WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Последствиям разрушения коллектора, способам и средствам предупреждения выноса песка в процессе эксплуатации и заканчивания скважин посвящены работы многих исследователей: Дадыки В.И., Алишаняна Р.Р., Гольдштейна В.В., Гамзатова С.М., Ашрафьяна М.О., Свиридова В.В., Мелика-Асланова Л.С., Рахимова Н.Р., Чарыева О.М., Арестова Б.В., Ахметова А.А., Ремизова В.В., Цайгера М.А., Спарлина Д.Д., Стейна Н., Сьюмена Д, Коберли С.Д., Элиса Р. и др.

Анализ результатов исследований по этому направлению выявил следующее.

Использование фильтров имеет ряд недостатков, ведущих к снижению потенциального дебита: засорение механическими примесями (песок, ил); бактериологическое зарастание фильтров; коррозия фильтров. Кроме того, использование фильтра связано с применением пакера, его надежной герметизацией.

Использование составов на основе смол требует проведения дополнительных трудоемких операций по получению проницаемого состава для крепления неустойчивых пород, который со временем теряет прочность, дает усадку или сопровождается выделением воды в продуктивный пласт, что ухудшает коллекторские свойства продуктивных пластов. Кроме того, они дороги, дефицитны и экологически не безопасны.

Анализ известных рецептур тампонажных составов, формирующих проницаемый цементный камень, показал, что исследования проводились при нормальных условиях. Эти тампонажные составы в термобарических условиях не способствуют достижению желаемого результата, кроме того, их использование в большинстве случаев сопряжено с большими материальными затратами и усложнением технологии работ. В целом успешность работ по креплению прискважинной зоны проницаемым цементным фильтром остается низкой и составляет 30—40%.

На основе проведенного анализа патентной, научно-технической и периодической литературы выявлены факторы, определяющие выбор способа задержания песка для конкретного месторождения или скважины: первоначальные затраты при данном методе задержания песка; ожидаемая успешность метода;

влияние метода на продуктивность скважины; затраты на ремонт; качество пластового песка; наличие в пласте большого числа тонких продуктивных пропластков; исключение поступления внутрипластовой воды или газа; присутствие в пласте нежелательных глинистых прослоев; величина снижения пластового давления по сравнению с первоначальным; информация о выносе песка.

Для сеноманских скважин Уренгойского месторождения с коллекторами проницаемостью 0,002 – 0,05 мкм2 согласно рассмотренных факторов предложен способ заканчивания скважин с цементным фильтром.

Актуальным является создание такого тампонажного раствора, который формировал бы проницаемый тампонажный камень, не требующий дополнительных технологий, был прост в изготовлении, не содержал большого количества реагентов, требуемых для физических и химических процессов его формирования.

В третьем разделе диссертационной работы оценено влияние степени вскрытия продуктивного пласта скважиной, соотношения проницаемости цементного камня и продуктивного пласта, радиуса цементного камня-фильтра.

Уравнение притока к несовершенной газовой скважине имеет следующий вид:

2 Рпл - Рс = (А1 + А2)Q + (B1 + B2 )Q, где, Рпл и Рс – соответственно пластовое и забойное давление, Па;

А и В – коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины;

Q – дебит газа при Ратм и Тст, м3/сут.

Несовершенство газовой скважины определяется такими показателями, как коэффициентом несовершенства по степени вскрытия продуктивного пласта скважиной (интервал), так и коэффициентом несовершенства по характеру вскрытия (радиус и число отверстий, по высоте интервала перфорации).

Расчет зависимости влияния проницаемости приствольного участка на дебит скважины проводился по специально разработанной программе. Анализ результатов показал что:

- чем больше коэффициент совершенства по степени вскрытия продуктивного пласта, тем выше производительность скважины (рисунок 2).

- с увеличением проницаемости цементного камня-фильтра производительность скважины сначала резко увеличивается, а затем ее влияние носит незначительный характер.

- установлено, что для низкопроницаемого пласта предельная проницаемость фильтра (проницаемость, при которой ее влияние носит менее выраженный характер) составляет 1,5 – 1,6 проницаемости пласта (рисунок 3). Для среднепроницаемых пластов предельная проницаемость фильтра примерно равна проницаемости пласта. Для высокопроницаемых пластов предельная проницаемость равна 150-200 мД. Увеличение проницаемости цементного фильтра свыше указанных величин предельной проницаемости не приводит к значительному повышению производительности скважины.

0,00E+00 1,00E-13 2,00E-13 3,00E-13 4,00E-13 5,00E-13 6,00E-13 7,00E-13 8,00E-13 9,00E-Коэффициент совершенства скважины по степени вскрытия 2/Проницаемость фильтра, мД Коэффициент совершенства скважины по степени вскрытия 1/Коэффициент совершенства скважины по степени вскрытия 1/Коэффициент совершенства скважины по степени вскрытия Рисунок 2 – Производительность скважины с цементным фильтром за обсадной колонной при различной степени вскрытия пласта скважиной - увеличение радиуса проницаемого цементного камня-фильтра с проницаемостью меньшей, чем проницаемость продуктивного пласта приводит к снижению дебита скважины. В случае одинаковой проницаемости цементного камня-фильтра и породы продуктивного пласта наблюдается незначительное снижение дебита скважины.

м 3/ сут Дебит, 0,00E+00 1,00E-13 2,00E-13 3,00E-13 4,00E-13 5,00E-13 6,00E-13 7,00E-13 8,00E-13 9,00E-Проницаемость пласта 800мД Проницаемость пласта 400 мД Проницаемость Проницаемость пласта 200 мД Проницаемость пласта 100 мД фильтра, мД Проницаемость пласта 50 мД Проницаемость пласта 10 мД Проницаемость пласта 5 мД Проницаемость пласта 1 мД Рисунок 3 – Зависимость продуктивности скважины при различных соотношениях проницаемостей цементного камня-фильтра и пласта (коэффициент совершенства скважины по степени вскрытия 1) При увеличении проницаемости цементного камня - фильтра больше проницаемости пласта наблюдается рост дебита на 3%. В целом увеличение радиуса фильтра не приводит к значительному росту дебита, а его уменьшение, наоборот, позволяет увеличить дебит.

Полученные результаты проведенных исследований позволяют рекомендовать выбор или разработку технологических решений по оборудованию низа эксплуатационной колонны, например:

- для низкопроницаемых, слабоустойчивых коллекторов требуется разработка технологических решений, направленных на повышение проницаемости цементного камня;

- для коллекторов средней проницаемости могут использоваться существующие технологии и технические средства;

Дебит, м 3/ сут - для высокопроницаемых пластов перспективны технологические решения, связанные с использованием гравийных фильтров.

Теоретические предпосылки создания проницаемого цементного камня, представленные в данном разделе, позволили определить требования к тампонажному составу и камню для формирования его проницаемости, задачи исследования и разработать методику проведения экспериментов.

Показано, что проницаемость цементного камня увеличивается при увеличении водоцементного отношения, формирование проницаемой структуры цементного камня возможно на ранних сроках его твердения при фильтрации через него газа.

Исследования проводились в соответствии с ГОСТ 1581-96, ГОСТ 798.1-96, ГОСТ 26798.2-96, ГОСТ 30515-97. Отбор проб тампонажных материалов проводился согласно ГОСТ 30515-97.

Определение проницаемости образцов цементного камня проводилось на импортной установке фирмы Chandler engineering – Formation Respone Tester - Тестер реакции пород модель 6100, приборная часть и компьютерное обеспечение которой позволяет варьировать в широких пределах входные параметры (давление, температуру, расход жидкости и максимально приблизить условия проведения эксперимента к пластовым.

В четвертом разделе диссертационной работы описываются результаты экспериментальных исследований по изучению влияния газообразующих добавок, крупнодисперсных наполнителей на физико-механические свойства тампонажных растворов и камня.

Анализ результатов проведенных экспериментальных исследований по формированию проницаемого цементного камня показал эффективность и перспективность применения пористых и крупнодисперсных наполнителей в сочетании с газообразующей добавкой, разрушающейся при определенной температуре и некоторого количества нефти, вводимой в жидкость затворения. В качестве газообразующей добавки предложен карбонат аммония. Воздействие темпе ратуры порядка 60 С приводит к разложению добавки согласно химическому уравнению:

(NH4)2CO3 = 2 NH3+ СО2 + НРазрушение газообразующей добавки с выделением газа в ранние сроки твердения цементного камня при наличии перепада давления способствует раздвижке структур еще не затвердевшего камня и вытеснению из него несвязанной жидкости затворения, газа и нефти.

Повышение забойной температуры до требуемой (600С) предложено использованием в технологии заканчивания скважины обсадных труб с магниевыми заглушками и технической соляной кислоты. Взаимодействие магния с соляной кислотой протекает по следующему уравнению:

Mg + 2HCl= MgCl2 + H2 – 445,5 кДж/моль Н= (-641,1)-2(-92,3) = -445,5 кДж/моль Результаты экспериментов обработаны методами математической статистики и представлены на рисунках 4, 5. Их анализ позволил, исходя из достижения наибольшей проницаемости и прочности сформированного камня, обеспечения процесса установки, рекомендовать оптимальный состав смеси:

карбонат аммония – 8%, ПЦТ-20%, керамзит - 40%, песок 40%, нефть 1,6% от смеси В/Ц 0,75-0,8.

Количество магния (число заглушек) и концентрация соляной кислоты для создания температуры на забое необходимой для разложения карбоната аммония в цементном камне представлены в таблице 1.

z=-1,522e5+3003*x-135,245*y-14,806*x*x+1,279*x*y+1,033*y*y 5, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, above Рисунок 4 - Зависимость проницаемости цементного камня от состава тампонажной смеси и содержания карбоната аммония при температуре 200С z=-1,79e5+3529,93*x-136,588*y-17,4*x*x+1,309*x*y+1,158*y*y 11, 18, 24, 31, 37, 44, 50, 57, 64, 70, above Рисунок 5 - Зависимость проницаемости цементного камня от состава тампонажной смеси и содержания карбоната аммония при температуре 600С Таблица 1 – Результаты эксперимента по определению влияния количества магния и соляной кислоты для создания температуры на забое Вес Концен КоличеДиа- Количе- маг- трация Темпество Давле- Время расметр ство маг- ние- соля- ратура НС1, на ние, творения фильт ниевых вой ной ки- на за- Ткон, 0С 1 м МПа заглушки, ра, заглушек, за- слоты, бое, фильт- мин мм шт глуш % С ра, л ки, г 27 30 10 57 168,3 22,15 20 13 27 40 10 63 24 40 10 61 27 30 10 57 146 16,7 20 13 27 40 10 63 24 40 10 61 В пятом разделе предложена технология заканчивания скважин для сеноманских газоносных слабосцементированных пластов-коллекторов, приведены результаты промысловых испытаний, дана оценка технико-экономической эффективности применения.

Представленные результаты теоретических и экспериментальных исследований послужили основой разработки технологии оборудования интервала против продуктивного горизонта, склонного к пескопроявлениям, проницаемым цементным камнем-фильтром, суть которой сводится к следующему.

По окончании процесса бурения осуществляется спуск эксплуатационной колонны, обсадные трубы которой, располагающиеся в интервале продуктивного пласта, заранее проперфорированы. В отверстиях установлены магниевые заглушки. Число отверстий выбирается из расчета повышения забойной температуры до требуемой для разложения карбоната аммония, но не менее числа отверстий, обеспечивающих максимально возможную производительность скважины (устанавливается из опыта эксплуатации месторождения или расчетным методом). Процесс цементирования осуществляется практически без изменения существующей технологии прямого одноступенчатого способа цементирования.

Интервал выше (на 150 м) и ниже продуктивного пласта заполняется чистым бездобавочным тампонажным раствором с пониженным водосодержанием (В/Т не более 0,4), особенно при наличии подошвенных вод, в целях предупреждения преждевременного обводнения.

По окончании цементирования скважина выдерживается в течении времени требуемого для затвердевания тампонажного раствора. Затем после ОЗЦ скважину осваивают. В качестве части жидкости освоения, располагающейся против интервала продуктивного пласта, используется техническая соляная кислота. Температура окружающей среды в результате процесса взаимодействия увеличится. В формирующейся структуре цементного камня карбонат аммония разлагается с выделением углекислого газа и аммиака, что способствует протеканию дальнейших процессов, связанных с формированием пористой структуры цементного камня. Образующийся в результате реакции взаимодействия соляной кислоты и магния водород вызывает повышение давления в скважине. Для обеспечения притока газа из пласта и образования проницаемой структуры в цементном камне давление в скважине снижают на 0,5-0,6 МПа, но не более 1МПа для предотвращения разрушения цементного камня, так как его прочность еще незначительна.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. Проведенный анализ геолого-промысловой характеристики неустойчивых пластов сеноманских газовых скважин Уренгойского месторождения позволил выявить основные причины разрушения коллекторов и выноса песка, провести их классификацию исходя из условий их возникновения и рекомендовать применение цементного камня - фильтра для низкопроницаемых коллекторов.

2. Оценено влияние коэффициента несовершенства по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта на продуктивность скважины из условия обеспечения максимально возможного дебита скважины, проницаемости цементного камня-фильтра и продуктивного пласта.

3. Научно обоснована и экспериментально подтверждена эффективность применения карбоната аммония в качестве газообразующей добавки для форми рования проницаемой структуры цементного камня, объяснен механизм и химизм ее формирования.

4. Предложена конструкция забоя и разработана технология крепления призабойной зоны продуктивного пласта цементным фильтром и фильтром с магниевыми заглушками. Экспериментально подтверждена ее эффективность.

5. Предлагаемое решение проблемы пескопроявлений при эксплуатации скважин позволит сохранить коллекторские свойства пласта, сократить сроки освоения скважины и увеличить время межремонтного периода эксплуатации.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»