Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ состояния вопроса по проблемам эксплуатации и ремонта газовых скважин 12
1.1 Состояние и перспективы развития газовой промышленности России... 12
1.2 Особенности технологий строительства, ремонта и эксплуатации газовых скважин 13
1.3 Анализ осложнений в системе «пласт- скважина» 15
1.4 Анализ современных методов очистки забоев эксплуатационных газовых скважин в условиях аномально низких пластовых давлений 21
1.4.1 Влияние обводнения на продуктивность пластов 21
1.4.2 Влияние образования газогидратов на снижение продуктивности сеноманских газовых и газоконденсатных скважин на примере Уренгойского газоконденсатного месторождения 23
1.4.3 Прогнозирование подъема газоводяного контакта в газовой залежи сеноманского горизонта 26
1.4.4 Анализ представлений о механизме разрушения призабойной зоны пласта и образовании глинисто-песчаных пробок 28
1.4.5 Способы предупреждения образования и удаления забойных пробок из газовых и газоконденсатных скважин 33
1.4.6 Рабочие жидкости и технологии промывки глинисто-песчаных пробок в условиях аномально низких пластовых давлений 36
1.4.7 Технология временного блокирования продуктивного пласта в газовых скважинах при аномально низких пластовых давлениях 39
1.4.8 Составы технологических жидкостей для промывки глинисто-песчаных пробок в условиях аномально низких пластовых давлений 41
1.4.9 Разработка технологии промывки глинисто-песчаных пробок в газовых и газоконденсатных скважинах без их предварительного глушения 42
1.5 Анализ способов ремонтно-изоляционных работ по предупреждению разрушения призабойной зоны продуктивных пластов 44
1.5.1 Причины разрушения призабойной зоны продуктивных пластов 44
1.5.2 Анализ методов предупреждения разрушения и составов для крепления призабойной зоны пласта 48
1.6 Бурение горизонтальных дополнительных стволов в низко продуктивных реконструируемых в процессе ремонта скважинах 58
1.6.1 Особенности технологии строительства дополнительных стволов 58
1.6.2 Исследования влияния диаметров эксплуатационной и лифтовой колонн на дебит газа 62
1.6.3 Выбор конструкции эксплуатационных забоев наклонных и горизонтальных скважин 63
2 Анализ опыта и перспектив применения технологий гибких труб (колтюбинга) при бурении, заканчивании, эксплуатации и ремонте скважин 68
2.1 Краткая история развития колтюбинговой техники и технологии 68
2.2 Перспективы и особенности применения технологий гибких труб (колтюбинга) 71
3 Экспериментальные исследования технологических жидкостей, составов для ремонтно-изоляционных работ и технологий их применения 117
3.1 Разработка состава и технологии применения облегченной инвертной дисперсии 117
3.1.1 Разработка составов облегченных инвертных эмульсий для ремонта скважин 117
3.1.2 Разработка технологии применения облегченной инвертной дисперсии 128
3.2 Разработка эмульсионного состава для глушения газовых и газоконденсатных (нефтяных) скважин 131
3.3 Разработка состава жидкости пониженной плотности для глушения газовых и газоконденсатных скважин 134
3.4 Разработка инструмента для ремонтных работ, связанных с бурением стволов скважин малого диаметра 136
3.5 Разработка высокоингибированного бурового раствора для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов 139
3.6 Исследование процесса разрушения призабойной зоны продуктивного пласта вращаемой гидромониторной струей жидкости 144
3.7 Разработка фильтрующего материала для крепления призабойной зоны скважины 148
3.8 Разработка способа установки цементных мостов в скважинах 151
3.9 Разработка состава и способов для ремонтно-изоляционных работ в газовых скважинах с помощью гибких труб (колтюбинга) 157
3.9.1 Разработка состава для ремонтно-водоизоляционных работ 157
3.9.2 Разработка способа изоляции притока пластовых вод в газовые скважины с помощью гибких труб (колтюбинга) 159
3.9.3 Разработка способа изоляции притока пластовых вод в су б горизонтальные и горизонтальные скважины с помощью гибких труб . 162
4 Разработка методики оценки технологической эффективности ремонтных работ в газовых скважинах 164
4.1 Обоснование необходимости разработки методики 164
4.2 Разработка критериев оценки эффективности ремонта газовых скважин 165
4.3 Разработка методики оценки сравнительной технологической эффективности капитального ремонта газовых скважин 167
4.4 Оценка эффективности применения облегченной инвертной дисперсии при ремонте газовых скважин 170
Основные выводы и рекомендации 172
Список литературных источников 174
Приложение 195
- Прогнозирование подъема газоводяного контакта в газовой залежи сеноманского горизонта
- Исследования влияния диаметров эксплуатационной и лифтовой колонн на дебит газа
- Разработка составов облегченных инвертных эмульсий для ремонта скважин
- Разработка состава и способов для ремонтно-изоляционных работ в газовых скважинах с помощью гибких труб (колтюбинга)
Введение к работе
Перспективы развития газодобывающей отрасли страны и ее основы -ОАО «Газпром», связаны с освоением месторождений газа на севере Тюменской области, где в настоящее время добывается 90 % российского газа, что составляет 20 % мировой добычи.
Растущий спрос на природный газ у нас в стране и за рубежом обуславливает необходимость увеличения его годовой добычи в России к 2030 году до 830-840 млрд.м3.
Однако в газовой отрасли наметилось объективное уменьшение газодобычи, обусловленное вступлением в позднюю стадию разработки основных поставщиков газа, каковыми в России являются крупнейшие газовые и газокон-денсатные месторождения (ГКМ) - Уренгойское, Медвежье и Ямбургское.
Для решения имеющихся проблем в ОАО «Газпром» приняты краткосрочная и долгосрочная программы развития газовой отрасли, предусматривающие поддержание на проектном уровне добычу газа в стране.
При неизбежном снижении пластового давления и поступлении воды в при-забойную зону скважин существенно уменьшается ее устойчивость, ухудшаются фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, интенсифицируется образование минеральных отложений, песчаных и газогидратных пробок, повышается коррозионная активность продукции и др. В результате существенно снижаются добывные возможности эксплуатационных газовых скважин. С этих позиций решение указанных проблем продолжает оставаться актуальным для газодобьгеающей отрасли.
Цель работы- увеличение добывных возможностей газовых скважин путем разработки новых и совершенствования применяемых технологий их ремонта в условиях пониженных пластовых давлений и интенсивного обводнения залежей.
Объект исследования - процессы при добыче газа на ГКМ, находящихся на поздней и завершающей стадиях эксплуатации.
Предмет исследования - технологии проведения ремонта газодобывающих скважин, составы технологических жидкостей и изолирующие композиции
для ремонтно-изоляционных работ (РИР), методы и способы их эффективного применения.
Основные задачи исследований:
Анализ проблем эксплуатации и ремонта скважин в условиях понижен ных пластовых давлений на поздней и заключительной стадиях разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
Обобщение опыта применения гибких труб (ГТ) с целью совершенствования технологий ремонта обводняющихся газовых скважин.
Разработка новых составов технологических жидкостей на водной и углеводородной основе для вскрытия продуктивных пластов и ремонта газовых скважин в высокообводненных коллекторах.
Разработка составов водоизолирующих композиций, способов установки мостов и крепления призабойной зоны газодобывающих скважин.
Разработка методики оценки технологической эффективности капитального ремонта газовых скважин.
Научная новизна выполненной работы:
Для решения проблемы временного блокирования интенсивно обводняющегося газоносного терригенного пласта большой мощности (отложения сеномана) и предупреждения образования глинисто-песчаных пробок в условиях АНПД (до 0,4-0,6 от условного гидростатического) разработан состав облегченной инвертной дисперсии (ОИД).
Разработаны новые составы технологических жидкостей для промывки при первичном и вторичном вскрытии продуктивных пластов (на основе фурфурилового спирта), для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин (эмульсионный состав на основе газоконденсата и гидрофобизирую-щей кремнийорганической жидкости).
Предложены новые способы изоляции поступающих в газодобываю-щие скважины пластовых и конденсационных вод (с помощью гидромонитора МГСК-168 в вертикальных и с помощью гибких труб в субгоризонтальных и
7 горизонтальных скважинах), новый способ установки цементных мостов, новые изолирующие и закрепляющие составы (на основе пенополиуретана и поливинилового спирта).
Практическая ценность работы. По результатам выполненных исследований разработаны: РД 00158758-208-99 «Технологический регламент на глушение скважин при капитальном ремонте» (г. Тюмень, 1999 г.); «Технологический регламент по ремонту скважин с помощью колтюбинговой техники на месторождениях ООО «Надымгазпром» (г. Надым, 2000 г.); «Технологический регламент по ремонту скважин с помощью колтюбинговой техники на месторождениях ООО «Ямбурггаздобыча» (г. Новый Уренгой, 2000 г.); «Технологический регламент по безпакерной эксплуатации скважин Заполярного месторождения» (г. Тюмень, 2000 г.); РД 51-31323949-2000 «Методика оценки степени освоения газовых скважин и состояния их призабойной зоны» (г. Москва, 2000 г.); «Технологический регламент по глушению скважин технологическим раствором на основе полимера Praestol на месторождениях ООО «Надымгазпром» (г. Надым, 2001 г.); «Рекомендации по интенсификации притока газа в скважинах, вскрывающих карбонатные коллекторы» (г. Москва, 2001 г.); СТО ОАО «Газпром» 32-21-2002 «Технологический регламент на проведение водоизоляционных работ композициями на основе поливинилового спирта в вертикальных и наклонно направленных скважинах» (г. Тюмень, 2002 г.); СТО ОАО «Газпром» 39-21-2003 «Технологический регламент на проведение водоизоляционных работ в горизонтальных участках стволов эксплуатационных скважин» (г. Тюмень, 2003 г.); «Временный технологический регламент по приготовлению и применению ОИД при капитальном ремонте скважин в условиях низких пластовых давлений для сеноманских залежей Ямбургского ГКМ» (г. Новый Уренгой, 2004 г.); «Методическое руководство. Оценка технологической эффективности ремонтных работ на скважинном фонде газовых и гаго-конденсатных месторождений» (г. Москва, 2004 г.); комплексная технология глушения высокообводненных газовых скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).
Основные результаты работы реализованы на производстве в виде технико-экономических обоснований, проектов, регламентов, технологий производства работ по вскрытию, глушению, при интенсифицирующих обработках пластов и водоизо-ляционных работах, в том числе с применением колтюбинговых установок на Уренгойском, Ямбургском и Медвежьем ГКМ. Экономический эффект от применения комплексной технологии глушения с использованием облегченной инвертной дисперсии только на 3-х скважинах Ямбургского ГКМ в 2004 году за счет сокращения времени на глушение и повышения качества работ составил более 8 млн. рублей.
Применение современных технологий ГТ при ликвидации водопритоков, ликвидации песчаных пробок и выводе скважин из бездействия позволило в 2002 году в ООО «Ямбурггаздобыча» получить экономический эффект в размере 20 6*54 105 руб. В целом в рамках краткосрочной программы развития газовой отрасли, в соответствии с планом реализации которой выполнена данная работа, затраты времени по освоенным видам ремонтов с помощью ГТ снизились от 1,1 до 2,0 раз.
Результаты диссертации внедрены в учебный процесс в ТюмГНГУ в виде 2-х учебных пособий и 2-х методических указаний при изложении теоретической и практической частей дисциплин: «Ремонт и восстановление скважин», «Технологии и материалы для РИР», «Нетрадиционные технологии ремонта скважин», «Осложнения и аварии при ремонте скважин», читаемых для студентов направления «Нефтегазовое дело» со специализацией «Капитальный ремонт скважин» (КРС).
По теме диссертации опубликована 41 печатная работа, в том числе: 7 тематических обзоров, 2 учебных пособия, 11 статей в сборниках трудов и реферируемых журналах, 2 авторских свидетельства и 7 патентов РФ на изобретения.
Основные положения и результаты докладывались на различных конференциях и конгрессах: Всероссийской конференции «Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского НГДК» (Тюмень, 2000); III конгрессе нефтепромышленников России (Уфа, 2001); Всероссийской НТК, посвященной 45-летию высшего профессионального образования Республики Татарстан (Альметьевск, 2001); Всерос-
9 сийской НТК «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2001); региональной НТК «Повышение эффективности работы нефтегазодобывающего комплекса Ямала» (Салехард, 2002); Международной НТК, посвященной 40-летию ТюмГНГУ «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2003); Международных совещаниях и семинарах (Москва, 2004, Тюмень, 2005).
Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных и выводов и рекомендаций, списка использованных источников, содержащего 218 наименований, приложения. Общий объем работы составляет 199 страниц, в том числе 25 рисунков, 25 таблиц.
Первый раздел посвящен анализу состояния и проблем эксплуатации и ремонта газовых скважин, который позволил выявить основные и сопутствующие причины обводнения газовых скважин, обусловленные падением пластового давления по мере выработанности газовых залежей, подтягиванием конусов пластовых (краевых и подошвенных) и выделением конденсационных вод, разрушением призабойной зоны пласта и образованием глинисто-песчаных, га-зогидратных и парафиногидратных пробок. В результате детального анализа существующих технологий, способов и составов технологических жидкостей и изолирующих составов выявлена целесообразность разработки новых и совершенствовании применяемых технологий ремонта газовых скважин, прежде всего для условий пониженных пластовых давлений и интенсивного обводнения залежей. Результаты анализа позволили уточнить цель и задачи исследований.
Во втором разделе представлен анализ особенностей и перспектив применения технологий гибких труб (колтюбинга) как самостоятельного современного направления профилактики и борьбы с негативными явлениями при бурении, эксплуатации и ремонте скважин, которому сегодня нет альтернативы.
В настоящее время в мире эксплуатируется более 1000 установок ГТ. В нашей стране их количество приблизилось к 100, в том числе в Западной Сибири — более 70. Освоенных технологий гибких труб в нефтегазовом деле в мире насчитывается около 100, в то время как в России таковыми можно считать 26-30. Из общего количества операций и технологий, выполняемых с помощью ГТ, очи-
10 стка забоев скважин, продувка скважин азотом и кислотные обработки составляют 70 %, ловильные работы - 13 %, каротаж и перфорация - 7 %, цементирование - 5 %, бурение - 2 %, другие - 3 %. Их преимущества, связанные с непрерывностью работ под давлением (без глушения скважин), позволяют резко сократить сроки ремонтов, повысить их эффективность и безопасность, снизить вероятность технологических и экономических рисков. При этом, создание банка данных по газовым скважинам Западной Сибири позволило обосновать необходимость совершенствования приоритетных технологий КРС, в том числе с помощью гибких труб\ удельный вес которых в общем количестве ремонтов в газодобывающем комплексе Западной Сибири составляет около 40 %.
Третий раздел содержит результаты исследований составов различных по назначению технологических жидкостей и изолирующих композиций, а также комплексных технологий их применения прежде всего для условий ана-мально низких пластовых давлений (АНПД) и интенсивного обводнения газодобывающих скважин, для которых характерно разрушение призабойной зоны пласта (ПЗП) и интенсивный вынос песка, образование глинисто-песчаных и парафино-гидратных пробок.
Для таких условий разработаны составы жидкостей глушения газовых скважин на углеводородной основе пониженной плотности и облегченные, раза также технологии их применения. Исследованы и рекомендованы к применению способы установки цементных мостов, способы создания фильтров и укрепления призабойной зоны скважин, в том числе с ее расширением специальным буровым инструментом и гидромониторами.
Разработан состав высоконнгибированного бурового раствора для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов. Предложены способы изоляции притока пластовых вод как в вертикальные, так в наклонные и горизонтальные газовые скважины.
В четвертом разделе приведена методика оценки технологической эффективности ремонтных работ в газовых скважинах, которая учитывает основные критерии эффективности ремонтных работ, что позволяет реально плакировать и объективно оценивать их фактическую эффективность.
Приложение к диссертации содержит сведения о выполнении программы КРС в целом по ОАО «Газпром», включая базу данных КРС ОАО «Газпром» на месторождениях севера Тюменской области.
Основные положения, выносимые на зашиту:
Новый подход к выбору стратегии планового ремонта газовых скважин, базирующийся на детальном изучении ослояшений в системе «пласт-скважина» и вызывающих их причин.
Решение проблемы обеспечения устойчивости призабойной зоны вы-сокообводненных терригеыных коллекторов газовых залежей путем создания рецептуры устойчивой облегченной инвертной дисперсии и комплексной технологии ее применения.
Приоритетные технологии гибких труб, применяемые для совершенствования ремонтных работ, в том числе в пологих и горизонтальных скважинах.
Новые технологии крепления призабойной зоны газодобывающих скважин, изоляции зон водопритоков и установки цементных мостов при ремонтных работах.
Методика оценки сравнительной технологической эффективности ремонтных работ в газовых скважинах.
Прогнозирование подъема газоводяного контакта в газовой залежи сеноманского горизонта
Уренгойское ГКМ относится к одному из крупнейших в мире, размеры которого с юга на север составляют 200 км, а с запада на восток - 30-35 км. Месторождение является составной частью крупной меловой водонапорной системы, породы которой анизотропны. Пластовое давление в газовых коллекторах уравновешивает 27 ся гидростатическим давлением подземных вод водонапорной системы. При уменьшении пластового давления в залежи водонапорная система реагирует на это вторжением подземных вод в залежь; при этом наблюдается падение гидростатического давления на фанице «залежь - водонапорная система» в законтурной части и появление воды в скважинах, расположенных в пределах газовой залежи.
Движение пластовых вод в пределах залежи сдерживается наличием глинистых пород, которые препятствуют перемещению воды в залежи как по простиранию, так и по разрезу (по вертикали).
При наличии "литологических окон", высокой песчанистости разреза и значительных мощностей коллекторов интенсивность поступления воды увеличивается, что проявляется в подъеме ГВК до 1,5-2 м/год и более.
С внедрением воды происходит расчленение залежи на отдельные участки, снижаются их газоотдача и дебиты эксплуатационных скважин, наблюдаются выход скважин из эксплуатации, разрушение коллектора и другие негативные явления. Поэтому прогнозирование внедрения воды в залежь и подъема газоводяного контакта является весьма актуальной задачей.
Изучение подъема ГВК на Уренгойском месторождении проводится с момента ввода залежи в разработку методами стандартной (НГК-60) и импульсной (ИННК-40) радиометрии, а также другими методами в кустах эксплуатационных, наблюдательных и пьезометрических скважин. В работах [33, 34] приводятся данные, характеризующие динамику подъема ГВК по данным методов радиометрии и гравиметрической съемки на ряде кустов эксплуатационных скважин Уренгойского месторождения за период 1979-1988 гг.
В целом, совместное влияние региональных и локальных факторов на пластовое давление определяется как общая для месторождения депрессия АРЛ, = (Д/V, + ДР/ад) , описываемая уравнением
ДЯМ = 0,38 (Т- U) - 54 I0SQ + 0,65, (1.2)
где Т- текущее время, годы; // - год начала эксплуатации; Q - дебит эксплуатационной газовой скважины, тыс. м /сут. В соответствии с этим общий подъем газоводяного контакта АН может быть описан уравнением
АН= 5 [0,38 (Т-1}) - 54 105Q + 0,45], (1.3)
Таким образом, особенности горно-геологических условий сеноманских отложений в процессе их эксплуатации обусловливают высокий темп подъема ГВК, интенсивное гидратообразование, активное разрушение пород в приза-бойной зоне, образование различного рода пробок, что в конечном итоге является основной причиной резкого снижения темпов отбора газа и газоконденсата.
Одной из важнейших проблем сохранения производительности газовых и газоконденсатних скважин Западной Сибири является предупреждение образования и ликвидация в них глинисто-песчаных пробок.
Механизм образования таких пробок весьма многообразен и зависит от большого числа следующих факторов:
- литологической характеристики пород, слагающих коллектор;
- интенсивности обводнения слабосцементированных продуктивных пластов;
- режима отбора газа;
- активности процессов гидратообразования;
- типа бурового раствора, применяемого для первичного вскрытия продуктивного пласта, и последующего капитального ремонта скважин, и др.
Однако многообразие факторов, определяющих интенсивность разрушения коллектора, обусловливает значительные трудности в разработке методов предупреждения образования глинисто-песчаных и других пробок.
Комплексными исследованиями, проведенными в 1994 г. на 881 скважине месторождений Медвежье и Уренгойское, установлено, что вынос песка в количестве от 1 до 5 г/сут имел место в 504 скважинах. Это привело к выходу из строя и необходимости замены задвижек и отводов на линиях сброса воды и изменению технологического режима работы газовых эксплуатационных скважин. Исследования выноса мехпримесей проводились на рабочих режимах с помощью устьевых породоуловителей и установки «Спектор-М».
Из полученных промысловых данных следует, что всякое отклонение от оптимального технологического режима работы скважины приводит к увеличению выноса мехпримесей. Так, в соответствии с данными работы [35], к резкой интенсификации пескования приводит не столько скорость фильтрации, сколько ее изменение как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения. Таким образом, вынос песка существенно возрастает при дестабилизации режима фильтрации, что характерно для большинства песковыносящих скважин.
Процессы, происходящие при дестабилизации режима фильтрации, могут быть объяснены следующим образом. При установившемся режиме фильтрации вокруг пор пласта, обсыпки или отверстий фильтра формируется прочная «арочная» структура, силы сцепления между частицами которой и перепад давления компенсируются при оптимальном режиме работы скважины. При изменении режима эксплуатации в ту или другую сторону меняется расход флюида через арочную структуру, создается или возникает перепад давления на «арке», что приводит к ее переформированию. Переформирование «арки» происходит после ее полного обрушения и выноса разрушенной породы из скважины, что приводит к интенсификации образования песчаных пробок. Новая «арка» формируется на расстоянии от отверстий пор пласта или фильтра, соответствующем измененному расходу через «арку» и возникающему перепаду давления при новом режиме.
Исследования влияния диаметров эксплуатационной и лифтовой колонн на дебит газа
В зарубежной практике часто выбор конструкции эксплуатационного забоя скважин (ЭЗС) осуществляется в зависимости от горно-геологических условий их заканчивания [158],
Существенными преимуществами заканчивания скважин наклонными и горизонтальными стволами (НГС) без крепления вскрытого интервала продуктивного пласта являются:
-снижение затрат на заканчивание скважин;
-возможность проведения селективных испытаний интенсификации притока и установки изоляционных мостов;
-возможность спуска фильтра-хвостовика необходимой конструкции после проведения комплексных исследований ПЗГХ
Заканчивание скважин с открытым стволом дает возможность установить закономерности притока и выполнить необходимую операцию КРС [158].
Крепление ЭЗС НГС фильтром-хвостовиком, перфорированным без учета профиля притока углеводородов по стволу, не всегда оказывается эффективным и может привести к досрочной ликвидации скважины.
Крепление эксплуатационной колонной всего НГС с последующим цементированием и перфорацией обеспечивает надежное разобщение пластов и предотвращает интенсивное разрушение слабоустойчивых (зона I на рис. 1.1) горных пород в ПЗП. Однако характеристики притока в большинстве зацементированных эксплуатационных колонн, в том числе и укороченных, снижаются по длине ствола. Из рис. 1.1 следует, что 75 % притока приходится на 30 % протяженности перфорированного интервала, а последняя треть интервала горизонтального ствола обеспечивает только 10 % притока [158].
Таким образом, увеличение длины ствола не всегда приводит к увеличению дебита. При этом, с увеличением длины ствола возрастают гидравлические сопротивления в потоке газа или нефти. Увеличение потерь давления по дличе горизонтально-наклонного и вертикального участков ствола увеличивает репрессию на пласт. Поэтому, в каждом конкретном случае необходимо оптимизировать длину горизонтального участка ствола с учетом горно-геологических условий вскрытия продуктивного пласта.
В работе [163] показано, что при спуске лифтовых труб до половины горизонтального ствола на затрубное пространство приходится 62,5 % всего дебита скважины и, соответственно, 37,5 % - на остальной участок (от забоя до башмака колонны лифтовых труб). Изменение газодинамического давления по длине горизонтального ствола, в зависимости от соотношения диаметров эксплуатационной колонны и лифтовых труб, весьма существенно, однако не является постоянным. Например, при спуске лифтовых труб диаметром (с/,) от 76,2 до 114,3 мм на 500 м в горизонтальный ствол длиной 1000 м и диаметром 152,4 мм в диапазоне изме-нения дебитов Q, от 500 до 2000 тыс. м /сут потери давления ЛРдш по длине ис-кривленно горизонтального ствола будут меняться как показано в табл. 1.7.
Таким образом, с увеличением количества жидкости в газоконденсати ой смеси возрастают потери давления в вертикальной и искривленной частях ствола, а потери давления в горизонтальной его части уменьшаются.
Анализ изменения дебитов газа из ГС Оренбургского НГКМ и сравнение их с дебитами соседних вертикальных скважин показал следующее.
В период с 1990 по 2003 г. на Оренбургском НГКМ было пробурено 44 горизонтальные газовые скважины, из которых в 24 скважинах горизонтальный ствол обсаживался фильтром-хвостовиком, а в остальных 20-ти оставался открытый ствол.
В табл. 1.8 приведены результаты вскрытия продуктивных пластов ГС и близко расположенными с ними вертикальных скважин (ВС). Их анализ позволяет выделить три группы ГС в зависимости от конструкции их эксплуатационных забоев:
-скважины, в которых продуктивный пласт обсажен укороченными колоннами (фильтрами-хвостовиками) диаметром 114 мм;
-скважины с необсаженными (открытыми) горизонтальными стволами;
- скважины с боковыми горизонтальными стволами малого диаметра, обсаженными и необсаженными фильтрами-хвостовиками.
Разработка составов облегченных инвертных эмульсий для ремонта скважин
Определяющим фактором производительности газовых скважин является состояние их призабойной зоны, которая несет наибольшую фильтрационную нагрузку, подвергаясь различным воздействиям в процессе эксплуатации. Это кольматация ее твердыми частицами (песок, глина, продукты коррозии и т.п.), дисперсной фазой и дисперсионной средой технологических растворов, вследствие образования нерастворимых продуктов, гелей или высоковязких эмульсий, отложениями в поровом пространстве коллекторов высокомолекулярных углеводородов. При этом фильтратоотдача жидкостей, особенно на водной основе, загрязняет продуктивный пласт за счет образования гидратных и эмульсионных соединений, кристаллизации и осаждения солей в проницаемой среде, набухания глинистого цемента пород-коллекторов и др. [176].
В процессе проведения ремонтных работ влияние этих факторов усиливается, поскольку при спуске в скважину инструмента гидродинамическое давление на пласт увеличивается вплоть до «гидроудара», сила которого возрастает с глубиной, скоростью спуска инструмента, достигая максимального значения непосредственно над и в зоне продуктивного пласта. При увеличении давления в околоскважинной зоне порода разуплотняется. Этому содействует статическая репрессия давления на пласт, которая создастся весом столба технологической жидкости [176, 177].
Ухудшение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны скважины (ПЗС) имеет место прежде всего при глушении скважин, то есть в процессе «задавливания» пласта специальными составами с целью обеспечения безаварийного проведения работ. Поэтому выбор дисперсных систем для глушения должен осуществляться с учётом горно-геологических, технических, экономических, экологических, а также климатических условий и факторов работы скважин. Главными и определяющими из них являются:
- обеспечение высокого качества и надежности глушения скважин, безопасного и безаварийного проведения ремонтных работ;
- предотвращение загрязнения продуктивного пласта, сохранение его фи льтрационно-емкостных свойств и достижение доремонтной продуктивности скважин;
- технологичность приготовления системы, включая количество и доступность ингредиентов, оптимальное время использования спецтехники, ее доступность и физический объем работ;
- технологичность процесса восстановления герметичности скважин;
- возможность проведения ремонтных работ в условиях, осложненных низкими температурами как на поверхности, так и в разрезах скважин с наличием мерзлых пород, песко- и водопроявлений;
- отсутствие коррозионно-активного воздействия на трубы и технологическое оборудование;
- совместимость с другими технологическими жидкостями, используемыми при ремонте скважин;
- технологичность при транспортировке, приготовлении и проведении работ на скважинах;
- минимальное токсикологическое воздействие используемых химреагентов и приготовленных технологических систем на человека и вредное на окружающую среду.
Этим требованием наиболее полно отвечают инвертные эмульсии, суспензии и их смеси. Например, на 12 месторождениях, разрабатываемых ОАО "Ку-баньгазпром" с пластовыми давлениями 10-20 % от условного гидростатического, накоплен положительный опыт применения гидрофобно-эмульсионных рас 119 творов с содержанием водной фазы 80-85%; углеводородной фазы 15-20%; 0,3-0,7% эмульгатора-стабилизатора (катионактивное ПАВ сложного состава). При очистке призабойной зоны, промывке песчаных пробок (40-90 м), перфорации эксплуатационных колонн с целью приобщения новых газонасыщенных объектов, проведении ремонтно-профилактических и ловилыю-аварийных работ в скважинах, эксплуатирующих объекты на глубинах 2620-2660 м (Сердюковское месторождение) и 3320-3370 м (Некрасовское месторождение), гидрофобно-эмульсионные растворы обеспечили успешное проведение работ. Однако, эти эмульсии оказались не эффективны для условий высокопроницаемых коллекторов крупнейших газоконденсатных месторождений Западной Сибири [178].
До последнего времени на Уренгойском, Ямбургском и Медвежьем газоконденсатных месторождениях для этих же целей широко применялись блокирующие инвертные дисперсии типа "Дисин" на меловой основе (ИМД) и "Эмультон" на основе органобентонитовой глины с регулируемой коллоидной структурой, плотностью в пределах 940-1450 кг/м , эффективной вязкостью 340-1810 Па-с, статическим напряжением сдвига СНСшо = 35/55 и 125/180 дПа через 1 и 10 мин, соответственно, и фильтратоотдачей около 0 см /30 мин [179]. Однако, из-за снижения пластового давления до 0,6-0,4 от нормального гидростатического, высокого темпа обводнения скважин и разрушения ПЗС эти технологические жидкости уже не обеспечивают качественного глушения скважин.
Разработанные для таких условий в ООО «СевКавНИПИгаз» технологии временного блокирования продуктивного пласта двух- и трёхфазными пенами [180], включающими водорастворимые полимеры, углеводородную фазу и ТЩН, оказались не технологичными. Например, фактические затраты времени на вызов притока из сеноманских пластов газовых скважин после КРС за первое полугодие 2004 г. по «Управлению интенсификации и ремонта скважин» (УИиРС) ООО "Ямбурггаздобыча" после использования технологии глушения скважин с блокированием пласта дисперсиями с наполнителями (торф, целлотон, мел, вермикулит, асбест) изменялись от 120 вахто-часов на скв. №1142 до 504 вахто-часов на скв. № 1145, что в среднем составило по 11 скважинам 249 вахто-часов.
Применение водных дисперсий радиационно сшитого полиакрил амид а оказалось не технологичным из-за необходимости заполнения всего объема скважины [181]. Попытки применения технологии блокирования перфорированного интервала продуктивного пласта дисперсией набухшего полимера с заполнением ствола скважины традиционно применяемыми растворами минеральных солей, а также комбинированная технология с предварительным закачиванием в пласт и созданием оторочки из растворов декольматирующих пласт растворов фосфорнокислых солей, не дали положительных результатов [176, 182].
Таким образом, повсеместное использование доступных материалов (минеральные соли, щелочи, органические ПАВ, торф, мел, органобентониты, конденсат, нефть, нефтепродукты и т.п.) чаще приводит к ухудшению результатов процесса глушения и послеремонтного освоения скважин, наносит экологический ущерб окружающей среде из-за неудовлетворительных токсикологических свойств и низкой их биоразлагаемости. Например, на Уренгойском ГКМ расход жидкости глушения на одну скважино-операцию составил 1106-1700 м (превышение объема скважины в 28-42,5 раз), а затраты времени на ликвидацию осложнений из-за некачественного глушения составили - 1404-1556 вахто-часов [183]. Кроме того, пожароопасность систем на углеводородной основе и низкая морозостойкость известных технологических растворов создает трудности при работе с ними в суровых климатических условиях Западной Сибири.
Поэтому объективно необходимой является разработка комплексной технологии, включающей промывку скважины водно-спиртовыми растворами ПАВ, закачивание в околоскважинную зону продуктивного пласта деблокирующего мицеллярного раствора, создание в интервале перфорации надежного блокад-экрана, предотвращающего приток углеводородного сырья из пласта и проникновение жидкости глушения или её фильтрата в пласт, а также заполнение ствола скважины структурированной дисперсной системой низкой плотности.
Разработка состава и способов для ремонтно-изоляционных работ в газовых скважинах с помощью гибких труб (колтюбинга)
Анализ различных составов для водоизоляционных работ, приведенный автором в обзоре и более полно в монографии [101], показал, что перспективными являются гидрофобизирующие составы на основе спиртов, в том числе поливинилового спирта.
Достаточно широко применяемые составы не лишены недостатков, особенно при изоляции пластовых вод в супер коллекторах, например сеноманских отложений газовых месторождений Западной Сибири, в которых газопроницаемость промытых зон составляет несколько Дарси (от 1 до 5 и более), а расходы химреагентов для выполнения одной операции по изоляции воды велики.
С учетом этого, автором проведены исследования по разработке состава для изоляции поступающих пластовых вод в «суперколлектора» путем увеличения его вязкости перед закачиванием и усиления закупоривающего эффекта после отверждения в водонасыщенном «суперколлекторе». В результате поиска выбран состав для ремонтно-водоизоляционных работ в скважинах, включающий кремнийорганическую жидкость (водно-щелочной раствор ГЮК-11Н), водный раствор поливинилового спирта (ПВС), а в качестве загустителя - алюмосиликатные микросферы при следующем соотношении компонентов, (об. %): водно-щелочной раствор ГКЖ-11Н - 50,0; раствор ПВС 5,0-10,0 %-ной концентрации - 2,5-5,0 % (от веса) и алюмосиликатные микросферы - 5,0.
Лабораторные исследования проводились совместно с сотрудниками ОАО «ТюменНИИгипрогаз» в два этапа. Первый этап включал определение оптимального времени формирования и качественной характеристики изолирую Лабораторные эксперименты по изучению влияния данных составов на проницаемость кернов проводили на стандартной установке УИПК-1М, результаты которых представлены в табл. 3.14.
Анализ полученных результатов показывает, что предлагаемый состав для ремонтно-водоизоляционных работ прост и технологичен в приготовлении, а исходные материалы являются доступными и выпускаются отечественной промышленностью. По результатам исследований (в соавторстве) получен патент на изобретение [210].
Разработка способа изоляции притока пластовых вод в газовые скважины с помощью гибких труб (колтгобинга)
Анализ существующих способов изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины доказал необходимость их совершенствования за счет применения гибких труб, которые существенно улучшают технологии за счет точной дозировки и плавной регулируемой подачи изолирующих составов в любую зону изоляции, в том числе с перемещением по зоне в процессе закачивания компонентов под давлением.
На рис. 3.4 представлена схема реализации предлагаемого способа. В скважину находящуюся под давлением, спускают с помощью колтюбинговой установки 1 через направляющий желоб 2, инжектор 3, блок превенторов 4, фонтанную арматуру 5, лифтовую колонну 6, размещенную внутри эксплуатационной колонны 7, гибкую трубу 8 на глубину на 1 м выше забоя 9. Далее открывают трубное 10 и затрубное 11 пространства скважины (между гибкой трубой 8 и лифтовой колонной 6; между лифтовой колонной 6 и эксплуатационной колонной 7) и ствол скважины через гибкую трубу 8 заполняют стабильным газовым конденсатом 12 в расчетном объеме. В зимний период газовый конденсат подогревается до положительной температуры. При отсутствии поглощения осуществляют циркуляцию через скважину конденсата до полной его дегазации.
Заполнение ствола скважины конденсатом предотвращает прямой контакт тампонажного раствора с газопроявляющей частью пласта 13, снижает степень загрязнения призабойной зоны пласта и замедляет сроки схватывания тампонажного раствора.
Затем на устье скважины готовят требуемый состав цементного раствора на водной основе плотностью 1700 кг/м в необходимом для изоляции водопро-являющей части пласта 14 объеме.
