Осложнения в системе «пласт - скважина»

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 6Следующая ⇒

К характерным причинам возрастания бездействующего фонда скважин, требующих капитального ремонта, в Западно-Сибирском газодобывающем регионе относятся: в сеноманских газовых скважинах – низкий дебит, приток пластовых вод и вынос песка; в неокомских газоконденсатных скважинах – низкий дебит, приток пластовых вод и негерметичность эксплуатационных колонн; в нефтяных скважинах – низкий дебит и отсутствие притока. В других регионах, например, для скважин на Астраханском ГКМ характерны негерметичности затрубного пространства и трубной головки фонтанной арматуры, вызванные интенсивным коррозионным воздействием [20].

На основании обобщения результатов известных работ [4, 5, 8, 12, 17, 19, 21, 22] разработана классификация осложнений в системе «скважина - пласт» [20], в которой рассмотрены причины, вызывающие эти осложнения, и способы предупреждения и ликвидации нарушений эксплуатационных свойств пласта на различных стадиях: от строительства скважины до вторичных методов добычи углеводородного сырья.

К основным видам осложнений при эксплуатации скважин относятся: нарушение связи в системе «пласт - скважина», НГВП, смятие и негерметичность обсадных колонн, пескопроявления и образование песчано-глинистых и газогидратных пробок.

Осложнения в системе «пласт - скважина» вызваны ухудшением естественных коллекторских свойств в ПЗП в результате взаимодействия между [20-22]:

- породами и их компонентами (карбонат-глина, песчаник-песок-пыль-глина-карбонат);

- флюидами, присутствующими в коллекторе (нефть, газ, вода);

- флюидами и твердыми веществами, проникшими в коллектор (буровой раствор, жидкости для заканчивания и ремонта скважин, фильтрат тампонажного раствора, вода для нагнетания в скважину при вторичных методах разработки).

Основные причины таких осложнений обусловлены, во-первых, свойствами пласта (низкая абсолютная проницаемость и слабая сцементированность пород) и добываемого флюида (высокая вязкость и большое содержание парафинов, асфальтенов); во-вторых, условиями и способами эксплуатации скважины (форсированный отбор флюида при больших депрессиях на пласт, органические и минеральные отложения, образование песчан-глинистых и газогидратных пробок, наличие коррозионной среды и бактерий); в-третьих, технологическими операциями, проводимыми на всех стадиях ее строительства, эксплуатации и ремонта [22].

Указанные причины оказывают большое влияние на снижение абсолютной проницаемости в результате закупоривания пор (размером от 10 до 100 мкм) твердой дисперсной фазой технологических жидкостей, применяемых при закачивании и ремонте скважин, дисперсионной средой (основой) тампонажного раствора и химических реагентов, ржавчиной и бактериями. Проникновение пресной воды приводит к набуханию и диспергированию глин и глиносодержащих пород, растворению межгранулярного цемента и деструкции скелета породы. Проникновение минерализованной воды вызывает нарушение структуры глин, слюд, полевых шпатов. При несовместимости солей и их растворов в порах образуются осадки. Снижению абсолютной проницаемости способствуют: эррозия фильтрационной (глинистой) корки в процессе циркуляции; большое избыточное давление при перфорации и длительный контакт между рабочей жидкостью и пластом; нарушение «связки» кислотой вследствие образования осаждающихся продуктов реакции и эмульсий с нефтью; диспергирующее действие ПАВ на глины; неправильно выбранный фракционный состав гравия и его смеси с песком; органические (парафины, асфальтены, гидраты) и неорганические осадки (карбонаты или сульфаты кальция, сульфаты бария, карбонаты или сульфиды железа), образующиеся в процессе эксплуатации скважины; снижение пластового давления, приводящее к увеличению напряжения в межгранулярных связях и нарушению сцементированности частиц песка; пескопроявления - за счет осаждения на забое скважины и кольматации фильтров; внедрение посторонней твердой фазы при нагнетании воды; понижение температуры, приводящее к выпадению осадков.

Снижение относительной проницаемости обусловлено повышением водонасыщенности и образованием водяных пробок; повышением поверхностного натяжения на границе раздела «вода - нефть»; внедрением воды, нефти или газа в процессе ремонта скважины; снижением пластового давления, в результате которого возрастает объем растворенного газа.

Образование эмульсий происходит, как правило, двумя различными путями: при нагнетании воды и соляной кислоты в нефтегазовый пласт или при насыщении воды нефтью (газом), что обуславливает повышение вязкостифлюида. Этому способствует также понижение температуры.

Каждый из рассмотренных выше показателей и их совокупность в итоге определяют реальные значения коэффициента продуктивности скважины.

В табл. 1.1 представлены сведения о нарушениях эксплуатационных свойств пласта на различных этапах строительства скважин и разработки месторождений [22].

Для выяснения причин ухудшения добычных возможностей скважины необходимо учитывать:

- петрофизические и минералогические характеристики на основе анализа кернового материала;

- свойства флюидов на основании термодинамических исследований (PVT);

- результаты исследования скважин, включающие отбор проб флюидов из пласта, определение динамики изменения пластового давления и снижения проницаемости вследствие кольматации пласта;

- ретроспективу (бурение, заканчивание, проведенные ремонты) и условия эксплуатации.

Влияние зоны кольматации на коэффициент продуктивности IР/IР_о(отношение фактического коэффициента продуктивности к теоретическому) в зависимости от К_с/К_о (отношение проницаемости зоны кольматации к естественной проницаемости пласта) детально проанализировано в работе [21]. Например, проницаемость 10-см кольматированной зоны, составляющая 10 % от естественной, обеспечивает производительность, равную 50 % от теоретической продуктивности газовой скважины.

В то же время при увеличении проницаемости призабойной зоны на 20 %, по сравнению с естественной, производительность скважины остается практически на том же уровне.

Рекомендуемые способы предупреждения нарушений эксплуатационных свойств пласта приведены в табл. 1.2. [21].

Следует отметить, что любое вмешательство в работу скважины связано с риском снижения ее производительности. Восстановление последней может быть как эффективным (например, за счет кислотной обработки карбонизированного пласта), так и невозможным. Вместе с тем, во всех случаях процесс восстановления производительности скважины является дорогостоящим, так как включает, наряду с прямыми затратами, потерянную продукцию во время вскрытия и на протяжении всего срока эксплуатации скважины, если восстановление производительности было частичным. В связи с этим необходимо разрабатывать предупредительные меры на всех стадиях - от этапа проектирования скважины до ее ремонта.

Таблица 1.1

Нарушения эксплуатационных свойств пласта

на различных этапах строительства скважин и

эксплуатации месторождений

Тип и причина нарушения	Обустройство скважины				Эксплуатация месторождения
Тип и причина нарушения	Бурение и цементиро-вание	Заканчивание	Ремонт	Интенсификация притока	Исследование скважин испы-тателем пласта	Первичная добыча	Дополни-тельное нагнетание флюидов
Закупоривание частицами бурового раствора	•	□	х	-	Δ	-	-
Миграция тонких частиц	х	•	х	•	•	х	•
Набухание глин	•	□	х	-	-	-	□
Эмульсионно-водное блокирование	х	•	□	•	Δ	•	•
Изменение смачиваемости	□	х	х	•	-	-	•
Сниженная относительная прони-цаемость	х	х	•	х	-	□	-
Органические наслоения	Δ	Δ	х	•	-	•	-
Неорганические наслоения	□	х	•	Δ	-	•	х
Закупоривание вдавленными частицами	-	•	х	х	-	-	•
Осаждение вторичных минералов	-	-	-	•	-	-	х
Бактериальное закупоривание	□	□	□	-	-	□	•
Вынос песка	-	х	Δ	•	-	х	□
Примечание: • - наиболее сильное влияние, х - сильное, □ - умеренное, Δ - минимальное, - - нет.

Таблица 1.2

Способы предупреждения нарушений

эксплуатационных свойств пласта

Возможные нарушения	Противопоказания	Способы предупреждения
Возможные нарушения	Противопоказания	Минимизация	Обработка пласта и оборудование забоя
Набуханиечувствительных к воде минералов; (хлорит - смектита, гидрослюды - смектита, смектит - монтмориллонита)	Системы с чистой водой	Использование флюидов на нефтяной основе, KCl, СаС1₂, NH₄C1	Кислотная обработка с помощью HCI/HF, правильная промывка до и после обработки
Осаждение гидроксидов Fe(за счет чувствительных к НС1: хлорита с Fe, хлорит-смектита, доломита с Fe, глуканита, пирита, сидерита)	Системы с О₂ и высоким рН	Использование кислотных систем, кислородных раскислителей	Кислотная обработка с помощью HCI/HF с подходящим комплексом
Осаждение флюорита (за счет чувствительных к HF: кальцита, доломита, силикатов)	Кислота HF	Использование НС1 или уксусной кислоты	Минимальный перепад давления, введение растворителя
Образование наслоений (ангидрита, барита, кальцита, гипса, галита)	Флюиды с растворенными сульфатами, бикарбонатами, кислородными раскислителями	Использование бессульфатных флюидов, замедлителей реакций образования наслоений, совместимых флюидов	Минимальный перепад давлений, введение растворителя
Миграция «тонких» частиц (доломита, гидрослюды, каолита, силикатов)	Высокие скорости течения, большие перепады давления	Перфорация ниже уровня равновесия, низкие скорости течения и малые перепады давления	Стабилизация глин или кислотной обработки с помощью HCl/HF, рациональная промывка до и после обработки
Вынос песка (породообразующие минералы)	Высокие скорости течения, большие перепады давления	Использование низких скоростей течения, малых перепадов давления	Гравийная набивка, хвостовики, фильтры с просверленными или щелевидными отверстиями, «укрепление» смолами и др.

В настоящее время для обеспечения проектных уровней добычи газа и жидких углеводородов из продуктивных залежей в ОАО «Газпром» ежегодно выполняется более 1500 различных видов ремонтов скважин, из которых чаще всего проводятся [23]:

- изоляция и ограничение зон водопритоков;

- очистка забоев и восстановление приемистости скважин;

- установка цементных мостов;

- ликвидация песчаных, песчано-глинистых, газогидратных и асфальтено-смоло-парафиновых пробок;

- приобщение дополнительных интервалов и пластов;

- физико-химическое и гидродинамическое воздействие на пласт.

Дата добавления: 2018-02-18; просмотров: 924; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 1 234 5 6 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!