Освоение и глушение нефтяных скважин


A. M. Насыров, С. Ю. Борхович, О. Н. Барданова












            ОСВОЕНИЕ И ГЛУШЕНИЕ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН




Учебное пособие



















Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2022

УДК 622.276
ББК 33.361
     Н31



Рецензенты:
доктор технических наук, профессор Валеев Марат Давлетович; кандидат технических наук Шляпников Юрий Викторович;
главный геолог ООО «Ижгеосервис» Усманова Лилия Феликсовна


    Насыров, А. М.
Н31 Освоение и глушение нефтяных скважин : учебное пособие / А. М. Насыров, С. Ю. Борхович, О. Н. Барданова. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2022. - 264 с. : ил., табл.
           ISBN 978-5-9729-0832-5

     Изложены теоретические основы притока жидкости к скважине, причины, осложняющие условия притока, и возможные методы устранения факторов, ухудшающих приток нефти. Показаны преимущества и недостатки основных методов и способов освоения скважин. Дана характеристика методам вторичного вскрытия пластов, непосредственно влияющим на эффективность освоения скважин. Приведены описания новых патентованных технологий, повышающих эффективность освоения скважин. Подробно расписаны требования к жидкостям глушения, уделено внимание применению эффективных технических средств как альтернативе буферным жидкостям. Приведена методика расчета необходимого количества солей для достижения требуемой плотности жидкостей глушения. Представлен значительный объем информации по промышленной и экологической безопасности.
     Для студентов нефтяных специальностей и инженерно-технических работников нефтепромыслов.
                                                    УДК 622.276
                                                    ББК 33.361








ISBN 978-5-9729-0832-5

     © Насыров А. М., Борхович С. Ю., Барданова О. Н., 2022
     © Издательство «Инфра-Инженерия», 2022
                            © Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2022

ОГЛАВЛЕНИЕ


ВВЕДЕНИЕ........................................................7
1.  ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН ПОСЛЕ БУРЕНИЯ И ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА.........................................................10
1.1. Влияние снижения скин-фактора на продуктивность скважины и на коэффициент извлечения в зоне дренирования скважины.
Снижение скин-фактора при освоении скважин......................10
1.1.1. Гидродинамическое несовершенство скважин................10
1.1.2. Скин-эффект. Значения скин-фактора.......................11
1.2. Характеристика существующих методов освоения скважин......18
1.2.1. Особенности процессов освоения. Порядок освоения........18
1.2.2. Диагностика состояния пласта в призабойной зоне.........21
1.3. Предыдущие операции, непосредственно влияющие на эффективность освоения скважин. Обзорная информация об основных видах перфорации, преимущества и недостатки......................................23
1.3.1. Кумулятивная перфорация.................................29
1.3.2. Конструкция перфоратора с имплозивной камерой...........31
1.3.3. Гидропескоструйная перфорация...........................32
1.3.4. Гидромеханическая щелевая перфорация....................33
1.3.5. Пулевая перфорация......................................36
1.3.6. Торпедная перфорация....................................37
1.3.7. Сверлящая перфорация....................................37
1.4. Общие сведения и технология проведения радиального бурения на примере ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и ПАО «Татнефть»..................39
1.5. Применение технологии МГРП при вторичном вскрытии пласта...44
1.6. Методика вызова притока...................................54
1.7. Методика оценки фильтрационных параметров пласта и совершенства заканчивания скважин............................58
1.8. Методы и способы освоения скважин.........................63
1.8.1. Способ освоения азотным компрессором....................65
1.8.2. Метод понижения уровня..................................76
1.8.3. Снижение уровня в скважине поршневанием (свабирование)...77
1.8.4. Длинноходовые насосные установки с ленточным механизмом подьема........................................................96
1.8.5. Освоение скважин применением струйного насоса...........97
1.8.6. Метод «мгновенной» депрессии...........................103
1.9. Мероприятия по повышению эффективности процесса вызова притока с точки зрения очистки призабойной зоны от кольматантов.
Метод глубокой циклической депрессии..........................114
1.10. Технологическая эффективность применения глубокой циклической депрессии при освоении скважин......................120
1.11. Охрана труда и промышленная безопасность при освоении скважин.........................................................122

3

2. ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН............................................132
2.1. Технология глушения.......................................133
2.2. Исходные жидкости для глушения скважин и приготовления солевых растворов..............................................141
2.3. Глушение скважин с применением блокирующих жидкостей.........148
2.4. Составы блокирующих жидкостей. Нормальные условия глушения...159
2.5. Добавки-модификаторы для жидкостей глушения...............164
2.6. Расчет процесса глушения..................................173
2.7. Контроль качества жидкости глушения.......................176
2.8. Подготовительные работы...................................181
2.9. Методы и способы глушения газонефтеводопроявлений при бурении скважины...........................................185
2.10. Газонефтеводопроявление (ГНВП)...........................189
2.11. Растворно-солевые узлы для приготовления жидкостей глушения.199
2.12. Охрана труда и промышленная безопасность при глушении и промывках скважин............................................213
3. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАНОСТИ
ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ РАБОТ ПО ОСВОЕНИЮ И ГЛУШЕНИЮ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН...............................................217
3.1. Управление экологической безопасностью производства на предприятии....................................................217
3.2. Источники загрязнения поверхностных вод, образующиеся при бурении, добыче, транспорте и хранении нефти и газа...........224
3.3. Загрязнение воздуха и его источники.......................227
3.4. Основные причины загрязнения окружающей среды
на устье нефтяных и нагнетательных скважин и меры предупреждения..229
3.4.1. Требования к устьевому оборудованию.....................229
3.4.2. Предупреждение загрязнения окружающей среды из-за дефектов эксплуатационной колонны...........................235
3.5. Профилактика нефтегазопроявлений и открытых фонтанов при ремонте и освоении скважин. Требования по недопущению загрязнения окружающей среды при глушении, ремонте и освоении скважин........................................................242
ЗАКЛЮЧЕНИЕ.....................................................250
ПЕРЕЧЕНЬ ЛИТЕРАТУРЫ............................................252
Приложение 1. Наряд-допуск на выполнение работ повышенной опасности......................................................254
Приложение 2. Чек-лист готовности к процессу глушения скважины.256

4

СОКРАЩЕНИЯ ПРИ ИЗЛОЖЕНИИ ТЕКСТА


АВПД - аномально высокое пластовое давление;
АНПД - аномально низкое пластовое давление;
АСПО - асфальтосмолопарафиновые отложения;
БГЭР - буферный (блокирующий) гидрофобно-эмульсионный раствор;
ВУС - вязкоупругий состав;
ГНО - глубинное насосное оборудование;
ГРП - гидравлический разрыв пласта;
ЖГ - жидкость глушения;
ЖКС - жидкая кальциевая селитра;
ИННЦ - ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр»;
КВЧ- концентрация содержания взвешенных частиц;
КИН - коэффициент извлечения нефти;
КПАВ - поверхностно-активное вещество катионного типа;
КРС - капитальный ремонт скважин;
МГРП - многостадийный гидроразрыв пласта;
НКТ - насосно-компрессорные трубы;
ОПЗ - обработка призабойной зоны;
ПАВ - поверхностно-активное вещество;
ПЗП - призабойная зона пласта;
ПНТВ - пункт набора технической воды;
РД - руководящий документ;
РН - водородный показатель жидкости;
ТЖГ - тяжелые жидкости глушения;
ТКРС - текущий и капитальный ремонт скважин;
УС РСиСТ - управление супервайзинга ремонта скважин и скважинных технологий;
УТЖ- универсальная технологическая жидкость;
ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства (пласта);

5

ФТП - фильтрат технический пентаэритрита;
ЦДНГ - цех по добыче нефти и газа;
ШГН - штанговый глубинный насос;
УЭЦН - установка электроцентробежного насоса;
РСУ- растворно-солевые узлы.

6

        ВВЕДЕНИЕ


      Технологические операции по освоению и глушению непосредственно влияют на продуктивность скважины, на фильтрационные свойства пластов в призабойной зоне скважин, на конструктивные элементы скважинного оборудования и требуют соблюдения правил промышленной и экологической безопасности.
      Перед пуском скважину в эксплуатацию после бурения или подземного ремонта скважину требуется осваивать. Освоение скважин - завершающий и важнейший процесс строительства или подземного ремонта скважин. Процесс предполагает вызов притока из пласта в скважину и подъем флюидов на поверхность. От успешности и качества освоения зависят и продуктивность скважины, и срок эксплуатации (в том числе безводной), и охват пласта фильтрацией по мощности.
      Методы и способы освоения скважин зависят от горно-геологических условий и коллекторских свойств пласта, от технической возможности, технологической эффективности и экономических показателей.
      Вызов притока - технологический процесс снижения противодавления на забое простаивающей скважины, ликвидации репрессии на пласт и создания депрессии, под действием которой начинается течение флюида из пласта в скважину.
      Призабойная зона скважин, особенно до глубины 20-30 см от стенок скважин, сильно загрязняется из-за проникновения бурового раствора при вскрытии пласта бурением, цементный раствор проникает при цементаже эксплуатационной колонны, скважинная жидкость при перфорации и технологических промывках. Это загрязнение нефтяники называют скин-эффектом, а численная величина называется скин-фактором. Если скин-фактор имеет плюсовое значение, например, + 2 - это указывает на загрязнение призабойной зоны, если минусовое значение, например (-1,5) - это говорит о том, что в результате технологического воздействия - кислотная обработка, щелевая перфорация и т. д. проницаемость пород в ПЗП стала лучше, чем в естественных условиях.

7

     Скважина, околоскважинная зона и отдаленная часть пласта - это взаимосвязанные и взаимодействующие элементы единой гидродинамической системы. В процессе строительства скважины наиболее существенные изменения фильтрационных свойств пласта происходят в ее околоскважинной зоне. Ухудшение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) оказывает влияние не только на ее производительность, но и темпы разработки месторождения и конечный коэффициент нефтеизвлечения.
     Актуальность данного вопроса повышается в связи с истощением запасов нефти в разрабатываемых месторождениях и увеличением доли запасов на месторождениях с трудноизвлекаемыми и неоднородными пластами.
     Практически все из известных технологий и методов увеличения нефтеотдачи (МУН) достаточно затратны, используемые рабочие агенты, реагенты -дорогостоящие, а по имеющимся данным себестоимость дополнительно добываемой нефти за счет МУН значительно выше по сравнению с нефтью, добываемой традиционными методами.
     Данное обстоятельство является главным сдерживающим фактором для использования и развития технологий, предусматривающих МУН при разработке нефтяных месторождений, особенно в периоды существенного падения мировых цен на нефть.
     Обеспечение высокой нефтеотдачи пластов - задача комплексная. Достижение высокой нефтеотдачи пластов начинается с проектирования и строительства скважин. Надежная конструкция скважины обеспечивает длительную эксплуатацию скважины, предотвращает преждевременное обводнение чужой водой или прорыв газа из газовой шапки, позволяет создавать большую депрессию на пласт.
     Особенно важно высокое качество работы в стадии заканчивания скважин - вскрытии пласта и освоении скважины. Грамотное и качественное выполнение работ на этой стадии не только сохраняет естественную продуктивность пластов, но и позволяет снижать скин-фактор и повышать коэффициент охвата пласта фильтрацией по мощности.

8

     К сожалению, не всегда предприятия по добыче нефти уделяют внимание процессу освоения скважин в связи с дополнительными затратами на повышение качества освоения, из-за чего не только не используется возможный потенциал скважины по продуктивности, но и часть запасов по мощности оказываются захороненными. Многие специалисты считают, что самым недорогим способом повышения нефтеотдачи пласта является комплекс мер по повышению полноты охвата пласта фильтрацией по мощности в стадии заканчивания скважин и тщательное освоение скважин.

9

        ГЛАВА 1

        ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН ПОСЛЕ БУРЕНИЯ
        И ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА

1.1.   Влияние снижения скин-фактора на продуктивность скважины и на коэффициент извлечения в зоне дренирования скважины. Снижение скин-фактора при освоении скважин

     Методы первичного и вторичного вскрытия пласта, а также способы освоения скважин играют определяющую роль в реализации добывающих возможностей скважины, в повышении сроков безводной эксплуатации скважины и в повышении охвата разработкой по мощности пласта.
     Одной из актуальных проблем управления разработкой нефтяных месторождений является своевременная и корректная оценка добывного потенциала скважин для подготовки и принятия решений по совершенствованию технологии разработки месторождения и планированию уровней отбора нефти.
     Для теоретического обоснования процессов фильтрации необходимо более подробно изложить конструкцию забоев скважин и гидродинамические процессы, происходящие при эксплуатации скважин.

    1.1.1. Гидродинамическое несовершенство скважин

     Гидродинамическое несовершенство скважин проявляется в том, что в призабойной зоне пласта отсутствует радиальность потока по причине, обусловленной конструкцией забоя или фильтра.
     Отметим три типа несовершенных скважин.
     1.    Скважина вскрывает пласт не на всю его толщину. Это приводит к искривлению линий тока, а, следовательно, к дополнительным фильтрационным сопротивлениям в призабойной зоне. Такая скважина называется несовершенной по степени вскрытия пласта (рис. 1.1). Это несовершенство скважин рекомендуется учитывать введением в формулу Дюпюи дополнительного фильтра-


10

ционного сопротивления, обусловленного несовершенством скважины по степени вскрытия Ci.
     2.       Приток жидкости или газа в скважину происходит не по всей вскрытой толщине пласта. Как правило, продуктивный пласт перекрывается обсадной колонной, которая затем перфорируется. Это обусловливает дополнительное фильтрационное гидравлическое сопротивление C2 - сопротивление, вызванное характером вскрытия пласта. Оно зависит от плотности перфорации, диаметра отверстий и глубины проникновения перфорационных отверстий в породу. Также зависит от типа перфорации (нулевая, кумулятивная, гидропескоструйная и т. д.). Скважина в этом случае называется несовершенной по характеру вскрытия пласта (рис. 1.2). Это несовершенство учитывается коэффициентом С2.

     3.      Скважина несовершенна как по степени, так и по характеру вскрытия пласта. Реальные скважины часто характеризуются именно этим типом несовершенства. Заметим, что не учёт этого естественного несовершенства приводит к снижению гидропроводности, определённой по коэффициенту продуктивности.
     Поступление жидкости из пласта в ствол несовершенной скважины более затруднено, чем в совершенную скважину, так как площадь поверхности фильтрации у несовершенной скважины меньше по сравнению с совершенной скважиной.

    1.1.2. Скин-эффект. Значения скин-фактора

     Жидкость, притекающая в скважину, приближаясь к стволу, встречает все возрастающее гидравлическое сопротивление, обусловливаемое уменьшением 11

площади фильтрации. Иными словами, жидкость по мере приближения к скважине оказывается как бы во все более стесненных условиях. Поскольку в большинстве случаев проницаемость в призабойной зоне пласта (ПЗП) бывает значительно ниже, чем в его удаленной части, сопротивление в этой зоне резко возрастает, и дебит скважины оказывается значительно меньше, чем потенциально возможный. Это явление получило название скин-эффекта (от англ. «skin» - кожа, шкура, пленка, слой) (рис. 1.3).

Рис. 1.3. Воронка депрессии при наличии скин-эффекта:
1 - кривая падения пластового давления при естественной проницаемости k пласта (k - проницаемость пласта идеальной скважины); 2 - кривая падения пластового давления при ухудшенной проницаемости ks пласта (ks - проницаемость пласта реальной скважины); K - коэффициент ухудшенной проницаемости пласта; Рпл - давление пласта на контуре питания Rk; Prs - давление пласта

12