КРС Сб.задач

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

иконтрольные задания к практическим занятиям

исамостоятельной работе по дисциплине

«Капитальный ремонт скважин» для студентов специальности

090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» и специализации 090803«Капитальный ремонт скважин» очной и заочной форм обучения

(Часть 1)

Тюмень 2002

1

Утверждено редакционно-издательским советом

Тюменского государственного нефтегазового университета

Составители: Зозуля Г.П., д.т.н., профессор Герасимов Г.Т., к.т.н., доцент Шенбергер В.М., к.т.н., доцент Листак М.В., ассистент

© Тюменский государственный нефтегазовый университет

2002

2

ВВЕДЕНИЕ

Методические указания и контрольные задания к практическим занятиям предназначены для студентов специальности 090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» и специализации 090803 «Капитальный ремонт скважин» очной и заочной форм обучения.

Они составляют основу практических расчетов по курсу дисциплины «Капитальный ремонт скважин», которые необходимо усвоить в рамках рабочих программ и в дальнейшем применять при курсовом и дипломном проектировании.

Методические указания содержат варианты контрольных заданий по темам лекций, а исходные данные для них даны в приложениях.

Варианты заданий для студентов очной и заочной форм обучения определяются преподавателем.

1 ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

1.1 Методика выбора типа и свойств жидкости глушения (ЖГ).

Применяемые ЖГ на основе водных растворов минеральных солей, как правило, оказывают негативное воздействие на призабойную зону скважин, особенно, вскрывающих низкопроницаемые пласты, что приводит к увеличению сроков освоения и выхода скважин на расчетный режим эксплуатации после проведения ремонтных работ.

Основное назначение ЖГ заключается в обеспечении необходимой репрессии на пласт, исключающей ее самопроизвольный выброс и гарантирующей сохранение коллекторских свойств призабойной зоны скважины.

Для глушения скважин за один цикл через насосно-компрессорные трубы, спущенные до забоя, с полной заменой скважинной жидкости и продавливанием ЖГ в пласт необходимая ее плотность рассчитывается по

где П - коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта;

Р пл - пластовое давление, МПа;

h ис - отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м; а - средний зенитный угол ствола скважины, град.

Для глушения скважин механического фонда при 100%-й обводненности поднасосной жидкости в условиях отстоя необходима (частичная

3

замена скважинной жидкости в интервале от устья до подвески насоса). В этом случае плотность закачиваемой за один цикл жидкости рассчитывается по формуле:

где Рн = 9,8 P (hиз – hтр) cos a2 - давление столба пластовой жидкости от насоса до забоя, МПа;

hтр - отметка глубины спуска НКТ или насоса, м;

α1 и α2 - соответственно, средние зенитные углы ствола скважины в интервале от устья до окончания НКТ (насоса), и от подвески насоса до забоя, град.

При многоцикличном глушении скважин механического фонда (рисунок 1) при отсутствии достаточной приемистости (в скважинах с низкой проницаемостью: менее 0,05 мкм2 = 50 мД) или если действующими инструкциями запрещается задавливать скважинную жидкость в пласт, плотность ЖГ при втором и последующих циклах глушения определяется по

Величина П выбирается по данным, приведенным в таблице 1.

Таблица 1 – Выбор величины коэффициента безопасности работ (ОП)

4

Продолжение таблицы 1

1.2 Выбор необходимой вязкости ЖГ

Определение необходимости обработки ЖГ ингибиторами коррозии

иреагентами для предупреждения солеотложений.

1.2.1.С целью сохранения коллекторских свойств призабойной зоны скважины необходимо обеспечить минимально возможное проникновение ЖГ в пласт под действием репрессии. Это чаще всего достигается увеличением вязкости ЖГ путем введения растворимых в ней полимеров.

Выбор типа используемого для загущения ЖГ полимера необходимо производить исходя из сведений о солевой основе жидкости, температурных условий применения и продолжительности ведения ремонтных работ. В качестве универсального загустителя рекомендуется использовать модифицированный крахмал МК-3, термостабильность которого ограничивается 100°С. При более высоких значениях пластовой температуры (до 150 °С) следует использовать реагент ОЭЦ (оксиэтилцеллюлоза).

Для определения необходимой концентрации добавки загустителя необходимо выбрать требуемую величину вязкости ЖГ с учетом температурных условий применения.

1.2.2.Для предотвращения поглощения жидкости глушения в высокопроницаемыми продуктивными пластах (> 0,3 мкм2), а также при глуше-

6

нии скважин с большим газовым фактором (> 400 м3/м3) следует применять буферную жидкость максимально возможной вязкости.

При наличии в скважине спущенных до забоя НКТ и интенсивном поглощении ЖГ в состав загущенной буферной жидкости необходимо ввести водо-, кислоторастворимые наполнители (молотый мел, известняк, сидерит, поваренная соль и др.). Ориентировочная дозировка загустителя - до 2 %, наполнителя - до 4 %.

1.2.3. Учитывая требование коррозионной инертности ЖГ по отношению к металлу труб и погружного оборудования, промышленному использованию жидкости для глушения скважины должны предшествовать лабораторные испытания на коррозионную активность.

1.2.4.Коррозионная активность водных растворов неорганических солей увеличивается с уменьшением водородного показателя рН, повышением температуры (особенно выше 90°С), при разбавлении ЖГ пластовыми водами.

Дополнительным фактором, способствующим появлению локальной коррозии, является отложение на поверхности металлов водонераствори-

мых солей (CaS04, СаСО3), происходящее при смешивании жидкостей на основе кальциейсодержащих солей с пластовыми водами сульфатного и гидрокарбонатного типа. Образование осадков, как правило, сопровождается кольматацией порового пространства продуктивного пласта, отложением солей на элементах насосного оборудования в скважине, лифтовых трубах, нефтесборном коллекторе.

1.2.5.С целью предотвращения солеобразования и снижения коррозионной активности при использовании ЖГ на основе кальциевых солей

(CaCl2, Са(NО3)2) для глушения скважин, имеющих в продукции пластовую воду указанных типов, необходимо использовать один из следующих реагентов:

- амифол (ТУ 6-09-20-195-910) - смесь аммонийных солей следующих кислот: нитрилтриметилфосфоновой, фосфористой и соляной - хорошо растворимая в воде композиция желто-зеленого цвета пастообразной консистенции, взрыво-пожаробезопасное, малотоксичное соединение.

- ОЭДФ (ТУ 6-09-20-54-79) - оксиэтилендифосфоновая кислота - порошкообразное вещество белого цвета, малотоксичное соединение.

- НТФ (ТУ 6-09-5283-86) - нитрилотриметилфосфоновая кислота - порошок белого цвета, хорошо растворимый в воде, кислотах, щелочах; малотоксичное соединение.

Указанные реагенты используются в виде 10 - 20 % - ных водных растворов и эффективны до температуры 130 °С.

Рабочие концентрации ингибиторов коррозии и осадкообразования должны составлять 0,02 % - 0,06 % масс., где нижнее значение соответствует меньшей, а верхнее - большей концентрации осадкообразующих ионов в интервале 200 – 2000 мг/л.

7

1.2.6.При использовании для глушения тяжелых рассолов на основе хлоридов и бромидов кальция и цинка необходимо использовать ингибиторы коррозии типа Нефтехим - 3, Тарин, СНПХ - 6014М, представляющие собой маслянистые жидкости темного цвета. Рекомендуемая концентрация введения реагентов от 0,10 г/л до 2 г/л в зависимости от температуры и агрессивности среды.

1.2.7.Рабочие концентрации используемых ингибиторов должны быть уточнены в лабораторных условиях по соответствующей методике.

1.3 Необходимость ввода ПАВ в состав ЖГ.

1.3.1.С целью предотвращения отрицательного влияния капиллярных сил, возникающих на границе раздела фаз при контакте ЖГ на водной основе с пластовой углеводородной жидкостью необходима обработка ЖГ соответствующими ПАВ. Обработке следует подвергать жидкости при глушении скважин с низкой проницаемостью продуктивных пластов (менее 50 мД).

1.3.2.При выборе ПАВ следует руководствоваться следующим:

-межфазное натяжение на границе раздела фаз ЖГ - пластовый флюид должно быть минимальным и не превышать 7 - 10 мН/м;

-ПАВ должны обладать способностью гидрофобизации поверхности поровых каналов призабойной зоны пласта;

-в рассолах следует использовать неионогенные и (или) катионные ПАВ или их композиции.

1.3.3. Выбор ПАВ для ЖГ с содержанием твердой фазы следует производить в соответствии с разделом 6 РД 39-0147009-510-85 "Руководство по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов".

Выбор ПАВ для ЖГ без твердой фазы на основе рассолов следует производить в соответствии в РД 39-14/02-005-90 "Инструкция по технологии приготовления и применения жидкостей без твердой фазы с регулируемыми свойствами, сохраняющих коллекторские свойства пластов, для сложных условий глушения, в том числе на основе тяжелых жидкостей".

1.3.4. Для ЖГ без твердой фазы на водной основе рекомендуется добавление композиции неионогенного и катионоактивного ПАВ при их соотношении 1:10 и содержании последнего 0,1 - 0,2% масс. Рабочие концентрации ПАВ должны уточняться в лабораторных условиях.

1.4 Прогнозирование влияния ЖГ на потенциальную продуктивность скважин после проведения ремонтных работ.

1.4.1. Критерием оценки влияния ЖГ на продуктивность скважин при проведении ремонтных работ является величина коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений S (скин - эффект), определяемого по формуле:

8

где S1 - коэффициент добавочных фильтрационных сопротивлений, создаваемых мелкодисперсными частицами твердой фазы; S2 - коэффициент добавочных фильтрационных сопротивлений,

создаваемых фильтратом жидкости глушения.

1.4.2. Определение величин коэффициентов S1 и S2 основано на результатах лабораторных исследований проницаемости натурных (или модельных) образцов кернов после воздействия ЖГ различного состава и производится по формулам:

где Rф - радиус проникновения фильтрата ЖГ, м (от оси скважины); β2ср = k2ср/k - средний коэффициент восстановления проницаемости

пористой среды по нефти после воздействия фильтрата жидкости перфорации.

где β2i - коэффициент восстановления проницаемости керна в i-той кольцевой зоне размером r (рекомендуется принимать равной 0,2 м) от стенки скважины до радиуса Rф проникновения фильтрата ЖГ.

9

1.4.3.Определение величин β1 и δ необходимо проводить в соответствии с методикой экспериментальной оценки закупоривающего действия твердой фазы, изложенной в разделе 4 РД 39-147009-510-85 "Руководство по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов". Указанные величины определяются для жидкостей, содержание твердой фазы в которых обусловлено рецептурой (наполнители, кольматанты). Остальные жидкости перед использованием на скважине необходимо подвергать очистке от мелкодисперсных частиц твердой фазы до значений концентрации последних не более 0,1% масс.

1.4.4.Для получения величин β2i и β2ср необходимо определить зависимость коэффициента восстановления проницаемости керна от перепада давления после воздействия фильтрата ЖГ на керне длиной 5 см, полученную в результате экспериментальных исследований по методике, изложенной в разделе 2 РД 39-0147001-742-92 "Методика комплексной оценки качества вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов".

1.4.5.Определение величин β2i и β2cр производится на основе полученной согласно п. 1.4.4. зависимости β2 от величины перепада давления. При этом необходимо учитывать значения перепада давления на керне длиной 5 см в зависимости от удаленности пористой среды от оси скважины и планируемой депрессии при освоении (таблица 2).

Таблица 2 - Зависимость перепада давления на керне длиной 5 см (атм.) от расстояния до оси скважины и величины депрессии при освоении

1.4.5. Радиус проникновения фильтрата незагущенной ЖГ следует определять по формуле:

где Р - репрессия на пласт после глушения, МПа; Vд - объем долива ЖГ во время ремонта, м3; ρж - плотность ЖГ, кг/м3.

т - пористость, доли ед;

10