Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ современных представлений о путях повышения эффективности проведения ремонт ных работ в скважинах в условиях АНПД 15
1.1. Причины ухудшения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта при эксплуатации скважин и проведении ремонтных работ 15
1.2. Методы снижения отрицательного воздействия ремонта скважин на емкостно-фильтрационные свойства призабойной зоны пласта 26
1.3. Применяемые методы восстановления коллекторских свойств продуктивного пласта и интенсификации притока нефти и газа 34
1.4. Применяемые методы ликвидации притока пластовой воды в скважины 36
1.5. Выявление путей миграции флюидов из продуктивных отложений по заколонному пространству скважин 39
1.6. Постановка задач исследований 41
2. Разработка технологий ремонта скважин и интенсификации притока углеводородов 48
2.1. Технология промывки песчано-глинистых пробок, предотвращающая загрязнение продуктивных отложений 48
2.2. Технология репрессионно-депрессионного воздействия на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока углеводородов 74
2.3. Технология поэтапного освоения газовых скважин в процессе проведения ремонта в условиях аномально низких пластовых давлений 101
2.4. Технология промывки скважин с применением колонны гибких труб 108
2.5. Технология пен о кислотного воздействия на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока углеводородов 134
3. Разработка технологий выявления и ликви дации заколонных перетоков флюидов 164
3.1. Методология выявления заколонных перетоков газа с использованием трассерных методов 164
3.2. Усовершенствование технологий ликвидации притока пластовой воды 172
4. Разработка технических средств для внедре ния комплекса технологий проведения ремонтных работ и интенсификации притока углеводородов 203
4.1. Устьевой герметизатор 203
4.2. Циркуляционный клапан 206
4.3. Устьевой механический вибратор 211
4.4. Устройство для ввода в скважину индикаторной жидкости 216
4.5. Р.азбуриваемый механический пакер 221
4.6. Гидромеханический пакер 227
4.7. Устройство для подвески потайной колонны 233
5. Опытно-промышленные испытания комплекса технологий ремонтных работ и интенсификации притока углеводородов в условиях низких пластовых давлений 240
5.1. Внедрение технологий проведения ремонтных работ в скважинах на Пунгинском подземном хранилище газа 240
5.2. Внедрение технологии выявления заколонных газоперетоков на Совхозном подземном хранилище газа 260
5.3. Внедрение технологии выявления заколонных газоперетоков на Михайловском подземном хранилище газа 275
5.4. Внедрение технологий проведения ремонтных работ в скважинах на Чиренском подземном хранилище газа 288
5.5. Внедрение технологий проведения ремонтных работ в скважинах на Крыловском газоконденсатном месторождении 305
5.6. Внедрение технологий проведения ремонтных работ скважинах на нефтяных месторождениях ХМАО
Выводы и рекомендации
Список использованных источников приложения
- Методы снижения отрицательного воздействия ремонта скважин на емкостно-фильтрационные свойства призабойной зоны пласта
- Технология поэтапного освоения газовых скважин в процессе проведения ремонта в условиях аномально низких пластовых давлений
- Устройство для ввода в скважину индикаторной жидкости
- Внедрение технологии выявления заколонных газоперетоков на Совхозном подземном хранилище газа
Введение к работе
Актуальность темы. Добыча плановых объемов нефти и газа, обеспечение эффективности работы подземных хранилищ газа, снижение эксплуатационных затрат, требует постоянного поддержания эксплуатационного фонда скважин в рабочем состоянии, что связано с необходимостью совершенствования технологий проведения ремонтных работ и интенсификации притока углеводородов. Как показывает опыт разработки месторождений, по мере выработки ресурсов, снижения пластового давления, старения фонда скважин, количество скважино-ремонтов и их сложность (а также стоимость) с каждым годом увеличивается, что обуславливает необходимость разработки и внедрения новых, передовых технологий ремонта скважин (при этом необходимо снижать стоимость ремонтных работ) и технологического оборудования. Одним из главных условий, предъявляемых к применяемым технологиям является сохранение естественных коллектор-ских свойств вскрытых продуктивных отложений. Существенное повышение качества ремонтных работ требует комплексного подхода к их проведению, особенно в условиях низких пластовых давлений, характерных для большого числа месторождений нефти и газа, а также подземных хранилищ страны.
Актуальность задач решаемых в диссертационной работе подтверждается их соответствием основным направлениям стратегии научно-технического развития нефтяной и газовой промышленности страны в области строительства и ремонта скважин, разработки месторождений, строительства и эксплуатации ПХГ.
Цель работы. Разработать и внедрить комплекс технологий и технических средств проведения ремонтных работ, направленных на восстановление и повышение производительности скважин нефтяных, газовых месторождений и ПХГ, интенсификацию притока углеводородов в условиях низких пластовых давлений.
Основные задачи исследований.
• усовершенствование технологии удаления песчано-глинистых пробок из скважин с применением пенных систем в условиях низких пластовых давлений, с последующим их освоением, позволяющей использовать пластовую энергию при проведении технологических операций;
• разработка технологии репрессионно-депрессионного воздействия на призабойную зону пласта пенными системами с целью восстановления естественной проницаемости пород в результате комбинированного воздействия на продуктивные коллектора;
• усовершенствование технологии пенокислотного воздействия на карбонатные породы с целью интенсификации притока углеводородов путем аналитического определения оптимальных технологических параметров процесса и разработки состава эффективной пено-кислотной эмульсии;
• разработка комплексной технологии промывки и освоения скважин, а также воздействия на пласт с целью интенсификации притока углеводородов с использованием колонны гибких труб;
• разработка технологии выявления техногенных заколонных флюидоперетоков из продуктивных отложений с помощью трассерных методов;
• усовершенствование технологии селективной изоляции притока пластовой воды, а также технологии изоляции подошвенной пластовой воды, включающих применение нового состава селективного действия, технического обеспечения и аналитического обоснования технологических параметров проводимых операций;
• разработка комплекса технологического оборудования для проведения ремонтных работ в условиях низких пластовых давлений;
• проведение опытно-промышленных испытаний разработанных технологий на различных нефтяных, газовых месторождениях и ПХГ.
Методика исследований: основана на анализе и обобщении опыта проведения ремонтных работ в скважинах и интенсификации притока углеводородов в условиях низких пластовых давлений; собствен ных результатов лабораторных, стендовых и аналитических исследований с использованием современных приборов, оборудования, химреагентов отечественного и импортного производства, программного обеспечения и др.
Научная новизна.
1. Усовершенствована технология удаления песчано-глинистых пробок из скважин с последующим их освоением, предотвращающая загрязнение продуктивных отложений в условиях низких пластовых давлений путем использования пенных систем и пластовой энергии флюидов.
Разработан способ восстановления циркуляции пены при проведении ремонтных работ в скважинах в условиях АНПД (при высокой проницаемости вскрытых отложений и отсутствии уровня технологической жидкости глушения скважины на устье), основанный на поэтапном замещении жидкости на пену с заданной степенью аэрации и восстановлении гидравлической связи забой - устье скважины.
В результате промысловых исследований на различных объектах выявлена зависимость скорости удаления песчано-глинистых пробок от дифференциального давления в системе скважина-пласт.
2. Разработана технология репрессионно-депрессионного воздействия на призабойную зону пласта пенными системами с целью восстановления естественной проницаемости пород,
Для подбора эксплуатационных режимов научно обоснована и сформулирована методика, основанная на динамической модели поведения пласта при циклическом воздействии на него переменными давлениями, которая позволила решить следующий комплекс основных технологических задач:
- определение прогнозируемого коэффициента продуктивности скважины после проведения циклического воздействия;
- определение количества необходимых (прогнозируемых) циклов с целью восстановления коллекторских свойств пласта.
Применение методики позволяет оперативно управлять технологическими параметрами в процессе репрессионно-депрессионного воздействия на пласт и оценивать восстановление проницаемости коллектора непосредственно в процессе проведения работ.
3. Усовершенствована технология пенокислотного воздействия на карбонатные породы с целью интенсификации притока углеводородов.
В результате лабораторно-стендовых и аналитических исследований научно обоснована методика, позволяющая прогнозировать основные технологические показатели процесса при планировании скважино-операций, что повышает эффективность применяемой технологии:
- необходимое давление закачки пены в скважину;
- забойное давление пены; -требуемую плотность пены;
- степень аэрации пены;
- радиус обработки пласта;
- характер взаимодействия пенокислотной эмульсии в пласте с карбонатными породами.
Разработан состав эффективной пенокислотной эмульсии для интенсификации притока углеводородов в карбонатных отложениях.
4. Разработана комплексная технология промывки и освоения скважин, а также воздействия на пласт с целью интенсификации притока углеводородов с использованием колонны гибких труб на основании лабораторно-стендовых исследований свойств промывочных жидкостей на нефтяной и водной основе, а также математического моделирования движения вязкопластических жидкостей в пласте.
Обоснованы и разработаны алгоритмы промывки скважин (как в условиях заданной репрессии на пласт, так и с вызовом управляемого притока флюидов из пласта) и освоения нефтяных и газовых скважин, позволяющие оптимизировать технологические процессы, оперативно принимать решения непосредственно в процессе выполнения скважино-операций.
При разработке составов промывочных жидкостей выполнен обширный комплекс лабораторно-стендовых исследований с целью определения пенообразующих свойств жидкостей, как на водной, так и на нефтяной основе. Применено нейросетевое моделирование пено образующих свойств промывочных жидкостей, что позволило разработать научно обоснованный, оперативный подход к оценке реологических свойств жидкостей и вносить изменения в их состав, а также управлять технологическими параметрами, оптимально используя реологические свойства ПОЖ.
5. Обоснована и разработана эффективная технология выявления закопонных флюидоперетоков с применением тонкодисперсных трассеров с регулируемыми свойствами.
Разработаны методики приготовления тонкодисперсных трассеров и применения трассеров для различных горно-геологических условий.
6. Усовершенствована технология селективной изоляции притока пластовой воды и технология изоляции подошвенной пластовой воды.
Разработано и сформулировано аналитическое обоснование технологических параметров проводимых операций, основными из которых являются;
- коэффициент приемистости скважины;
- объем ПЗП, и необходимый размер водоизоляционного экрана;
- необходимая репрессия на пласт при установке экрана;
- время выполнения технологической операции установки водоизоляционного экрана.
Разработан водоизоляционный состав избирательного действия.
Следует отметить, что разработки автора применимы как при ремонте, так и при строительстве скважин различного фонда на месторождениях и ПХГ.
Основные защищаемые положения.
1. Усовершенствованная технология удаления песчано-глинистых пробок из скважин нефтяных и газовых месторождений, а также ПХГ с последующим их освоением в условиях низких пластовых давлений за счет применения пенных систем и пластовой энергии флюидов, а также специального технологического оборудования.
2. Технология репрессионно-депрессионного воздействия на при-забойную зону пласта для восстановления естественной проницаемо сти пород в результате использования пенных систем и прогнозирования технологических параметров процесса.
3. Усовершенствованная технология пен о кислотного воздействия на карбонатные породы с целью интенсификации притока углеводородов путем определения основных технологических параметров с учетом характера движения границы раздела ел а бо ежи маем ой жидкости и газа в пласте и применения разработанного состава пенокислот-ной эмульсии.
4. Комплексная технология промывки и освоения скважин, а также воздействия на пласт для интенсификации притока углеводородов с использованием колонны гибких труб в результате применения пенных систем и способа поэтапного восстановления гидравлической связи забой - устье скважины.
5. Технология выявления заколонных флюидоперетоков путем применением тонкодисперсных трассеров с регулируемыми свойствами.
6. Усовершенствованные технологии селективной изоляции притока пластовой воды и изоляции подошвенной пластовой воды за счет определения основных технологических параметров с учетом скоростей фильтрации в пласте тампонирующего раствора в водоносной и газоносной зонах и применения специального скважинного оборудования.
7. Комплекс технологического оборудования для проведения ремонтных работ в условиях низких пластовых давлений: устройство для ввода в скважину индикаторной жидкости; устьевой герметизатор; циркуляционный клапан; гидромеханический пакер; разбуриваемый механический пакер; устьевой механический вибратор; устройство для подвески потайной колонны.
Практическая значимость и промышленная реализация работы.
Работа выполнялась в рамках отраслевой Программы работ ОАО «Газпром» на 1998 -1999 гг. по повышению суточной производительности ПХГ, долгосрочной Программы научных исследований для обеспечения эффективного развития ОАО «Газпром», Программы научно-исследовательских работ ОАО «Газпром» в области подземного хранения газа (договоры 12Г/96.98, 16Г/99.99); в области хранения газа (договоры 12Г/Э6.98, 16Г/99.99); в области эксплуатации и капитального ремонта скважин месторождений и ПХГ (договоры 81798,99, 31797.99); договоров с ООО «Оренбурггазпром» (816-03, 879-03, 1656-03) в период 1999 - 2001 гг.; договоров с ООО «Тюментранс-газ» (1СК, 2СК, ЗСК) в 2000 - 2002 гг.; договоров с Российско-Бельгийским СП «МеКаМинефть» (71, 586/05) в период 2003 - 2005 гг.; ряда договоров между Советско-Новозеландским СП «Интертоп» и ДФ «Булгаргаз» (Болгария) в период 1992 - 1993 гг.; а также ряда договоров с Болгаро-Российским СП «Петрогаз-Антика» и ДФ «Булгаргаз» в период 1992 - 2005 гг.
Практическая ценность работы характеризуется соответствием направлений исследований содержанию научно-технических программ, в том числе отраслевых программ НИОКР ОАО «Газпром» в области подземного хранения газа; в области эксплуатации и капитального ремонта скважин месторождений и ПХГ, НИОКР «Оренбург-Газпром»; НИОКР ООО «Тюментрансгаз», НИОКР ООО «Сама-ратрансгаз», НИОКР ООО «Югтрансгаз», НИОКР ООО «Кубаньгаз-пром», Программ развития предприятий; ЗАО СП «МеКаМинефть» (ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»), ЗАО «Газтехнология», СП «Петрогаз-Антика», ПХГ Чирен ДФ «Булгаргаз».
На основании обобщения и проведения автором теоретических, лабораторных, стендовых и промысловых исследований разработаны 11 руководящих документов (инструкции, регламенты, рекомендации) отраслевого значения (согласованных с Госгортехнадзором РФ и утвержденных ОАО «Газпром»), а также ряда региональных, применяемых при ремонте скважин.
Результаты проведенных автором исследований, выполненные разработки и сконструированное оборудование широко применяются при ремонте скважин в ООО «Оренбурггазпром», ООО «Тюментрансгаз», ООО «Югтрансгаз», ООО «Самаратрансгаз» и на других предприятиях ОАО «Газпром», а также ЗАО СП «МеКаМинефть», ЗАО «Газтехнология», СП «Петрогаз-Антика», ДФ «Булгаргаз».
Апробация работы. Основные положения диссертации доложены: на Ставропольской краевой научно-технической конференции молодых ученых и специалистов (Ставрополь, 1987); Всесоюзной конференции молодых ученых и специалистов (Москва, 1989); I, III Региональных конференциях «ВУЗовская наука - Северо-Кавказскому региону» (Ставрополь, 1997, 1999); Межрегиональной научно-технической конференции по проблемам газовой промышленности России, посвященной 35-летию ДАО «СевКавНИПИгаз» (Ставрополь, 1997); совещаниях ОАО «Газпром» - «Прогрессивные методы капитального и текущего ремонта скважин» (Анапа, 1997); «Техника и технология вскрытия продуктивных пластов при депрессии на пласт» (Анапа, 1998); совещании по состоянию и проблемам капитального ремонта скважин (Москва, 1999); «Состояние капитального ремонта скважин в газовой отрасли и основные направления его совершенствования» (Москва, 2000); «Новая техника и технология при проведении ремонтных работ на скважинах» (Анапа, 2000); «Пути повышения эффективности капитального ремонта скважин» (Москва, 2001); совещании по рассмотрению результатов работ по изучению и ликвидации техногенного скопления газа на Совхозном ПХГ (Москва, 2000); заседании Секции по подземным хранилищам газа Комиссии по месторождениям и ПХГ ОАО «Газпром» (Валдай, 2000); заседании Секции НТС ОАО «Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата, эксплуатация ПХГ» на тему «Актуальные вопросы техники и технологии добычи и подготовки газа к транспорту» (Сочи, 2002 г.); заседании НТС ОАО «Газпром» - «Пути повышения скоростей бурения и сокращения сроков строительства скважин» (Тюмень, 2004); отраслевом совещании ОАО «Газпром» «Состояние и проблемы совершенствования изобретательской и рационализаторской деятельности в организациях ОАО «Газпром» (Туапсе, 2004); научно-практической конференции на тему «Импортозамещающие материалы, химреагенты и технические средства для строительства и эксплуатации скважин» (Анапа, 2002); межотраслевой научно-практической конференции «Техника и технология вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии» (Анапа, 2004); 31 Международном геологическом конгрессе (Рио де Жанейро, 2000); Международной научно-практической конференции «Газовой отрасли - новые технологии» (Ставрополь, 2002); международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин (Ки словодск, 2004); международном семинаре «Воздействие на скважину» (Кассель, Германия, 2004).
Кроме того, результаты выполненных работ и положения диссертации докладывались (в период 1992 - 2006 гг.) на секциях ученого совета ОАО «СевКавНИПИгаз», научно-технических совещаниях в ОАО «Газпром», ООО «Оренбурггазпром», 000 «Самаратрансгаз», 000 «Югтрансгаз», 000 «Тюментрансгаз», 000 «Кубаньгазпром», ЗАО СП «МеКаМинефть», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», СП «Петрогаз-Антика», ЗАО «Газтехнология», ДФ «Булгаргаз».
Публикации. Результаты проведенных исследований автора отражены в 36 коллективных научно-исследовательских отчетах и 114 публикациях в России, Болгарии, Бразилии, в т.ч. 10 изобретениях.
Выпущены 11 руководящих документов отраслевого и регионального значения.
Фактический материал. Основой диссертационной работы послужили исследования автора, выполненные в ОАО «СевКавНИПИгаз» в 1992 - 2002 гг., СП «Петрогаз-Антика» в период 1993 - 2000 гг., Ставропольском отделении РАЕН в период 1998 - 2002 гг., 000 «Кубаньгазпром» в период 2004 - 2005 гг., ЗАО «Газтехнология» в период 2001 - 2006 гг. Автором использован фактический материал, полученный при выполнении лабораторно-стендовых исследований, а также промысловых наблюдений и опытных работ, проведенных непосредственно на скважинах. Результаты работ изложены в открытой печати в нашей стране, Болгарии, Бразилии, а также отчетах ОАО «СевКавНИПИгаз», Ставропольского отделения РАЕН, СП «Интертоп», СП «Петрогаз-Антика», СП «МеКаМинефть».
Аналитическую основу исследований составили многочисленные промысловые данные, результаты лабораторно-стендовых, аналитических исследований.
Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 357 страницах машинописного текста, иллюстрируется 67 рисунками, 10 таблицами. Список использованных источников включает 290 наименований.
Диссертация выполнена при консультировании доктора технических наук, профессора, академика АГН, РАЕН, заслуженного деятеля науки РФ К.М. Тагирова. В процессе выполнения работы автор пользовался советами и консультациями докторов технических наук: Р.А. Гасумова, В.И. Нифантова, В,Г. Гераськина, А.В. Серова, СВ. Долгова, А.И. Булатова, кандидатов технических наук Ю.А. Пули, Ю.А. Воропаева, O.K. Тагирова, А.В. Кулигин, Ю.К. Димитриади, А-Ґ. Г. Кери-мова, В.А. Машкова, В.Е. Дубенко, В.М. Пищухина, Ю.Н. Луценко, В.И. Шамшина, кандидата экономических наук ВТ. Онищенко, докторов геолого-минералогических наук В.П. Ильченко, С.А. Варягова, кандидатов геолого-минералогических наук В.А. Гридина, П.В. Бигуна. Особую благодарность за помощь в выполнении работы автор выражает А.Е. Арутюнову, Ю.Н. Попову, А.В. Афанасьеву, М.Г. Тарасову, Н.М. Трунову, Н.Г. Фадиной, В.А. Суковицыну, СИ. Микитину, Ю.И. Лемеш-ко, А.И. Куринному и др.
При выполнении работы автору неоценимую помощь оказали болгарские коллеги: А. Георгиев, Л. Геров, М. Грозев, Р. Иванов, К. Пет-ков, М. Димитров.
Многие коллеги оказали помощь в оформлении табличного и графического материалов. Всем автор выражает свою искреннюю признательность.
Методы снижения отрицательного воздействия ремонта скважин на емкостно-фильтрационные свойства призабойной зоны пласта
Как показывает накопленный опыт, проведение капитального ремонта скважин при АНПД отличается повышенной сложностью. В большинстве случаев при высоких фильтрационно-емкостных характеристиках продуктивных пластов, сложном строении коллектора, значительных коэффициентах аномальности ведение ремонтных работ традиционными методами невозможно в связи с поглощением больших объемов применяемых жидкостей, приводящих к снижению коллекторских свойств продуктивных пластов. Выводимые из ремонта скважины, как правило, продолжительное время работают с производительностью значительно ниже, чем до ремонта, вместе с нефтью или газом в ствол поступает жидкость, что приводит к значительным осложнениям при эксплуатации (обводнению продукции, осаждению твердых частиц на забое, эрозионному износу подземного и наземного оборудования и т.д.).
Анализ фактических данных по различным месторождениям) показывает, что в среднем более 50% всех пластов имеют в 2 раза меньшую проницаемость, чем потенциальная, 25% - в 4 раза, 10% пластов-в 10 раз [4].
Пути снижения отрицательных последствий КРС на производительность скважин лежат в следующих основных направлениях:
- совершенствование рецептур применяемых технологических жидкостей;
- совершенствование технологий ведения ремонтных работ;
- применение оптимальных способов воздействия на пласт после ремонта с целью интенсификации притока газа.
Применение рецептур жидкостей, фильтрат которых не вступает во взаимодействие с горными породами, слагающими пласты, является одним из путей снижения отрицательного воздействия последствий КРС на производительность скважин.
Практическим путем на многих месторождениях и ПХГ установлено, что применение пластовой воды при приготовлении технологических жидкостей для КРС не снижает заметно проницаемости пласта (так как предотвращается разбухание глинистых минералов пласта вследствие ионного равновесия).
Перспективным является применение при КРС нефильтрующихся растворов, а также растворов, не приводящих к снижению проницаемости пластов (полимерные растворы, растворы на углеводородной основе, рассолы и др.).
Сегодня в распоряжении ремонтных предприятий имеется достаточно широкий выбор химических реагентов для обработки технологических жидкостей. В печати опубликовано большое количество работ, посвященных влиянию ассортимента реагентов на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов [10, 8, 15, 25, 27, 35].
Важным является при глушении скважин использовать чистые емкости для приготовления технологических жидкостей, а также очищенные соединительные трубопроводы и емкости агрегатов, т.к. остатки в них глинистых растворов, пластовой нефти, песка, химических добавок к растворам, цемента и др. посторонних примесей способны привести к закупорке перфорационных каналов, снижению проницаемости ПЗП.
В зависимости от степени дисперсности растворенного вещества растворы для КРС классифицируют на истинные, коллоидные, суспензии, эмульсии, коллоидно-суспензионные, дисперсии и др. Применение перечисленных растворов обусловлено преимуществами, которые достигаются от их использования при различных технологических операциях: глушении скважин; интенсификации притока углеводородов; гидроразрыве пластов; ликвидации перетоков флюидов в зако-лонном пространстве скважин и межпластовых перетоков флюидов, восстановлении герметичности колонн и др. [4, 36, 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44, 45].
Истинные растворы (растворы солей, кислот, щелочей, растворы хлористого кальция и хлористого калия и др.) не содержат твердой фазы, не кольматируют продуктивный пласт и способствуют сохранению естественной проницаемости пород. Применяются при глушениях скважин, обработках пласта и др.
Коллоидные растворы (раствор КМЦ, жидкое стекло и т.д.) содержат сольватированные молекулы размером от 1 нм до 100 нм. Широко применяются при различных технологических операциях КРС (к примеру, при изоляции притока пластовых вод, ликвидации заколонных перетоков флюидов и т.д.).
Суспензии и эмульсии являются микрогидрогенными системами, в которых дисперсионной фазой является жидкая среда, а дисперсной фазой -твердая фаза (суспензии) или жидкая фаза (эмульсии). В зависимости от размеров диспергируемых частиц это могут быть коллоидные или грубодисперсные (размер частиц более 100 нм) системы Применяются при различных изоляционных работах, а также при глушении скважин (в качестве примера можно привести использование меловой суспензии для блокирования интервала перфорации при глушении, после ремонта образовавшаяся на стенках меловая корка легко удаляется раствором соляной кислоты).
Как уже было отмечено, на степень снижения фильтрационно-емкостных свойств пласта оказывают влияние следующие технологические факторы:
- величина репрессии на пласт;
- режимы промывки скважины;
- спускоподъемные операции;
- способы вскрытия пластов перфорацией;
- время проведения ремонтных работ в заглушённой скважине;
- применяемое технологическое оборудование.
Технология поэтапного освоения газовых скважин в процессе проведения ремонта в условиях аномально низких пластовых давлений
Одной из причин низкой производительности скважин после выхода их из ремонта является недостаточная очистка ПЗП в процессе освоения и отработки скважин, что обуславливает неполное включение в работу вскрытой продуктивной мощности пласта. Кроме того, продуют в ность работающих пропластков оказываются обычно меньше потенциально возможной.
Как показывает промысловый опыт, в процессе эксплуатации скважин в таких условиях, в режиме отбора газа, через фильтр в ствол скважины потоком газа выносятся из пласта фильтрат технологической жидкости, применяемой при проведении ремонтных работ, твердые частички породы, попавшие в пласт в процессе промывки пробки и химреагенты
Отсутствие работающих пропластков в нижней части фильтра или работа в этой части фильтра пропластков с низкой производительностью, создают благоприятные условия для образования песчано-глинистых пробок в фильтровой зоне скважины, а также гидрозатворов в НЮ", так как скорости восходящего потока газа в фильтре оказывается недостаточно для выноса твердых и жидких частиц из скважины Для надежности выноса частиц необходимо создать скорость восходящего потока газа, равную [183]:
F0 = 1,2KV (2.71)
где V0 - скорость восходящего потока, м/с; V - скорость критическая
газовой струи, при которой твердые и жидкие частицы находятся во взвешенном состоянии в потоке газа, м/с,
Как установлено промысловой практикой, вынос твердых и жидких частиц в зависимости от их размеров и формы происходит при скоростях движения у башмака фонтанных труб равных 5-Ю м/с [183].
Рассматривая увеличение суммарного дебита снизу вверх в пределах фильтровой зоны (вследствие сложения дебитов каждого работающего пропластка), можно выделить некоторое критическое сечение в фильтре (рисунок 15}. Ниже этого сечения происходит осаждение жидких и твердых частичек, а выше сечения скорость газового потока К0 будет обеспечивать вынос частичек из скважины. Положение в фильтровой зоне такого критического сечения зависит от ряда факторов [127, 184,185]:
- дебита скважины;
- распределения работающих пропластков в пределах вскрытой мощности разреза;
-дебита каждого из пропластков;
- внутреннего диаметра фильтра,
Положение сечения не является стабильным и может изменяться с изменением перечисленных факторов.
В процессе очистки пласта при отработке скважины на разных режимах, включения в работу новых пропластков и увеличения производительности работающих, положение критического сечения в фильтре будет опускаться к нижним перфорационным отверстиям. На практике установлено, что в малодебитных скважинах, а также в скважинах с большим интервалом перфорации (более 100 м), уже в начале процесса отработки может образоваться песчано-глинистая пробка, перекрывающая большую часть фильтра. В таких условиях целесообразным является уже перед освоением произвести искусственное понижение критического сечения выноса жидких и твердых частичек путем установления подвески башмака НКТ у нижних перфорационных отверстий, Скорость газовой струи у башмака НКТ рассчитывается по формуле [186]:
v--—Д .и. 2J2)
где Уг - скорость газовой струи, м/с; q - дебит газа, тыс. м3/сут; г3 -коэффициент сжимаемости газа при забойном давлении и температуре; Р\Рат соответственно забойное и атмосферное давления, МПа;
Т3,ТШ - соответственно забойная и стандартная температуры, К; D-диаметр колонны труб, м.
Как видно из формулы, чем меньше диаметр труб Z), по которым происходит движение газового потока, тем при меньших дебитах скважины будет достигнута критическая скорость VKpt обеспечивающая вынос частиц из скважины. Следовательно, в процессе освоения и отработки скважины даже при малых начальных дебитах будут созданы условия у башмака НКТТ обеспечивающие вынос на поверхность жидких и твердых частиц, что предотвратит образование лесчано-глинистых пробок и гидрозатвора в условиях, когда в призабойной зоне коллекторские свойства пласта еще не восстановлены, а дебит скважины понижен по сравнению с доремонтным.
Продолжительная эксплуатация скважины через НКТ, спущенные до нижних перфорационных отверстий нерациональна по многим причинам, в частности:
- создаются условия для прихвата НКТ выпавшими частицами при остановках скважины или значительном снижении ее дебита {когда скорость восходящего потока у башмака НКТ не будет обеспечивать вынос твердых частиц);
- возможно образование гидравлического затвора при скоплении в НКТ столба жидкости, гидравлическое давление которого будет превышать пластовое давление.
Однако такая подвеска НКТ наиболее рациональна с целью кратковременной отработки всего перфорированного интервала пласта. Применяя различные мероприятия по интенсификации притока газа [187-191] и создавая благоприятные условия выноса твердых частиц и жидкости с забоя скважины путем регулирования дебита, можно добиться эффективной очистки призабойной зоны пласта, приобщить к работе неработающие пропластки, повысить производительность и увеличить межремонтный период эксплуатации скважин, Однако при этом способе отработки необходимо поддерживать такой режим работы скважины, при котором не будет происходить осаждения твердых частиц на забой, а также образование гидрозатвора в НКТ, т.е. должно соблюдаться условие (271).
По мере отработки продуктивных пластов производится постепенный подъем НКТ.
После отработки всего вскрытого интервала производится кратковременное глушение скважины и НКТ приподнимается на заданную глубину, после чего скважина вновь осваивается и вводится в работу. Одновременно в процессе освоения при подвеске НКТ у нижних перфорационных отверстий выполняются работы по интенсификации притока газа:
- очистка ПЗП от коль матирующих веществ;
- обработка ПЗП пенокислотой.
Промежуточное освоение скважины при подвеске НЕСГ у забоя производится с использованием уже описанного ранее оборудования, применяемого в технологических операциях по промывке скважины и воздействию на пласт, рисунок 14.
На первом этапе работ производится замена жидкости глушения, заполняющей скважину, на пену с заданной степенью аэрации.
ПОЖ из емкости 16 подается агрегатом 9 в газожидкостный эжектор 11 Одновременно из шлейфа через блок распределения 10 в дозированном количестве подается газ в эжектор. Получаемая пена с заданной степенью аэрации закачивается по нагнетательной линии в затрубное пространство скважины По НКТ пена вытесняет жидкость глушения в емкость 7, откуда жидкость перекачивается в емкости 12 агрегатом.
После полного вытеснения жидкости, выходящая из кольцевого пространства пена через емкость 7 направляется в дегазационный желоб 8, где происходит ее полное разделение на составляющие: жидкая фаза - ПОЖ перекачивается агрегатом 9 в эжектор для последующего использования, а газ выделяется в атмосферу.
Устройство для ввода в скважину индикаторной жидкости
При проведении трассерных исследований, с целью точной доставки в заданный интервал трассера, разработано и применяется специальное устройство «Трассер Т», что значительно повышает точность проводимых работ [218, 222, 244]. Получен патент РФ на изобретение №2148846, изобретение относится к горной промышленности.
Применение данного устройства повышает эффективность проведения технологической операции за счет:
- фиксации устройства, несущего индикаторную жидкость, под торцом насосно-компрессорных труб, т.е. в месте, где наблюдается" наибольшая динамичность потока;
- обеспечения полного вывода индикаторной жидкости (без потерь и смешивания со скважинным флюидом) и наличия системы контроля за окончанием процесса вывода;
- исключения необходимости глушения скважины (т.е. устройство опускают в работающую скважину).
Габариты устройства:
- максимальный наружный диаметр, мм 57;
-длина, мм 1900;
-объем камеры, см3 1500;
- масса, кг, не более 15.
Устройство «Трассер-Т» (рисунок 45) для ввода в скважину индикаторной жидкости состоит из двух узлов. Верхний - узел фиксации и съема, нижний - разгрузочный узел. Узел фиксации и съема состоит из цилиндрического корпуса 1 и четырех комплектов рычажных механизмов, установленных радиально относительно от скважины. Каждый комплект установлен в пазах 2 корпуса 1, в который входят внешние рычаги 3, постоянно подпружиненные пластинчатой пружиной 4, средние рычаги 5 и кулачки 6, кинематически связанные друг с другом, и установленные на осях 7, 8 и 9 штанги 10, проходящей через все узлы, которую охватывает верхний разжимной конус 11. Нижний узел - разгрузочный, состоит из цилиндрического корпуса 12, внутри которого находятся два механизма: первый (верхний) - цанговый механизм, содержащее верхнее уплотнение 13, жестко соединенное с цангой 14, фиксирующей верхний разжимной конус 11 за его кольцевой выступ 15. Верхнее уплотнение 13 связано с корпусом 12 с помощью срезного элемента 16; второй (нижний) - поршневой механизм, содержащий полый поршень 17, жестко связанный со штангой 10, над которым установлен нижний разжимной конус 18, охватывающий штангу 10. Полый поршень 17 содержит в осевом канале разделительную пробку 19, полость над которой гидравлически связана двумя радиальными каналами 20 с полостью корпуса между верхним 13 и 21 уплотнениями. Полый поршень 17 опирается на нижнее уплотнение 21, в котором выполнены отверстия 22, через которые полость полого поршня 17 сообщается с внешней средой. В теле корпуса 12 выше места расположения верхнего уплотнения 13 выполнены радиальные каналы 23.
Работа устройства для ввода в скважину индикаторной жидкости осуществляется при вертикальном расположении контейнера путем перемещения разделительной пробки 19 внутри полого поршня 17 в крайнее положение, с образованием гидродинамической связи полости корпуса 12 с внешней средой через радиальные каналы 20 и каналы в нижнем уплотнении 22. Закрытие осуществляется при возврате разделительной пробки 19 в первоначальное положение.
Перед спуском устройства в скважину на фонтанной арматуре устанавливают лубрикатор марки ОУГ80-350 (или ОУГ 80-350 ХЛ). Работа устройства показана на примере взаимодействия одной кинематической связи, т.е. показана работа группы рычагов механизма фиксации и съема (1-го комплекта), расположенной по одну сторону от штанги 10. Верхний конец штанги 10, выходящий за пределы корпуса 1 соединяют через переводник с трас-кабелем лебедки марки Азин-маш-8А (или Азинмаш 8В). Устройство вводят в осевой канал лубрикатора и далее в осевой канал насосно-компрессорной трубы. Устройство спускают в скважину при наличии постоянно подпружиненного контакта внешнего рычага 3 со стенкой насосно-компрессорной трубы и доводят до нижнего конца. Усилием пластинчатой пружины 4 внешний рычаг 3 при выходе из осевого канала трубы поворачивается на оси 7 и перемещается в сторону от штанги 10 (точнее от осевой линии скважины) с соответствующим взаимным перемещением среднего рычага 5 в контакт с торцом насосно-компрессорной трубы (рисунок 45а}. Кулачок 6 проворачивается на оси 9 и блокирует возврат внешнего рычага 3 и кулачка б в исходное положение, что фиксирует устройство относительно торца насосно-компрессорной трубы от несанкционированного перемещения. Натяжением трос-кабеля, связанного через штангу 10 с полым поршнем 17, последний перемещается внутри полости корпуса 12, что приводит к росту давления в полости между полым поршнем 17 и верхним уплотнением 13 с последующей передачей этого давления на площадь сечения верхнего уплотнения 13 и верхнего разжимного конуса 4. При перепаде давления в полости корпуса 12, воспринимаемым верхним уплотнением 13, происходит разрушение срезного элемента 16. Верхнее уплотнение совместно с полым поршнем 17 перемещается до упора в торец корпуса 1 механизма фиксации и съема, что приводит к открытию гидравлической связи полости корпуса 12 через радиальный канал 23 с полостью скважины. Продолжая натяжение кабеля, плавно перемещают полый поршень 17 в крайнее верхнее положение, что приводит к принудительному выдавливанию индикаторной жидкости в скважину. При этом компенсация давления в полости корпуса 12 до и после выгрузки индикаторной жидкости осуществляется за счет отверстий 22 и 23, которые постоянно гидравлически связаны с внешней средой (полостью скважины) (рисунок 456).
При подходе полого поршня 17 и нижнего разжимного конуса 18 к верхнему положению последний вводится под лепестки цанги 14 и отгибает их в сторону, что приводит к снятию связи цанги 14 с кольцевым выступом 15 верхнего разжимного конуса 11 верхнего уплотнения 13. Полый поршень 17 совместно с нижним 18 и верхним 11 разжимными конусами перемещаются штангой 10 вверх до входа во взаимодействие с кулачком 6, который проворачивается вокруг своей оси 9 и через взаимодействие со средним рычагом 5 возвращает в исходное положение внешний рычаг 3 при взаимодействии со стенкой насосно-компрессорной трубы. В таком положении устройств извлекают из скважины
Внедрение технологии выявления заколонных газоперетоков на Совхозном подземном хранилище газа
Совхозное ПХГ расположено в северной части Оренбургской области, в Октябрьском районе и создано на базе истощенного одноименного газоконденсатного месторождения.
С 1996 г. на ПХГ началось активное проявление техногенных скоплений газа, образовавшихся в надпродуктивных отложениях и проявляющихся в выходах газа на поверхность по ряду водяных и контрольных скважин, вскрывших водоносные отложения, залегающие над покрышкой ПХГ [226, 267, 268, 271, 272]. Поиски скважин -источников техногенных газоперетоков проводился методами ГИС, биолокацией, гидрогеологическими методами, по всей площади ПХГ были пробурены контрольно-разгрузочные скважины, кроме того, проводились ремонтные работы в скважинах, которые характеризовались как переточные. Однако эффективность работ была невысока, поэтому возникла необходимость разработки принципиально новой технологии трассерных исследований для выявления скважин - источников техногенных газоперетоков
Совхозная структура, выявленная по данным сейсмических исследований, была введена в поисково-разведочное бурение в 1960 г. В апреле 1962 г. из скв, 56 получен газ с конденсатом из подсолевого комплекса. Месторождение введено в опытно-промышленную эксплуатацию в октябре 1968 г. Разработка Совхозного месторождения закончена в мае 1974 г В июне 1974 г. на базе выработанного месторождения было начато создание Совхозного подземного хранилища газа. За период 1962 -1974 гг. из залежи отобрано 10355 млн. м3 газа и 356,4 тыс. т конденсата. Пластовое давление на конец разработки составило 3,7 МПа.
Совхозное ПХГ создано в рифовом массиве Ишимбаевского типа. Оно расположено в пределах южной части рифовой полосы, прослеживающейся вдоль западной краевой части Предуральского прогиба.
На Совхозной площади скважинами вскрыты отложения четвертичной, неогеновой и пермской систем (рисунок 54).
Залежь Совхозного месторождения и ныне эксплуатируемое ПХГ приурочено к рифовым известнякам сакмаро-артинекого возраста. Артинский, сакмарский ярусы представлены неравномерным чередованием плотных, крепких, трещиноватых, пористо-кавернозных рифовых известняков с прослоями сильно кавернозных «губчатых» доломитов, плотных ангидритов и мергелей. Вскрытая мощность данных отложений составляет 770 м.
К надпродуктивному комплексу на Совхозном ПХГ относятся ан-гидрито-соляные, гипсо-ангидритовые отложения кунгурского яруса нижней перми и вышележащие терригенные отложения неогенового и четвертичного возраста.
Залегающая на эродированном кунгурском ложе терригенная толща неогеновых, четвертичного возраста представлена чередованием песчаных, гравийно-галечниковых и глинистых пластов.
В 1995 -1996 гг. была разработана геологическая модель надсо-левой толщи Совхозного ПХГ которая была принята за основу при анализе техногенных скоплений газа [267, 268], в настоящей работе. Выделяются в надпродуктивном комплексе четыре пачки проницаемых пород.
Признаки утечек газа из эксплуатационных скважин и поступления его в терригенные коллекторы надкунгурской толщи известны с 1974 г. при эксплуатации Совхозного месторождения и ПХГ [268]. Поиски путей перетоков и мест скопления техногенного газа производились путем геофизических исследований скважин, анализа межколонных давлений, создания сети контрольно-наблюдательных скважин, тематических исследований ВНИИгаза, ВолгоУралНИПИгаза, Оренбурггеофизики, СевКавНИПИгаза и др, организаций.
По данным анализа результатов промыслово-геофизических исследований скважин Совхозного ПХГ [226] в терригенных коллекторах надсолевой толщи признаки техногенных скоплений газа отмечались еще с 1981 г. Положительные термоаномалии, являющиеся признаками накопления газа в коллекторах, отмечались в разные годы в ряде скважин. Интервалы разреза с повышенными значениями газопоказаний, которые являются одним из основных признаков наличия газа в коллекторах, выделены также при бурении ряда контрольно-разгрузочных скважин. Следует отметить, что присутствие техногенного газа выявлено не только в надсолевых коллекторах, но также и в солевых отложениях. В скв. 7КР отмечались увеличение газопоказаний в интервале 424 - 450 м и слабый приток газа при освоении интервала перфорации 420 - 448 м, приуроченного к верхней части солевой покрышки.
По данным разновременных замеров ГИС наблюдались динамические процессы в интервале залегания солей ряда эксплуатационно-нагнетательных скважин [226].
