Содержание к диссертации
Введение
1 Обзор существующих методов вывода скважин из бездействующего фонда. Анализ работ по выводу скважин из бездействующего фонда 10
1.1 Обзор существующих методов вывода скважин из бездействующего фонда 10
1.2 Краткая геологическая характеристика Ямбургского месторождения 39
1.3 Техническое состояние скважин бездействующего фонда Ямбургского месторождения 48
1.4 Анализ работ по выводу скважин Ямбургского месторождения из бездействующего фонда .54
1.5 Выводы по разделу 1 67
2 Исследования по разработке новых составов технологических жидкостей и композиций 70
2.1 Разработка состава для блокирования трещины разрыва и глушения газовых скважин 70
2.2 Разработка составов для блокирования пласта обводняющихся газоконденсатных скважин 74
2.3 Разработка состава для блокирования пласта и глушения низкотемпературных газоконденсатных скважин 76
2.4 Разработка состава для растепления скважин 78
2.5 Выводы по разделу 2 83
3 Разработка технологий вывода скважин из бездействующего фонда 84
3.1 Технология растепления скважин с применением облегченного солевого раствора 84
3.2 Технология глушения пакеруемых газоконденсатных скважин в условиях АНПД 90
3.3 Технология глушения газоконденсатных скважин без пакера в условиях АНПД 92
3.4 Технология глушения скважин без пакера в условиях АНПД с помощью колтюбинговой техники 93
3.5 Технология глушения пакеруемых скважин в условиях АНПД с помощью колтюбинговой техники 94
3.6. Технология подготовительно-заключительных работ при гидравлическом разрыве пласта с низкими коллекторскими свойствами в условиях АНПД с использованием протектора 96
3.7 Технология подготовительно-заключительных работ при гидравлическом разрыве пласта с низкими коллекторскими свойствами в условиях АНПД с использованием противовыбросового оборудования 99
3.8 Технология блокирования высокопроницаемых трещин разрыва после гидравлического разрыва пласта 103
3.9 Технология удаления проппанта после гидравлического разрыва пласта и освоения скважины с помощью колтюбинговой техники 106
3.10 Выводы по разделу 3 110
4 Промыслово-экономическая оценка эффективности технологий вывода скважин из бездействующего фонда 112
Основные выводы и рекомендации 114
Список использованных источников 116
Приложение 1 Технологические жидкости, применяемые на Ямбургском месторождении при выводе скважин из бездействующего фонда 132
Приложение 2 Акт внедрения 137
Приложение 3 Сводные данные по разработанным технологиям вывода скважин из бездействующего фонда 138
Список сокращений и обозначений 140
- Обзор существующих методов вывода скважин из бездействующего фонда
- Анализ работ по выводу скважин Ямбургского месторождения из бездействующего фонда
- Технология растепления скважин с применением облегченного солевого раствора
- Технология удаления проппанта после гидравлического разрыва пласта и освоения скважины с помощью колтюбинговой техники
Введение к работе
Актуальность проблемы
Западная Сибирь является основным нефтегазовым регионом России, в котором интенсивно разрабатываются такие крупнейшие газовые и газоконденсатные месторождения, как Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное. Строительство скважин на таких месторождениях осуществлялось «опережающим» бурением, то есть после завершения строительства скважины консервировались до подключения их к шлейфу, а ряд скважин оставались в незавершенном производстве, в бездействующем фонде.
Наличие на территории Западной Сибири большого количества законсервированных и бездействующих скважин (до 7,5 тысяч, по данным Госкомимущества) представляет собой большую техногенную опасность. Длительное время бездействующие скважины корродируют, их техническая надежность с каждым годом снижается. Поэтому скорейший ввод таких скважин в эксплуатацию обеспечит не только получение дополнительных объемов ценнейшего углеводородного сырья, но и предотвратит возможные возникновения аварийных ситуаций с тяжелейшими экологическими последствиями.
Расконсервация и вывод из бездействующего фонда скважин, расположенных в зонах мерзлых пород (МП) и аномально низких пластовых давлений (АНПД), требуют обеспечения повышенной надежности и безопасности проведения работ, применения эффективных технологий, обеспечивающих очистку пласта от фильтратов технологических (буровых, солевых и водных) растворов, замедляющих и предотвращающих дальнейшее «загрязнение» призабойной зоны пласта (ПЗП).
Поэтому поиск новых технологических решений, совершенствование и разработка технологий, повышающих эффективность и обеспечивающих промышленную безопасность проведения работ при выводе скважин из бездействующего фонда, являются актуальной проблемой.
Цель работы - совершенствование применяемых и разработка новых технологий ремонтных работ по выводу газовых и газоконденсатных скважин из бездействующего фонда для условий слабосцементированных суперколлекторов с техногенными трещинами и АНПД.
Основные задачи исследований
1. Обобщение и анализ существующих технологий вывода газовых и газоконденсатных скважин из бездействующего фонда.
2. Разработка новых и совершенствование существующих технологий по выводу из бездействующего фонда газовых и газоконденсатных скважин в условиях слабосцементированных пористо-трещиноватых коллекторов с АНПД.
3. Разработка новых составов технологических растворов для блокирования высокопроницаемых пластов (трещин разрыва) и глушения газовых и газоконденсатных скважин в процессе ремонтных работ.
4. Разработка новых составов технологических растворов, обеспечивающих эффективное удаление проппанта из ствола и освоение скважины после гидравлического разрыва пласта (ГРП).
5. Разработка новых технических средств для реализации технологий, позволяющих сократить продолжительность подготовительно-заключительных работ (ПЗР) перед проведением ГРП.
6. Промысловые испытания разработанных технологий и созданных технических средств в условиях Ямбургского месторождения, оценка эффективности их внедрения в производство.
Методы решения поставленных задач
Методика исследований основана на анализе и обобщении имеющихся теоретических, экспериментальных и промысловых данных по выводу скважин из бездействующего фонда и на результатах собственных аналитических, лабораторных и промысловых исследований с использованием современных установок и математических методов.
Научная новизна
1. Изучен и уточнен механизм реанимации и восстановления продуктивности скважин, длительное время находящихся в бездействующем фонде.
2. Подтверждена необходимость применения новых составов технологических растворов (блокирующих композиций и жидкостей глуше-
ния) при выводе газовых и газоконденсатных скважин из бездействующего фонда в условиях слабосцементированных высокопроницаемых коллекторов сеноманских отложений пористо-трещиноватого типа с АНПД и трещин разрыва. Разработаны новые составы жидкостей глушения и блокирующих композиций, обеспечивающие повышение качества ремонтных работ, в частности ГРП.
3. Обоснована и экспериментально подтверждена необходимость блокирования ПЗП до и после проведения ремонтов (ГРП) с использованием эксплуатационной фонтанной арматуры (ФА) и противовыбросового оборудования (ПВО).
Основные защищаемые положения:
технологии вывода скважин из бездействующего фонда, обеспечивающие надежность и эффективность ремонтных работ;
технологии подготовительно-заключительных работ для гидравлического разрыва пласта;
технология вымывания проппантовых пробок большой толщины после завершения ГРП;
новые составы технологических растворов и жидкостей для реализации технологий вывода скважин из бездействующего фонда.
Практическая ценность и реализация результатов работы
1. Усовершенствована технология растепления скважин (заявка РФ № 2006115284), которая обеспечивает эффективное разрушение и удаление гидратных пробок.
2. Усовершенствованы технологии глушения скважин, в том числе с использованием колтюбинговых установок (патенты РФ № 2319827 и
№ 2319828, заявки РФ № 2006142116 и № 2006142117*), применение которых обеспечивает надежное глушение скважины и блокирование пласта, сохраняет его фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), позволяет обеспечить вызов притока флюида из пласта после капитального ремонта скважины (КРС).
3. Разработаны технологии ПЗР для ГРП (патенты РФ № 2301885,
№ 2306412, № 2324050), применение которых сокращает продолжительность вывода скважин из бездействующего фонда в 2…3 раза.
4. Разработана технология удаления проппанта (в том числе проппантовых пробок большой толщины, достигающей 1000 м и более) из скважин после ГРП и освоения их с помощью колтюбинговой техники (заявка РФ № 2008106565), которая обеспечивает эффективное удаление проппанта из скважины, предотвращает возникновение прихвата безмуфтовой длинномерной трубы (БДТ), сокращает продолжительность ремонтных работ в 1,5…2,0 раза.
5. Разработаны составы блокирующих композиций, жидкостей глушения и растепления (патенты РФ № 2309177 и № 2319725), которые позволяют быстро и эффективно заглушить скважину, уменьшить «загрязнение» ПЗП и обеспечить разрушение гидратно-ледяной пробки.
6. Разработаны технические средства (патент РФ № 52919), обеспечивающие надежность ремонтных работ и их противофонтанную безопасность.
7. Проведенные исследования явились основой для разработки
ряда регламентирующих документов, которые применены при выводе газовых и газоконденсатных скважин из бездействующего фонда на Ямбургском месторождении.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на:
международных научно-практических конференциях «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ» (г. Кисловодск, 2003; 2004);
Международной научно-практической конференции «Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин» (г. Анапа, 2005);
III научно-практической конференции с международным участием «Методы компьютерного проектирования и расчета нефтяного и газового оборудования», посвященной 50-летию образования ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2006);
региональной научно-технической конференции «Инновации и эффективность производства» (г. Сургут, 2006);
межрегиональной научно-практической конференции студентов,
аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления, посвященной 50-летию ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2006);
IХ Международной конференции по колтюбинговым технологиям и внутрискважинным работам (г. Тюмень, 2008);
заседаниях и семинарах кафедры «Ремонт и восстановление скважин» ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2004 - 2008).
Публикации
По материалам диссертации опубликовано 29 печатных работ, в том числе 1 тематический обзор, 16 статей, получено 9 патентов РФ.
Структура и объём работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 135 наименований, и 3 приложений. Изложена на 142 страницах машинописного текста и содержит 12 рисунков, 9 таблиц.
Обзор существующих методов вывода скважин из бездействующего фонда
Работы по выводу скважин из бездействующего фонда относятся к капитальному ремонту скважин. Капитальный ремонт скважин — это комплекс работ по восстановлению работоспособности призабойной зоны пласта.
Изучением вопросов повышения эффективности ремонта скважин и восстановления их продуктивности занимались многие отечественные ученые и специалисты. В их числе: Ф.С. Абадулин, А.Д. Амиров, Х.А. Асфандияров, А.А. Ахметов, Ю.М. Басарыгин, Ю.Е. Батурин, СБ. Бекетов, В.Ф. Будинов. А.И. Булатов, А.П. Гасанов, Р.А. Гасумов, Г.М. Гульянц, Ф.А. Гусейнов, Ю.В. Зайцев, Г.П. Зозуля, А.Г. Калинин, К.А. Карапетов, И.И. Клещенко, Ю.П. Коротаев, B.C. Кроль, Ю.С. Кузнецов, А.В. Кустышев, В.М. Кучеровский, П.Н. Лаврушко, А.Н. Лапердин, Р.А. Максутов, В.Н. Маслов, Р.И. Медведский, А.Г. Молчанов, В.И. Рябченко, Н.А. Сидоров, А.Б. Сулейманов, К.М. Тагиров, А.П. Телков, Р.А. Тенн, В.Я. Харьков, П.М. Усачев, А.С. Яшин, I. Goins, М. Economides, R. Oligney, P. Valco, P. Sheffild и другие.
Практически каждому капитальному ремонту, в том числе выводу из бездействующего фонда, предшествует глушение скважин, в результате которого обеспечивается необходимое противодавление на продуктивный пласт [1, 2, 3]. При этом жидкости глушения должны обеспечивать минимальный ущерб продуктивному пласту в части снижения его естественной проницаемости.
Все жидкости глушения делятся на две основные группы [4]:
- на водной основе;
- на углеводородной основе.
В первую группу входят пресные и пластовые воды, глинистые растворы, растворы минеральных солей, системы с конденсированной твердой фазой (гидрогели), прямые эмульсии, пены.
Вторая группа включает в себя товарную и загущенную нефть, известково-битумные растворы и обратные эмульсии с содержанием водной фазы до 70 %.
Известна жидкость глушения, включающая, мае. %: отходы лесоперерабатывающего производства - сульфат-спиртовую дрожжевую барду - 22,67-6,93; поверхностно-активное вещество (ПАВ) - 0,05-0,09; водорастворимый эфир целлюлозы - 0,03-0,15; хлористый калий (КС1) - 3,77-5,75; техническую воду - 10,60-2,57 и пластовую воду [5]. В качестве ПАВ применяют МЛ-80 на основе сульфоната и сульфонола, а в качестве водорастворимого эфира целлюлозы - оксиэтилцеллюлозу. Данная жидкость имеет условную вязкость от 13 до 690 с, пластическую - от 29 до 41 мПа-с, фильтра-цию 0,05-4,0 см за 30 мин при 0,1 МПа; является седиметационно-устойчивой. Компонентный состав и физико-химические свойства этой жидкости не обеспечивают блокирования высокопроницаемых трещиноватых коллекторов и создания повышенных репрессий на пласт без поглощений, а ее плотность в пределах 1200-1237 кг/м3 не позволяет использовать вышеприведенный состав жидкости для глушения скважин с АНПД.
С целью сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта, получения более устойчивой системы во времени с низкой водоотдачей разработана жидкость для глушения скважин [6, 7], содержащая, масс. %: газовый конденсат - 60,0-70,0; эмульгатор (вторичные алкилсульфаты) - 0,35-0,82; понизитель водоотдачи (карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ) - 0,3-1,0; фенилдиоксан - 0,45-0,90 и вода - остальное. Однако, исходя из компонентного состава данной жидкости, она не может эффективно блокировать продуктивные пласты повышенной проницаемости в скважинах с АНПД.
Для глушения скважин применяют также состав, содержащий полиакриламид (ПАА), гексорезорциновую смолу, формальдегид и воду [8]. Данный состав техноло 12 гически трудно использовать, так как процесс полимеризации начинается практически сразу после смешивания компонентов, система быстро набирает вязкость, становится труднопрокачиваемой, и ее удаление из пласта после завершения работ также вызывает определенные трудности. Эта обстоятельства ограничивают область применения данного состава.
Для глушения аварийных скважин разработаны составы на основе ПАА, содержащие соль поливалентного металла, наполнитель, лигносульфонат или хлорид натрия и воду [6]. Первый состав содержит, масс. %: ПАА - 0,50-0,75; соль многовалентного металла - 0,05-0,19; лигносульфонат - 0,10-2,00; древесную муку еловых пород - 3,00-10,00; вода — остальное. Второй состав содержит, масс. %: ПАА - 0,75-0,80; бихромат калия или натрия - 0,08 - 0,10; хлористый натрий (NaCl) - 15,0 - 16,0; древесную муку еловых пород - 3,00-10,00; вода - остальное. Эти жидкости глушения содержат наполнитель - древесную муку еловых пород, что позволяет получать систему с повышенными реологическими характеристиками (предельное напряжение сдвига от 2000 до 3500 дПа) и адгезией к обсадной колонне. Это предотвращает поступление дополнительных порций флюида из пласта в ствол скважины. Однако компонентный состав данных жидкостей глушения, их высокие реологические свойства позволяют предположить, что удаление этих составов из пласта после окончания ремонтных работ может вызвать осложнения при деблокировании продуктивного пласта и освоении скважины.
Запатентована жидкость для глушения скважин [9], включающая моносульфитный черный щелок и хлориды одно- и двухвалентных металлов. Соотношение указанных компонентов составляет 80-94 масс. % и 6-20 масс. % соответственно. Недостатком этой жидкости является то, что при содержании моносульфитного щелока в указанных пределах значительно повышается вязкость состава, что осложняет использование блокирующей жидкости особенно в условиях низких температур, характерных для газоконденсатных скважин. Известна модифицированная жидкость СНПХ-3120М для глушения скважин с аномальными поглощениями, обусловленными высокой проницаемостью прослоев [10]. Жидкость глушения готовится непосредственно на месте проведения работ путем введения расчетного количества древесной муки (3-7 %) в технологическую жидкость СНЛХ-3120. Древесная мука, представляющая собой продукт сухого механического размола отходов деревоперерабатывающей промышленности, полидисперсна, размер частиц, изометричных по форме, колеблется от нескольких до сотен микрон. Поверхностная структура частиц высокоразвита за счет наличия распущенных коротких волокнистых ответвлений (фибрилл). Это свойство, а также способность набухать в воде, позволяют образовывать фильтрационные корки при фильтрации суспензий древесной муки через пористые среды с достижением полного затухания фильтрации.
Вышеуказанная жидкость на основе СНПХ-3120 с наполнителем - древесной мукой - не может использоваться для глушения скважин с АНПД, но применима при глушении скважин с аномально-высоким пластовым давлением (АВПД), о чем свидетельствует положительный результат блокирования продуктивных пластов в ООО «Сургутнефтегаз».
Известна обратная эмульсия для глушения скважин, включающая, об. %: нефти или нефтепродуктов --38",0=69,5;-воды - 30,0-60,0 и эмульгатора - 0,5-2,0. В качестве эмульгатора используются амидоамины кислот таллового масла, в качестве нефти или нефтепродуктов - дизельное топливо, нефть, нефтяные дистилляты и др. Водная фаза эмульсии может состоять из пресной воды, солевых растворов различной степени минерализации, таких как NaCl, хлористый магний (MgC ), хлористый кальций (СаСЬ), пластовой воды. Плотность эмульсии составляет 968-982 кг/м [11].
Известна жидкость для заканчивания и ремонта скважин, включающая, масс. %: бромид цинка - 47,0-57,0; бромид кальция - 15,0-25,0; ксилозы - 2,0-3,0; гидроксида щелочного металла - 2,5-40,0 и ингибитора сероводородной коррозии [12]. Плотность жидкости 2050-2200 кг/м .
Анализ работ по выводу скважин Ямбургского месторождения из бездействующего фонда
Ямбургское месторождение находится на поздней стадии разработки, которая характеризуется низкими пластовыми давлениям, большой степенью обводнения скважин и разрушением ПЗП. В период опережающего бурения геологическое строение месторождения полностью не было изучено, ряд скважин были пробурены в зонах с низкой проницаемостью и до настоящего времени находятся в бездействующем фонде. По данным 2007 года в бездействующем эксплуатационном фонде находится 121 скважина, 90 неокомских (29 % от эксплуатационного фонда) скважин и 31 сеноманская (3,2 % от эксплуатационного фонда) скважина.
Анализ и обобщение данных газодинамических исследований скважин показали, что неудовлетворительное техническое состояние бездействующего фонда связано с негерметичностью эксплуатационных колонн, несоблюдением рекомендаций по интервалам перфорации, не полным вскрытием активных толщин в рекомендуемых интервалах перфорации, наличием водопритока по некачественно зацементированному заколонному пространству, несоответствием типа перфоратора рекомендуемому и загрязнением ПЗП. Для вывода скважин из бездействующего фонда применялись обычные методы перфорации, вскрытие пластов мощными зарядами, дополнительная и повторная перфорация, проведение ГРП, ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны спуском дополнительной колонны меньшего диаметра или установкой изоляционного пакера (рис. 1.4) [97, 9-8].
В большинстве случаев вывод- из -бездействия сопровождался ремонтными работами, связанными с ликвидацией водопритока и интенсификацией с использованием кислотной обработки пласта (соляная, плавиковая, ортофосфорная и др.).
Накопленный опыт работ показал, что наиболее эффективным способом воздействия на ПЗП с точки зрения получения дополнительной добычи и увеличения срока работы скважины с повышенной производительностью является ГРП. Так в 2002 и 2003 годах, на Ямбургском месторождении силами ОАО «Пурнефтеотдача» и ООО «Бургаз» были проведены работы по ГРП в 14 газоконденсатных скважинах. В восьми скважинах получен положительный эффект. Силами зарубежной фирмы «Шлюмберже» проводились работы по выводу скважин куста № 211 из бездействующего фонда. Результаты работ приведены в таблице 1.4.
Анализируя технологию фирмы «Шлюмберже», следует отметить, что первоначально на скважинах проводились геофизические исследования по определению технического состояния скважины и качества крепления эксплуатационной колонны. После замены установленной на устье фонтанной арматуры на арматуру с рабочим давлением 70 МПа, спуска в скважину специального пакера высокого давления и подготовки ствола скважины была проведена повторная перфорация эксплуатационной колонны в выбранном интервале специальными зарядами. Через полученные трещины был закачен проппант в количестве 50 т. В результате проведенного ГРП образовались трещины длиной до 100 м. После извлечения пакера и промывки ствола скважины была проведена повторная перфорация остальных продуктивных интервалов, не охваченных ГРП. После спуска лифтовой колонны скважины были освоены. Из бездействия по такой технологии выведено пять скважин.
Однако обращает на себя факт, что при проведении ГРП фирмой «Шлюмберже» применяется большой объем проппанта, который остается в стволе скважины (высота проппантовой пробки достигает 1000 м и более) и который приходится удалять из скважины после завершения ГРП. В процессе удаления проппантовых пробок нередки случаи осаждения вымываемого из скважины проппанта и прихвата им БДТ.
Анализируя успешность ГРП можно отметить, что только 27 операций ГРП имеют положительный результат, из них [64, 99, 100]:
- хороший результат, т.е. дебиты более 400 тыс. м /сут, при депрессии менее 10 МПа, устьевая температура на 5 и более градусов выше температуры гидратооб-разования - всего 19 скважин;
- удовлетворительный результат с дебитами менее 400 тыс. м /сут, при депрессии более 10 МПа и устьевой температуре близкой к температуре гидратообра-зования - 8 скважин.
Неудовлетворительный результат получен на 5 скважинах, имеющих низкие дебиты и устьевые температуры.
Успешность работ составляет: ОАО «Пурнефтеотдача» - 50 %, филиала «Тюменбургаз» - 63,6 %, фирма «Шлюмберже» - 88 %. В целом успешность операций по ГРП можно оценить в 67 %.
Следует учитывать, что даже при наличии удовлетворительного эффекта, сравнительно невысоком дебите и, соответственно, медленной окупаемости затрат, скважины все-таки были введены в эксплуатацию.
Анализ технологического процесса ГРП как отечественных и зарубежных сервисных организации, осуществляющих ГРП, показывает, что в большей степени успешность работ по ГРП и выводу скважин из бездействующего фонда зависит от эффективности ПЗР, продолжительность которых значительно превышает время выполнения собственной операций по ГРП.
Чаще всего после проведенного ГРП в стволе скважины остается довольно большая проппантовая пробка, достигающая порою толщины до 1000 м. Наличие пробки такой толщины приводит к прихватам БДТ, с помощью которой осуществляется промывка проппантовой пробки. Наглядным примером является авария на скважине № 11501 Ямбургского ГКМ [101].
Скважина находится в бездействующем фонде на балансе филиала «Тюменбургаз». Скважина наклонно направленная с максимальным углом наклона 3930 на глубине 1100 м. Скважина обсажена эксплуатационной колонной диаметром 168 мм и глубиной спуска 3345 м (опрессована на 29,0 МПа). Искусственный забой отбит на глубине 3271 м, что соответствует кровле изоляционного цементного моста, установленного в скважине.
В скважину перед ГРП была спущена колонна НКТ диаметром 73 мм до глубины 3188 м. При этом ее компоновка состояла из труб диаметром 73 мм, размещенных в интервале 0-3168 м, ниже нее через переводник монтировалась труба диаметром 89 мм, к которой подвешивался пакер высокого давления 2ПОМ-136 с опрессовочным седлом, минимальный внутренний диаметр которого составлял 48 мм, а под ним располагалась труба диаметром 73 мм.
Устье скважины было оборудовано колонной головкой ОКК2-168x245x324-350 ХЛ и фонтанной арматурой АФК6-100х100-350 ХЛ (Азербайджан, г. Баку).
Для вывода скважины из бездействия был проведен гидравлический разрыв пласта БУз1, при этом ниже лежащий пласт БУз2 в интервале 3226-3243 м был отсыпан проппантом. В процессе ГРП вместо 37,7 тн (по первоначальному дизайну) в пласт БУз1 было закачено всего 15,8 тн, что было связано с увеличением давления прокачивания до максимально-возможной величины в интервале 3226-3243 м.
Дальнейшие работы на скважине были прекращены, то есть на ней не был проведен повторный (исправительный) ГРП. Скважина была передана УИРС ООО «Ямбурггаздобыча» для проведения работ по очистке забоя от проппанта и вызова притока газа.
Текущий забой перед проведением работ по вымыванию проппантовой пробки и вызову притока составлял 3237 м, а давление в трубном и затрубном пространствах скважины составляло соответственно 12,5 МПа и 2,7 МПа.
Технология растепления скважин с применением облегченного солевого раствора
В практике нефтедобычи широко известны технологии растепления ствола скважины закачиванием в нее через спущенные колонны промывочных труб различных солевых растворов [120], например; технологии по патентам РФ 2176724, 2254447 [55, 111]. Их общим недостатком является значительная продолжительность и низкая эффективность разрушения гидратно-ледяной пробки.
С целью повышения эффективности растепления ствола скважины и удаления гидратных пробок при участии автора разработана новая технология с использованием колтюбинговых установок (заявка РФ № 2006115284) и нового облегченного солевого раствора (патент РФ №2319725) [113].
Технология, проиллюстрированная на рис. 3.1, заключается в следующем.
На буферную задвижку фонтанной арматуры устанавливается блок превенторов, инжектор и направляющий желоб. Через это оборудование во внутреннюю полость лифтовых труб спускается БДТ до упора в гидратно-ледяную пробку, которая обычно образуется в интервале ММП. На башмаке БДТ для эффективного разрушения гидратно-ледяной пробки монтируется промывочное перо, а для предотвращения открытого фонтана - обратный клапан. БДТ наматывается на барабан колтюбинговой установки и соединяется с насосной установкой.
На верхней струне фонтанной арматуры устанавливается регулируемый штуцер, предназначенный для создания противодавления в БДТ и лифтовых трубах в процессе промывки скважины. Регулируемый штуцер через трубопровод подсоединяется к насосной установке.
Готовится раствор хлоркалия-электролита, в него добавляется расчетное (требуемое по технологии) количество ПАВ - дисолвана, исходя из необходимой его плотности, достаточной для выноса на поверхность разрушенной гидратно-ледяной пробки и твердых частиц самого раствора. Приготовленный облегченный солевой раствор нагревается до температуры плюс 60 С с помощью передвижной пароподогревательной установки (ЦПУ).
Приготовление облегченного солевого раствора на скважине осуществляется следующим образом:
- в чанок насосной установки, например ЦА-320, заливается расчетное количество воды при необходимости подогретой до плюс 30-40 С;
- в чанок с водой засыпается расчетное количество, приведенное в таблице, сухого хлоркалий-электролита, после этого смесь перемешивается до полного растворения соли;
- в чанок с водно-солевым раствором засыпается расчетное количество ПАВ (дисолваыа), после этого смесь перемешивается до полного растворения полимера;
- приготовленный раствор нагревается до температуры плюс 60 С с помощью ППУ.
Хлоркалий-электролит поставляется на скважины в готовом, сухом, виде. Перемешивание проводится с помощью гидропистолета и насосной установки (ЦА-320), круговой циркуляцией («на себя») в течение 30 минут до получения раствора, требуемого состава и свойств, достаточных для выноса на поверхность разрушенной гидратно-ледяной пробки и твердых частиц самого раствора.
Готовый облегченный солевой раствор закачивается в скважину через БДТ, ствол скважины промывается, созданием циркуляции в кольцевом пространстве между БДТ и лифтовыми трубами.
Облегченный солевой раствор на основе хлоркалий-электролита и дисолвана более эффективно разрушает гидратно-ледяную пробку, нежели аналогичные растворы, например, раствор хлористого кальция. Он не создает высоковязкую суспензию, дополнительную перекрывающую ствол скважины. Дисолван, введенный в технологический раствор в качестве ПАВ, в свою очередь, обеспечивает вынос разрушенных частиц гидратно-ледяной пробки на дневную поверхность-и облегчает циркуляцию технологического раствора, за счет создания более мощного выталкивающего усилия, выносящие твердые частицы солевого раствора на дневную поверхность.
По мере разрушения гидратно-ледяной пробки БДТ медленно опускается в скважину до полного разрушения гидратно-ледяной пробки. Спуск БДТ осуществляется и после полного разрушения гидратно-ледяной пробки до забоя скважины с целью растепления всего ствола скважины. После растепления ствола скважины БДТ извлекается из скважины, ствол скважины промывается созданием циркуляции в трубном и затрубном пространствах скважины. С буферной задвижки фонтанной арматуры демонтируется использованное колтюбинговой оборудование (направляющий желоб, инжектор, блок превенторов). Скважина осваивается и пускается в эксплуатацию.
Разработанная технология обеспечивает эффективность разрушения гидратно-ледяных пробок, вынос разрушенных частиц гидратно-ледяной пробки, растепления ствола скважины и облегчение циркуляции технологического раствора с минимальными затратами без получения какой-либо высоковязкой суспензии, закупоривающей ствол и продуктивный пласт.
Технология удаления проппанта после гидравлического разрыва пласта и освоения скважины с помощью колтюбинговой техники
Известно, что после завершения ГРП, проводимого в скважинах с целью интенсификации притока, в стволе скважины остается некоторое количество проппанта, не попавшего в трещину разрыва и по технологической необходимости оставляемого в стволе скважины. Опыт проведения ГРП на Ямбургском месторождении показал, что нередки случаи, когда толщина оставленной в стволе скважины проппантовой пробки достигает 1000 м и более [99].
Очистка ствола скважины от проппанта после ГРП отличается тем, что после полного вымывания проппанта объем скважины соединяется со свежесозданным объемом трещины разрыва с новыми аномальными свойствами по приемистости. А так как соединение двух несовместимых по давлению гидравлических систем может произойти непредсказуемо - очень велика вероятность возникновения катастрофического поглощения промывочной жидкости. Гидростатическое давление столба промывочной жидкости с проппантом в кольцевом пространстве между БДТ и колонной НЕСТ будет значительно превышать давление поглощения и при соединении с трещиной разрыва возникнет мгновенное поглощение промывочной жидкости, потеря скорости восходящего потока этой жидкости, выносящей проппант, до отрицательных значений и защемление БДТ проппантом, выпавшим из промывочной жидкости и осевшим на забое. Произойдет, так называемый, прихват БДТ.
В практике ремонтных работ для удаления обычных песчаных пробок широко применяются способы промывки скважины, например, [2, 132] или патенты РФ № 2114983, № 2165057, № 2188304. Однако, чем больше толщина пробки, тем сложнее осуществить промывку и удаление этой пробки из скважины [133].
Для повышения технологической надежности вымывания проппантовых пробок большой толщины предложена новая технология (заявка РФ № 2008106565), нигде ранее не применяемая, основанная на ступенчатом вымывании проппанта и углублении БДТ при обязательным и постоянным контроле за параметрами технологического процесса (рис. 3.4).
Технология реализуется следующим образом. В ремонтируемую скважину после завершения ГРП во внутреннюю полость колонны НКТ спускается БДТ. Спуск БДТ проводится до головы проппантовой пробки со скоростью 0,1 м/с и с постоянной промывкой скважины.
После достижения БДТ головы проппантовой пробки осуществляется ступенчатое углубление БДТ на глубину 1-3 м со скоростью 0,001 м/с с "поетояннбй подачей облегченного- солевого раствора (патент РФ № 2319725) [113] или аэрированной промывочной жидкости и с поддержанием 100 % выхода циркуляции из скважины на каждой ступени углубления БДТ. При этом циркуляция растворов проводится на каждой ступени не менее двух циклов.
При достижении заданной глубины углубления осуществляется повторная циркуляция в стволе скважины не менее двух циклов.
Такие операции проводятся на каждой ступени углубления БДТ после ее углубления на очередные 1-3 м. По мере уменьшения толщины проппантовой пробки увеличивается поступление газа из пласта.
Особенностью способа и его обязательным условием реализации является то, что при углублении БДТ и вымывании проппанта из скважины осуществляется постоянный контроль параметров технологического процесса: расход промывочной жидкости; скорость подачи БДТ и др. На практике это обычно осуществляется путем контроля стабильности технологического процесса, то есть постоянства давления на нагнетательной линии и наличия выхода промывочной жидкости на устье, что свидетельствует о наличии ее циркуляции и отсутствия ее поглощения пластом. Постоянство давления и циркуляции свидетельствует о стабильности очистки ствола скважины от проппантовой пробки. Уменьшение давления и объема промывочной жидкости свидетельствует о начале поглощения промывочной жидкости пластом. Точка начала снижения этих параметров соответствует точке, когда гидравлическое сопротивление вымываемого столба промывочной жидкости с проппантом обеспечит давление, превышающее давление, при котором образованная при ГРП трещина разрыва начинает поглощение промывочной жидкости, В этом случае углубление БДТ в скважину прекращается и труба приподнимается над головой проппантовой пробки. При снижении давления и циркуляции промывочной жидкости высока вероятность потери скорости восходящего потока в кольцевом пространстве и выпадания проппанта из промывочной жидкости, так называемое, «осаждение проппанта» с прихватом БДТ. Только убедившись в том, что циркуляция промывочной жидкости и вынос проппанта из скважины соответствуют расчетным величинам, продолжается углубление БДТ в скважину и очистка ее от проппантовой пробки.
Кроме того, наличие азотно-бустерной установки позволяет осуществлять промывку скважины, поддерживая минимальную разницу между давлением столба промывочной жидкости в кольцевом пространстве и давлением поглощения этой жидкостью трещиной разрыва. Сущность способа и заключается в поддержании равновесного баланса параметров процесса очистки скважины с помощью внешнего источника газообразного агента, например, компрессора и азотно-бустерной установки в комплексе с остальным оборудованием.
Параметры технологического процесса определяются расчетным путем и зависят от диаметров БДТ, колонны НКТ и эксплуатационной колонны, от характеристик промывочной жидкости, насосной установки, компрессора и др. Например, для БДТ диаметром 38 мм, колонны НКТ диаметром 73 мм и эксплуатационной колонны диаметром 168 мм при толщине проппантовой пробки 1000 м и применении аэрированного раствора, в частности, водометанольного аэрированного раствора с ПАВ (дисолваном), параметры технологического процесса следующие: интервал изменения давления на устье от 6,0 МПа до 9,0 МПа; интервал изменения расхода промывочной жидкости от 1 л/с до 2 л/с. При таких технологических параметрах время промывки скважины от проппантовой пробки составило 30 час.
Предлагаемая технология обеспечивает разрушение и вынос проппантовой пробки большой толщины после завершения ГРП без прихвата БДТ, повышает эффективность и надежность проведения работ, сокращает их продолжительность и стоимость, обеспечивает минимальные затраты на последующее освоение ремонтируемой скважины за счет более плавного запуска скважины в работу.
