Geum.ru

Внутрискважинное оборудование для долговременной защиты призабойных зон пласта от негативного технологического влияния при эксплуатации, ремонте и консервации нефтяных и газовых скважин

Вид материалаДокументы
Подобный материал:
Внутрискважинное оборудование

для долговременной защиты призабойных зон пласта от негативного технологического влияния при эксплуатации, ремонте и консервации нефтяных и газовых скважин


ПРОСВИРОВ С.Г.,

Генеральный директор ЗАО "ПАРМ-ГИНС",

кандидат технических наук


Как известно, в настоящее время (особенно это относится к Западно-Сибирским регионам) существует серьезная проблема потери продуктивности скважин после их остановки. Причины остановки эксплуатации скважин могут быть разными. Самая распространенная причина - отказ насосного оборудования, у которого, как и у любого другого оборудования, существует межремонтный период.

В данном случае на потерю продуктивности скважины влияют два фактора. Влияние первого фактора наблюдается в скважинах, в которых добывается уже обводненная продукция. На схеме (рис.1) показана самая распространенная конструкция эксплуатационной скважины. Видно, что в процессе откачки пластового флюида из скважины, в силу разности плотностей, на ее забое образуется столб воды, через который барботирует нефтяная фракция. Высота этого водяного столба зависит от многих факторов, в том числе от обводненности продукции, от скорости ее отбора из скважины, от положения водо-нефтяного контакта и других. Однако при всех фиксированных параметрах высота этого столба с течением времени эксплуатации скважины уменьшаться не будет, а, наоборот, будет расти.

Очевидно, что после остановки скважины часть столба воды постепенно возвращается в призабойную зону. При этом призабойная зона насыщается по определенному радиусу водой (рис.2) и если горные породы не гигроскопичны, то ввод скважины в эксплуатацию приведет к откачке воды по всему периметру фильтровой зоны и скважина выйдет на прежний режим отбора жидкости из пласта. В противном случае, когда горные породы гигроскопичны (например, сложены полимиктовыми коллекторами), то при запуске скважины (после ее остановки) произойдет потеря продуктивности, как по нефти, так и по жидкости в целом по причине блокировки некоторой части продуктивной толщины пласта водой. Причем, эта вода может настолько сильно уменьшить фазовую проницаемость, что после пуска в эксплуатацию скважины недостаток дебита по нефти будет восполняться увеличением дебита воды, поступающей из зоны водяного конуса. Это будет создавать ложное впечатление о подтягивании конуса и увеличении за счет этого обводненности продукции. На самом деле по причинам, которые были рассмотрены выше, увеличение обводненности продукции и снижение дебита по нефти происходит в результате блокировки нефтенасыщенной зоны водой.

Но это, как было сказано ранее, один из двух основных факторов, влияющих не только на потерю продуктивности скважины, но и на уменьшение коэффициента нефтеизвлечения.

Второй фактор кратно превосходит первый по отрицательному воздействию на призабойную зону пласта. Дело в том, что остановка скважины предполагает в дальнейшем замену насосного оборудования. Данные работы по регламенту сопровождаются заполнением скважины жидкостью глушения. В основном для глушения скважин применяется солевой раствор и, если мы полностью меняем жидкость, находящуюся в скважине, на жидкость глушения, то все, что было сказано о вредном влиянии водяного столба на призабойную зону пласта, переносится и для этого случая, причем эффект вредного влияния увеличивается многократно, в силу увеличения объема воды, попадающего в пласт (рис.3). Кроме этого, говоря о первом факторе, мы подразумеваем обводняющиеся скважины, то в данном случае, в силу вынужденных обстоятельств, блокируется значительная часть нефтенасыщенной толщины пласта в любой скважине со всеми вытекающими негативными последствиями.

Специалисты ЗАО «ПАРМ-ГИНС», занимаясь проблемами воздействия на призабойные зоны пласта с целью увеличения продуктивности скважин (в большинстве своем потерявшие продуктивность именно по причине их глушения при смене насосного оборудования), пришли к выводу, что все вышеперечисленные негативные явления, и связанные с ними значительные материальные потери (по добыче нефти) и затраты (имеется ввиду затраты на капитальные ремонты скважин по устранению этих негативов), можно избежать. Для этого необходима реализация довольно простой схемы, которая предупреждает попадание жидкости в призабойную зону пласта, находящуюся выше этой зоны.

Эта схема показана на рисунке 4, из которого видно, что в скважине выше фильтровой зоны устанавливается клапанное устройство, которое пропускает жидкость из пласта во время эксплуатации скважины и, наоборот, препятствует поступлению жидкости в пласт в обратном направлении. Это позволит не только избежать попадания воды в призабойную зону пласта во время остановки скважины, но и предотвратить попадание жидкости глушения в пласт во время смены насосного оборудования или других каких-либо простоев (рис.5) .

Кроме этого необходимо остановиться еще на трех положительных моментах эксплуатации скважины по предлагаемой схеме.

Во-первых, благодаря установке такого, будем говорить, средоразделителя, мы можем организовать подъем пластового флюида из скважины, при котором образуется естественная защита зоны притока в виде нефтяного гидрозатвора. При этом достаточно использовать хвостовик, приемный фильтр которого находится ниже зоны перфорации (рис.4). Как показала практика, такой метод эксплуатации обводняющихся скважин (в которых ранее не был установлен комплекс для средоразделения) позволяет с течением времени выйти на естественный режим обводненности. В данном случае происходит постепенная разблокировка нефтеносных каналов, которые были ранее искусственно закрыты водой или какой-либо другой жидкостью. При этом скважина переходит в оптимальный для себя режим эксплуатации.

Во-вторых, существуют геолого-технические условия, при которых возникают трудности, связанные с глушением скважины. Это, в частности, относится к скважинам в которых по толщине продуктивного пласта существуют зоны поглощения. Очевидно, что установка средоразделителя в такую скважину решает и эту проблему.

В-третьих, установка в скважине комплекса оборудования для средоразделения предполагает решение проблемы для быстрой консервации и расконсервации скважины. Действительно, наличие пакерного узла с клапанным устройством позволяет в течение короткого времени произвести все мероприятия, связанные с консервацией скважины, а именно, опрессовать эксплуатационную колонну, произвести замещение жидкости, находящуюся в скважине, на жидкость нейтральную к металлу колонны и определенной плотности для создания требуемого противодавления на пласт. Причем превышение плотности над определенной не будет отрицательно сказываться на состоянии призабойной зоны пласта. Расконсервация скважины в этом случае будет происходить за время, которое будет связано:
  • для скважин с пластовым давлением выше гидростатического - только с заменой жидкости в скважине на жидкость с расчетной плотностью;
  • для скважин, где подъем пластового флюида осуществляется механизированным способом - только с монтажом и спуском насосного оборудования (если оно на период консервации скважины было демонтировано).

Таким образом, просматривается по крайней мере пять преимуществ эксплуатации скважин, оборудованных комплексом оборудования для средоразделения, перед обычным вариантом эксплуатации скважин:

- первое, это защита призабойной зоны пласта от водяного столба при остановке скважин, из которых добывается обводненная подукция;

- второе, это защита призабойных зон пласта от жидкостей глушения;

- третье, это возможность реализации схемы эксплуатации скважины, при которой образуется нефтяной гидрозатвор, препятствующий прямому контакту жидкости, поступающей из нижележащих горных пород, с вышележащими;

- четвертое, это возможность глушения скважин, имеющих во вскрытой толщине пласта зоны поглощения;

- пятое, это значительное сокращение сроков консервации и расконсервации скважин.

Несмотря на простоту рассматриваемой схемы эксплуатации скважины, ее реализация возможна при соблюдении определенных требований к оборудованию и главное требование состоит в том, что данное оборудование после эксплуатации в течение 3-5 лет, должно беспрепятственно извлекаться из скважины. Всем известна проблема извлечения пакеров, простоявших на забое более 1 года: или их извлекают подвеской бурильных труб с усилием до 80 тонн, или их разбуривают.

ЗАО «ПАРМ-ГИНС» удалось, благодаря многим оригинальным техническим решениям, создать устройство (рис.6.), обеспечивающее реализацию предлагаемой схемы эксплуатации. Кроме того, что конструкция устройства позволяет его эксплуатацию не менее трех лет, данное оборудование обладает рядом положительных качеств, предопределяющих его высокую технологичность при реализации различных мероприятий, связанных с оптимизацией работы скважин.

Во-первых, конструкция устройства во время его эксплуатации обеспечивает многократную герметичную привязку к колонне насосно-компрессорных труб и снятие, при необходимости, клапанное устройство. Это требуется для того, чтобы не просто установить оборудование для средоразделения в скважине, но и произвести воздействие на призабойную зону пласта каким-либо способом и (или) с применением гидронасоса: струйного, гидроимпульсного или другого. Здесь виден еще один очень положительный момент этого устройства: после его спуска в скважину совместно с гидронасосом, последним производится воздействие на призабойную зону пласта и после проведения работ поднимается только насос, а устройство для средоразделения остается в скважине выполнять свои функции - т.е. защищать только что очищенную призабойную зону от жидкости, находящейся выше пакерного устройства (рис.7). Необходимо отметить, что такого рода воздействие обычным способом, т.е. с подъемом пакера, приводит к значительным потерям эффекта из-за последующего неизбежного контакта жидкости глушения с фильтровой зоной скважины.

Во-вторых, конструкция пакера обеспечивает его надежность в условиях значительных вибрационных нагрузок. Необходимость такой конструкции связана с тем, что в настоящее время широкое применение получили волновые методы воздействия на ПЗП, которые по эффективности намного превосходят традиционные методы. Во многих случаях при волновых методах воздействия требуется применение пакера. Так как одним из главных направлений работы ЗАО «ПАРМ-ГИНС» является гидроимпульсное воздействие на призабойные зоны пласта с целью увеличения продуктивности скважин, то при работе оборудования с имеющимися уже пакерами предприятие сталкивалось со многими проблемами. Например, если работает гидроимпульсный насос и используется пакер типа ПВМ на шлипсах, то через некоторое время работы насоса шлипсовый механизм пакера от вибрации приходит в негодность до такой степени, что при извлечении из скважины оборудования случаются аварийные затяжки. Если же применяется пакер с упором на забой, то довольно часто от вибрации хвостовик погружается в забой, тем самым разгружая пакер и разгерметизируя систему. Таким образом конструкция разработанного устройства снимает и эту проблему.

В-третьих, учитывая, что устройство должно выполнять не только роль средоразделителя, но и работать с каким-либо гидронасосом, т.е. иметь надежный пакерный узел, то последний должен выдерживать перепад давления, как минимум 30 мПа.

На создание такого устройства потребовалось в общей сложности 7 лет. Такой срок был продиктован прежде всего проверкой на надежность извлечения пакера из скважины после долгого времени эксплуатации. За это время были проведены многочисленные операции по установке и извлечению пакеров, испытания их на герметичность, испытания их при совместной работе с гидроимпульсными, гидропоршневыми, струйными насосами, и, наконец, испытания на прямое их предназначение, т.е. на защиту призабойной зоны пласта, в первую очередь, от жидкостей глушения.

На сегодняшний день можно с уверенностью сказать, что выбранное направление по созданию комлекса оборудования для средоразделения оказалось правильным. Комплекс (марка которого называется УПК) показал высокую надежность при его эксплуатации, а также универсальность при его применении.

Необходимо отметить, что применение такого комплекса оборудования позволит получить значительный экономический эффект, который будет связан:

1. С сохранением продуктивности скважин при их остановках, связанных с различными причинами: подземными ремонтами, периодической эксплуатацией, консервацией и другими.

2. С сокращением количества капитальных ремонтов скважин по фонду, где установлены пакера-средоразделители.

3. Со снижением затрат на специальные жидкости глушения, так как установка пакера-средоразделителя подразумевает применение любой жидкости глушения, обеспечивающей требуемый перепад давления на пласт.

4. С резким сокращением сроков консервации и расконсервации скважин (в настоящее время, в связи с нестабильными ценами на нефть, вопрос быстрого вывода из эксплуатации фонда скважин, попадающих в разряд нерентабельных объектов и, наоборот, быстрого ввода их в эксплуатацию при смене экономической ситуации является весьма актуальным);

К настоящему времени выпущено порядка 890 комплектов устройств серии УПК. Данные устройства нашли применение, в основном, на нефтяных месторождениях Западной Сибири и Нижнего Поволжья. Однако, очевидно, что потенциал внедрения данного оборудования еще очень велик, особенно с целью предотвращения загрязнения призабойной зоны пласта в добывающих скважинах. В этой связи ЗАО «ПАРМ-ГИНС» приглашает нефтегазодобывающие предприятия к сотрудничеству, которое, можно с уверенностью сказать, будет полезным и эффективным.