Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор существующих методов ремонта газовых скважин. анализ ремонта скважин на пунгинском подземном хранилище газа 8'
1.1. Обзор существующих методов ремонта газовых скважин 8
1.2. Геологическая характеристика Пунгинского ПХГ 30
1.3. Техническое состояние скважин Пунгинского ПХГ 41
1.4. Анализ ремонта скважин Пунгинского ПХГ 44
2. Исследования по разработке новых составов технологических жидкостей и композиций 56
2.1. Разработка водоизолирующих композиций 56
2.2. Разработка жидкости глушения с наполнителем Целлотон 63
2.3. Разработка жидкости глушения на углеводородной основе 66
2.4. Разработка составов пенных систем для освоения скважин .68
2.5. Разработка составов технологических жидкостей для интенсификации притока 71
3. Разработка и совершенствование технологий ремонта газовых скважин в условиях цикличной эксплуатации хранилищ газа 84
3.1. Усовершенствованные технологии ремонта газовых скважин с использованием обычных подъемных агрегатов типа А-50 84
3.2. Комплексная технология ремонта газовых скважин с использованием колтюбинговых установок 102
3.3. Технология безгидратной эксплуатации газовых скважин 107
4. Экономическая эффективность технологий ремонта скважин в условиях цикличной эксплуатации подземных хранилищ газа 109
Основные выводы и рекомендации 112
Список литературных источников 114
- Обзор существующих методов ремонта газовых скважин
- Анализ ремонта скважин Пунгинского ПХГ
- Разработка жидкости глушения с наполнителем Целлотон
- Усовершенствованные технологии ремонта газовых скважин с использованием обычных подъемных агрегатов типа А-50
Введение к работе
Актуальность проблемы. В современных условиях развитие топливно-энергического комплекса России во многом зависит от надежности функционирования единой системы газоснабжения, которая обеспечивается за счет создания резервов оборотных фондов газа. Наиболее эффективным методом накопления является подземное хранение газа в истощенных газовых и газоконден-сатных месторождениях, позволяющее регулировать неравномерность потребления газа и обеспечивать надежность его подачи потребителю.
Первые подземные хранилища газа (ПХГ) в нашей стране начали создаваться в 1958 году. В настоящее время на территории России и стЛан СНГ действует более 40 ПХГ, в то время как в Тюменской области эксплуатируется од-но Пунгинское ПХГ (объем запасов 20 млрд. м ). На переводимых в ПХГ месторождениях уже имеется фонд добывающих, нагнетательных и наблюдательных скважин и внутрипромысловые сооружения для очистки и транспортирования товарного газа.
Эксплуатация ПХГ носит цикличный характер, при котором происходит периодическая смена направления движения границы раздела «газ-вода» в неоднородной пористой среде, что приводит к существенным изменениям продуктивных характеристик газовых скважин. Смена направления движения газа и вытесняемой воды, повышение водонасыщенности в процессе отбора, недостаточно прочная сцементированность коллекторов, а также значительные перепады давления способствуют разрушению призабойной зоны пласта (ПЗП) и скапливанию в ней матричного глинистого, алевролитового и песчаного материала, оказывающего существенное сопротивление потоку газа. Эксплуатация скважин в таких условиях остается проблематичной, а условия их работы специфичны для каждого ПХГ, поэтому выбранная для исследования тема является актуальной.
5 Цель работы. Разработка и совершенствование технологий ремонта
скважин в условиях цикличной эксплуатации подземных хранилищ газа.
Основные задачи исследований
Обобщение и анализ существующих технологий ремонта газовых скважин в условиях цикличной эксплуатации подземных хранилищ газа.
Совершенствование применяемых на Пунгинском ПХГ технологий ремонта скважин с использованием обычных передвижных подъемных агрегатов типа А-50 и повышение эффективности их применения.
Разработка новых составов технологических растворов, повышающих эффективность ремонтов и сохраняющих продуктивность коллекторов газовых скважин на ПХГ.
Разработка комплексной технологии ремонта скважин с использованием колтюбинговых установок, обеспечивающей успешное проведение ремонтов скважин без их глушения.
Разработка технологии ,безгидратной эксплуатации скважин, обеспечивающей увеличение межремонтного периода работы скважин и внутрипро-мысловых газопроводов в безгидратном режиме.
Промысловые испытания предложенных технологий в условиях Пун-гинского ПХГ, оценка эффективности их внедрения в производство.
Научная новизна
Уточнен механизм взаимодействия различных по составу технологических жидкостей и газа с коллекторами ПХГ в условиях АНПД, основанный на выявленной тенденции снижения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов, обусловленной разрушением скелета матричных пород коллектора и цементного камня крепи скважин в период закачивания газа и обводнением ПЗП в период его отбора.
Обоснована целесообразность применения комплексной технологии ремонта скважин в условиях цикличной работы ПХГ. Данная технология включает глушение скважин, промывку песчаных пробок, изоляцию притока пла-
стовых вод, освоение скважин и интенсификацию притока с помощью колтю-бинговых установок.
3. Обоснована необходимость закачивания метанола в период подачи газа в ПХГ для предотвращения гидратообразования в период его отбора.
Практическая ценность работы
1. Усовершенствованы технологии ремонта скважин с использованием
обычных передвижных подъемных агрегатов типа А-50 (заявка РФ
№ 2006133885), применение которых сокращает продолжительность ремонт
ных работ на 25-30 % (по результатам внедрения на Пунгинском ПХГ).
Разработаны составы технологических растворов (патент РФ № 2264531, заявка РФ № 2006115275), которые позволяют сохранись ФЕС ПЗП и обеспечить удаление сильно сцементированных песчаных пробок большой толщины (до 60-70 м).
Разработаны технические средства (патенты РФ № 2217574 и № 2211915), позволяющие обеспечить надежный ремонт скважин с соблюдением требований противофонтанной безопасности.
Создана комплексная технология ремонта скважин с использованием колтюбинговых установок (патент РФ № 2244115, заявка РФ № 2007109968), применение которой сокращает продолжительность ремонтных работ на газовых скважинах на 40-50 % и обеспечивает сохранность ФЕС ПЗП.
Разработана технология безгидратной эксплуатации скважин за счет превентивного закачивания метанола в подземное хранилище (заявка РФ № 2006119759), применение которой увеличивает период безгидратной эксплуатации скважин и межпромысловых газопроводов в 1,5-2,0 раза.
Выполненные исследования явились основой для разработки 13 руководящих документов, регламентов и инструкций, применяемых при строительстве, эксплуатации, ремонте, консервации, расконсервации и ликвидации скважин на Пунгинском ПХГ.
7 Апробация работы. Основные положения диссертационной работы
докладывались и обсуждались на: Международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ»,(г. Кисловодск, 2004); III Российской межвузовской научно-практической конференции с международным участием, посвященной 50-летию образования ТюмГНГУ и 35-летию кафедры МОП «Методы компьютерного проектирования и расчета нефтяного и газового оборудования» (г. Тюмень, 2006); Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2006); XIV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири» (г. Тюмень, 2006); Научно-технических советах ОАО «Газпром» (2000-2007 гг.); на заседаниях кафедры «Ремонт и восстановление скважин» ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2004-2007 гг.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 21 печатная работа, в том числе 1 тематический обзор, 16 научных статей (из них 2 в ВАКовских изданиях), 1 тезис научного доклада, получено 4 патента РФ, разработано 13 руководящих документов.
Автор искренне благодарен за помощь, ценные советы и консультации научному руководителю к.т.н. Кустышеву А.В., консультанту д.т.н., профессору Зозуле ГЛ. Считает своим долгом выразить признательность д.т.н., профессору Сызранцеву В.Н., оказавшему помощь в работе над диссертацией, а также генеральному директору ООО «Тюментрансгаз» Завальному П.Н., главному инженеру ООО «Тюментрансгаз» Алимову СВ., работникам ООО «Тюментрансгаз» Костенюку С.А., Кульчицкому Ю.П., сотрудникам ОАО «СевКав-НИПИгаз» д.т.н., профессору Гасумову Р.А., к.т.н. Бекетову СБ., сотрудникам ООО «ТюменНИИгипрогаз» д.г.-м.н. Клещенко И.И., научным сотрудникам Чижовой Т.И., Шестаковой Н.А., Кряквину Д.А., Немкову А.В., оказавшим содействие при проведении исследований.
Обзор существующих методов ремонта газовых скважин
Капитальный ремонт скважин (КРС) - это комплекс работ по восстановлению работоспособности ПЗП.
Исследованиями в области эксплуатации и ремонта скважин занимались многие отечественные и зарубежные ученые и специалисты. В их числе: Д.А. Азметов, Д.А. Андреев, Х.А. Асфандияров, А.Д. Амиров, А.А. Ахметов, Ю.М. Басарыгин, Ю.Е. Батурин, А.И. Булатов, О.А. Блохин, А.Г. Гумеров, Р.А. Гасумов, Г.М. Гульянц, Ю.В. Зайцев, Г.П. Зозуля, А.Г. Калинин, К.А. Карапетов, И.И. Клещенко, А.А. Клюсов, Ю.П. Коротаев, Ю.С. Кузнецов, А.В. Кустышев, В.Н. Маслов, К.М. Тагиров, А.П. Телков, Р.А. Тенн, К.М. Федоров, Р.Х. Хазипов, Н.Р. Besner, G.R. Gray, W. Hurst, M. Muskat, E. Tomas, R.D. Wickoff и др. К работам по КРС, в соответствии с классификатором ремонтных работ газовых скважин [ 1 ], относятся: - ремонтно-изоляционные работы (РИР); - ремонтно-исправительные работы с эксплуатационной колонной; - испытание эксплуатационной колонны на герметичность; - переход на другие горизонты эксплуатации и приобщение пластов; - предотвращение образования и ликвидация глинисто-песчаных пробок; - ликвидация гидратных, парафиновых и солевых пробок в стволе и на забое скважины; - исследование и обследование скважин; - интенсификация притока обработкой призабойной зоны продуктивного пласта скважины и вызов притока; - комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин с ис 9 пользованием элементов бурения скважин, включая проводку горизонтальных участков скважин; - перевод скважин на использование по другому назначению; - консервация и расконсервация скважин; - извлечение из скважин забойного оборудования; - ликвидация скважин; - ловильные работы; - замена технологического оборудования; - внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, КЗП, пакеров отсекателей в скважинах; - работы с колтюбинговой установкой; - прочие работы. Методы РИР, в частности изоляции притока подошвенных вод, в основном сводятся к закачиванию тампонирующего материала в обводненные интервалы или в предполагаемые каналы в затрубном пространстве через эксплуатационный фильтр или специально созданные для этого перфорационные отверстия [2-5]. Одновременно с этим многие авторы рекомендуют перед закачиванием тампонирующего материала закачивать в пласт различные технологические составы (глинистые растворы, пенные системы, гелеобразующие составы и т.д.) для заполнения пласта с целью образования однородного изоляционного экрана в приствольной зоне, препятствующего проникновению тампонажного раствора в продуктивный пласт [6]. Однако по данной технологии изоляция коллектора продуктивного пласта происходит по всему интервалу, т.е. изолирующий материал проникает и в продуктивный и в водоносный пласт. При этом в призабойной зоне в интервале продуктивного и водоносного пласта создается изолирующий экран. Глубина проникновения жидкости и устойчивость изолирующего экрана будут зависеть от вязкости и давления продавливания данной жидкости в пласт, при этом она будет иметь по всему интервалу практически одинаковый характер, т.к. пласты являются трещиновато-пористыми. Закачивание и продавливание в пласт тампонажного раствора требуют определенных давлений продавливания: - если создаваемое противодавление на пласт будет превышать давление приемистости пласта, то тампонажный раствор будет проникать в газоносный и водоносный пласты по всему интервалу, что недопустимо, т.к. с изоляцией га зоносного интервала пласта снижается и дебит скважины; - если создаваемое противодавление на пласт будет ниже давления приемистости основной части пласта, то тампонажный раствор будет прони кать в пласт не по всему интервалу, при этом эффективность изоляции снизит ся, т.к. в контакте цементный камень - ствол скважины создадутся пути для проявления пластовой воды. Чтобы устранить вышеизложенные недостатки необходимо создание новой технологии РИР, которая включала бы в себя блокирование продуктивного пласта жидкостью с наполнителем, не загрязняющим пласт, изоляцию водоносного пласта тампонажным раствором с низкой водоотдачей и освоение скважины.
Для проведения РИР в условиях высокопроницаемых коллекторов, характеризующихся аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД), применяемые технологии обычно малоэффективны из-за сильного загрязнения продуктивных пластов твердой фазой рабочих жидкостей [7-8].
Опыт применения различных методов ограничения и изоляции притока пластовых вод в скважинах с помощью синтетических мономерных, олигомер-ных и полимерных материалов неорганической, органической и элементоорга-нической природы в нашей стране и за рубежом свидетельствует о том, что на данный момент трудно выделить наиболее эффективные водоизолирующие материалы.
Несмотря на большое число работ, посвященных разработке водо-изолирующих материалов и технологиям их применения [9-12], отсутствует общепризнанная оценка областей и условий применения методов изоляции во-допритоков, основанных на закачивание в пласт водоизолирующих материалов. Это существенно затрудняет выбор наиболее перспективных направлений развития изоляционных работ.
Наиболее изученными и освоенными отечественной промышленностью методами изоляции и ограничения притока пластовых вод в скважины являются методы, основанные на использование водорастворимых полимеров акрилового ряда [13]. В качестве водоизолирующего материала из акриловых водорастворимых полимеров используются в основном гидролизованный полиакрило-нитрил (гипан) (патенты РФ № 1774689, № 1329240, № 2014437) и полиакри-ламид (патент РФ № 1828491). Однако их применение возможно только при высокой минерализации пластовой воды. В настоящее время на различных месторождениях проведено более тысячи РИР с применением гипана. Успешность работ, по данным различных исследователей, составляет 28-80 %.
Известны способы селективной изоляции водопритоков с применением вязких нефтей, нефтесернокислых смесей, тяжелых нефтепродуктов (гудрона, битума). Изоляция притока пластовых вод нефтесернокислотной смесью обусловлена снижением фазовой проницаемости водонасыщенного интервала для воды, а также механической закупоркой водопроводящих каналов вязким гудроном, образующимся при взаимодействии тяжелых ароматических компонентов нефти с серной кислотой [14].
Анализ ремонта скважин Пунгинского ПХГ
Изредка наблюдаются небольшие прослои известняков. Толщина отложений колеблется от 182 до 205 м. Верхнемеловые отложения (турон, кузнецовская свита) сложены глинами зеленовато-серыми, алевритовыми, с тонкими прослоями алевролитов и песчаников, линзами сидерита. Толщина отложений колеблется от 36 до 50 м. Верхнемеловые отложения (коньяк-сантон-кампан, березовская свита) представлены опоками светло-серыми, глинистыми, опоковидными алевроли тами и глинами с редкими прослоями мелкозернистых глауконитово-кварцевых песчаников. Толщина отложений колеблется от 167 до 247м. I Верхнемеловые отложения (Маастрихт, ганьковская свита) сложены глинами светло-серыми, аргиллитоподобными, иногда с зеленоватым оттенком, с включениями пирита и сидерита. Толщина отложений колеблется от 15 до 46 м. Отложения кайнозойской группы (палеогеновой системы, палеогена, та-лицкой свиты) представлены глинами темно-серыми, книзу - опоковидными, с прослоями алевролитов в верхней части. Отложения эоцена (люлинворской свиты) сложены опоками в различной степени глинистыми и диатоморфными аргиллитами, выше - диатомитами светло-серыми и белыми, очень легкими, глинистыми. В верхней части разреза-глины зеленовато- желтые, диатомовые, местами алевритистые. Отложения четвертичной системы представлены моренными и межледниковыми отложениями: суглинками и валунными глинами, далее - глинисто-алевритовыми породами и в верхней части - песчано-глинисто-галечниковыми отложениями. Общая толщина кайнозойских отложений составляет 300-360 м. В тектоническом отношении Пунгинское поднятие расположено в пределах восточного склона Северо-Сосьвинской гряды, обрамляющей с западной стороны Западно-Сибирскую низменность.
Пунгинское поднятие по кровле фундамента представляет собой грубо овальную форму с двумя вершинами. Наиболее приподнятые участки находятся в районе скважин № 244 и 208: первый участок вытянут в сторону скв. № 214, второй - в сторону скважины № 235. Размеры поднятия по изогипсе «-I860 м» составляли 10,5x11,5 км, амплитуда 173 м. Наиболее крутое восточное крыло с углами падения до 10 град. 20 мин. (район скважин № 214-238). По кровле пласта «П» конфигурация структуры, в основном, сохраняется, хотя становится более расплывчатой [81].
По поверхности фундамента поднятие имеет непроизвольную форму северо-восточного простирания. С учетом отметки наиболее низкой изогипсы «-1850 м», оконтуривающей поднятие, высота его равна около 282 м, длина - (с юга на север) около 10 км, ширина колеблется от 5 до 8 км. В пределах Пунгинского поднятия выделяются три вытянутые вершины северо-восточного простирания, разделенные седловинами. Наиболее повышенный участок отмечается в северо-западной части, в районе скважины № 504. Вторая вершина - в районе скважины № 51-523 - гипсометрически ниже первой приблизительно на 70 м. Третья - в районе скважины № 534 - гипсометрически выше второй вершины приблизительно на 30 м. По поверхности основного продуктивного горизонта - пласта «П» формы и размеры структуры, в основном, сохраняются, но углы падения выпола-живаются за счет отсутствия на сводовых участках отложений пласта «П» и тюменской свиты. По кровле сеноманского яруса структура также имеет неправильную форму северо-восточного простирания. Сводовая часть приходится на район скважин № 516 и 504, которая гипсометрически соответствует наиболее приподнятой части фундамента. Амплитуда складки по замкнутой изогипсе «- 580 м» составляет 27,4 м. Цикличный характер эксплуатации ПХГ - специфическое отличие от эксплуатации газовых и нефтяных месторождений. При цикличном характере эксплуатации [83, 84], когда происходит периодическая смена направления движения границы раздела газ-вода в неоднородной пористой среде, на первый план выдвигаются капиллярно-поверхностные явления, оказывающие влияние на пространственно-временное распределение давления и насыщенности. Следует отметить, что цикличность эксплуатации и связанные с ней большие скорости движения ГВК приводят к существенным изменениям продуктивных характеристик газовых скважин в период отбора газа. Смена направления движения газа и вытесняемой воды, повышение водонасыщенности в конце отбора и в начале закачивания, недостаточно прочная сцементированность пласта-коллектора, а также значительные перепады давления способствует разрушению ПЗП и скапливанию в ней глинистого, алевролитового и песчаного материала, оказывающее существенное влияние на сопротивление потоку газа [85-87]. Поступление пластовых вод к забоям скважин Пунгинского ПХГ отмечается периодически с 1986 года. В большей степени обводнены скважины № 234, 235Б, 239-2Б, 247, 249, 501, 502, 503, 505-Б, 506, 508, 509, 511, 513, 514, 515, 516Б, 518, 519, 521, 522, 526, 527, 530, 532, 533, 535. Анализ замеров деби-тов воды по скважинам указывает на увеличение притока пластовых вод в конце периода отбора газа из хранилища, по мере уменьшения объема активного газа и соответственно снижения пластового давления. Вынос жидкости из скважин колеблется в интервале от 0,077 м /сут до 1,463 м /сут. Наибольший дебит воды (до 1,414 м /сут) отмечается в скважине № 535. Вынос жидкости начинается обычно после отбора 500 млн. м3 газа из хранилища. Обводнение скважин способствует образованию песчано-глинистых и гидратно-ледяных пробок, приводит к снижению дебита и другим осложнениям. Песчаные пробки отмечаются в 31 скважине (табл. 1.1). Толщины пробок колеблются от 0,3 м (скважина № 235б) до 76 м (скважина № 524). Причем в 16 скважинах песчаные пробки частично перекрывают интервал перфорации, в двух скважинах (N» 502, 508) - практически полностью, а в одной (№ 532) полностью. ,
Разработка жидкости глушения с наполнителем Целлотон
Анализ ремонта скважин Пунгинского ПХГ выявил определенные недостатки в процессе приготовления блокирующей жидкости на основе ТЩН-2, приготовленной из торфа Пунгинского ПХГ.
Трудоемкая и дорогостоящая процедура приготовления ТЩН-2 из природного торфа в условиях ремонтного предприятия дополнительно осложняется в суровых природно-климатических условиях Западной Сибири и предполагает наличие у исполнителя соответствующих технических возможностей и умения осуществлять определенный комплекс расчетных операций, поскольку состав и свойства торфа даже из одного места могут существенно отличаться. Соответственно различается и его пригодность для приготовления торфоще-лочного наполнителя надлежащего качества.
Сложившийся на сегодняшний день уровень представлений о строении, составе и свойствах торфа не позволяет только по результатам химического анализа определить пригодность того или иного вида торфа в качестве исходного материала для приготовления ТЩН-2 и требует проведения предварительных лабораторно-стендовых испытаний на модели пористой высокопроницаемой среды.
В течение ряда лет в ОАО «СевКавНИПИгаз» при участии автора и специалистов ООО «Тюментрансгаз», велись работы по разработке эффективных технологических жидкостей для глушения и временного блокирования ПЗП га 64 зовых скважин с АНПД. Применение этих жидкостей позволило бы исключить их поглощение и упростило технологические операции. В результате проведенных исследований была разработана сухая композиция наполнителя Целлотон на основе торфа Второвского месторождения Владимирской области. Достоинство данного, наполнителя заключается в простоте приготовления: торфоще-лочной наполнитель приготавливается простым разбавлением торфа заданным количеством технической воды.
Для оценки пригодности наполнителя для условий Пунгинского ПХГ при участии автора были проведены лабораторные исследования закупоривающих свойств пенных систем на основе реагента Целлотон и сопоставлены с ТЩН-2.
Лабораторно-стендовые исследования пенных систем с наполнителем испытывались на модели проницаемой среды в соответствии с методикой, в которой высокопроницаемый коллектор моделируется с помощью пакета медных перфорированных шайб, собранных в пакет случайным образом.
Схема установки для исследования закупоривающей способности пенных систем с наполнителем представлена на рис. 2.3. Установка представляет собой металлический цилиндр, заполненный шайбами с круглыми перфорационными отверстиями. При заполнении цилиндра перфорированными шайбами происходит случайное взаимное перекрытие отверстий, в результате чего в объеме модели образуется извилистый канал, имитирующий трещину в породе. Испытываемый раствор или пена подается в модуль через разделительную емкость. Давление в установке создается жидкостным прессом высокого давления. В процессе эксперимента определялись следующие показатели: давление начала течения Рн; давление фильтрации Рф; давление сдвига пены Рсдв; давление обратной промывки Робр. Результаты исследований представлены в таблице 2.3. Испытание этого наполнителя в пенной системе НПОЖ на лабораторной модели высокопроницаемого трещинного коллектора показало эффективность его применения на Пунгинском ПХГ в операциях глушения и временного блокирования продуктивных отложений в скважинах. Применение данного реагента позволило надежно изолировать продуктивные горизонты Пунгинского ПХГ на время проведения ремонтных работ; обеспечить необходимое противодавление на пласт, предотвратить проникно-вение технологических жидкостей в пласт и таким образом повысить эффективность и качество ремонтных работ на скважинах. Простота приготовления наполнителя из разработанного реагента позволила механизировать эту процедуру и резко сократить долю ручного труда при проведении ремонтных работ с применением пенных систем с наполнителем, сократить нормативное время на проведение ремонтных работ на скважине. Для глушения скважин с пластовым давлением ниже гидростатического необходимы жидкости, оказывающие минимальное воздействие на ФЕС ПЗП. К таким жидкостям относятся жидкости на углеводородной основе. Проведенные при участии автора исследования буровых растворов на углеводородной основе выявили, что при отсутствии стабилизатора ГКЖ растворы имеют повышенный показатель фильтрации, неудовлетворительные рео 67 логические характеристики: малую пластическую вязкость и малое предельное динамическое напряжение сдвига, низкие структурно-механические свойства. Ввод 0,25 масс. % ГКЖ в состав растворов обеспечивает необходимые структурно-механические характеристики и снижение показателя фильтрации. При повышении содержания ГКЖ более 0,32 масс. % свойства растворов не улучшаются, даже несколько снижается стабильность. Содержание углеводородной основы менее 68 масс. % приводит к возрастанию реологических показателей до состояния потери подвижности (текучести), а содержание более 88 масс. % приводит к потере стабильности системы. Включение в состав растворов СЖК позволяет регулировать структурно-механические свойства и показатель фильтрации. Малое количество гидро-ксида натрия (менее 0,2 масс. %) приводит к стабильности растворов, их расслоению, а увеличение процентного содержания - к необоснованному расходу материалов, увеличению щелочности и содержания воды. Ввод в растворы АСМ позволяет регулировать их плотность от 650 до 1000 кг/м .
Усовершенствованные технологии ремонта газовых скважин с использованием обычных подъемных агрегатов типа А-50
В условиях трещиноватых коллекторов фундамента и его коры выветривания технология глушения предусматривает для создания надежного изолирующего барьера закачивания в призабойную зону пласта НПОЖ с наполнителем. Затем фильтровая часть скважины заполняется высоковязким гелеобра-зующим составом, выше которого в скважине находится рабочая жидкость в объеме, обеспечивающем создание требуемого противодавления на пласт (рис. 3.16).
Для коллекторов с незначительной проницаемостью технология глушения предусматривает использование только блокирующего состава, который закачивается в ПЗП скважины. Над блокирующим составом скважина заполняется рабочей жидкостью.
Технология глушения жидкостью на углеводородной основе. В период закачивания газа в ПХГ (в условиях максимальных пластовых давлений: конец отбора газа из хранилища - начало закачивания газа в ПХГ) скважины глушатся жидкостью на углеводородной основе (патент РФ № 2264531) [103]. Глушение скважины осуществляется за счет создания столбом жидкости необходимого противодавления на пласт. Плотность жидкости регулируется расчетным количеством АСМ. В свою очередь АСМ обеспечивает и блокирование ПЗП.
Технология промывки песчаных пробок пенными системами. После завершения процесса глушения скважин приступают к ликвидации песчано 87 глинистых пробок в стволе скважины. В период отбора газа из ПХГ (в условиях минимальных пластовых давлений) промывка песчаных пробок осуществляется пенными системами по замкнутой системе циркуляции [29]. На устье скважины на трубной головке 2 смонтированы плашечные пре-венторы 4, 5 и устьевой вращающийся герметизатор 6, конструкция которого защищена патентом РФ № 2217574 (приложение 1) [118]. Вращение инструмента осуществляется ротором. Пенообразующая жидкость из емкости 12 подается под давлением насосным агрегатрм (ЦА-320) 9 в газожидкостный эжектор 11. Одновременно для приготовления пены с заданной степенью аэрации в эжектор поступает дозированное количество газа из внутрипромыслового газоотвода (шлейфа) через блок распределения газа 10. Далее пена по нагнетательной линии подается в инструмент 1 (НКТ с долотом). При.этом плашки превентора находятся в открытом положении, а устье надежно загерметизировано устьевым герметизатором. Пройдя через промывочные отверстия долота, пена с частицами шлама по затрубному пространству поднимается к устью скважины, откуда по выкидной линии поступает в приемную дегазационную емкость 7, где происходит ее первичное разрушение. Окончательное разрушение и очистка пены происходит в циркуляционном желобе 8, откуда очищенная и дегазированная ПОЖ поступает в насосный агрегат 9 для ее последующего использования. После получения циркуляции пены подача ПОЖ из емкости 12 прекращается. Таким образом, обеспечивается замкнутый цикл промывки скважины. В качестве промывочной жидкости использовалась двухфазная пена. В процессе промывки на скважинах Пунгинского ПХГ циркуляция пены была стабильная, разрушение пены в приемной емкости и дегазационном желобе происходило полностью. Технология промывки песчаных пробок облегченным солевым раствором. В период закачивания газа в ПХГ (в условиях максимальных пластовых давлений) промывка песчаных пробок, особенно сцементированных, осуществляется облегченными солевыми растворами с использованием гидравлического циркуляционного клапана, монтируемого на башмаке промывочных труб (патент РФ № 2211915, заявки РФ № 2006115275 и № 2006133885) [119,120]. На колонную головку 1 (рис. 3.3) монтируется трубная головка 2 и елка 3 фонтанной арматуры, состоящая из коренной задвижки 4, крестовины 5, бу- ферной задвижки 6 и рабочих струн 7 фонтанной арматуры. На буферную задвижку 6 устанавливается превентор 8, устьевой герме тизатор 9 (патент РФ № 2217574, см. прил. 1) [118] и шлипсовая катушка 10. В заглушённую скважину, во внутреннюю полость фонтанной ар матуры и лифтовой колонны 11 опускается колонна промывочных труб 12, нижняя часть которой оборудована гидравлическим циркуляционным клапаном 13 (патент РФ № 2211915, приложение 2) [119] и промывочным пером 14. К верхней части промывочной колонны 12 присоединяется обратный клапан 15 и промывочный вертлюг 16 с рукавом 17. На рабочей струне 7 фонтанной арма туры устанавливается регулируемый штуцер 18, через трубопровод подсоеди няемый к насосной установке. I
Промывочная колонна 12 опускается в скважину до отметки на 10-15 м выше песчаной пробки 19, которая находится во внутренней полости лифтовой колонны 11. Гидравлическим или механическим способом открывается циркуляционный клапан 13, и внутренняя полость промывочных труб 12 сообщается с внутренней полостью лифтовой колонны 11. Утяжеленный раствор, находящийся во внутренней полости лифтовой колонны, заменяется на облегченную жидкость, например, на облегченный солевой раствор (заявка РФ № 2006115257) или пенный раствор с плотностью, достаточной для выноса на поверхность твердых частиц разрушенной песчаной пробки 19. После этого циркуляционный клапан 13 закрывается, промывочные трубы 12 приподнимаются над кровлей песчаной пробки 19 и начинается процесс промывки скважины по классической схеме наращиванием колонны промывочных труб 12 по мере разрушения песчаной пробки 19. Наличие облегченной жидкости или пенной системы во внутренней полости лифтовой колонны 11 облегчает вынос твердых частиц разрушаемой песчаной пробки 19 на поверхность.
