Способы снижения забойного давления

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Снижение — забойное давление

Снижение забойного давления в добывающих скважинах по большинству эксплуатационных объектов возможно путем массового перевода скважин на механизированный способ эксплуатации, По залежам с низкой продуктивностью для обеспечения достаточных уровней добычи нефти механизированную эксплуатацию скважин следует применять с самого начала разработки. Высоко — и среднепродуктивные залежи могут продолжительное время ( до появления значительной доли воды в добываемой продукции) разрабатываться с применением преимущественно фонтанного способа эксплуатации скважин. В 1956 г. А. П. Крыловым научно обоснована целесообразность снижения забойного давления путем применения механизированных способов эксплуатации и для залежей с высокой и средней продуктивностью. [1]

Снижение забойного давления методом снятия нагрузки столба жидкости, заполняющей скважину, находится в стадии разработки. [2]

Снижение забойного давления увеличивается с ростом плотности бурового раствора и высоты забойной пачки газа. С увеличением глубины скважины величина Арэ снижается. Уменьшается снижение забойного давления и с увеличением отношения площадей поперечного сечения кольцевого пространства в интервале бурильных труб и УБТ. Абсолютная величина снижения может достигнуть существенных значений 1 0 — 2 0 МПа и выше. [3]

Снижение забойного давления происходит параллельно снижению пластового давления первого пласта, т.е. практически с постоянной депрессией для первого пласта, которая начинает увеличивать. Сравнительно длительное время идет пере рас иределение по пластам. Дебит первого пласта от максимального значения со временем уменьшается и становится постоянным. Дебит второго пласта увеличивается и также достигает постоянного значения, но все врсчя остается ниже дебита первого пласта. [5]

Снижение забойного давления ниже давления насыщения приводит к выделению газа из нефти в призабойной зоне скважины. [6]

Снижение забойного давления эксплуатационных скважин как метод повышения перепада давления между зонами закачки и отбора и, следовательно, повышения градиентов давления играет существенную роль. [7]

После снижения забойного давления до этих величин необходимо перейти на механизированную добычу, что позволит еще поддержать добычу при дальнейшем падении пластового давления. [8]

После снижения забойных давлений ниже давления насыщения, когда рк ( t) /) ас рс, расчеты проводят с учетом дополнительных сопротивлений в призабойной зоне эксплуатационных скважин. [9]

После снижения забойных давлений иже давления насыщения , когда pK ( t) pHacpc, расчеты проводятся с учетом дополнительных сопротивлений в призабойной зоне эксплуатационных скважин. [10]

Причины снижения забойного давления могут быть следующие: несвоевременный долив скважины при подъеме колонны труб из скважины, а также поглощения бурового раствора. [11]

Причины снижения забойного давления могут быть следующие: несвоевременный долив скважины при подъеме колонны труб из скважины, а также поглощения бурового раствора. Поглощения могут происходить из-за переутяжеления раствора, нарушения обсадной колонны, восстановления циркуляции при высоком СНС бурового раствора, а также в результате завышения скорости спуска труб, отклонения от проектной конструкции и др. Эти причины снижения давления на забой скважины могут быть учтены, а вызывающие их факторы — регламентированы. [12]

Причины снижения забойного давления могут быть следующие. [13]

При снижении забойного давления ниже давления насыщения нефти газом ( рзаб Рнас) частота определения газовых факторов и ресурсов газа должна увеличиваться в зависимости от степени развития режима растворенного газа. В этом случае контроль за изменением газового фактора осуществляют следующим образом. [15]

Источник

Нефтяная промышленность

Поиск по этому блогу

вторник, 27 марта 2018 г.

Технологии снижения забойного давления. Современные способы снижения уровня в скважине. Комплекс оборудования для свабирования.

Вызов притока флюидов из пласта основан на снижении Рзаб в скв-не ниже Рпл. Скв-ны, в которых ремонтные работы выполнялись без предварительного глушения и перфорированы при депрессии, в операциях по вызову притока не нуждаются.

Если в таких скв-х приток отсутствует, то в завис-ти от предполагаемых причин и степени снижения естественной проницаемости, применяют различные методы локального воздействия на пласт (кислотная обработка, гидравлический разрыв пласта, промывка растворителями и пр.).

Приток ж-ти (газа) из пласта в скв-ну возможен лишь при условии Рпл > Рзаб + Рдоп

где Рпл , Рзаб , Рдоп – соответственно, давл-е пластовое, забойное, необходимое для преодоления сопротивлений при течении ж-ти по пласту и трубам, МПа,

Учитывая, что Рзаб = ρgh, получим Рпл > ρgh + Рдоп

где, ρ – плотность ж-ти, заполнившей скв-ну высотой столба h.

След-но, для получ-я притока флюидов из пласта, необходимо или снизить плотность ж-ти, или уменьшить высоту столба.

В первом случае буровой раствор последовательно заменяют водой, затем — нефтью.

Во втором случае уровень в скв-не снижают одним из следующих способов: оттартыванием желонкой или поршневанием; продавкой сжатым газом или воздухом (компрессорным способом); аэрацией (прокачкой газожидкостной смеси); откачкой ж-ти штанговыми скв-нными насосами или погружными центробежными электронасосами.

Т.о. можно выделить следующие 6 осн-х способов вызова притока: замена скв-нной ж-ти на более легкую, компрессорный метод, аэрация, откачка глубинными насосами, тартание, поршневание.

Свабирование традиционно является основным способом вызова притока жидкости из продуктивного пласта при освоении нефтяных скважин за рубежом и находит все большее применение в отечественной нефтедобывающей промышленности, особенно после запрета Ростехнадзором на применение сжатого воздуха для снижения уровня жидкости в нефтяных скважинах.

Скважинное оборудование включает: сваб, грузы, узел крепления к тяговому элементу, якорь, седло, клапан, ловитель, ясс.

В скважину спускается колонна НКТ с установленным на конце седлом всасывающего клапана, ограничительной муфтой или патрубком диаметром 60 мм с воронкой, для исключения падения сваба на забой в случае его обрыва и свободного прохождения геофизических приборов при подъеме, если после свабирования планируются геофизические исследования. Глубина спуска НКТ с учетом решаемой задачи определяется геологической службой заказчика и указывается в плане работ. При спуске колонна НКТ шаблонируется шаблоном диаметром 59,6 мм и длиной от 450 до 650 мм.

Агрегат для свабирования устанавливается на устье скважины в соответствии с инструкцией по его эксплуатации. Насосный агрегат при откачке жидкости из приемной емкости в нефтесборный коллектор располагается на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и от приемной емкости.

Работы по свабированию скважин проводятся под руководством инженерно-технического работника согласно утвержденному плану работ. Перед началом свабирования скважины все участники работ должны быть ознакомлены с порядком ведения технологического процесса, должны пройти инструктаж по технике безопасности с записью в журнале инструктажа на рабочем месте.

Прослеживается восстановление уровня в скважине до величины, заданной геологической службой, после чего уровень вновь снижается и прослеживается его восстановление. Циклы свабирования и контроля над изменением уровня повторяются до стабилизации притока из пласта, которая определяется по наложению кривых восстановления уровня. На скважинах, где уровень восстанавливается медленно, прослеживание уровня ведется круглосуточно.

Источник

Геомеханическое моделирование в оценке величины допустимой депрессии для скважины с открытым забоем

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2017 — № 4(6). – С. 36-39

Ю.В. Кондрашова
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

Ключевые слова: геомеханическая модель, вынос твердой фазы, стабильность ствола, разрушение, допустимая депрессия, глубина повреждений, напряжения

Дано описание геомеханического исследования в области стабильности околоскважинного пространства и прогноза устойчивости стенок ствола скважины при ее эксплуатации со значительным выносом твердой фазы. Сделана попытка ответить на вопрос: до какой степени можно снижать забойное давление при эксплуатации скважины, чтобы избежать неконтролируемого выноса твердых частиц и коллапса скважины. Такая необходимость часто связана с поддержанием добычи на плановом уровне по экономическим соображениям. Основным инструментом в подобном анализе является качественно построенная 1D геомеханическая модель ствола скважины. Приведена простая методика, позволяющая с помощью такой модели спрогнозировать критичность состояния околоскважинной зоны.

geomechanical modeling in estimation of limit drawdown pressure for the open hole well

PRONEFT». Professional’no o nefti, 2017, no. 4(6), pp. 36-39

Yu.V. Kondrashova
Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University), RF, Moscow

Keywords: geomechanical model, solid production, wellbore stability, shear failure, critical drawdown pressure, depth of damage, stresses

The article is devoted to geomechanical research in wellbore stability analysis area. It’s related to solid production prediction and maintaining borehole zone in stable conditions during recovery. The research attempts to answer the question – what the bottom hole pressure should we use (and could we decrease it) to avoid uncontrolled solid production and wellbore collapse. This need is often associated with maintaining production at a planned level for economic reasons. The main tool in such analysis is a qualitatively constructed 1D geomechanical model (1D MEM – Mechanical Earth Model). This article presents a methodology which allows to predict of borehole zone criticality and to define allowable and critical drawdown pressure.

введение

Прогнозирование количества вынесенной породы из скважин с открытым забоем – одна из главных задач при назначении для них рабочей депрессии.

Как известно, вопрос пескопроявления и выноса твердой фазы необходимо рассматривать с двух сторон: геомеханической – для оценки степени разрушения околоскважинного пространства, и гидродинамической – для определения скорости потока и ее влияния на вынос разрушенных частиц. Однако часто наблюдается незакономерный вынос породы, обусловленный влиянием особых процессов, происходящих в призабойной зоне, когда при снижении забойного давления вынос отсутствует, и, наоборот, с его повышением обломки породы появляются на поверхности. Это свидетельствует об уже имеющихся разрушениях околоскважинной зоны. В этом случае 1D геомеханическая модель (MEM – Mechanical Earth Model) позволяет оценить уровень и характер разрушений, что в свою очередь определяет возможность увеличения депрессии на текущий период эксплуатации скважины, чтобы избежать ее полного разрушения.

Оценка возможности повышения депрессии с целью увеличения добычи была проведена для скв. S-1 месторождения Х, карбонатный коллектор которого характеризуется аномально высоким пластовым давлением. Вынос твердой фазы происходил вне зависимости от применяемой депрессии или дебита. Опыт освоения соседней скважины данного месторождения, полностью разрушенной при опробовании, также свидетельствует о разрушающем воздействии применяемой депрессии. Главная задача заключается в том, чтобы найти критическое значение давления, при котором не будет происходить постепенного разрушения околоскважинной зоны, а также неконтролируемого выноса породы.

Целью данной работы являлась оценка состояния открытого забоя исследуемой скважины. Необходимо было дать рекомендации по ограничению депрессии (возможно ли ее увеличить на текущий момент), чтобы избежать негативных последствий при эксплуатации скважины.

ПОСТРОЕНИЕ ЭЛЛИПТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ РАЗРУШЕНИЯ

Для решения описанной задачи был проведен расчет и анализ 1D МЕМ, представляющей собой коллаборацию действующих в пласте напряжений, упруго-прочностных свойств, пластового давления с учетом искривления скважинной выработки [1]. На текущий момент пластовое давление по скважине S-1 снизилось с 72,8 МПа до 67,3 МПа. Общее количество твердых частиц, вынесенных на поверхность М_solid , составило 724 кг. Используя в данной модели некоторое пре- дельное значение, по которому можно определить, разрушится ли тот или иной интервал при тех или иных условиях (в данном случае использовался критерий Мора-Кулона), а также оценить состояние и степень разрушения прослоя мощности открытого забоя. На рис. 1 приведена данная модель, где желто-оранжево-красная заливка указывает на интервалы, которые являются наиболее слабыми и больше других подвержены разрушению.

Рис. 1. 1D MEM участка коллектора с разной глубиной повреждений относительно радиуса скважины

Левая граница зоны с серой заливкой характеризует градиент начала нефтегазопроявления, зоны с желтой заливкой – градиент начала обрушений, правая граница зоны с голубой заливкой — градиент начала поглощений, а зоны с темно-синей заливкой – градиент разрыва или градиент начала трещинообразования. Между данными зонами находится так называемое «безопасное окно» бурового раствора, указывающее на вес бурового раствора, который можно применять при бурении данной скважины, чтобы не вызвать осложнений и аварий во время ее проводки.

Чтобы перейти от качественного анализа к количественному, существует концепция глубины повреждений (depth of damage), основанная на утверждении, что критическое состояние ствола скважины или самый высокий риск обрушения достигается в тот момент, когда радиус скважины по наибольшей оси эллипса составляет 20-25 % номинального радиуса скважины [2] (зона, указанная красной заливкой на рис. 1). Следует отметить, что в плане модель разрушения ствола скважины в идеале представляет собой эллипс: со стороны большей оси действует минимальное горизонтальное напряжение, со стороны меньшей – максимальное SH_max (рис. 2).

Рис. 2. Фактическое разрушение (а) и модель разрушения (б) ствола скважины (в плане) в зонах с наибольшей вероятностью выноса породы:
r₀ – начальный радиус скважины; r_a, r_b – соответственно большая и малая полуось эллипса разрушения

Если предположить, что максимальное разрушение ствола возникает в момент достижения максимальной депрессии (или минимального забойного давления), то количество разрушенной породы по принятой эллиптической модели разрушения M_model должно быть с долей погрешности соизмеримо с накопленным количеством фактически вынесенной породы на поверхность M_solid. Таким образом, об адекватности подобранной эллиптической модели по всему открытому стволу можно судить, сравнивая количество разрушенной породы, определеное по модели, с накопленным количеством породы, фактически вынесенной на поверхность, что в итоге позволяет оценить критичность состояния всего резервуара.

В таблице представлены результаты расчетов по модели разрушения. Следует отметить, что рассчитанное по модели количество разрушенной породы при забойном давлении 46 МПа практически соответствует ее фактической массе.

Группа	Диаметр ствола с учетом показаний каверномера D, м	Площадь зоны разрушения, м 2			Количество разрушенно породы, м 3 (масса, кг), при давлении, МПа
		красной	желтой	светло-желтой	46	47,7	50	52,3
1	0,14	0,00862	0,00238	0,00077	0,0167	0,0085	0,0055	0,0020
2	0,1397	0,00858	0,00237	0,00077	0,0370	0,0255	0,0240	0,0162
3	0,1397	0,00858	0,00237	0,00077	0,0135	0,0102	0,0039	0,0015
4	0,145	0,00924	0,00256	0,00083	0,2234	0,1550	0,1266	0,0982
Всего	0,2906 (755,52)	0,1993 (518,11)	0,1600 (415,93)	0,1178 (306,33)

Из рис. 1 видно, что зеленая линия, соответствующая минимальному (за время эксплуатации скважины) забойному давлению, пересекает красно-оранжево-желтую зону во многих интервалах, следовательно, разрушения достигли критического уровня в некоторых особенно слабых интервалах, и превышение данного значения давления в дальнейшем может негативно отразиться на стабильности ствола скважины. Критическое значение забойного давления для скважины S-1 составило 46 МПа.

ВЛИЯНИЕ РЕЖИМА ИСТОЩЕНИЯ НА СТАБИЛЬНОСТЬ СТЕНОК СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Помимо критической депрессии, которая может стать причиной сдвиговых разрушений в той или иной области, по мере истощения и снижения пластового давления повышаются эффективные напряжения σ_eff, представляющие собой разность полного напряжения σ и текущего пластового давления p_init

где η – коэффициент пороупругости.

Эффективное тангенциальное напряжение вычисляется по формуле

где σ₁, σ₂ – главные напряжения в поперечном сечении ствола скважины, МПа;
p_w – текущее забойное давление, МПа.

Эти напряжения (тангенциальные или кольцевые), действующие на стенки ствола скважины, могут привести к разрушению горной породы. Для того, чтобы компенсировать нарастающие напряжения, забойное давление в процессе эксплуатации должно превышать установленное критическое значение.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

На рис. 3 представлен результирующий график, суммирующий вышесказанные положения по определению допустимой депрессии для скважины S-1, исходя из существующих пластовых условий.

Рис. 3. Определение допустимой депрессии для скважины S-1 c учетом истощения пласта и состояния его призабойной зоны

По рис. 3 можно определить, в каком диапазоне должна быть депрессия, чтобы избежать сдвиговых разрушений в околоскважинной зоне. При попадании в «конус» возникают условия, способствующие образованию дополнительных разрушений за счет возрастающих тангенциальных напряжений, действующих на стенки ствола. Крайняя правая образующая конуса указывает на критическую депрессию, превышение которой крайне нежелательно и может привести к полному обрушению скважины. Крайняя левая образующая является границей опасной зоны: при депрессии ниже данного предельного значения риск разрушений минимизирован. Таким образом, при текущем пластовом давлении скважины S-1, равном 67,3 МПа, диапазон значений депрессии Δp, при которой могут возникать разрушения, составляет 19,0-21,3 МПа. При текущем критическом забойном давлении, равном 46 МПа, возможно снижение забойного давления с текущего значения 51 МПа на 5 МПа.

На основе полученных результатов была составлена программа по снижению забойного давления, которое необходимо проводить пошагово в три этапа: 1,5 МПа на каждом этапе. После каждого этапа необходимо контролировать состояние скважины. В случае возникновения выноса твердой фазы следует пересматривать 1D MEM и эллиптическую модель разрушения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе работы был предложен оперативный метод определения критической и допустимой депрессии для скв. S-1 с открытым забоем, рассчитана допустимая депрессия с учетом тангенциальных напряжений на текущий период эксплуатации скважины, а также определена ее динамика по мере снижения пластового давления. Для подобной оценки требуется только корректно построенная 1D MEM ствола скважины, которая позволяет корректно определить главные напряжения, а также упруго-прочностные свойства пород. Последние, как правило, являются самой большой неопределенностью в подобных моделях и в наибольшей степени влияют на результаты исследования.

В частности, такой параметр, как прочность на одноосное сжатие UCS, существенно влияет на вид и локализацию разрушений. Магнитуда и анизотропия напряжений также вносят весомые изменения в модель стабильности ствола.

Контроль разрушения околоскважинного пространства при разработке – процесс сложный, зависящий от совокупности множества факторов. Разрушения могут носить непредсказуемый характер: ослабленные участки по границам вполне могут создать условия для разрушения устойчивых интервалов (например, сколы по плоскостям трещин). Однако приведенный метод является хорошим инструментом, позволяющим оценить рабочий потенциал скважины до полного ее разрушения или обвала, и может быть использован в оценке состояния призабойной зоны пласта в случае наличия хвостовика, например, может объяснить резкое увеличение скин-фактора или неустойчивость перфорационных отверстий.

Список литературы

1. Zoback Geomechanics. — Cambridge: Cambridge University Press, 2007. — 500 р.
2. US Patent Application No. 13/863572. Determining A Limit Of Failure In A Wellbore Wall / M. Frydman. — filed .

References

1. Zoback M.D., Reservoir geomechanics, Cambridge University Press, 2007, 500 p.
2. Frydman M., Determining a limit of failure in a wellbore wall, IS11.0844, US Patent Application no. 13/863572, filed .

Ссылка на статью в русскоязычных источниках:

The reference to this article in English is:

Источник