважины. [45]
Территория Нефтегаз № 9 2016
Тахаутдинов Ш.Ф., Ибрагимов Н.Г., Студенский М.Н. и др. Проблемы горизонтального бурения на залежи битумов // Нефтяное хозяйство. 2007.
№ 7. С. 30–34.
Катеев Р.И. Крепление скважин в аномальных гидродинамических условиях разработки нефтяных месторождений Татарстана. М.: Наука, 2005. 167 с.
Булатов А.И., Уханов Р.Ф. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин. М.: Недра, 1978.
Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. 667 с.
Данюшевский В.С., Алиев Р.М., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. 2-е изд. М.: Недра, 1987. 311 c.
Каримов Н.Х., Данюшевский В.С., Рахимбаев Ш.М. Разработка рецептур и применение расширяющихся тампонажных цементов: Обзорная информация. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. 50 с.: с ил.
Агзамов Ф.А., Бабков В.В., Каримов И.Н. О необходимой величине расширения тампонажных материалов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2011. № 8. С. 14–15.
Каримов Н.Х., Акчурин Х.И., Газизов Х.В., Измухамбетов Б.С., Каримов И.Н. Способ получения расширяющегося тампонажного материала.
Патент РФ № 2105132, 1998. БИ 5, 8 c.
Агзамов Ф.А., Тихонов М.А., Каримов И.Н. Влияние фиброармирования на свойства тампонажных материалов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2013.
№ 4. С. 76–80.
Левшин В.А., Новохатский Д.Ф., Паринов П.Ф., Сидоренко Ю.И.. Дисперсно-армированные тампонажные материалы // Нефтяное хозяйство. 1982. № 3. С. 25–27.
Бабков В.В., Мохов В.Н., Давлетшин М.Б., Парфенов А.В. Технологические возможности повышения ударной выносливости цементных бетонов // Строительные материалы. 2000. № 10. С. 19–20.
Рабинович Ф.Н. О некоторых особенностях работы композитов на основе дисперсно-армированных бетонов // Бетон и железобетон. 1998. № 6. С. 19–23.
Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. М.: Недра, 1976.
Данюшевский В.С. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. М.: Недра, 1978. 293 с.
Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С., Токунова Э.Ф. Химия тампонажных и буровых растворов. СПб.: Недра, 2011. 268 с.
Кравцов В.М., Кузнецов Ю.С., Мавлютов М.Р., Агзамов Ф.А. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных средах. М.: Недра, 1987. 190 с.
Бутт Ю.М., Рашкович Л.Н. Твердение вяжущих при повышенных температурах. М.: Стройиздат, 1965. 224 с.
Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С. Долговечность тампонажного камня в коррозионно-активных средах. СПб.: ООО «Недра», 2005. 318 с.
Каримов И.Н., Агзамов Ф.А., Мяжитов Р.С. Тампонажный материал. Патент № 2530805 РФ, опубл. 10.10.2014, бюл. № 28.
Хинт И.А. Основы производства силикальцитных изделий. М.-Л.: Госстройиздат, 1962. 601 с.
Измухамбетов Б.С., Агзамов Ф.А., Умралиев Б.Т. Применение дезинтеграторной технологии при получении порошкообразных материалов для строительства скважин. СПб.: ООО «Недра», 2007. 464 с.
Юсупов И.Г., Амерханова С.И., Катеев Р.И. Методика оценки качества строительства скважин и результаты ее применения в ОАО «Татнефть» // Бурение и нефть. 2008. № 9. С. 48–51.
Нормализация паронагнетательных скважин подземно-поверхностной системы термошахтной разработки
В статье рассмотрены основные технологии нормализации забоев добывающих и нагнетательных скважин. Представлена основная технология очистки забоев паронагнетательных скважин при подземно-поверхностной системе термошахтной разработки месторождения и выявлены основные преимущества и недостатки.
Технологии нормализации скважин
Основной причиной снижения производительности добычных и нагнетательных скважин в процессе их эксплуатации является кольматация скважины в интервале вскрываемого продуктивного пласта. В результате проницаемость околоскважинной части пласта снижается, вызывая уменьшение коэффициент продуктивности или коэффициента приёмистости эксплуатируемой скважины.
При этом под «кольматацией» понимают загрязнение призабойной зоны буровым раствором при вскрытии продуктивного пласта, ухудшение свойств призабойной зоны при цементаже, перфорации продуктивного интервала, набухании глин или вынос песка в объем скважины из пласта в процессе длительной эксплуатации скважины.
В работе рассматривается влияние загрязнения (кольматации) скважины песчано-жидкостной смесью и устранение данного осложнения при помощи парлифтной технологии. Данная проблема проявляется при эксплуатации паронагнетательных скважин при использовании подземно-поверхностной системы разработки Ярегского месторождения [1].
Загрязнение забоя и перфорированной части скважины песчано-жидкостной смесью так же за собой влечет увеличение статического уровня жидкости, при этом уровень жидкости в некоторых случаях поднимается выше перфорации продуктивного интервала, ухудшая или вовсе снижая приемистость паронагнетательной скважины.
Следовательно, для ликвидации проблемы загрязнения паронагнетательных скважин при подземно-поверхностной системе разработки Ярегского месторождения необходимо обеспечить вынос песчано-жидкостной смеси с забоя скважины.
К работам по выносу скважинной жидкости относятся методы освоения скважин:
обновление скважинной жидкости;
освоение пенными системами;
применение глубинных и струйных насосов.
Также для очистки забоев скважин используются специальные устройства УОЗ (устройство очистки забоя), которые обычно применяются при очистке забоев от пропантовых отложений после проведения гидроразрывов пласта.
К методам, обеспечивающим одновременный вынос скважинной жидкости и песка, возможно отнести:
обновление скважинной жидкости с последующим тартанием;
освоение пенными системами.
При компрессировании [2] приток в скважину получают вследствие снижения уровня жидкости в трубах за счет ее вытеснения газом (рис. 1).
Рисунок 1 - Снижения уровня жидкости в скважине компрессированием
Перед компрессированием в скважину спускают лифт НКТ, в которой установлены на предварительно рассчитанных глубинах пусковые муфты с отверстиями или специальные пусковые клапаны. Подбивают компрессорный агрегат, в затрубное пространство нагнетают инертный газ и снижают уровень жидкости. Когда уровень жидкости в затрубном пространстве достигает уровня размещения пусковой муфты лифта НКТ, происходит резкое падение в затрубном пространстве, а через трубное пространство на поверхности поступает смесь закачиваемого газа со скважинной жидкостью. Давление в затрубе стабилизируется после полного выброса жидкости из трубок, и закачиваемый газ одновременно выходя через пройденную пусковую муфту начинает снова отдавливать жидкость в затрубе до следующей муфты или воронки НКТ.
Метод освоения пенными системами [2] похож по своей технологии на компрессирование. Данный способ заключается в том, что вместо инертного газа в затрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, и это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление. Так же пенные растворы имеют более высокую вязкость и менее подвержены к поглощению в продуктивном перфорированном интервале [3], что позволяет наиболее эффективно выносить песчаник с забоя скважины.
Для освоения к скважине устанавливают передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре.
При закачке газожидкостной смеси на пузырьки газа действует архимедова сила, под действием которой они всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3- 0,5 м/с.
На данный момент на фонде паронагнетательных скважин НШУ «Яреганефть» применяется метод обновления скважинной жидкости с последующим тартанием.
Однако при применении поверхностно-подземной системы имеется возможность использования насыщенного пара высокого давления для подъема песчано-жидкостной смеси – парлифт, имеющий схожий принцип, как при использовании компрессирования и освоения пенными системами. При этом при смешивании пара высоких температур с водонефтяной эмульсией в скважине образуется паропенный раствор, следовательно, при парлифтном способе возможен вынос смеси с меньшей плотностью, что способствует увеличению полезной работы пара при подъёме скважиной смеси.
Описание метода
Конструкции паронагнетательных скважин нефтешахтных полей НШУ «Яреганефть» представлены обсадной колонной диаметром 168 мм, и длиной порядка 170 м., фильтром-хвостовиком диаметром 114 мм., длиной 30-40 м. Фильтр-хвостовик представляет из себя перфорированную насоснокомпрессорную трубу диаметром 114 мм. Закачка пара в скважину происходит по колонне насоснокомпрессорных труб диаметром 89 мм и спец. пакером посаженным на голову фильтра-хвостовика. Закачка пара в скважины осуществляется при давлении от 15 до 20 атм. Принципиальная схема нагнетательной скважины НШУ «Яреганефть» представлена на рисунке 2.
Рисунок 2 – Принципиальная схема нагнетательной скважины НШУ «Яреганефть»
На данный момент на фонде паронагнетательных скважин НШУ «Яреганефть» применяется классический метод нормализации забоев нагнетательных скважин. Суть применяемого метода заключается в промывке скважин технической водой. В большинстве случаев происходит прямая промывка скважины с поглощением закачиваемой технической воды пластом, тем самым происходит, вымыв песчаника с забоя в призабойную зону скважины, что снижает качество проводимого ремонта и уменьшает время межремонтного периода по очистке забоя скважины. На ряде скважин с низкой приемистостью возможна реализация обратной промывки, техническая вода не поглощается пластом, а по затрубному пространству поднимается на устье скважины, тем самым вымывая песчаник с забоя скважины в промывочную емкость бригады капитального ремонта скважин. После нормализации забоя скважин любым способом промывки происходит отстой жидкости в скважине, в результате чего взвесь песчаника в оставшемся столбе жидкости осаждается на забой скважины. На следующем шаге забой очищается бригадой КРС с помощью механической желонки, в среднем извлекаемый механической желонкой объем составляет всего 30-50 литров песчано-жидкостной смеси. Одним из неблагоприятных факторов также является заводнение призабойной зоны скважины, что в итоге снижает фазовую проницаемость при закачке пара.
Предлагаемый метод очистки забоев паронагнетательных скважин нефтешахтных полей НШУ «Яреганефть» парлифтным способом позволит решить проблему скважин с низкой приемистостью за счет удаления песчано-жидкостной смеси с забоя скважины на поверхность. Принцип предлагаемого метода заключается в подъеме песчано-жидкостной смеси с забоя скважины на поверхность за счет энергии расширения пара. При подъеме жидкость уносит с собой скопившийся на забое скважины песчаник, тем самым достигается двойной эффект – чистка забоя скважины и дренирование от лишней жидкости призабойной зоны скважины.
Чистка забоя и дренирование призабойной зоны скважины производится при помощи дополнительной колонны НКТ диаметром 48 мм. НКТ-48 без демонтажа фонтанной арматуры скважины, через герметизирующее устройство и лубрикаторную задвижку, с помощью автокрана спускается до текущего забоя скважины (рис. 3). К НКТ-48 на устье скважины, подсоединяется пароподающая линия, а буферная задвижка обвязывается на накопительную емкость для сбора поднятой жидкостнопесчаной смеси (схема №1. рис. 3). Далее подается пар с расчетным расходом и запускается процесс очистки забоя скважины.
Рисунок 3 – Принципиальная схема парлифта на нагнетательных скважинах НШУ «Яреганефть»
В ряде случаев, на скважинах с высоким статическим уровнем жидкости, существующего давления закачки пара будет недостаточно для запуска парлифтного процесса. В таких случаях производится поэтапное понижение уровня жидкости в скважине – колонна НКТ-48 спускается не на текущий забой, а на расчетную глубину скважины, с которой пускового давления будет достаточно для запуска парлифтного процесса. После понижения статического уровня жидкости в скважине колонна НКТ-48 углубляется, и таким образом опускается до текущего забоя скважины. В случае удаления всего объема жидкости из скважины при не достижении проектного забоя, производится долив в скважину тех. воды и процесс парлифта запускается вновь. Схема №2 (рис. 3) отличается тем, что подъем песчано-жидкостной смеси осуществляется по спущенной НКТ-48, а подача пара по кольцевому пространству между НКТ-48 и эксплуатационной НКТ-89 мм.
Моделирование парлифтного способа в симуляторе многофазового потока PIPESIM
Моделирование парлифтного способа подъема песчано-жидкостной смеси осуществлялось по исполнению, предложенному во второй схеме (см. рис. 3). Подъем ГСЖ осуществляется по спущенной НКТ-48, а подача пара по кольцевому пространству между НКТ-48 и эксплуатационной НКТ-89 мм.
Для определения возможности подъема песчаной смеси выбрана глубина спуска НКТ-48 равная 199 м. Глубина спуска НКТ-89 составляет 200 метров, в модели скважины НКТ-89 представлена как обсадная колонна. Следовательно, увеличенный объём, созданный между НКТ-48 и фильтром-хвостовиком диаметром 114 мм, пренебрегается в связи программных ограничений PIPESIM. Конструкция скважины представлена на рисунке 4.
Рисунок 4 – Модель парлифтной скважины
Параметры труб НКТ-48 и НКТ-89 мм представлены на рисунке 5.
Рисунок 5 – Параметры труб
Так как спуск НКТ-48 предполагается на максимально возможную глубину, и подача пара производится по кольцевому пространству между НКТ-89, то отметка установки газлифтного клапана принимается на глубине спуска НКТ-48 и на этом же уровне ставится пакер для перекрытия подъема жидкости по кольцевому пространству, пакер «предполагает», что для запуска парлифтного процесса давление нагнетания пара достаточно при любом гидростатическом уровне, так как возможно поэтапное понижение уровня в скважине, описанное в предыдущем разделе. Таким образом достигается максимально приближенная технология парлифта, представленная во второй схеме (см. рис. 3). Установка оборудования представлена на рисунке 6.
Рисунок 6 – Оборудование для парлифта
В симуляторе PIPESIM нет возможности прямого выбора закачки пара при моделировании газлифтной технологии, но имеется возможность приближения используемых для расчетов свойств газового агента к свойствам насыщенного пара. Главными характеристиками газов для расчетов в PIPESIM является плотность, вязкость и температура. Плотность определяется как отношение её величины к плотности воздуха в стандартных условиях, следовательно, относительная плотность пара к воздуху устанавливается на уровне 0,49 д.ед. [4].
В PIPESIM используется единая термобарическая зависимость вязкости для любого газа, но для уточнения значений имеется калибровка вязкости. Для калибровки вязкости пара выбрано табличное значение при давлении 1,55 МПа [5]. При установленном давлении табличное значение температуры 200 °С [5].
Свойства закачиваемого агента, приближенного к насыщенному водяному пару представлены на рисунке 7.
Рисунок 7 – Свойства закачиваемого агента
Описание свойств поднимаемого флюида (песчано-жидкостной смеси) требует установки значений плотности жидкости и вязкости. Плотность жидкости в расчете устанавливалась значениями 1000 кг/м 3 , 1100 кг/м 3 , 1200 кг/м 3 , 1300 кг/м 3 , 1400 кг/м 3 , 1700 кг/м 3 и 2000 кг/м 3 . Данные значения обуславливаются необходимостью проведения анализа возможности подъема жидкости при разной концентрации песка, однако пренебрегается процесс оседания песка на забой скважины и расчет ведется с условием, что весь песок находится в взвешенном состоянии по объему скважинной жидкости.
Вязкость пластового флюида, который попадает в скважину, устанавливается либо уже имеющимися корреляциями в PIPESIM, либо используется таблица описывающая зависимость вязкости жидкости от температуры. Следовательно, вязкость жидкости устанавливалась как зависимость вязкости Ярегской нефти от температуры [«Мини-проект разработки шахтного блока 2Т-4 НШ-3 по одногоризонтной системе 2016 год»]. Данная зависимость представлена в таблице 1.
Читайте также: