Предотвращение негативных последствий фазовых переходов в скважине тема автореферата и диссертации по физике, 01.04.14 ВАК РФ

Для служебного пользования экз.* 5

зт?ский чауч^ий це^-т-п севера оо ан ссср

На правах рукописи

скляр юрий георгиевич

УДК 622.726/576.12

ПРВДОТВРАЩШИЕ НЕГАТИВНЫХ ДОСВДСТЕИЙ ФАЗОВЫХ ПЕРЕХОДОВ В СКВАЖИНЕ

Специальность 01.04.14 - теплофизика и молекулярная физика

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технически* наук

Тшень 1990

Работа выполнена в Западно-Сибирском научно-исследовательской геологоразведочном нефтяном институте (ЗалСибНИГНИ)

Научный руководитель: чл.-корр. Инженерной Академии СССР,

доктор технических наук Р.И.Иедведский Официальные оппоненты: Заслуженный деятель науки БАССР,

доктор физико-математических наук, профессор Ф.Л.Саяхов кандидат технических наук, доцент Б.Г.Аксенов

Ведущее предприятие: Институт проблем нефти и газа АН СССР (ИПНГ АН СССР)

Защита состоится " 46 * _1991 г. в

час.

на заседании Специализированного совета. (?03, 9 У. ОI Тюменский на/чнр« . цьнтре. СО АН СССР) по адресу:

625026, г.Ткыень, ул.Тайиырская, 74.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института Проблем освоения Севера.

Автореферат разослан " 16 " Я 199^ г.

Учшшй секретарь Специализированного совета к.ф.-м.н., доцент

А.А.Губа{йуляин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В н&стогзеэ время поиски к добыча углеводородного сырья в Западно-Сибирском регионе продвинулись далеко на Север в районы залегания ыноголетнемерзлых пород (ШШ), характеризуются большой мощностью и низкой температурой нейтрального слоя.

Нефтяные месторождения, такие как русское, Заполярное, Салекаптское, н газовые - Уренгойское, Яыбургское, Бованен-ковское и другие - обладают рядом уникальных особенностей, затруднявших добычу традиционными методами.

Бурение и освоение глубоких и сверхглубоких скважин, число которых в настоящее время непрерывно растет, требуют новых методов и технологий, позволяющих полностью раскрыть потенциальные возможности продуктивных пластов. Гидродинамические исследования пластов, слагаемых ачкмовскнми, баженовсхими и тдоенекгши отложениями, осложнены наличием в них аномально высоких пластовых давлений (АВЩ) и высоких температур. Такие пласты характеризуется низкими коллекторскжыи свойствами матрицы (с проницаемостью I - 0,001 цЦ).

Время исследования объектов в условиях гадратообразования в стволе затягивается до одного месяца и более, что повышает стоимость ребот по аегштани» скважины.

Повывенныа депрессии на пласт (90 - 99$ от пластового давления) приводят к сьшканиэ трещин н фазовым превращениям в лриаабойной зоне пласта и, как следствие, к снижению производительности скважины в фонтанном режиме, уменьшению выноса из пласта жидких составлявших фязида.

Недостаток информации, ошибки и искажения, неизбежные при испытании скважин на режшах, сопровождающихся парафино-и гидратообразованиями в стволе, в конечном итоге, отрицательно сказываются на оценке балансовых и извлекаемых запасов углеводородного сырья, приводят к большим экономическим потерям.

Наиболее перспективным направлением в решении этой проблемы многими исследователями признается поддержание в стволе благоприятной термобарической обстановки, исключающей на ррем? работы скважины образование гидратов или парафинов. Такая мера позволит провести полное исследование пласта на оптимальных режимах, дающих наиболее ценную информацию о его потенциале. Кроме того, эти способы дешевы и малоэнергоемхн, что открывает им широкий путь к применению в нефтяной геологоразведке.

Простой скважин, заполненных после бурения буровым раствором на водкой основе и ожидающих последующего освоения, приводит к обратному промерзанию околоствольного пространства и замерзанию воды, заполняющей ствол скважины, к надолго задерживает ее освоение. При последующем "растеплении" скважины практиками было замечено, что в течение первых 1-6 месяцев простоя она замерзает неравномерно; в стволе образуются ледяные пробки различной плотности и мощности. При этом глубина их образования может быть самой различной.

Как показали проведенные исследования, отмеченная "хаотичность" в образовании ледяных пробок в скважинах на самом деле подчиняется строгой зависимости от лхтологкчаских особенностей разреза вскрытой мерзлой тащи.

Анализ всех обстоятельств, связанных с этим явлением, по-мание его механизма позволит найти наиболее экономичные и фективные способы и технические средства сокращения времени •дготовки скваяины к освоению.

Предотвращение фазовых переходов, негативно влияющих на стельность работы сквагакш в фонтанном режиме, ограничивающих апазон гидродинамических и кокденсаткых исследований низко-юнкцаемых объектов, удлиняющих время освоения северных сква-н, - на сегодняшний день одна из самых актуальных проблем фтяной геологии.

Работа над диссертацией проведена в рамках целевой ярограы-

0.05Г01 (задание С5.03 этап Н 10 и задание 05.С4.этап Н 8),

инятой Постановлением Госплана СССР ГКНТ и Академии наук

СР от С9.12.1980 !» 486/247/130 и проблемой Б'1 20-1/6 ,

101/12

вераденной йтГео РСФСР (приказ * 594 от 21.09.1981).

Цель работы. Разработка комплекса мероприятий, исключающих разование парафиновых, гидраткых и ледяных пробок в стволе период освоения скважин, вскрывших низкопроницаемые пласты высокой температурой и перекрытых мощной мерзлой толщей, с пользованием имеющихся в распоряжении геологоразведочных орга-заций техники и технологии.

Основные задачи исследования. Исходя из того, что сдинствек-1 универсальным средством предупреждения парафино- и гидрато- . южения в стволе является поддержание в скважине достаточно :окого уровня температура, в основные задачи входило: тредложить способ создания в скважине благоприятной термичес-4 обстановки, исключающей на время исследования пласта

фазовые превращения флюида. Определить мощность требуемого для этих целей теплоисточника, расположенного на земной поверхности;

- создать технологию, повышающую эффективность испытания скважины, максимально сокращающую время исследовательских работ на скважине, трудовые и материальные затраты на освоение глубокозалегающих объектов;

- предупредить осложнения, препятствующие реализации теплового воздействия на ствол скважины.

Методы исследований. Доставленные задачи решались путем:

- многофакторного анализа существующих технологий освоения, исследования и эксплуатации залежей со сложными термобарическими условиями, вскрытых в зонах простирания вечной мерзлоты;

- обобщения лабораторных и промысловых экспериментов;

- уточнения физической постановки расчетных методик;

- выявления параметров, усиливающих или ослабляющих воздействие на исследуемые процессы;

- математического моделирования и расчетов на ЭВМ;

- сравнительной оценки фактических и расчетных данных.

Научная новизна.

1. Предложен способ предварительного прогрева ствола скважины, исключающий образование гидратных и парафиновых пробок на период испытания скважины.

2. Разработан метод расчета температуры теплоносителя при циркуляции в стволе скважины с учетом нестационарности передачи тепла в окружающую породу.

2. Предложен способ снижения коэффициента теплоотдачи жид-

кости-тешгоносктеля путем ввода в нее двух добазок, одн.г из которых увеличивает вязкость, а вторая - снижает статическое напряжение сдвига.

4. Предложен ускоренный метод определения оптимального перепада давления при испытании газоконденсаткоЯ скважины, реализация которого укладывается в срок проявления благоприятного температурного режима, созданного предварительным разогревом стзола.

5. Установлена приуроченность образования ледяных пробок в стволе скважин к глинистым слоям мерзлой толщи.

Основные защищаемые положения. I. Способ предварительного прогрева ствола, позволяющий на определенное время обезопасить скважину от срыва испытания из-за гидрато- и парафико-закупоривания на оптимальных депрессиях на пласт при одновременном снижении общего времени освоения.

2. Метод расчета температуры промывочной жидкости, циркулирующей в стволе скважины, при условии нестационарности передачи тепла в окружающую скважину среду.

3. Способ снижения теплоотдачи жидкости-теплоносителя за счет изменения ее реологических свойств путем введения в нее высокомолекулярных компонентов.

4. Способ ускоренного определения оптимальной депрессии на пласт при испытании нефтегазоковденсатной скважины, длительность которого не превышает времени действия температурного экрана, созданного предварительным прогревом ствола.

5. Ледлные пробки в стволе остановленной скважины, мешающие

проведение прогрева циркуляцией теплоносителя, приурочена к глинистым пропласткам мерзлой толщи.

Практическая ценность и реализация работн. Результаты исследований позволххи создать комплекс мер, впервые обеспечивших возможность проводить без осложнений испытания низ-кодебитных скважин, вскрывших глубокие нефтегазоконденсатные пласты со сложными термобаричесхими условиями залегания. При этом разработанная технология исследования позволяет с помощью технических средств, имеющихся на разведочных скважинах, сократить общее время испытания, провести его на оптимальных режимах, достаточно полно раскрывающих потенциальные возможности зядвги.

Внедрение комплекса разработок на нефтегазовом объекте ачимовской свиты Уренгойского месторождения дало прямую экономическую эффективность от сокращения общего времени испытания скважины 16 тыс.руб., при этом была получена геологическая эффективность в виде прироста балансовых запасов залета 1,9 млн.тонн.

Фактический материал. В основу диссертационной работы изложены результаты исследований, полученные автором во время трудовой деятельности в соответствии с планом научно-исслсдо-вательских работ, а также результаты теоретических, лабораторных и промысловых работ, проведенных в течение 1982-1990 гг. в ЗапСкбНИГНИ.

Публикация работ. По теме диссертации опубликованы 10 работ, в том числе получены два авторских свидетельства, два положительных радения ВНИИПВ на вццачу авторского евцдетель-ства.;

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на секциях и семинарах Ученого совета ЗапСибНИГНИ (Темень, 1985-1990 гг.), научно-технических конференциях Главтюменьгеологкн (Тюмень, 19861989 гг.), на III и 1У теоретических школах-семинарах "Термодинамика процессов нефтедобычи" (Темень, 1985-1987 гг.), на выездной сессии АН СССР и 1ЙГК "Нефтеотдача" (Баку,1987 г.), объединенном семинаре по механике многофазных сред ( Тюмень, 1990 г.).

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит иэ введения, 4 глав, основных выводов и списка литературы. Работа изложена на Н8 страницах машинописного текста и содержит 25 иллюстрация.

В своей работе автор пользовался выводами и рек операциями отечественных и зарубежных исследователей в области теплофизики и гидродинамики добычи нефти: И.Ы.Астрахан, К.О. Беннетта, Г.Бреннера, Э.Б.Бухгалтера, А.Г.Гройсмана, Б.В.Дегтярева, Д.Егера, Б.И.Есьмана, Н.С.Иванова, Г.Иоахима, Г. Каре-лоу, Л.Д.Ландау, Е.И.Лифпица, Дж.Е.Ыайерса, В.И.1Ьрона, Р.И. Медвадского, А.Х.Нирэаджанэаде, Р.И.Нмгматулика, Ф.Л.Саяхова, Дж.Хаппеля* И.А.Чарного, Э.Б.Чехалзска.

Список отечественной и зарубежной литературы содержит 4S наименований.

Автор выражает глубокую благодарность и искреннюю признательность своему научному руководителе доктору технических наук, заместителю директора по научной работе Медведс-кому Р.И.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дается постановка проблемы, ее актуальность и сформулирована цель исследования. Отпечена научная новизна и практическое значение работы. Приведено краткое содержание каждой главы.

В первой главе выполнен обзор современного состояния исследования фильтрационных свойств глубоких низкопровдцаеиых пластов со сложными термобарическими условиями залегания, а также выявлены осложнения при испытании глубоких нефтегазовых и газоконденсатных скважин на Крайнем Севере Тсменской области.

Залегающие в этом районе продуктивные пласты ачимовской, баженовсхой, васюганской и тюменской свит с глубиной 2,5 тыс.м и ниже характеризуется в основном малой проницаемость» и, как следствие, низким дебитом скважины. Их испытания сопровождаются образованием парафинистнх или гид ратных отложений, зачастую закрывающих сечение насосно-компрессорных труб (НКТ) и прерывающих поток. На ремонтные работы затрачивается много средств и времени, а пласты в связи с этикво многих случаях не удается освоить.

Основной причиной негативных фазовых процессов (парафкно-и гидратообраэование) в лифтовых трубах является низкая температура окружающих пород в верхней части разреза, слагающих мерзлую толщу мощностью до 500 м, которая охлаждает поднимающийся по НКТ с малой скоростью поток флюада. При высоких скоростях, обусловленных большим дебитом сквышны, крайне редким . для названных вышё отложений, фазовые процессы ке оказывают

заметного негативного влияния благодаря тому, что температура пластов составляет 90-100°С.

Результаты расчетов, подкрепленные опытными данными, показывают, что в условиях Крайнего Севера дебит скважины, предупреждающий негативные фазовые явления в НКГ, должен быть

о

не менее 15 т/сут для нефтяного пласта и 300 тис.и /сут. для газохонденсатного пласта.

Охлавдение ствола скважииы б процессе бурения несколько повышает указанные минимальные значения дебитов. Такой же эффект оказывают неоднократные промывки ствола скважины в ходе использования холодной воды, особенно в зимнее время.

Однако подавляющее большинство испытанных скважин, вскрывших низкопроницаемые пласты, дали производительность ниже пороговой: ачимовские - нефти до II т/сут., газа - до 14-40 тыс.м^/сут.

Общие дополнительные расходы северных геологоразведочных экспедиций на ликвидацию гкдрато- и парафинозакупоривания ствола скважины при испытаниях оцениваются в 1,5 - 2,0 млн. руб. в год, а косвенные убытки от снияекил качества исследований, вероятно, на порядок больше.

Поэтоцу остро встает вопрос о разработке надежных и недорогих методов предупреждения осложнений, вызванных переохлаждением добываемого продукта.

Вторая глава посвящена термическим способам предотвращения осложнений, вызванных выпадением твердой фазы в стволе скважины.

Как показала практика, применение ингибиторов гкдрато-образозания, химических средств разжижения еысокосмолисгых

и высокопарафинистых нефтей при испытания и експлуатации малодебитных скваххн оказалось неэффективным. Рекомендуется для этих целей использовать термические методы.

В работе рассматриваются ряд известных методов, еще не получивших массового распространения, даются рекомендации по наилучшему их применению. Расчеты показывает, что для прогрева густеющей при низких температурах высокопарафшмстой нефти кабелем, опущенным в ствол скважины, потребуется электрическая мощность порядка 100 Вт/м, а это делает применение данного метода в геологоразведке проблематичным.

То не относится и к подливу горячей нефти в затрубье или циркуляции теплоносителя в двухрядном лифте, которые требует для своего осуществления большого количества нефти на скважине в начале ее освоения или усложнения ее конструкции.

Значительно проще предлагаемый диссертантом способ предварительного разогрева ствола посредством циркуляции теплоносителя в прямом или обратном направлении, т.е. с закачкой его либо в трубы, либо в затрубное пространство скважины. Ввиду низкой теплопроводности цементного камня » пород вокруг схважины образуется кольцевой температурный вал, который не только препятствует потере тепла от движущегося по НКГ пластового флюида, но и частично разогревает его. Хотя через некоторый промежуток времени кольцевой вал рассасывается, правильной организацией прогрева можно продлить время его суцествования так, чтобы охватить период испытания скважины и позволить ей выйти на режим устойчивой работы в случае експлуатации.

Для прякткчеекой цели выведена проста,«» формула» связывающая длительность предварительного разогрева с запланированным временем испытания "Ъц : а

где: Т0, Тп - установившаяся температура прэгреза интервала, в котором еззножяу осложнения, и его естественная температура; Тк - пороговая температура начала осложнений; Ь - радиус скважины; х - тсмпзратуропрэводносхь породы интервала.

Температура а затрубком пространстве б татзрвале осложнения Т0 заключена между значениям температура теплоносителя на входе и выходе подземной циркуляционной системы, образованной НКТ и аатрубкым простракгта«м скважтш. Для ее определения в работе проводится исследование теплового взаимодействия прямого и обратного потоков теплоносителя п стволе скважтш иезщу собой через трубы и с породой. Утечка тепла в породу принимается ке-тацконаркой при условии задания на кав-дом слоэ входной температура, равной температуре обсадной колоша; на соответствующей глубине для подземной части циркуляционной систеиы. Выведенная система ия двух дифференциальных /равнений аналогична ранее предложенной И.Ы.Астрахан и В.И. Иаронои (1969). Реаениг, как и наэваинши авторами, приводятся в операторной форга, однако благодаря кайдзжоыу прибяв-5ению для функции утечка тепла в породу, а также удачной компоновке членов, на основании обцкх рекомендаций, кскяю^ащнх неустойчивость, оно становится доступным для вычислений. С ас-юльзозьнием метода обрадгдая преобразования Лапласа, пргд-юявьного Р.И.Ыедзедским, ресениа пре&сгавдязгея в оригинал«.

Температура циркулирующей промывочной жидкости в затрубье скважины, определяющая степень и глубин}' прогрева околоствольного пространства; выражается:

_ Г_44 „ьГ_осЛ-. (ои-бЛДКдЗ ^еЬ^г, + Г-Ц , где: § = Л <¿6^ ,

О = П _Ь_ и _

яг " 1 + ь-е*сиу1ЕП • я •

зг

Г - геотермический градиент; Н - глубина скважины; 2 - текущая координата глубины, отсчитываемая от забоя скважины: Т1 -

' о

температура проявочной жидкости на входе в НКГ;г ,г0- радиус НКГ и скважины; X , 51 - осредненная температуропроводность и теплопроводность окружающей сквакину среды; ср ,-т - объемная теплоемкость и расход промывочной жидкости; t - физическое время; V, ,\/г - скорость нисходящего и восходящего потоков промывочной жидкости; К - коэффициент теплопередачи между потоками жидкости через стенку НКГ; оС- коэффициент теплоотдачи восходящего потока жидкости стенке скважины.

В дальнейшем метод был усовершенствован в сторону расширения его возможностей, что выразилось в задании граничных условий, позволяющих учитывать не температуру теплоагента на

входе, а количество переданного тепла при псдогрове в наземной части циркуляционной системы. Тем самым открывается возможность подбора экономичных способов подогрева, один из таких способов подробно описан в работе и использован при практической реализации (а.с. 1484923).

В качестве мощного теплоисточника подогрева промывочной жидкости был разработан кожухогрубчатый теплообменник, установленный вблизи устья скважины и подключенный к пароперегре-вающей установке ДШ'-ДОО.

Анализ полученного решения позволил также установить, что глубина и степень прогрева сильно зависят от интенсивности теплообмена встречных потоков и увеличиваются с его уменьшением. Поскольку уменьшение интенсивности теплообмена через трубы посредством их теплоизоляции невозможно по технологическим и экономическим причинам, в работе предложен другой способ достижения поставленной цеди.

Предложенный способ состоит в Обеспечении в екважинных каналах ламинарного режима движения фищда н одновременного ввода в него соответствующего полимера, понижающего теплоотдачу от флюиде, к стенкам. Использование полимеров для снижения теплоотдачи применялось и ранее, но только для турбулентных режимов течения (А.Х.Мирзаджанзаде, fi.il.Проселков, Б-Ц. Калашников).

В работе полимерные добавки предлагаются также и при ламинарном режиме движения фявкда. Это мероприятие впервые б«*ло рекомендовано Р. И. Медведским для снижения интенсивности теплообмена промывочной яидкости с мерзлыми породами. В его

работе снижение теплообмена связано с увеличением вязкости жидкости полимерной добавкой. Однако ввод полимеров не только увеличивает вязкость жидкости, но и предает ей пластические свойства, увеличивающие теплообмен.На этом основании в работе впервые рекомендовано управлять теплоотдающими свойствами жидкости в ламинарном режиме движения вводом не одного, а двух реагентов. Один из них увеличивает вязкость жидкости, а другой снижает статическое напряжение сдвига.

На основании зтой концепции предложена следующая рецептура жйдностй-геплоносителя:

1,5% КЬЮЭЦ ♦ 15$ СаС12 + 0,1 ПАВ + вода. КЮЗЦ - карбокснметклоксиэгилцеляюлоза, СаС^ - хлористый наяьцкй, ПАВ - поверхностно-активное вещество (диссольван, превоцея, стиральный порошок и др.) (положительное решение БШШГОЭ от 26.10.69 г. на заявку «443*274).

РисЛ хорошо илластрирует Ексокую эффективность предложенного теплоносителя б целях прогрева ствола по сравнеккю с водой.

Предложенный тешоагент прогревает енвгшпгу на болывуи глубину, а ыакешальная температура в затрубье устснаЕдявь-ется гораздо раньше.

Его пршенение открывает возможности для разного снижения общего времени вредварительного прогрева, необходимого для испытания сквшшш без осложнений.

В тратьей главе рассмотрены аспекты выхода на оптимальный режим работы газоконденсатной скважины.

Индикаторные диаграммы низкопроницаеша: коллекторов ачк-

мовской, бажсновской и тюменской свит, полученные в результате исследований на продуктивность, характеризуются кривой с явно выраженным максимумом.

Выявленный в ходе испытания скважины максимум соответствует величинам депрессий на пласт, являющимся оптимальными с точки зрения эксплуатации газоконденсаткых и газонефтяных залежей.

На этих режшах в приэабойной зоне пласта полностью рас -крываются трещины, конденсация жидких флюидов в воронке депрессии достигает минимума, а фильтрация газоконденсатной смеси в охолоскважинной зоне происходит с наименьшим потерями жидких составляющих.

Исследования, на основании которых составлены руководства и инструкции по гидродинамическим исследованиям газоконденсаткых пластов, рекомендует величину оптимальных депрессий на пласт 20-25 % от пластового давления.

Б южных районах для построения индикаторной диаграммы с делью определения оптимума эксплуатационных характеристик плеера требуется не менее 7-9 цусков скважины с последующими выходами на установившийся режим.

Выбор и испытание скважины на установившемся режиме требу-(т 2-3 суток ее {»боты на кахаем из них, при этом на полный :омплекс исследований пласта на продуктивность затрачивается о 20-30 суток.

Охлаждающее воздействие мощной мерзлой толщи перекрывающей алежи % условиях Крайнего Севера приводит к интенсивному гвд-атообраэозанию з стволе во время испытания скважин при давле-вях на забое 5-10 Ша.

Повышение давления в скважине возможно лишь только при условии проведения дополнительных работ по предупреждению и ликвидации гвдратоотложений. Лимит времени, а также дефицит средств и техники для проведения таких мероприятий приводит к тому, что на практике ограничивается "прогонкой" скважины на щадящих режимах (в диапазоне депрессий 80-99 % от пластового давления). При этом поте.гм жцдких составляющих флюида в воронке депрессии достигают 40-50 % от потенциального содержания.

Не выносятся наиболее ценные тяжелые фракции продукта; информация о пласте в флюиде, вследствие неполного раскрытия трещин и конденсации флюида в пласте, собирается в минимальном объеме и не раскрывает всех потенциальных возможностей низкопроницаемых объектов с АВ1Щ.

Как показывает практика, испытания нескольких скважин, вскрывших ачимовскую ташцу на Уренгое ■ имеющих дебит, исклю чающий гидратообразование на напряженных режимах, оптимальных для эксплуатации таких объектов, являются депрессии на пласт 40-50 % от пластового давления.

Исследования, проведенные диссертантом, выявили тот же диапазон оптимальных режимов эксплуатации и для низкодебит-ных ачиыовских скважин, в отличие от рекомендованных ранее 20-25 % от Рм.

Изучение низко проницаемых пластов в полном объеме в течение 20-30 суток без гвдратсобразований в стволе возможно при условии длительного предварительного прогрева ствола с высокой температурой. Однако, как показывают расчеты, трудо-

сые и энергетические затраты на организацию непрерывного (более месяца) прогрева повысят стоимость работ по испытанно каждого объекта в несколько раз.

В работе предложен ускоренный способ исследования низкопроницаемых пластов, который в сочетании с техническими средствами предупреждения осложнений, связанных с фазовыми превращениями флюида в стволе, позволяет за короткое время достаточно полно и достоверно определить потенциальные возможности залежи (положительное резение ВНИИГПЭ на выдачу а.с. по заявке У 4616 70/ )•

Разработанная технология испытаний состоит в пуске скважины на двух режимах, причем первый проводится на максимальной депрессии, величина которой ограничена разрушением при-эабойной зоны пласта, и началом гидрато- и парафинообразо-вания в стволе. После определения гидродинамических и кон-денсатных характеристик пласта методом установившегося отбора флюида скважина становится на накопление давления.

Далее, по кривой восстановления давления (КЦЦ) определяется последняя точка перегиба, характеризующая наибольший приток жидких составляющих фяюида из пласта. Скважина вторично запускается из-под накопления на депрессии, определенной по забойному давлению в скважине, соответствующему последней точке перегиба КВД (см. рис.2).

Этот режим является оптимально для дальнейшей эксплуатации фонтанном способом. Для подавляющего большинства об-екгов такие давления об^гско Еысе критических гидрато- н парафинообразеваний, а испытания установнБЕЕыися отборами

невозможны без превентивных мер. Меры, связанные с химическими обработками пласта и флюида, обычно малоэффективны, хроме того, они практически не снижают общего времени исследования низкопроницаемых пластов.

Испытание по данной технологии в сочетании с предварительным прогревом скважины циркуляцией разработанного теплоносителя сокращает общее время определения потенциальных возможностей объекта в 2-3 раза, т.е. в общей сложности исследование одного объехта займет не более 10 суток.

Впервые проверка работоспособности и эффективности новой технологии испытания малодебитных скважин, вскрывших ачимовс-кую толщу га глубине 3567 - 3578 м, проводилась на скважине Р-419 Уренгойского.месторождения.

Предшествующие попытки провести исследования характеристик пласта и флюида в холодном стволе закончились неудачей из-за появления гидратов при депрессии на пласт до 96 % от пластового давления, равного 60,2 Ша. Испытание скважины при РуСТ<* 1,0 - 3,0 Ша сопровождалось быстрым падением давления вследствие сепарации в стволе жидких составляющих продукта (см. рис.3).

Предварительный прогрев ствола в течение 5,5 суток теплоносителем, представляющим 1,5 %-ный раствор КМОЭЦ (карбокси-метилэтилцеллолоэы) с добавкой 0,15 % ПАВ (сульфанал) со средней температурой на входе в схзазм-у 45°С позволил в дальнейшем провести беагидратиов освоение и испытание при депрессии на пласт 45-50 % от пластового давления в течение последующих , 5 суток.

Выявленные при этой характеристики пласта и флюида позволили определить лодсчетные параметры залеки, согласно которым был получен дополнительный прирост балансовых запасов нефти 1,9 млн. тонн из 3,2 млн. тонн, полученных до 1987 года.

Четвертая глава раскрывает механизм образования ледяных пробок в скЕажкнах при их просте.

После окончанир бурения скважина, заполненная буровым раствором, как правило, простаивает в ожидании испытания не менее 2-3 месяцев. За это время в мерзлой толще восстанавливается нарушенное температурное поле. Впоследствии, как только нулевая изотерма возвратится к контуру скважины, в ней начинается замерзание воды или бурового раствора, заполняющих ствол.

Как показала практика, жидкость в стволе замерзает с образованием ледяных пробок широкого диапазона мощностей. Этот феномен впервые описан в литература Р.И.Медведским и объяснен в рздках образования диссипативних сгруитур. Здесь предполагается другое объяснение, а именно: впэрвые отмечено, что ледяные пробки приурочиваются к глинистым пропжасткаи в мерзлой толще. Объясняется это тем, что фронт нулевой изотермы в глиниста пронластках после одинакового теплового воздействия возвращается к контуру скважины в 2-4 раза быстрее,; чем в мерзлых песках из-зс различия в льдистости. Разница еще более увеличивается, если бурение сопровождалось потерей устойчивости пескоз с образованием против них каверн (рис.4). Появление ледяных пробок в стволе скеегины в интервале глинистых пластов, согласно приведенным численным расчетам, наблюдается через промежуток времени 0,5 Тб, где Тб - длительность буре-

ния скважины, а напротив неустойчивых песков замерзание воды отмечается в стволе лишь через 4 - 10 Тб. Результаты расчетов хорошо согласуются с фактическими данными.

Такой механизм проявления мерзлоты в процессе обратного промерзания обусловлен различным содержанием замерзшей воды в глинах (0-10 %) и песках (20-40 %). В песках, требующих большого количества тепла на переход льда в свободную воду, фронт температурной аномалии практически совпадает с фронтом фазового перехода, а радиус протаивания в песках, как правило, е несколько раз меньше, чем в глинах.

Тот же механизм работает при обратном промерзании: в более влагонасыщенных песках требуется гораздо больше времени на продвижение фронта нулевой изотермы к контуру скважины, чем в практически безводных глинах, так как этот процесс происходит со значительными энергетическими затратами на фазовый переход.

Образование ледяных пробок в стволе скважины в период простоя делает невозможной циркуляцию теплоносителя без предварительных и трудоемких работ. С целью предупреждения образования пробок предлагается заполнять ствол скважины в интервале мерзлой толщи углеводородной незамерзающей жидкостью; эта рекомендация известна, однако на практике ей не следовали из-за большей частоты смятия колонн, чем при заполнении ствола скважины глинистым раствором. Установлено, что снятие колонн происходит при заполнении ствола скважины углеводородной жидкостью при отрицательных зимних температурах, из-за чего происходило замерзание водосодержащих сред в запол-

ненном пространстве. На этом основании предлагается вше -указанную рекомендацию дополнить требованием закачивать в скважину углеводородную жидкость только с положительной температурой после обязательного отделения из нее воды и применения вязко-упругого разделителя. Последние два требования позволяют исключить образование в стволе углеводородной жидкости диссипативной пробковой структуры (по Р.И,Медведскому),

Внедрение данной рекомендации позволит уменьшить время подготовки скважины к исследовательским работам в среднем на несколько суток, а затраты - на несколько тысяч рублей.

Заключение. Основным результатом, полученным в итоге проведенных ксследований, является создание комплекса мер, уско£ ряющих кеучение глубоких ниакопроницаемых пластов, позволяющих полно раскрыть потенциальные возможности углеводородных залежей со сложными термобарическиыи условиями.

Полученные в работе наиболее важные результаты, вытекающие из них рекомендации сводятся к следующему: -

1. Усовершенствован метод расчета термообработки ствола скважины циркуляцией теплоносителя.

2. .Доказана зависимость глубины и степени термообработки ствола от реологических свойств промывочной жидкости при ламинарном режиме ее течения. Тем самым определено направление по подбору химических реагентов новых высокоэффективных теплоносителей.

3. Усовершенствована и опробована методика ускоренного определения потенциальных возможностей и эксплуатационных режимов разработки низкопрокицаемых пластов с деформируемой патрицей.

4. Усовершенствована методика расчета подогрева лифтовых труб линейными .источниками тепла.

5. Создан ряд способов и технических средств, предупреждающих фазовые переходы в стволе нефтегазокоцденсатной скважины при ее освоении.

6. Определена природа поинтервального промерзания ствола скважины при ее выстойке в ожидании освоения. Укасаны пути сокращения времеш: ввода скважины в испытание. .

Основные результаты исследований по теме диссертации опубликованы в работах-:

1. Р.И.Медведсхкй, Ю.Г.Скляр. Метод исследования температурь ных режимов в глубоких и сверхглубоких скважинах /-В сб.: Интенсификация геологоразведочных работ и добычи нефти в Западной Сибири. Тр.ЗалСибНЖНИ.-Тюмень.-1284-е. 22-26.

2. Ю.Г.Скляр, Р.И.Медведский, В.Н.Нестеров, М.Е.Стасюк. Повышение эффективности кислотной обработки в высокотемпературных скважинах / В сб.: Пути повышения эффективности испытания скважин на месторождениях Западной Сибири .Тр.Зап-СибНИГНИ.-Тюмень.-1985-е.63-67.

3. Ю.Г.Скляр, А.Д.Стзрожев. Диквздация осложнений при освоении газоконденсатных скважин в районах Севера./В сб.: Управление гидродинамическими прюцессами при разведке и эксплуатации месторождений нефти. Тр.ЗапСибНИГНИ.-Тюмень.-1986 -

с.122-125.

4. Ю.Г.Скляр. Вязкость промывочной жидкости как фактор, определяющий термическую обстановку в скважине/ В сб.Технико-экономические кондиции месторождений Западной Сибири.Тр.Зап-СйбНИПШ. -Тюмень. -1987-е. 113-122.

5. А.Д.Стсрожев, Б.А.Семенов, Ю.Г.Скляр. Минимальное времг яхода скважины на устойчивы? режим притока в условиях Крайнего гнера /В сб.: !4зтоды извлечения нефти из залеже? сложного строе-!я. Тр. ЗапСибНИГНИ.-Тюмень, -1987-с.41-4?.

6. Р.И.л1еяведскиР, С.Г.Скляр. Совершенствование технологии ¡пытания скважин, вскрывших продуктивные пласты с низкими ксл-кторскими свойствами, в районах Крайнего Севера Тюменской ласти.-Брошюра Тюменской облестной организации СНИО СССР. мень.-19В8-60 с.

7. Р.И.МедведскиР, Ю.Г'.Скляр, Б.А.Семенов. Обеспечение устой-вого режима работы скважин путем прогрева ствола./В сб.: Опенка кдиций при разработке нефтяных и газовых месторождениГ. .ЗапСибНИГНИ.-Тюмень.-1986.-с.65-78.

8. Р.И.(1едведскиР, Ю.Г.Скляр. Перспективы освоения глубоких Ьтегазоконденсатных залежей в условиях Крайнего Севера./В сб.: 1Ико-литологические особенности и коллекторские свойства противных пород глубоких горизонтов Западной Сибири. Тр.ЗапСибНИГНИ. мень.-1988.- с.136-149.

9. А.С.1484923. Способ испытания газонефтяных и газоконден-ных скважин. Ю.Г.Скляр, Р.И.Медведский (СССР). Боллэтень рытий и изобретений.-1989.* 21.

10. А.С.1505106. ДСП. Установка для добычи высоковяэких жид-гей из скважины. В.П.Балин, Ю.Г.Скляр (СССР).- 1969.

Вязкость и статическое напряжение сдвига:

1 -¿л = 40/иПас, т:о= 12,0 Па

2 = 20^Па-с, *0= 10,0 Па

3 «= 6,^иПа с, Т0= О 4-^=1 ^Па-с, £0= 0.

Рнс. 1

ГзоБ (бао)

3610

л-го

ЗОЮ

гв ю гмо 10 «■10 10 ею 210

500

I - Восстановление давлен» в остановленной скважине Р-90 Уренгойского месторождения

тех

600

700

2 - Изменение козденсаг-ного фактора Кф

час.

Рис.2

Рт

МПа

20 ■

Изменение забойного давления в работающей скважине Р-419 Уренгойского месторождения:

1 - без предварительного прогрева

2 - после 5,5 сут. прогрева с Т0= 45°С.

- 2

10 •

ч

ч

5" 10

Ряе.а

^ас