Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ современного состояния и эффективности методов борьбы с выносом пластового песка 10
1.1. Пескопроявления при эксплуатации сеноманских газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений Западной Сибири и его причины 10
1.2. Укрепление призабойной зоны 15
1.3. Задержание песка созданием внутренних напряжений 16
1.4. Задержание песка оборудованием скважин фильтрами 18
1.4.1. Щелевые фильтры 19
1.4.2. Проволочные фильтры 20
1.4.3. Многослойные проволочные фильтры 25
1.4.4. Комбинированные фильтры 27
1.4.5. Гравийные намывные фильтры 30
1.5. Выводы, обоснование задач исследований 36
2. Разработка методики проектирования гравийной набивки 38
2.1. Механизм задержания пластового песка гравийной набивкой... 39
2.2. Требования к качеству гравия для гравийной набивки 40
2.3. Методика исследования качества гравия для гравийной набивки 42
2.4. Экспериментальное исследование качества гравия различных месторождений России 49
2.5. Экспериментальное исследование проницаемости и пескоза-держивающей способности гравийной набивки 51
2.6. Методика выбора фракционного состава гравийной набивки... 64
2.7. Выводы 67
3. Разработка комплексной технологии оборудования газовых скважин проволочным фильтром типа ФСК с гравийной набивкой 68
3.1. Подготовка призабойной зоны скважины 68
3.2. Обоснование забойной компоновки оборудования 70
3.3. Обоснование способа намыва гравийной набивки 78
3.4. Разработка методики выбора с применением ЭВМ скважины для оборудования фильтром 81
3.5. Выводы 93
4. Промысловые испытания и внедрение разработок, оценка их технико - экономической эффективности 94
4.1. Схема расположения наземного оборудования для реализации разработанной комплексной технологии и порядок выполнения работ 94
4.2. Исследование скважин, оборудованных по разработанной технологии 98
4.3. Анализ результатов промысловых исследований 101
4.4. Экономическая эффективность внедрения разработанной технологии 106
4.5. Выводы 108
Заключение, выводы и рекомендации 110
Список литературы 112
Приложения 126
- Пескопроявления при эксплуатации сеноманских газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений Западной Сибири и его причины
- Методика исследования качества гравия для гравийной набивки
- Обоснование забойной компоновки оборудования
- Схема расположения наземного оборудования для реализации разработанной комплексной технологии и порядок выполнения работ
Введение к работе
Важной научно-технической проблемой разработки месторождений является одновременное обеспечение высоких уровней и темпов добычи углеводородного сырья при наиболее полном извлечении его из недр с высокими технико-экономическими показателями работы газодобывающих предприятий.
Одной из главных причин, не позволяющих эффективно решить эту проблему на газовых месторождениях Западной Сибири, являются водопескопро-явления при эксплуатации скважин. Например, на протяжении последних 6... 10 лет на Уренгойском газоконденсатнонефтяном месторождении (УГКНМ) наблюдается вынос пластового песка из скважин. По оценочным данным на сегодняшний день более чем по 23% от общего фонда сеноманских скважин фиксируют наличие пластового песка и жидкости в добываемом газе. В связи с этим в технологическом режиме работы газовых скважин установлены ограничения по устьевым давлениям (депрессиям). В 2001 году количество скважин, работающих с ограничениями по дебиту и депрессиям, составило более 400, причем их количество за последние шесть лет увеличилось в 9,5 раз. Уренгойское месторождение является наиболее крупным месторождением Западной Сибири, поэтому надежность и эффективность его эксплуатации важны как для России, так и для Европы. Кроме того, опыт его эксплуатации полезен при проектировании систем добычи, подготовки и транспортирования углеводородов для ряда сходных по геологии вновь вводимых в разработку северных месторождений.
Недостаточная разработанность отечественных и зарубежных технологий ликвидации пескопроявлений сдерживает высокоэффективное их внедрение, не позволяет научно обосновать выбор конкретной технологии, правильно выбрать скважины с учетом геолого-промысловых условий, на которых может быть получен высокий технико-экономический эффект. Все это потребовало разработкиновой технологии ликвидации пескопроявлений, которая обеспечила бы надежную эксплуатацию газовых скважин при максимальном сохранении коллекторских свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) для обеспечения дебитов, адекватных потенциальным возможностям скважин, особенно для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки.
Цель работы. Разработка новых технологий, технических средств и методик ликвидации пескопроявлений газовых скважин оборудованием их проти-вопесочным фильтром с гравийной набивкой при капитальном ремонте.
Задачи исследований.
1 .Выявление причин водопескопроявлений скважин.
2.Анализ современного состояния существующих технических и технологических решений по предупреждению и ликвидации выноса пластового песка.
3.Определение оптимальных конструктивных характеристик фильтра-каркаса и гранулометрического состава гравийного материала для задержания пластового песка в течение длительного периода эксплуатации скважины.
4.Разработка технико-технологических мероприятий и нормативной документации по ликвидации пескопроявлений оборудованием газовой скважины противопесочным фильтром с гравийной набивкой.
5.Промышленная апробация и внедрение в производство предложенных решений, оценка их эффективности.
Методы решения поставленных задач. В работе в основном использован комплексный метод исследования, включающий аналитические решения и экспериментальное изучение как лабораторное на моделях, так и промысловое на скважинах. Основной объем исследований выполнен на реальных скважинах в процессе ремонта, а также до и после него. Кроме того, широко использовался анализ промысловых материалов, накопленных практически за все время разработки УГКНМ.
Защищаемые положения
1.Механизм фильтрационного задержания пластового песка гравийной набивкой.
2.Результаты экспериментальных исследований по подбору гравийного материала противопесочного фильтра и методика проектирования гравийной набивки его.
3.Техника и технология ликвидации пескопроявлений оборудованием газовой скважины противопесочным фильтром с гравийной набивкой.
4.Результаты промысловых испытаний разработанной технологии ликвидации пескопроявлений оборудованием газовой скважины противопесочным фильтром с гравийной набивкой.
Научная новизна
1.В результате анализа теоретических предпосылок и промысловых исследований выявлены причины движения пластового песка из слабосцементи-рованных пластов и уточнен механизм фильтрационного задержания его гравийной набивкой.
2.Разработана методика проектирования гравийной набивки для противо-песочных фильтров, основанная на смешении в определенном соотношении узких фракций гравия разного размера.
3.Разработан способ создания скважинного гравийного фильтра с вырезанием эксплуатационной колонны, расширением ствола скважины в интервале его установки, очисткой ПЗП, с последующим намывом гравия в процессе притока пластового флюида (пат. РФ № 2146759).
4.Создана программа для решения задач по ликвидации пескопроявлений с исполнением необходимой документации на ЭВМ (свидетельство Роспатента №2000611356). Практическая ценность. Впервые на месторождениях Западно-Сибирского региона произведены работы по оборудованию газовых скважин противопесочными фильтрами с гравийной набивкой.
Разработан и внедрен универсальный комплекс подземного оборудования (УГНПК-1) с использованием усовершенствованных фильтрующих элементов ФСК-114 и технологический регламентирующий документ на проведение работ по оборудованию газовых скважин подземным оборудованием с противопесочными фильтрами ФСК-114 с гравийной набивкой на месторождениях Уренгойского комплекса.
Выявлено наиболее перспективное месторождение России «Остров Золотой», находящееся в Республике Татарстан, содержащее гравий (кварцевый песок) повышенного качества, который отвечает требованиям, предъявляемым к гравийной набивке противопесочного фильтра стандартом Американского Нефтяного института API RP-56.
За счет внедрения практических рекомендаций диссертации на УГКНМ ежегодно добывается более 1 млрд.м3 газа в год, экономический эффект за 1998г. составил 2 362тыс.руб. при доле автора 585,8тыс.руб. Разработанная технология ликвидации пескопроявлений в 2...3 раза дешевле сервисных услуг и лицензированной технологии Вибра-Пак, предлагаемой корпорацией "НАГАО-КА Ю.ЭС.ЭЙ. КОРПОРЕИШЕН", США, Техас, Хьюстон для борьбы с выносом песка в обсаженной скважине. Поэтому она принята РАО «ГАЗПРОМ» для внедрения на других газовых месторождениях Западной Сибири (протокол совещания в ОАО «Газпром» от 20.11.98г.).
Апробация работы. Основные результаты исследований, представленных в диссертационной работе, докладывались и обсуждались на: научном семинаре-дискуссии «Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин» (г.Уфа, 1996г); международном научно-техническом семинаре «Про 8 блемы нефтегазовой отрасли» (г.Уфа, 1997г.); второй Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (г.Москва, 1997г.); Всероссийской научно-практической конференции «Экологические проблемы и пути решения задач по длительной сохранности недр и окружающей среды на период более 500 лет в зоне ведения геологоразведочных и буровых работ, трубопроводостроения и разработки нефтегазовых месторождений на суше и морских акваториях», ЗапСибБурНИПИ, (г.Тюмень, 1997г.); третьей Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (г.Москва, 1999г.); заседании секции «Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата, эксплуатация ПХГ » Научно-технического совета ОАО «Газпром» (г.Анапа, 2000г.); втором Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (г.Уфа, 2000г.); научно-технической конференции «Проблемы эксплуатации месторождений Уренгойского комплекса» (г.Новый Уренгой, 2000г.); межотраслевой научно-практической конференции «Современная технология и технические средства для крепления и ремонтно-изоляционных работ нефтяных и газовых скважин» (г.Анапа, 2000г.); третьем конгрессе нефтепромышленников России «Проблемы нефти и газа» (г.Уфа, 2001г.); межотраслевой научно-практической конференции «Новые технологии, технические средства и материалы в области промывки при бурении и ремонте нефтяных и газовых скважин» (г.Анапа, 2001г.); межотраслевой научно-практической конференции «Основные принципы выбора технологий, технических средств и материалов при строительстве и ремонте скважин с целью снижения их стоимости и повышения продуктивности» (г.г.Краснодар-Анапа, 2001г.); научно-технической конференции «Проблемы эффективной эксплуатации Уренгойского нефтегазового комплекса» (г.Новый Уренгой, 2001г.). Публикации. По материалам диссертационной работы опубликовано 17 работ в открытой научно-технической печати, в том числе 1 монография, 13 статей, 1 патент на изобретение, 1 свидетельство на программы для ЭВМ и 1 руководящий документ.
В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и консультациями научного руководителя, академика РАЕН, АН РБ, доктора техни ческих наук, профессора [М.Р. Мавлютова, научного консультанта начальника Управления интенсификации и ремонта скважин ООО «Уренгойгазпром», доктора технических наук, А.А. Ахметова, которым автор глубоко благодарен. Считает своим долгом выразить признательность кандидату технических наук, доценту П.Н. Матюшину, оказавшему помощь в работе над диссертацией.
Автор признателен своим коллегам В.Н. Москвичеву, В.Н. Хозяинову, Н.В. Рахимову, оказавшим содействие во внедрении результатов работы в производство.
Пескопроявления при эксплуатации сеноманских газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений Западной Сибири и его причины
Механизм выноса пластового песка необычайно сложен, на него оказывают влияние: физико-лито логическое строение продуктивного пласта, каждая операция при заканчивании скважины (от первоначального вскрытия пласта долотом до освоения скважины), а также дальнейший режим эксплуатации [764-82].
Продуктивные пласты являются, с одной стороны, основной составляющей системы добычи газа, определяющей практически все основные параметры, характеризующие потенциальные возможности эффективного функционирования системы, с другой - основным элементом, ограничивающим добычу газа во времени из месторождений севера Тюменской области, сложенных слабосцементированными коллекторами. Истинные причины большинства осложнений, возникающих при добыче газа на месторождениях региона, связаны с состоянием пласта-коллектора. В силу специфики естественных физических процессов, происходящих в залежах во время разработки месторождений, объективные физические характеристики продуктивного пласта ухудшаются, что приводит к самому распространенному виду осложнений - водопескопроявлениям [83-г90].
В начальный период разработки УГКНМ (1978-г1985гг.) осложнения практически не наблюдались. Они начали проявляться с 1990г. Так, в 1994г. 28 скважин выносили песок, 19 - пластовую воду. В 1995г. появились скважины, которые выносили одновременно песок и воду. В дальнейшем количество осложненных скважин возрастало почти монотонно и достигло к началу 2000г. 461: 195 выносили песок, 187 - воду, а 79 - песок и воду одновременно. Динамика процесса отражена на рис. 1.1.
Из литературного обзора следует, что причины выноса песка достаточно хорошо изучены в нефтяных скважинах [1-Н , 91]. Там они в основном связаны с поступлением в скважину воды, которая либо разупрочняет глинистый цемент песчаников, либо снижает силы капиллярного сцепления песчинок. В газовых скважинах с интенсивными пескопроявлениями впервые столкнулись на Медвежьем и Уренгойском месторождениях. Причем не всегда их можно объяснить поступлением воды, поскольку в большинстве случаев (в 73% осложненных скважин на УГКНМ) выносится только песок. Другая особенность в том, что песок выносится не сразу, а через довольно продолжительное время после начала эксплуатации скважины (10- -12 лет). Наконец, в большинстве скважин (в 80% ) песок не выносится до настоящего времени. Объяснить эти явления позволяют новейшие исследования, выполненные А.А. Ахметовым [7, 8]. Он установил, что песок в основном выносится из интервала залегания суперколлекторов с поверхности фильтрации при определенном режиме эксплуатации. Причем в начале эксплуатации вынос песка очень мал и даже не замечается, поскольку не сказывается отрицательно на процессах добычи и подготовки газа на установках комплексной подго-товки газа (УКПГ), т.е. он значительно ниже допустимого выноса 5мг/м в соответствии с ТУ 26-12-638-82 [9, 10]. Происходящие процессы при дестабилизации режима фильтрации могут быть представлены следующим образом. При установившемся режиме фильтрации (рис. 1.2) вокруг пор пласта формируется арочная структура, силы сцепления между частицами которой и перепад давления компенсируют друг друга при заданном режиме работы скважины. При изменении режима эксплуатации в ту или другую сторону меняется расход газа через арочную структуру, перепад давления в арке, что приводит к ее переформированию, происходящему после ее полного обрушения и выноса разрушенной породы из скважины. Новая арка формируется на расстоянии от отверстий пор породы, соответствующих расходу через арку и перепаду давления при новом режиме. Этот вывод согласуется с теоретическими и экспериментальными данными А.Д. Башкатова, в соответствии с которыми к резкой интенсификации пескопроявлений приводит не столько скорость фильтрации, сколько ее изменение как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения [11].
По мере эксплуатации на поверхности фильтрации формируются дефекты, напоминающие по форме коррозионные раковины или язвы, которые в заключительной стадии приводят ко все более интенсифицирующемуся процессу разрушения коллектора, характеризующегося значительным выно-сом песка, измеряемым уже в г/м или несколькими килограммами в сутки. При дальнейшем увеличении выноса песка скважины самозаглушаются с образованием на забое песчаных пробок высотой несколько десятков метров. Если наряду с песком в скважину поступает вода, то последняя резко затрудняет вынос песка вследствие увлажнения песчинок и слипания их под действием сил капиллярного сцепления. Самоглушение скважины происходит при гораздо меньшем выносе песка в результате образования на забое псевдо ожиженной песчаной пробки.
Методика исследования качества гравия для гравийной набивки
Следует проверять диаметр зерен, растворимость в кислоте и прочность гравия. Спарлин [65] отмечает, что размеры зерен гравия могут значительно выходить за диапазон указанных выше диаметров. Он рекомендует использовать гравий, в котором за пределы диапазона его диаметров выходят не больше 10 % общей массы. Шварц [67] рекомендует использовать гравий, при просеивании которого на крупном сите оставалось бы не более 12% общей его массы, а сквозь мелкое сито проходило бы не больше 0,2% общей массы. Диаметр зерен гравия следует контролировать для обеспечения оптимального соотношения диаметров гравия и пластового песка, так как снижение абсолютной проницаемости гравийного массива всегда отрицательно влияет на дебит. Тонкие частицы и загрязнения иногда возникают при дроблении зерен в процессе перевозок. Растворимость в кислоте следует проверять для того, чтобы в гравийном массиве не образовались пустоты при кислотной обработке. В некоторых случаях прочность гравия может иметь важное значение. Тогда нельзя использовать гравий, содержащий высокую концентрацию зерен из слабых минералов. Роджерс [70] рекомендует использовать гравий, состоящий не менее чем на 95% из кварца и силикатных материалов. В нем не должны содержаться мягкие или «грунтовые» минералы пелитовой размерности, такие как сланцы, гипс или ангидрит. Распределение зерен гравия и его угловатость может повлиять на проницаемость и плотность упаковки гравия [65]. При одном и том же отношении диаметров гравия и пластового песка в угловатый гравий пластовый песок проникает меньше, так как на угловатых поверхностях он легче образует своды [71], но при окатанном гравии получается более плотная упаковка [71, 72].
Материал гравийной набивки согласно методике Американского института (АНИ) испытания материалов (API RP-56) [13] регламентируется по массовой доле основного гранулометрического класса, массовой доле оксида кремния (SiC ) [70], фракционному составу зерен, сферичности, окатанности или округлости, прочности на сжатие, растворимости в кислотах и максимально допустимой доле инородных тел. Рекомендуемые показатели качества гравия для гравийной набивки противопесочного фильтра приведены в табл. 2.1.
Исследование качества гравия для гравийной набивки начинается с отбора и подготовки проб. От каждой партии гравия (кварцевого песка) отбирается средняя проба. Средняя проба отбирается вручную совком или пробоотборником с глубины не менее 20см в равных количествах из каждого пятого мешка или контейнера. Масса каждой пробы должна быть не менее 0,5кг. Отобранные пробы смешиваются, тщательно перемешиваются и помещаются в чистую стеклянную или полиэтиленовую банку с плотно закрывающейся крышкой или в полиэтиленовый пакет. На банку или в пакет необходимо наклеить или вложить во внутрь этикетку с указанием наименования предприятия-изготовителя, продукта, номера партии, даты и места отбора пробы и фамилии пробоотборщика. Аналитическую пробу получают сокращением на делителе, обеспечивающем равномерность разделения пробы по массе с относительной погрешностью не
более 15%, или методом квартования на гладкой поверхности. Среднюю пробу массой около 1,5кг делят на аналитические пробы массой от 150 до 250г каждая. Одну пробу используют для определения оксида кремния и растворимости в глинокислоте (НС1 + HF), другую для определения гранулометрического состава, третью для определения сферичности и окатанности, четвертую для определения массы разрушенных частиц при одноосном сжатии. Оставшаяся часть средней пробы помещается в ту же банку или полиэтиленовый пакет, которые должны быть плотно закрыты и оставлены на случай разногласий в оценке параметров.
Исследование качества гравия нами проводится по методике, принятой в отечественной и зарубежной практике [13], краткое описание которой приводится ниже.
Определение массовой доли окиси кремния. Обычно химический состав гравия указывается в паспорте или сертификате качества на гравий предприятием-изготовителем. Если такие данные отсутствуют, определение массовой доли оксида кремния производится по ГОСТ 2642.3-86 Материалы и изделия огнеупорные. Метод основан на разложении навески пробы щавелевой и фтористоводородной кислотами и гравиеметрическом определении двуокиси кремния по разности масс навески пробы и остатка после удаления кремния в виде SiF4. Для проведения исследования необходимы: печь муфельная с терморегулятором, обеспечивающая температуру нагрева до 1000- 1100С; тигли платиновые № 100-7 или 100-9 по ГОСТ 6563-75; кислота фтористоводородная по ГОСТ 10484-78; кислота щавелевая по ГОСТ 22180-76; калий пиросернокислый по ГОСТ 7172-76. В платиновый тигель, доведенный до постоянной массы, по-мещают навеску массой 0,5г, прибавляют 0,2-4-0,3 г щавелевой кислоты и 10см раствора фтористоводородной кислоты. Тигель помещают на электроплитку со слабым нагревом. Выпаривают при периодическом помешивании до состояния влажных солей. В остывший тигель добавляют 5 см фтористоводородной ки слоты и выпаривают досуха. Сухой остаток смачивают 1 см" насыщенного раствора щавелевой кислоты. Остаток прокаливают в муфельной печи при (1000±50)С в течение 10ч-15 мин. Охлаждают в эксикаторе и взвешивают. Прокаливание и взвешивание повторяют до достижения постоянной массы. Остаток в тигле сплавляют с пиросернокислым калием, растворяют горячей водой с добавлением 20 см3 соляной кислоты (1:3) и используют для определения окисей железа, алюминия, кальция.
Обоснование забойной компоновки оборудования
Следует проверять диаметр зерен, растворимость в кислоте и прочность гравия. Спарлин [65] отмечает, что размеры зерен гравия могут значительно выходить за диапазон указанных выше диаметров. Он рекомендует использовать гравий, в котором за пределы диапазона его диаметров выходят не больше 10 % общей массы. Шварц [67] рекомендует использовать гравий, при просеивании которого на крупном сите оставалось бы не более 12% общей его массы, а сквозь мелкое сито проходило бы не больше 0,2% общей массы. Диаметр зерен гравия следует контролировать для обеспечения оптимального соотношения диаметров гравия и пластового песка, так как снижение абсолютной проницаемости гравийного массива всегда отрицательно влияет на дебит. Тонкие частицы и загрязнения иногда возникают при дроблении зерен в процессе перевозок. Растворимость в кислоте следует проверять для того, чтобы в гравийном массиве не образовались пустоты при кислотной обработке. В некоторых случаях прочность гравия может иметь важное значение. Тогда нельзя использовать гравий, содержащий высокую концентрацию зерен из слабых минералов. Роджерс [70] рекомендует использовать гравий, состоящий не менее чем на 95% из кварца и силикатных материалов. В нем не должны содержаться мягкие или «грунтовые» минералы пелитовой размерности, такие как сланцы, гипс или ангидрит. Распределение зерен гравия и его угловатость может повлиять на проницаемость и плотность упаковки гравия [65]. При одном и том же отношении диаметров гравия и пластового песка в угловатый гравий пластовый песок проникает меньше, так как на угловатых поверхностях он легче образует своды [71], но при окатанном гравии получается более плотная упаковка [71, 72].
Материал гравийной набивки согласно методике Американского института (АНИ) испытания материалов (API RP-56) [13] регламентируется по массовой доле основного гранулометрического класса, массовой доле оксида кремния (SiC ) [70], фракционному составу зерен, сферичности, окатанности или округлости, прочности на сжатие, растворимости в кислотах и максимально допустимой доле инородных тел. Рекомендуемые показатели качества гравия для гравийной набивки противопесочного фильтра приведены в табл. 2.1.
Исследование качества гравия для гравийной набивки начинается с отбора и подготовки проб. От каждой партии гравия (кварцевого песка) отбирается средняя проба. Средняя проба отбирается вручную совком или пробоотборником с глубины не менее 20см в равных количествах из каждого пятого мешка или контейнера. Масса каждой пробы должна быть не менее 0,5кг. Отобранные пробы смешиваются, тщательно перемешиваются и помещаются в чистую стеклянную или полиэтиленовую банку с плотно закрывающейся крышкой или в полиэтиленовый пакет. На банку или в пакет необходимо наклеить или вложить во внутрь этикетку с указанием наименования предприятия-изготовителя, продукта, номера партии, даты и места отбора пробы и фамилии пробоотборщика. Аналитическую пробу получают сокращением на делителе, обеспечивающем равномерность разделения пробы по массе с относительной погрешностью не более 15%, или методом квартования на гладкой поверхности. Среднюю пробу массой около 1,5кг делят на аналитические пробы массой от 150 до 250г каждая. Одну пробу используют для определения оксида кремния и растворимости в глинокислоте (НС1 + HF), другую для определения гранулометрического состава, третью для определения сферичности и окатанности, четвертую для определения массы разрушенных частиц при одноосном сжатии. Оставшаяся часть средней пробы помещается в ту же банку или полиэтиленовый пакет, которые должны быть плотно закрыты и оставлены на случай разногласий в оценке параметров.
Исследование качества гравия нами проводится по методике, принятой в отечественной и зарубежной практике [13], краткое описание которой приводится ниже.
Определение массовой доли окиси кремния. Обычно химический состав гравия указывается в паспорте или сертификате качества на гравий предприятием-изготовителем. Если такие данные отсутствуют, определение массовой доли оксида кремния производится по ГОСТ 2642.3-86 Материалы и изделия огнеупорные. Метод основан на разложении навески пробы щавелевой и фтористоводородной кислотами и гравиеметрическом определении двуокиси кремния по разности масс навески пробы и остатка после удаления кремния в виде SiF4. Для проведения исследования необходимы: печь муфельная с терморегулятором, обеспечивающая температуру нагрева до 1000- 1100С; тигли платиновые № 100-7 или 100-9 по ГОСТ 6563-75; кислота фтористоводородная по ГОСТ 10484-78; кислота щавелевая по ГОСТ 22180-76; калий пиросернокислый по ГОСТ 7172-76. В платиновый тигель, доведенный до постоянной массы, по-мещают навеску массой 0,5г, прибавляют 0,2-4-0,3 г щавелевой кислоты и 10см раствора фтористоводородной кислоты. Тигель помещают на электроплитку со слабым нагревом. Выпаривают при периодическом помешивании до состояния влажных солей. В остывший тигель добавляют 5 см фтористоводородной ки слоты и выпаривают досуха. Сухой остаток смачивают 1 см" насыщенного раствора щавелевой кислоты. Остаток прокаливают в муфельной печи при (1000±50)С в течение 10ч-15 мин. Охлаждают в эксикаторе и взвешивают. Прокаливание и взвешивание повторяют до достижения постоянной массы. Остаток в тигле сплавляют с пиросернокислым калием, растворяют горячей водой с добавлением 20 см3 соляной кислоты (1:3) и используют для определения окисей железа, алюминия, кальция.
Схема расположения наземного оборудования для реализации разработанной комплексной технологии и порядок выполнения работ
Экономический эффект от внедрения противопесочных фильтров с гравийной набивкой достигается за счет дополнительной добычи газа из газовых скважин УГКНМ. Согласно [128], экономический эффект образуется за счет снижения себестоимости продукции - экономии на условно-постоянной части текущих расходов. Расчет экономической эффективности внедрения комплексной технологии ликвидации пескопроявлений оборудованием газовых скважин проволочным фильтром с гравийной набивкой приведен в Приложении 1. В результате внедрения получена прибыль в размере 1 млн. 536 тыс. руб. Объем внедрения технологии на УГКНМ составил 17 скважин. Кроме того, на основании выполненного расчета срока окупаемости проведения ремонта газовой скважины с целью ликвидации пескопроявлений установкой нового комплекса подземного оборудования с проволочными фильтрами ФСК-114 с гравийной набивкой в интервале открытого продуктивного пласта, на примере ремонтных работ, выполненных на скважинах №№ 934, 5141, 8123 УГКНМ, установлено следующее: - при продолжительности межремонтного периода свыше 1 года 5 месяцев проведение ремонта целесообразно; - опытно-промышленные работы, проведенные на скважине 934, впервые выполнены на месторождениях Крайнего Севера. В результате проведения работ нарабатывалась и совершенствовалась технология вырезания и расширения участка эксплуатационной колонны скважин большого диаметра - 219мм в интервале супер коллектора продуктивного пласта с целью гидродинамического совершенствования скважины по характеру вскрытия с использованием вырезающих и расширяющих устройств ФР, ТРГ, УВУ РРГ; - при системном подходе к такому новому виду ремонта, как ликвидация выноса пластового песка установкой подземного оборудования с проти-вопесочными фильтрами ФСК-114 с гравийной набивкой в интервале открытого продуктивного пласта, срок окупаемости проведения ремонта снизится в 1,5...2 раза согласно расчетам выполненным по следующим скважинам №№ 5141,8123. В результате сравнения ориентировочной стоимости работ по разработанной комплексной технологии ликвидации пескопроявлений оборудованием газовой скважины проволочными фильтрами ФСК-114 с гравийной набивкой с стоимостью сервисных услуг и лицензированной технологии Вибра-Пак, предлагаемой корпорацией "НАГАОКА Ю.ЭС.ЭЙ. КОРПОРЕЙ-ШЕН", США, Техас, Хьюстон (Приложение 2) установлено: - согласно предлагаемому ООО «Уренгойгазпром» контракту № 1995-7 сервисные услуги и лицензированная технология Вибра-Пак корпорации "НАГАОКА Ю.ЭС.ЭЙ. КОРПОРЕЙШЕН", США, Техас, Хьюстон по борьбе с выносом песка для метода «в обсадной колонне» стоят 106,09тыс. дол. США, что соответствует п.п.5,6,9 изложенной комплексной технологии в приложении 2; - сервисные услуги и лицензированная технология Вибра-Пак, предлагаемая корпорацией "НАГАОКА Ю.ЭС.ЭЙ. КОРПОРЕЙШЕН", не учитывают затраты на проведение работ по: переезду бригады, монтажу и демонтажу необходимого оборудования, проведению предварительной интенсификации и глушения скважины, деблокировке ПЗП, каротажу. Не учитывают также затраты на изоляционные изоляционные работы, освоение и исследование скважины; - стоимость проведения работ по предложенной технологии (п. 5,6,9) составляет 55 538 дол. США при оборудовании скважин ГНФ ФСК-114 в интервале перфорации, - 122 440 дол. США при оборудовании скважин ГНФ ФСК-114 в вырезанном и расширенном интервале ствола; - разработанная комплексная технология в 1,9 раза дешевле сервисных услуг и лицензированной технологии Вибра-Пак, предлагаемой корпорацией "НАГАОКА Ю.ЭС.ЭЙ. КОРПОРЕЙШЕН". 1. В результате выполненных работ разработана, обоснована и внедрена комплексная технология ликвидации пескопроявлений оборудованием газовых скважин противопесочным фильтром с гравийной набивкой, которая включает глушение скважины, проведение капитального ремонта в комплексе с работами по водоизоляции с последующим вырезанием эксплуатационной колонны и расширением ствола в интервале залегания суперколлектора, установку нового комплекса подземного оборудования с проволочным фильтром типа ФСК, очистку ПЗП с последующим намывом гравия в процессе притока пластового флюида. Объем внедрения технологии на УГКНМ составил 17 скважин. 2. Для систематизированного исследования скважин, оборудованных проволочными фильтрами типа ФСК с гравийной набивкой, разработана и внедрена в производство программа проведения исследований, которая позволяет детально отслеживать изменения в их работе, происходящие в после-ремонтный период. 3. В результате анализа и обобщения результатов промысловых исследований, проведенных при эксплуатации скважин, оборудованных проволочными фильтрами типа ФСК с гравийной набивкой, в течении 3... 5 лет, установлено: - проволочные фильтры с гравийной набивкой, установленные в открытом интервале суперколлектора, обеспечивают максимальную продуктивность скважины при минимальной депрессии на пласт с предотвращением выноса пластового песка, так как совершенство вскрытия ПЗП максимально приближается к своему пределу; - проволочные фильтры с гравийной набивкой, установленные внутри перфорированной эксплуатационной колонны, позволяют повысить дебит скважины (снять ограничение) и предотвратить пескопроявления, но при этом удельный дебит значительно меньше, чем в скважинах с открытым забоем; - в дальнейшем, при разработке новых газовых месторождений Западной Сибири и даже при бурении новых скважин на старых месторождениях, необходимо в процессе бурения (при заканчивании) спускать эксплуатационную колонну до кровли продуктивного пласта с последующим разбурива-нием до проектной глубины и установкой проволочного фильтра типа ФСК с гравийной набивкой, поскольку мероприятия по предотвращению пескопро-явлений, предпринятые с самого начала эксплуатации, оказываются более эффективными, чем последующие ремонтно-востановительные работы.
