Применение технологии НТ с целью промывки (очистки) забоя скважин от песчаных пробок на Холмогорском месторождении

Промывку скважины необходимо производить при накоплении в  стволе скважины, колонне НКТ или дросселе механических осадков, вызывающих затруднения при эксплуатации скважины (абразивное воздействие песка или образование песчаных конгломератов под действием асфальтенов и пр.). Проблема может усугубляться при появлении окалины в обсадной колонне и/или эксплуатационной колонне НКТ, что приводит к уменьшению проходного сечения и снижению дебита скважины.[16]

Пример типичной монтажной  установки, используемой в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»  изображен на рис.5.1, а схема обвязки  устья скважины показана на рис. 5.2. [4,16]

 

5.2.1 Критерии  расчета при проектировании работ

 

При оптимальном планировании работ необходимо соблюдать определенную последовательность действий:

• Проанализировать следующие параметры;

* глубину расположения интервалов, подлежащих очистке;

 

Рисунок 5.1 Монтажная  схема установки М20 с разгрузкой фонтанной арматуры

 

• характер осадков (табл. 5.1.), верхнюю границу отложений, расчетную плотность, твердость, растворимость;
• поровое давление в горной формации;
• параметры скважины: конструкцию, диаметр эксплуатационной колонны НКТ и угол отклонения от вертикали;
• температурный градиент. [16]

• Выбрать рабочие жидкости (табл. 5.2.) для обработки скважины:

• выбор рабочей жидкости зависит от ее растворяющей способности и сведения до минимума ухудшения эксплуатационных характеристик продуктивного горизонта;
• при выборе рабочей жидкости необходимо учитывать пластовое давление;
• необходимо изучить реологические характеристики рабочей жидкости, основные сопутствующие факторы:

 

1- газ; 2- пена; 3- газ + ПОЖ; 4- промывочная насадка; 5- песчано-глинистая пробка; 6- факельная линия; 7 – установка непрерывной трубы М-20; 8-тройник; 9 - агрегат ЦА-320; 10 - сепаратор; 11 - бустерная установка; 12 - емкость с ПОЖ.

 

Рисунок 5.2 Схема обвязки  устья скважины при промывке песчаных пробок

 

Очистку эксплуатационной колонны (или забоя) от песка осуществляют с помощью внутрискважинного  оборудования, принципиальная схема  размещения которого показана на рис. 5.2а.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 – с использованием  гидромониторной насадки, 2 – с виброволновым воздействием на пласт генератором типа ГДВ

 

Рис. 5.2.а – Схема промывки забоя скважины

 

• несущую способность;
• перепад давления в НКТ и кольцевом пространстве;
• плотность породы, из которой состоит выбуренный шлам, подлежащий удалению из скважины. [16]

• Выбор технологии очистки скважины:

• проведение работ по очистке при равновесном состоянии скважины;
 

• проведение работ по очистке при небольшом превышении над пластовым давлением;
• проведение работ по очистке, при депрессии на продуктивный горизонт, с целью использования притока пластового флюида, в качестве дополнительного источника энергии, при удалении шлама из скважины. [16]

• Выбор типа забойного инструмента для очистки скважины (гидромониторное устройство высокого давления, забойный двигатель или механическое устройство для очистки скважины) с учетом следующих факторов:

• величина остаточной энергии после всех потерь на трение;
• ожидаемая плотность осадочных отложений. [16]

• Выбор оборудования:

• установка для капитального ремонта скважин с применением гибких НКТ (при наличии нескольких моделей);
• емкости для хранения, перемешивания и сброса отходов;
• насосное оборудование и линии высокого давления:
• необходимо предусмотреть фильтрование закачиваемых рабочих жидкостей;
• наличие циркуляционного тройника или специальной крестовины над соединением под компоновкой ПВО для выходной линии бурового раствора из скважины;
• перечень контрольного и регистрирующего оборудования и датчиков;
• перечень элементов, необходимых для оборудования линии выхода раствора из скважины:

=> регулируемый дроссель;

=> манифольд для проведения испытания скважины.

— перечень  необходимых материалов и их количество (предусмотреть 30 % запас).

• Составить предлагаемый план проведения работ. [16]

 

В качестве руководства  для выбора рабочей жидкости, для  обработки компоновки, в зависимости от типа отложений в скважине необходимо использовать таблицу 5.3. [16]

Таблица 5.1.

 

Характер и источник отложений в скважине

 

Характеристики отложений		Источник отложения
		В коррозионных отложениях	На забое (агрегатированные отложения)	На поверхности трубных элементов (окалина)
Органические отложения: асфальтены, парафин.		из продуктивного горизонта		из продуктивного горизонта
Минеральные отложения	окиси железа		Под действием кислорода  на скважинном оборудовании	Под действием кислорода на скважинном оборудовании
	Минерал. соли: сульфаты* карбонаты	из продуктивного горизонта	Из используемых технологических  продуктов или из продуктивного горизонта	Из используемых технологических  продуктов или из продуктивного горизонта
	Песчаные осадки		То же, что и для  минеральных солей

 

* Они часто появляются в результате  дисбаланса в пористой среде  при эксплуатации или нагнетании  в скважину, а также в результате  их чувствительности к определенным  реакциям в условиях повышенной температуры. 

Таблица 5.2.

 

Выбор рабочих жидкостей  для обработки скважины

 

 

Органические отложения	Асфальтены Парафины	рабочая жидкость обработки	Органический  растворитель Ксилонотолуол Смеси толуола, ПАВ Ацеталовые кислоты
Минеральные отложения	Соль (NaCl)		Вода
	Минеральные соли, растворимые карбонаты, сульфаты (растворимой солью является только CaSO4)		Соляная кислота HCl + загущающий или комбинированный растворитель
	Окиси железа		Соляная кислота HCl + органич. связующий агент или понизитель вязкости
Смешанные отложения	С высоким процентным содержанием растворимых минералов		Эмульсия растворителя в кислоте
	С высоким процентным содержанием органических минералов		Попеременная закачка  органического растворителя и кислоты

 

 

5.2.2 Несущая  способность промывочных жидкостей

 

Частицы твердой фазы, опускающиеся в скважине под действием  сил гравитации:

• Будут продолжать опускаться с ускорением до момента уравновешивания гравитационной силы под влиянием эффекта плавучести и срезающих усилий при движении в жидкости;

 

 

Таблица 5.3.

 

Руководство по выбору метода планирования рабочих операций по очистке  скважины

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

• Затем эти частицы будут продолжать опускаться с постоянной скоростью, называемой установившейся скоростью оседания V_у. [16]

Установившаяся скорость оседания V_у сферических твердых частиц малого размера может быть определена из эмпирического уравнения: [2]

 

V_у = Rе(0,001×m)/D_ч×r_ч ,   (5.1)

 

где Re - число Рейнольдса для сферических песчинок (для условий промывки

песка в скважинах  оно может принимать значения до 500);

m - вязкость жидкости;

D_ч - диаметр частиц;

r_ч - плотность твердых частиц. [2]

Основными показателями процесса промывки скважины являются величины скоростей в колонне  гибких труб V_кгт и затрубном пространстве V_зат:[2]

 

V_кгт = 1,274×Q/d_тр.в² ;    (5.2)

V_зат = 1,274×Q/(D_в² –d_тр.н²),    (5.3)

 

где d_тр.н, d_тр.в ,- наружный и внутренний диаметры гибкой трубы;

D_в - внутренний диаметр труб, в которые спущена KГT;

Q - подача технологической жидкости. [2]

Скорость восходящего  потока при любой промывке, должна превосходить скорость оседания в ней твердых частиц. Это условие справедливо для вертикальных скважин и наклонных участков, в последних с отклонением от вертикали до 45⁰. Для более пологих, и тем более, горизонтальных участков скважины, процесс выноса твердых частиц гораздо сложнее. В таких случаях происходит образование застойных зон в местах контакта гибкой трубы со стенкой скважины или эксплуатационной колонной.  

В этой зоне частицы песка  оседают, несмотря на достаточную среднюю скорость течения. Для предотвращения этого явления или сведения его отрицательного эффекта к минимуму необходимо обеспечивать достаточную турбулентность потока восходящей жидкости. [2]

 

5.2.2.1 Вертикальные  скважины и скважины с небольшим  углом отклонения от вертикали (0°-25°)

 

Восходящая скорость подъема частиц твердой фазы будет  выражаться следующим уравнением: [2]

 

V_ф = V_ж - V_у      (5.4)

 

где V_ф - фактическая скорость движения частицы, м/сек;

V_ж - скорость восходящего потока жидкости, м/сек;

V_у - скорость осаждения частицы твердой фазы, м/сек. [16]

 

Такое состояние достигается  очень быстро и поэтому концентрация частиц твердой фазы в кольцевом пространстве будет выше, чем ее концентрация на входе в скважину. [16]

Рекомендуемые значения скорости потока жидкости при циркуляции в условно вертикальных скважинах приведены в таблице 5.5. (эти значения были рассчитаны для частиц твердой фазы диаметром 8 мм и плотностью 2,6 г/см³; опыт подтвердил правильность выбора этих величин; необходимо, чтобы концентрация твердой фазы по возможности была ниже величин, указанных в таблице 5.4.): [16]

• Необходимо отметить, что в вертикальных и условно вертикальных скважинах нужно поддерживать более высокую производительность насосов для выноса шлама с увеличением размера частиц твердой фазы;
 

• При увеличении плотности частиц твердой фазы производительность насосов также необходимо увеличивать;
• Диапазон установившейся скорости осаждения частиц зависит от числа Рейнольдса для данных частиц. [16]

Таблица 5.4.

 

Рекомендуемые значения максимального содержания твердой фазы*

в восходящем потоке промывочной жидкости

Концентрированный солевой  раствор	0,1198 г/см3 (1 фунт/галлон)
Полимерный гель	0,2396 - 0,3594 г/см3 (2 - 3 фунт/галлон)
Пена	0,3594 - 0,599 г/см3 (3 - 5 фунт/галлон)

Примечание: 1 фунт/галлон = 0,1198 г/см³

• Для ограничения противодавления на продуктивный горизонт и для предотвращения избыточного трения при прохождении твердой фазы в промывочной жидкости по кольцевому пространству. [16].

 

5.2.2.2 Скважины  со значительным углом отклонения от вертикали

 

а) Основные явления

• Под действием гравитационных сил происходит образование отложений  шлама. На рис. 5.3. показаны примеры образования  осевых и радиальных отложений и  приведены векторы скорости потока жидкости, при которых происходит образование этих отложений. [16]