Спосіб ліквідації піщаної пробки та попередження її утворення

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема до методів боротьби та захисту від відкладень піску у свердловині та обладнанні і може бути використаний при поточному та капітальному ремонті свердловини для очищення вибою свердловини від піщаної пробки та відновлення продуктивності пласта. Продуктивні пласти деяких родовищ складають слабко зцементовані піски. При експлуатації таких пластів пісок разом з нафтою і газом виноситься із пласта у свердловину. Якщо швидкість рідини, що рухається по стовбуру свердловини і в підіймальних трубах, не забезпечує винесення на поверхню всього піску, він осідає на вибої, утворюючи піщану пробку. Під час зупинок свердловини, коли припиняється рух потоку рідини, пісок, обідаючи, також створює пробку. Піщані пробки за товщиною можуть доходити до 200-300 м і складають велику проблему на нафтогазовидобувних підприємствах, вирішення якої вимагає додаткових матеріальних та трудових витрат. З метою попередження пробкоутворення відомі такі методи, як встановлення та підтримування допустимої депресії, забезпечення безперервного виносу піску на поверхню шляхом підбору швидкості руху потоку рідини по піднімальних трубах; закріплення грунту у привибійній зоні пласта. ["Технология и техника добычи нефти и газа" Муравьев И.М., Базлов М.Н. и др. "Недра", 1971]. Відомо спосіб обмеження відборів рідини із свердловини, який дає змогу зменшити поступлення піску у свердловину, але застосування його обмежене у зв'язку з різким зменшенням дебітів [Бутко О.Г., Скуин Б.А. Методы борьбы с пескопроявлениями при эксплуатации нефтяных скважин. Обзорн. информ. - Москва "ВНИИОЭНГ", сер. "Нефтепромысловое дело", 1987]. Відомо спосіб попередження винесення піску із продуктивного пласта шляхом оброблення свердловини запомповуваною в привибійну зону суспензією завислих твердих частинок, покритих речовиною підвищеного склеювання [Патент США № 5871049, МПК Е21В33/138, 43/04, 43/267. Опубл. 16.02.1999]. Однак цей спосіб вимагає додаткових витрат і спецобладнання, а також створює додатковий опір течії нафти і газу. Відомо спосіб попередження утворення піщаної пробки, який полягає в тому, що в інтервалі суперколекторів встановлюють гравійні фільтри, які по способу заповнення гравієм поділяються на 2 види. В першому випадку у свердловину опускають колону обсаджених труб, а простір між колоною і стінкою свердловини заповнюють гравієм, запомпований з рідиною з поверхні; у другому випадку у свердловину опускають експлуатаційну колону вже з ущільненим на поверхні гравійним фільтром [Материалы специалистов ООО "Уренгойгазпром" по актуальным проблемам в области подготовки и переработки газа и газового конденсата. М.: ИРЦГазпром 2002. -с. 17-28]. Гравійні фільтри затримують в пласті великі фракції піску, які не створюють опору руху нафті і газу, що збільшує проникність пласта і з іншого боку, попереджують обвали, і прориви води. Але дрібний пісок, що поступає у свердловину призводить до абразивного зношування обладнання, зокрема - плунжерної пари штангових насоса та клапанних вузлів. Відомо свердловинний фільтр для боротьби з піскопроявами [Патент США № 5897271, МПК7 Е21В43/08. Опубл. 04.05.1999], який складається з перфорованих труб тканого фільтрувального матеріалу і зовнішньої захисної компоновки, яка включає зовнішній перфорований шар і внутрішній проникний шар. Цей фільтр затримує дрібні фракції піску, захищаючи обладнання, однак внаслідок забивання тканини фільтрувального матеріалу, потребує постійного очищення. Із методів ліквідації піщаних пробок у свердловинах відомо методи такі як очищення желонками, промивання рідиною, продування стиснутим повітрям, очищення безтрубним гідробуром, промивання струминним насосом, у способі промивання рідиною використовують здебільшого воду. Застосування води для ліквідації піщаних пробок викликає осадження дрібнодисперсних частинок глини з утворенням глиняної щільної пробки, що припиняє приплив рідини з пласта, до того ж воду можна використовувати тільки в обводнених пластах. Відмічені також серйозні недоліки способу ліквідації піщаних пробок шляхом промивання водою у свердловинах, що експлуатують пласти з низьким пластовим тиском у зв'язку з чим останнім часом перевага віддається способам очищення з використанням обладнання. Відомо обертову желонку, яка розрихлює піщану пробку і очищує вибій [Изв. втузов Азербайджана. 2000 р. № 1-2, с. 7-10 "Вращающаяся желонка для очистки песчаной пробки" Мамедов К.К.] Однак використання желонок у викривлених свердловинах і тих, що мають дефекти в експлуатаційних колонах, може створити аварійну ситуацію. Відомо спосіб механічного очищення від піску з вибою [заявка на патент № 2342667 Велика Британія МПК7 Е21В27/00 опубл. 19.04.2000 р.], який складається з контейнеру з розташованим знизу клапаном для забору піску. Однак цей спосіб малопродуктивний внаслідок незначних можливостей пристрою, за допомогою якого він здійснюється. Усі відомі методи мають суттєвий недолік, оскільки є причиною проведення повторних ремонтів, скорочення міжремонтного періоду роботи свердловини і передчасного виходу їх з ладу. У процесі промивання за наявності поглинання, пісок повністю не виноситься зі свердловини, осідає в кавернах привибійної зони, на вибої і частково залишається у завислому стані у стовбурі свердловини. Під час освоєння свердловини або після нетривалої її роботи, завислий пісок і пісок, що надійшов з привибійної зони, забиває клапани насоса і заклинює його, у результаті чого знову утворюються пробки. В усіх випадках для подальшої експлуатації будь-якої свердловини необхідно витягувати із свердловини експлуатаційне обладнання, очищати піднімальні труби і вибій свердловини від піску, а у випадку розміщення башмака піднімальних труб на рівні нижніх перфораційних отворів ще є ймовірність прихоплення піднімальних труб піщаною пробкою. Найбільш близьким до запропонованого винаходу за функціональним призначенням є відомий спосіб промивки піщаних пробок у свердловині [А.с. СССР №977691 Б.И. № 44, 1982 г. МПК Е21В21/00], який включає розмивання пробки напірним струменем рідини, яку подають по розташованій у свердловині внутрішній трубі, виведення суміші з піском із свердловини по другій зовнішній трубі. Під час руйнування пробки зовнішню трубу багато разів піднімають над пробкою для утворення воронки, в яку стікає пісок, при цьому подавання рідини у свердловину припиняють Після заповнення воронки, зовнішню трубу ставлять на пробку і знову розмивають. Цикл багаторазово повторюють до повного розмиву пробки. Це спосіб дає змогу локалізувати зону розмивання пробки, однак малоефективний і трудомісткий внаслідок багаторазових циклів здійснення. Крім того, цей спосіб тільки ліквідує пробку і не передбачає способу попередження її утворення. До того ж в міру очищення від пробки відбувається інтенсивне поглинання промивної рідини пластом і подальше промивання вибою стає неможливим. Не попереджає такого поглинання промивної рідини під час очищення перфораційних отворів фільтра від піщаної пробки. Тому в міру видалення пробки з вибою і очищення фільтра зростає інтенсивність поглинання пластом промивної рідини і в подальшому припиняється циркуляція і винесення піщаної суміші на поверхню. При цьому відбувається осадження завислих частинок піску у стовбурі свердловини, що призводить до важких аварійних ситуацій і прихоплення труб, довготривале простоювання труб у капітальному ремонті. Припинення промивання через поглинання рідини призводить до того, що свердловина залишається не очищеною від піску і вводиться в експлуатацію з малим дебітом, підвищеним вмістом механічних домішок у видобувній продукції, або взагалі простоює внаслідок неможливості видалення пробки промиванням. В основу винаходу покладено задачу вдосконалення способу очищення свердловини від піску, який поєднував би очищення свердловини від піщаної пробки шляхом створення необхідної репресії тиску на пласт дією рідини глушіння свердловини під час попереджувального (поточного) ремонту свердловини, або при зниженні її дебіту, а також попереджував би утворення піщаної пробки під час експлуатації свердловини, що забезпечить ефективне винесення піску і грязі на поверхню, покращить проникність пласта, підвищить дебіт свердловини, знизить вартість і тривалість ремонтних робіт і за рахунок попередження утворення піщаної пробки збільшить тривалість міжремонтного періоду. Крім того, стає можливим повна промивка вибою поглинаючих свердловин від піщаних пробок і відновлення її продуктивності. Поставлена задача вирішується тим, що у способи промивання піщаних пробок у свердловині, що включає розмивання пробки напірним струменем рідини, яку подають на вибій насосом і винесення гідросуміші із свердловини, згідно з винаходом створюють репресію тиску на пласт запомповуванням рідини глушіння в затрубний простір, зменшують приплив рідини із пласта з одночасним збільшенням подавання рідини глушіння до тих пір, поки гідросуміш, винесена по піднімальних трубах на поверхню, не буде містити завислих в ній частинок пластового писку, для чого напірному потоку рідини глушіння в каналі з найбільшою, площею прохідного перерізу надають швидкість не меншу за швидкість винесення гідросуміші із свердловини, при цьому башмак піднімальних труб встановлюють нижче рівня нижніх перфораційних отворів. Глушінням свердловини на вибої створюється тиск не менший пластового, при цьому припиняється приплив рідини (газу) з піском із пласта, а це дає змогу циркуляцією рідини глушіння очистити стовбур свердловини від піщаної пробки. Напірному потоку рідини глушіння в каналі з найбільшою площею прохідного перерізу надають швидкість не меншу за швидкість винесення гідросуміші із свердловини, тому що пісок виноситься потоком рідини із wp свердловини, коли виконується умова ³ 2 : 2,5 , w0 де w p - швидкість висхідного потоку рідини; (газорідинної суміші); w 0 - швидкість вільного осідання піщинок. Вгору вздовж стовбура лінійна швидкість висхідного газорідиннопіщаного потоку в наслідок припливу суміші зростає і стає рівною критичній швидкості зависання частинок піску, якій відповідає критична витрата рідини. Коли башмак піднімальних труб встановлюють нижче рівня нижніх перфораційних отворів, то в інтервалі зони фільтра піщинки, що виносяться із пласта, поступають до башмаків піднімальних труб, оскільки на рівні нижніх перфораційних отворів лінійна швидкість висхідного газорідиннопіщаного потоку дорівнює нулю, тобто маємо спадний потік, що дозволяє під час експлуатації свердловини попередити утворення піщаної пробки. Спосіб здійснюють наступним чином. У випадках, коли зменшується дебіт свердловини, що може свідчити про утворення піщаної пробки, або під час проведення попереджувальних (поточних) ремонтів свердловини, зупиняють свердловину, здійснюючи її глушіння запомповуванням під напором рідини глушіння в затрубний простір через насоси, встановлені на поверхні. При цьому тиск насосу розраховують таким чином, щоб швидкість потоку рідини глушіння в каналі найбільшою площею прохідного перерізу була не менша за швидкість винесення гідросуміші із свердловини. Запомповування здійснюють доти, поки гідросуміш з піском винесена на поверхню не буде містити завислих в ній частинок піску. Оскільки глушінням свердловини створюється тиск на вибої не менший пластового тиску, то припиняється приплив рідини (газу) і піску із пласта, а це дає змогу циркуляцією, рідини глушіння очистити стовбур від піску. Башмак насосно-компресорних труб встановлюють нижче нижніх перфораційних отворів, тоді в інтервалі зони фільтра пісок, що виноситься з пласта, поступає до башмака і вимивається не утворюючи піщаної пробки і не осідаючи на трубах. У випадку очищення газліфтної свердловини глушіння здійснюють методом зворотної аерації, тобто збільшують витрату рідини і зменшують витрату газу, одночасно з цим перекривають робочий газліфтний клапан, коли тиск на вибої свердловини стане рівним пластовому тиску. Приклад здійснення способу Опробування способу проведемо на Північно-Долинському родовищі, свердловині №315, яка потребує поточного ремонту через зниження дебіту. Розрахована за даною методикою рідина глушіння, яка використовується під час даного процесу готується попередньо на спеціальному устаткованні і транспортується у цистернах на свердловину. Вхідні дані по свердловині №315: - глибина свердловини - Н = 2600 м; Н := 2600 м; - процент перевищення пластового тиску на вибої перед освоєнням над пластовим тиском - D = 3,5% ; D := 3,5 % ; - внутрішній діаметр експлуатаційної колони – Dвн = 0,1291м ; - умовний діаметр НКТ - d нкт = 0,073 м ; - товщина стінки НКТ - d = 0,007 м ; - в’язкість рідини закачування - m гл = 0,013 Па × с ; - глибина спуску НКТ - L = 2250 м ; - прискорення вільного падіння - g = 9,8066 м 2 / с ; - густина нафти - rн = 840кг / м3 ; - пластовий тиск - рпл = 27 × 10 6 Па ; - в'язкість нафти - m н = 2,6 × 10 -3 . В якості насосних агрегатів для закачування використано агрегати типу УН 1-630*700А. При роботі на другій швидкості з діаметром плунжера 120 мм агрегат створює тиск р=35,796.106 Па та подає рідину з витратою Q= 6,2.10-3 м3/с. При розрахунку даного агрегата на третій швидкості з діаметром плунжера 120 мм тиск, що розвиває агрегат рівний 25,5 МПа і витрата рівна 17,4 л/с, а максимальний тиск закачки становить в межах 25-26 МПа. Тому даний агрегат використовуємо тільки на другій швидкості, де розвивається більший тиск. Для визначення зміни тиску при нагнітанні розіб'ємо свердловину по довжині НКТ на три рівних інтервали і знайдемо відповідно довжини, які пройде нафта по НКТ при витисненні її рідиною глушіння. Після розрахунку швидкості руху рідини в затрубному просторі та НКТ, коефіцієнтів гідравлічного опору та чисел Рейнольдса, обчислюємо втрати тиску на тертя в трубному просторі при русі нафти: Dp нi := l н × Dр ні = hi w 2 × rн × н dвн 2 Па 2,1012.106 4,2024.106 6,3036.106 Для знаходження градієнта втрат тиску на тертя при русі рідини глушіння в затрубному просторі розрахуємо ряд допоміжних параметрів. - параметр Хедстрема: He := t o × r гл × (D вн - d зов ) 2 h2 4 , He = 3,9798 × 10 - критичне число Рейнольдса для в'язкопластичної рідини обраховується за формулою: Reкргл := 2100 + 7,3 × Не 0,58 Reкргл = 5,4981× 103 - критична швидкість для в'язкопластичної рідини при русі в кільцевому просторі обраховується за формулою: h × Reкргл w кр := r гл × (Dвн - dзов ) w кр = 1,2669 м / с - число Рейнольдса для в'язкопластичної рідини (глинистий розчин в кільцевому перерізі) обраховується за формулою: w × (D вн - d зов ) × r гл Re кпгл := гл h R кпгл = 3,0216 × 103 - отримане значення числа Рейнольдса менше критичного: R кпгл = 3,0216 × 103 < R кпгл = 5,4981× 10 3 м м < w кр = 1,2669 с с Тому режим руху ламінарний і градієнт втрат тиску на тертя розраховуємо, попередньо визначаючи коефіцієнт b кп за графіком. Для цього обраховуємо параметр Сен-Венана-Ільюшина: w гл = 0,6963 А кпгл := 4 × tо b кп × (Dвн - d зов ) Па м Знайшовши градієнт втрат тиску знаходимо відповідні втрати тиску на тертя по інтервалах і значення тисків у відповідних перерізах: А кпгл = 569,4357 Dp гл1 = 4,2708 × 105 Па ; Dp гл2 = 8,5415 × 105 Па ; Dp гл3 = 1,2812 × 10 6 Па ; L + Dp н + Dp гл 1 1 3 2L - rн ) × g × + Dp н2 + Dp гл2 3 - rн ) × g × L + Dp н + Dp гл p 1 := ( r гл - r н ) × g × p 2 := ( r гл p 3 := (r гл 3 3 Тиск запомповування в момент досягнення рідиною глушіння вибою свердловини дорівнює: p 4 = ( rгл - rн ) × g × H + Dp н + Dp гл + Dpгл _ обс 3 3 Dp гл _ обс := А обс _ гл × (Н - L ) Dp гл _ обс = 8,6606 × 10 4 Па ; p 4 = ( rгл - rн ) × g × H + Dp н + Dp гл + Dpгл _ обс 3 3 p 4 = 1,4199 × 107 Па ; Проведемо визначення тиску нагнітання в процесі руху рідини глушіння по НКТ. p i = p 4 + D p гл _ нкті A нкт _ гл := 2 0,012 × r гл × w глнкт dвн A нкт _ гл = 1,1464 × 10 3 Па м р5=1,5059.107 Па; р6=1,5918.107 Па; р7=1,6778.107 Па; Зміна тиску в процесі глушіння зображена на фіг. Необхідний об'єм рідини глушіння для повної заміни нафти дорівнює різниці об'єму свердловини та об'єму який займають НКТ: Vсв := Н × Vнкт := L × p × D2 вн , Vсв = 34,0342 м 3 4 2 p × ( d 2 - d вн ) зов 4 , Vнкт = 3,2657м 3 Vн := Vсв - Vнкт , Vн = 30,7685 м3 Тривалість процесу глушіння: Vн Т гл := , Tгл = 82,7111хв Q × 60 Після того як був визначений необхідний об'єм рідини для ліквідації пробки, процес вимивання здійснюється до тих пір, поки з свердловини будуть виноситися частинки піску, при цьому котроль за процесом також здійснюють за відповідними обрахованими значеннями тиску. Даний процес є зацикльованим, тобто вода, яка виходить із свердловини повторно в неї запомповується.