Нормализация паронагнетательных скважин подземно-поверхностной системы термошахтной разработки

Технологии нормализации скважин

Основной причиной снижения производительности добычных и нагнетательных скважин в процессе их эксплуатации является кольматация скважины в интервале вскрываемого продуктивного пласта. В результате проницаемость околоскважинной части пласта снижается, вызывая уменьшение коэффициент продуктивности или коэффициента приёмистости эксплуатируемой скважины.

При этом под «кольматацией» понимают загрязнение призабойной зоны буровым раствором при вскрытии продуктивного пласта, ухудшение свойств призабойной зоны при цементаже, перфорации продуктивного интервала, набухании глин или вынос песка в объем скважины из пласта в процессе длительной эксплуатации скважины.

В работе рассматривается влияние загрязнения (кольматации) скважины песчано-жидкостной смесью и устранение данного осложнения при помощи парлифтной технологии. Данная проблема проявляется при эксплуатации паронагнетательных скважин при использовании подземно-поверхностной системы разработки Ярегского месторождения [1].

Загрязнение забоя и перфорированной части скважины песчано-жидкостной смесью так же за собой влечет увеличение статического уровня жидкости, при этом уровень жидкости в некоторых случаях поднимается выше перфорации продуктивного интервала, ухудшая или вовсе снижая приемистость паронагнетательной скважины.

Следовательно, для ликвидации проблемы загрязнения паронагнетательных скважин при подземно-поверхностной системе разработки Ярегского месторождения необходимо обеспечить вынос песчано-жидкостной смеси с забоя скважины.

К работам по выносу скважинной жидкости относятся методы освоения скважин:

• свабирование;

• компрессирование;

• тартание;

• обновление скважинной жидкости;

• освоение пенными системами;

• применение глубинных и струйных насосов.

Также для очистки забоев скважин используются специальные устройства УОЗ (устройство очистки забоя), которые обычно применяются при очистке забоев от пропантовых отложений после проведения гидроразрывов пласта.

К методам, обеспечивающим одновременный вынос скважинной жидкости и песка, возможно отнести:

• компрессирование;

• обновление скважинной жидкости с последующим тартанием;

• освоение пенными системами.

При компрессировании [2] приток в скважину получают вследствие снижения уровня жидкости в трубах за счет ее вытеснения газом (рис. 1).

Рисунок 1 – Снижения уровня жидкости в скважине компрессированием

Перед компрессированием в скважину спускают лифт НКТ, в которой установлены на предварительно рассчитанных глубинах пусковые муфты с отверстиями или специальные пусковые клапаны. Подбивают компрессорный агрегат, в затрубное пространство нагнетают инертный газ и снижают уровень жидкости. Когда уровень жидкости в затрубном пространстве достигает уровня размещения пусковой муфты лифта НКТ, происходит резкое падение в затрубном пространстве, а через трубное пространство на поверхности поступает смесь закачиваемого газа со скважинной жидкостью. Давление в затрубе стабилизируется после полного выброса жидкости из трубок, и закачиваемый газ одновременно выходя через пройденную пусковую муфту начинает снова отдавливать жидкость в затрубе до следующей муфты или воронки НКТ.

Метод освоения пенными системами [2] похож по своей технологии на компрессирование. Данный способ заключается в том, что вместо инертного газа в затрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, и это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление. Так же пенные растворы имеют более высокую вязкость и менее подвержены к поглощению в продуктивном перфорированном интервале [3], что позволяет наиболее эффективно выносить песчаник с забоя скважины.

Для освоения к скважине устанавливают передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре.

При закачке газожидкостной смеси на пузырьки газа действует архимедова сила, под действием которой они всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3- 0,5 м/с.

На данный момент на фонде паронагнетательных скважин НШУ «Яреганефть» применяется метод обновления скважинной жидкости с последующим тартанием.

Однако при применении поверхностно-подземной системы имеется возможность использования насыщенного пара высокого давления для подъема песчано-жидкостной смеси – парлифт, имеющий схожий принцип, как при использовании компрессирования и освоения пенными системами. При этом при смешивании пара высоких температур с водонефтяной эмульсией в скважине образуется паропенный раствор, следовательно, при парлифтном способе возможен вынос смеси с меньшей плотностью, что способствует увеличению полезной работы пара при подъёме скважиной смеси.

Описание метода

Конструкции паронагнетательных скважин нефтешахтных полей НШУ «Яреганефть» представлены обсадной колонной диаметром 168 мм, и длиной порядка 170 м., фильтром-хвостовиком диаметром 114 мм., длиной 30-40 м. Фильтр-хвостовик представляет из себя перфорированную насоснокомпрессорную трубу диаметром 114 мм. Закачка пара в скважину происходит по колонне насоснокомпрессорных труб диаметром 89 мм и спец. пакером посаженным на голову фильтра-хвостовика. Закачка пара в скважины осуществляется при давлении от 15 до 20 атм. Принципиальная схема нагнетательной скважины НШУ «Яреганефть» представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 – Принципиальная схема нагнетательной скважины НШУ «Яреганефть»

На данный момент на фонде паронагнетательных скважин НШУ «Яреганефть» применяется классический метод нормализации забоев нагнетательных скважин. Суть применяемого метода заключается в промывке скважин технической водой. В большинстве случаев происходит прямая промывка скважины с поглощением закачиваемой технической воды пластом, тем самым происходит, вымыв песчаника с забоя в призабойную зону скважины, что снижает качество проводимого ремонта и уменьшает время межремонтного периода по очистке забоя скважины. На ряде скважин с низкой приемистостью возможна реализация обратной промывки, техническая вода не поглощается пластом, а по затрубному пространству поднимается на устье скважины, тем самым вымывая песчаник с забоя скважины в промывочную емкость бригады капитального ремонта скважин. После нормализации забоя скважин любым способом промывки происходит отстой жидкости в скважине, в результате чего взвесь песчаника в оставшемся столбе жидкости осаждается на забой скважины. На следующем шаге забой очищается бригадой КРС с помощью механической желонки, в среднем извлекаемый механической желонкой объем составляет всего 30-50 литров песчано-жидкостной смеси. Одним из неблагоприятных факторов также является заводнение призабойной зоны скважины, что в итоге снижает фазовую проницаемость при закачке пара.

Предлагаемый метод очистки забоев паронагнетательных скважин нефтешахтных полей НШУ «Яреганефть» парлифтным способом позволит решить проблему скважин с низкой приемистостью за счет удаления песчано-жидкостной смеси с забоя скважины на поверхность. Принцип предлагаемого метода заключается в подъеме песчано-жидкостной смеси с забоя скважины на поверхность за счет энергии расширения пара. При подъеме жидкость уносит с собой скопившийся на забое скважины песчаник, тем самым достигается двойной эффект – чистка забоя скважины и дренирование от лишней жидкости призабойной зоны скважины.

Чистка забоя и дренирование призабойной зоны скважины производится при помощи дополнительной колонны НКТ диаметром 48 мм. НКТ-48 без демонтажа фонтанной арматуры скважины, через герметизирующее устройство и лубрикаторную задвижку, с помощью автокрана спускается до текущего забоя скважины (рис. 3). К НКТ-48 на устье скважины, подсоединяется пароподающая линия, а буферная задвижка обвязывается на накопительную емкость для сбора поднятой жидкостнопесчаной смеси (схема №1. рис. 3). Далее подается пар с расчетным расходом и запускается процесс очистки забоя скважины.

Рисунок 3 – Принципиальная схема парлифта на нагнетательных скважинах НШУ «Яреганефть»

В ряде случаев, на скважинах с высоким статическим уровнем жидкости, существующего давления закачки пара будет недостаточно для запуска парлифтного процесса. В таких случаях производится поэтапное понижение уровня жидкости в скважине – колонна НКТ-48 спускается не на текущий забой, а на расчетную глубину скважины, с которой пускового давления будет достаточно для запуска парлифтного процесса. После понижения статического уровня жидкости в скважине колонна НКТ-48 углубляется, и таким образом опускается до текущего забоя скважины. В случае удаления всего объема жидкости из скважины при не достижении проектного забоя, производится долив в скважину тех. воды и процесс парлифта запускается вновь. Схема №2 (рис. 3) отличается тем, что подъем песчано-жидкостной смеси осуществляется по спущенной НКТ-48, а подача пара по кольцевому пространству между НКТ-48 и эксплуатационной НКТ-89 мм.

Моделирование парлифтного способа в симуляторе многофазового потока PIPESIM

Моделирование парлифтного способа подъема песчано-жидкостной смеси осуществлялось по исполнению, предложенному во второй схеме (см. рис. 3). Подъем ГСЖ осуществляется по спущенной НКТ-48, а подача пара по кольцевому пространству между НКТ-48 и эксплуатационной НКТ-89 мм.

Для определения возможности подъема песчаной смеси выбрана глубина спуска НКТ-48 равная 199 м. Глубина спуска НКТ-89 составляет 200 метров, в модели скважины НКТ-89 представлена как обсадная колонна. Следовательно, увеличенный объём, созданный между НКТ-48 и фильтром-хвостовиком диаметром 114 мм, пренебрегается в связи программных ограничений PIPESIM. Конструкция скважины представлена на рисунке 4.

Рисунок 4 – Модель парлифтной скважины

Параметры труб НКТ-48 и НКТ-89 мм представлены на рисунке 5.

Рисунок 5 – Параметры труб

Так как спуск НКТ-48 предполагается на максимально возможную глубину, и подача пара производится по кольцевому пространству между НКТ-89, то отметка установки газлифтного клапана принимается на глубине спуска НКТ-48 и на этом же уровне ставится пакер для перекрытия подъема жидкости по кольцевому пространству, пакер «предполагает», что для запуска парлифтного процесса давление нагнетания пара достаточно при любом гидростатическом уровне, так как возможно поэтапное понижение уровня в скважине, описанное в предыдущем разделе. Таким образом достигается максимально приближенная технология парлифта, представленная во второй схеме (см. рис. 3). Установка оборудования представлена на рисунке 6.

Рисунок 6 – Оборудование для парлифта

В симуляторе PIPESIM нет возможности прямого выбора закачки пара при моделировании газлифтной технологии, но имеется возможность приближения используемых для расчетов свойств газового агента к свойствам насыщенного пара. Главными характеристиками газов для расчетов в PIPESIM является плотность, вязкость и температура. Плотность определяется как отношение её величины к плотности воздуха в стандартных условиях, следовательно, относительная плотность пара к воздуху устанавливается на уровне 0,49 д.ед. [4].

В PIPESIM используется единая термобарическая зависимость вязкости для любого газа, но для уточнения значений имеется калибровка вязкости. Для калибровки вязкости пара выбрано табличное значение при давлении 1,55 МПа [5]. При установленном давлении табличное значение температуры 200 °С [5].

Свойства закачиваемого агента, приближенного к насыщенному водяному пару представлены на рисунке 7.

Рисунок 7 – Свойства закачиваемого агента

Описание свойств поднимаемого флюида (песчано-жидкостной смеси) требует установки значений плотности жидкости и вязкости. Плотность жидкости в расчете устанавливалась значениями 1000 кг/м3, 1100 кг/м3, 1200 кг/м3, 1300 кг/м3, 1400 кг/м3, 1700 кг/м3 и 2000 кг/м3. Данные значения обуславливаются необходимостью проведения анализа возможности подъема жидкости при разной концентрации песка, однако пренебрегается процесс оседания песка на забой скважины и расчет ведется с условием, что весь песок находится в взвешенном состоянии по объему скважинной жидкости.

Вязкость пластового флюида, который попадает в скважину, устанавливается либо уже имеющимися корреляциями в PIPESIM, либо используется таблица описывающая зависимость вязкости жидкости от температуры. Следовательно, вязкость жидкости устанавливалась как зависимость вязкости Ярегской нефти от температуры [«Мини-проект разработки шахтного блока 2Т-4 НШ-3 по одногоризонтной системе 2016 год»]. Данная зависимость представлена в таблице 1.

Таблица 1 – Зависимость вязкости от температуры Ярегской нефти

Уровень жидкости в скважине устанавливается значением пластового давления. Данное условие означает, что при закрытии скважины на величину статического уровня жидкости будет влиять давление, создаваемое пластом

где:

h – статический уровень жидкости;

P – пластовое давление;

g – гравитационная постоянная;

p– плотность скважинной жидкости.

Данное условие так же означает, что при сравнении объема поднятого флюида при различных плотностях, статический уровень будет различным. Связано это с тем, что основным параметром резервуара является коэффициент продуктивности, который установлен на значении 10 м3/(МПа·сутки). Следовательно, для равного притока в скважину и корректного сравнения поднятых объемов флюида необходимо использовать одинаковый коэффициент продуктивности и величину пластового давления, но при различных плотностях жидкости уровень в скважине будет отличаться. Выполнение данных предположений дает возможность адекватного воспроизведения результатов расчета при разных плотностях поднимаемой песчано-жидкостной смеси, чем при изменении пластового давления и коэффициента продуктивности для каждого значения плотности. Сравнение различных сценариев при расчете подъема жидкости с помощью пара представлено на рисунке 8.

Рисунок 8 – Сравнение различных постановок задачи

Тогда для сравнения результатов расчетов подъема песчано-жидкостной смеси при использовании технологии парлифта требуется использовать различные значения пластового давления. В расчетах использованы давления пласта: 0,6 МПа, 1 МПа, 1,5 МПа, 2 МПа.

Для определения необходимого давления нагнетания пара в скважину при подъеме песчано-жидкостной смеси произведен анализ влияния давления нагнетания пара на объем поднятого флюида. Создана аналогичная модель скважины с давлением резервуара 0,6 МПа и плотностью песчано-жидкостной смеси 1000 кг/м3 и произведены расчеты при расходах пара, представленных на рисунке 9.

Рисунок 9 – Анализ влияния давления нагнетания пара на объем поднятого флюида

По результатам анализа видно, что при закачке пара под давлением 1 МПа, 1,5 МПа, и 2 МПа дебит смеси практически не изменяется, различие присутствует только из-за того, что при разных давлениях нагнетания выбраны разные температуры насыщенного пара и при перемешивании с песчано-жидкостной смесью ее температура и вязкость изменялись, что повлияло на небольшие отклонения в результатах.

Следовательно, возможно сделать вывод о незначительном влиянии давления нагнетания агента для парлифтной технологии при расчете в симуляторе PIPESIM. Поэтому в дальнейших расчетах выбраны давления нагнетания 2 МПа для моделей с пластовым давлением 0,6 МПа, 1 МПа, 1,5 МПа и давление нагнетания 2,5 МПа для модели с пластовым давлением 2 МПа.

Результаты расчетов подъема песчано-жидкостной смеси с помощью парлифтной технологии в модели скважины, созданной в симуляторе PIPESIM, для различных значений давления резервуара и плотности смеси, а также расхода пара в диапазоне от 250 до 10000
ст. м3/сут представлены на рисунках 10 – 13.

Рисунок 10 – Зависимость дебита песчано-жидкостной смеси от расхода пара при пластовом давлении 0,6 МПа

Рисунок 11 – Зависимость дебита песчано-жидкостной смеси от расхода пара при пластовом давлении 1 МПа

Рисунок 12 – Зависимость дебита песчано-жидкостной смеси от расхода пара при пластовом давлении 1,5 Мпа

Рисунок 13 – Зависимость дебита песчано-жидкостной смеси от расхода пара при пластовом давлении 2 МПа

По результатам выполненной работы необходимо сделать следующие выводы:

1. рассмотрены основные технологии нормализации забоев добывающих и нагнетательных скважин с целью увеличения коэффициента продуктивности или коэффициента приемистости;

2. представлена основная технология очистки забоев паронагнетательных скважин при подземно-поверхностной системе разработки, выявлены основные преимущества и недостатки;

3. для условий подземно-поверхностной системы разработана технология парлифта с целью повышения коэффициента приемистости;

4. с помощью разработанной технологии парлифта для описанной конструкции скважины расчетным путем установлена возможность выноса песчано-жидкостной смеси плотностью в диапазоне от 1000 до 2000 кг/м3. По результатам расчетов модели, получены значительные дебиты при всех значениях пластового давления и плотности смеси;

5. рекомендуется провести опытно-промышленные испытания разработанной технологии нормализации забоев поверхностных паронагнетательных скважин.

Литература

1. Рузин Л. М. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов: монография / Л. М. Рузин, И. Ф. Чупров; под ред, Н. Д. Цхадая, – Ухта: УГТУ, 2007, – 244 с.

2. Электронный интернет справочник по геологии, информация для геолога: освоение скважин URL: http://www.geolib.net/tkrs/osvoenie-skvazhin.html

3. Конесев Г.В., Аксенова Н.А. Буровые промывочные жидкости. В книге: Технология бурения нефтяных и газовых скважин учебник для студентов ВУЗов: в 5 т.

4. Павлов, К. Ф., Романков П.Г., Носков А.А. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии: Учебное пособие для вузов. Под ред. П.Г. Романкова. – 11-е изд., стереотипное. Перепечатка с изд. 1987 г. – М.: ООО «РусМедиаКонсалт», 2004. – 576

5. Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. – М.: Наука, 1972. – 720 с.