Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ современного состояния работ по восстановлению продуктивности газовых скважин
1.1. Состояние разработки сеноманской залежи Уренгойского ГНК 10
1.2. Основные причины снижения продуктивности газовых скважин УГНКМ 13
1.3. Этапы разработки сеноманской залежи УГНКМ, объемы и виды ремонтных работ 20
1.4. Анализ современных методов ремонта скважин 25
Выводы 36
Обоснование целей работы и задач исследований 37
2. Особенности ремонта скважин с использованием колтюбинговых установок
2.1. Краткое описание применяемых технических средств 39
2.2. Основные преимущества оборудования с БДТ и область его применения 44
2.3. Гидравлический анализ циркуляционной системы колтюбинговой установки 49
2.3.1. Гидравлические потери в компоновке БДТ 50
2.3.2. Расчетные формулы для определения гидравлических потерь давления 50
2.3.3. Определение гидравлических сопротивлений экспериментальным методом 53
2.3.4. Анализ экспериментальных и расчетных данных 58
2.4. Гидравлический расчет колтюбинговой установки в совокупности со скважиной 66
Выводы 64
3. Разработка технологий восстановления производительности газовых скважин с использованием БДТ
3.1. Проектирование водоизоляционных работ 67
3.1.1. Технология проведения работ 68
3.1.2. Определение технологических параметров проведения изоляционных работ 72
3.2. Обоснование дополнительных требований к изолирующим составам с учетом особенностей закачки через БДТ 77
3.3. Подбор эффективных рецептур составов для водоизоляции в газовых скважинах 80
3.3.1. Описание стенда для проведения эксперимента 81
3.3.2. Порядок проведения экспериментов 82
3.4. Разработка технологии промывки песчаных пробок 87
3.4.1. Расчет промывки песчаной пробки без глушения скважин с использованием колтюбинговой установки 89
3.4.2. Условия выбора промывочной жидкости 97
4. Разработка методики определения комплекса работ по восстановлению продуктивности скважин УГНКМ 99
5. Промысловые испытания и оценка экономической эффективности внедрения методов восстановления продуктивности газовых скважин с применением колтюбинговых установок 109
5.1. Методика промысловых испытаний 107
5.2. Промысловые испытаний технологий восстановления продуктивности газовых скважин УГНКМ 108
5.3. Результаты внедрения разработок 113
Заключение 116
Основные выводы и рекомендации 116
Список литературы 118
Приложение
- Основные причины снижения продуктивности газовых скважин УГНКМ
- Краткое описание применяемых технических средств
- Определение технологических параметров проведения изоляционных работ
- Промысловые испытаний технологий восстановления продуктивности газовых скважин УГНКМ
Введение к работе
На севере Тюменской области создана надежная сырьевая база для интенсивного развития газовой промышленности страны. В регионе сконцентрировано до 70 % разведанных запасов природного газа, что позволило организовать здесь крупнейший в мире территориально-промышленный комплекс по добыче углеводородного сырья.
Энергетическая стратегия России предусматривает дальнейшее увеличение объемов добычи газа. Согласно прогнозам [1,2], добыча газа к 2010 году может достигнуть в минимальном варианте 780 млрд м3 в год, а доля газа в топливно-энергетическом балансе составит 57 %. При этом почти весь потенциальный прирост добычи газа в ближайшие 10-15 лет также связан с дальнейшим развитием месторождений Западной Сибири.
Уренгойское газонефтеконденсатное месторождение (УГНКМ) было введено в разработку в 1978 году и свыше 10 лет обеспечивало более половины добычи газа в России. В настоящее время УНГКМ находится на заключительной стадии разработки, которая характеризуется истощением продуктивных пластов, падением пластового давления и подъемом уровня газо-водяного контакта (ГВК). При эксплуатации скважин это приводит к возникновению различных осложнений, таких как вынос пластовой воды и песка, образование на забое скважин песчаных пробок, разрушение подземного и устьевого оборудования и т.д. Следствием этого является снижение продуктивности и значительное сокращение объемов добычи углеводородного сырья при повышении его себестоимости.
Для поддержания добычи необходимо увеличивать объемы ремонтных работ в скважинах. Согласно прогнозу [3], в 2005 году потребуется ремонт 189 газовых скважин, тогда как в 2000 году отремонтировано 72 скважины. В работах А.А. Ахметова [1, 3] убедительно показано, что выполнить такие объемы ремонтных работ с минимальными затратами средств можно только при при-
5 менении колтюбинговых установок (КУ), поэтому они сейчас широко применяются на УГНКМ для ремонта газовых скважин.
Однако не все виды ремонта скважин можно выполнить с помощью колтюбинговых установок. Для дальнейшего расширения области их применения при ремонте газовых скважин необходимо исследовать гидравлику циркуляционной системы скважины при выполнении технологических операций ремонта с применением различных технологических жидкостей. Кроме того, необходимо разработать алгоритм принятия решения, обеспечивающего наивысшую эффективность работ, а также специальные технические средства для колтюбинговых установок. Именно решению данных вопросов посвящена представленная диссертация.
Цель работы
Повышение эффективности работ по восстановлению продуктивности газовых скважин Уренгойского ГНКМ с применением колтюбинговых установок за счет разработки и внедрения новых технологий ремонта без глушения скважин.
Основные задачи исследований:
Анализ современного состояния работ по восстановлению продуктивности газовых скважин.
Анализ гидравлических сопротивлений циркуляционной системы КУ, разработка дополнительных требований к режимам закачки технологических жидкостей.
Разработка и внедрение технологий восстановления продуктивности газовых скважин с применением КУ, исключающих операцию глушения скважин.
Разработка методики определения комплекса работ по восстановлению продуктивности газовых скважин.
Промысловые испытания и внедрение в производство предложенных решений, оценка их технико-экономической эффективности.
Методы решения поставленных задач
В работе в основном использован комплексный метод исследования, включающий аналитические расчеты и экспериментальное изучение (как лабораторное на моделях, так и промысловое на скважинах).
Основной объем исследований выполнен на реальных скважинах в процессе ремонта, а также до и после него, с учетом промысловых материалов, накопленных за время разработки Уренгойского ГНКМ.
Защищаемые положения
Колтюбинговая технология промывки песчаных пробок с использованием пластовой энергии газа.
Колтюбинговая технология водоизоляции методом селективной коль-матации порового пространства путем осадкообразования.
Методика расчета основных технических и технологических параметров ремонта скважин с использованием КУ в условиях депрессии на пласт.
Методика определения комплекса работ по восстановлению продуктивности газовых скважин с использованием КУ в условиях депрессии на пласт.
Научная новизна
Впервые разработана колтюбинговая технология промывки песчаных пробок с использованием пластовой энергии газа.
Впервые для условий Уренгойского ГНКМ разработана колтюбинговая технология водоизоляции методом селективной кольматации порового пространства с помощью осадкообразования.
Для условий ремонта газовых скважин при АНПД с использованием колтюбинговых установок впервые определены дополнительные ограничения режимов закачек технологических растворов из условия неразрывности потока и сохранения усталостной прочности трубы.
7 Практическая ценность и реализация работы
Разработана и внедрена «Временная инструкция по промывке песчаных пробок с помощью колтюбинговых установок в газовых скважинах Уренгойского месторождения».
Внесены изменения в «Единые технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах Уренгойского месторождения. РД 057517450210-01» с учетом использования колтюбинговых установок.
Разработана методика определения комплекса работ по восстановлению продуктивности газовых скважин с использованием КУ.
Разработки, полученные в рамках данной диссертации, внедренные при ремонте скважин Уренгойского ГНКМ в условиях АНПД, дали экономический эффект 83,5 млн руб. и могут найти широкое применение на других газовых месторождениях Западной Сибири.
Достигнут значительный экологический эффект в результате снижения валовых выбросов вредных веществ при отработке скважин на факел, т.к. сокращается продолжительность работ и исключаются операции глушения и последующего освоения скважин.
Апробация работы
Материалы, составляющие основное содержание диссертации, докладывались и обсуждались:
на заседании секции «Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата, эксплуатация ПХГ» НТС ОАО «ГАЗПРОМ» (Анапа, 2000 г.);
на II Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (Уфа, 2000 г.);
на IV Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, 2001 г.);
на научно-техническом совещании ОАО «ГАЗПРОМ», посвященном проблемам использования колтюбинговых установок (Ноябрьск, 2001 г.);
на научно-практической конференции ОАО НПО «Бурение» «Новые технологии, технические средства и материалы» (Анапа, 2002 г.);
на научно-практической конференции, посвященной 20-летию УИРС ООО «Уренгойгазпром» (Новый Уренгой, 2002 г.);
на научно-практической конференции, посвященной 25-летию ООО «Уренгойгазпром» (Анапа, 2003 г.);
на научно-практической конференции ОАО НПО «Бурение» (Анапа, 2003 г.);
на научно-практической конференции «Колтюбинг без границ» (Тюмень, 2003 г.);
на V Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, 2003 г.);
на научно-практической конференции ОАО НПО «Бурение», посвященной проблемам повышения качества ремонта скважин (Анапа, 2004 г.);
на научно-практической конференции ОАО НПО «Бурение» (Краснодар, 2005 г.);
на научно-практической конференции молодых специалистов и ученых (Надым, 2005 г.)
Публикации
По теме диссертации опубликовано 18 работ в открытой научно-технической печати, в том числе 15 статей, 2 тезиса, 1 патент на изобретение; кроме того, разработан 1 руководящий документ.
Автор выражает благодарность и глубокую признательность научному руководителю д.т.н., профессору УГНТУ Г.Г. Ишбаеву, а также ученым Уфимского ГНТУ: профессору Ф.А. Агзамову, доцентам П.Н. Матюшину, Т.О. Ак-булатову за полезные консультации, советы и помощь при выполнении данной работы.
9 Автор благодарит работников ООО «Уренгойгазпром»: начальника УИРС
А.А. Ахметова, В.Н. Хозяинова, Н.В. Рахимова, Д.Н. Хадиева, оказавших практическую помощь при проведении исследований и внедрении разработок.
Основные причины снижения продуктивности газовых скважин УГНКМ
Основными причинами осложненного состояния разработки Уренгойского и других газовых месторождений Западной Сибири являются [1,3,7,9,15-17]: - обводнение скважин и призабойных зон коллекторов пластовыми и конденсационными водами; - разрушение призабойных зон продуктивных коллекторов и вынос песка; - образование песчаных пробок; - наличие межколонных газопроявлений; - снижение пластовых давлений до аномально низких (Ка = 0,3- -0,4); - изнашивание устьевого и подземного оборудования. Анализ показывает, что основные причины обводнения газовых скважин можно разделить на следующие типы [1, 3, 18, 19, 20, 78]: - геологические; - технологические; - технические. К геологическим причинам можно отнести обводнение скважин подошвенными и законтурными водами в результате естественного подъема уровня ГВК. Наряду с подъемом уровня ГВК к интервалам перфорации и конусным прорывом подошвенных вод с уровня ГВК по высокопроницаемым коллекторам, источником обводнения продукции скважины могут быть и остаточные воды. Содержание остаточной воды в гидрофильных коллекторах сеноман-ской газовой залежи различными исследователями оценивается в пределах 25-КЗО % от объема порового пространства [22]. Влияние этих вод на осложненное состояние фонда скважин имеет определяющее значение на поздней стадии эксплуатации месторождений. Интенсивная фильтрация этих вод совместно с добываемым газом может приводить к разрушению продуктивного пласта и, как следствие, к выносу воды и песка в ствол скважины. Технологические причины заключаются в основном в продолжительном превышении проектной интенсивности отбора газа, результатом чего является образование выраженной депрессионной воронки и обводнение из-за подъема конуса воды. Техническими причинами обводнения являются заколонные и меж-колоные перетоки пластовых вод из-за неудовлетворительного состояния цементного камня за эксплуатационной колонной; поступление пластовой воды через негерметичную колонну или цементный стакан. Причиной появления пластовых вод в зоне перфорации может являться образование обширных каверн в заколонном пространстве вследствие разрушения призабойной зоны пласта и выноса песка. Особый случай водопроявлений связан с техногенными жидкостями, которые появляются в результате поглощения пластом технологических жидкостей, применяемых при капитальном ремонте. Эти проявления могут возникнуть во всех скважинах куста при ремонте хотя бы одной из них. Общие характерные признаки данного случая: высокая минерализация выносимой жидкости (М 3(Н60 г/л), повышенное содержание ионов кальция (более 1+2 г/л) и отсутствие микрокомпонентов (йод, бром и т.п.) Для выявления вышеуказанных причин все скважины обследовались по следующим признакам: - качество цементирования эксплуатационных колонн по данным каротажа (АКЦ и ГГК); - положение башмака эксплуатационной колонны относительно начального и текущего ГВК; - состав жидкости в продукции скважин по данным гидрохимических исследований. Качество цементирования в интервале от башмака эксплуатационной колонны до кровли сеноманских отложений оценивали по наличию цементного камня (ГГК) и по сцеплению его с колонной и горными породами (по данным АКЦ жесткое, частичное и плохое). По качеству цементирования скважины распределились следующим образом: - наилучшее качество цементирования имеет фонд эксплуатационных скважин УКПГ-1АС, -10, -11, -12, -13, так как жесткое сцепление отмечено в 53 -г 68 % скважин; - менее надежное качество цементирования эксплуатационных колонн отмечено в районе УКПГ-1.. .-6, где от 25 до 34 % фонда скважин имеют низкое качество сцепления цементного камня с колонной. Некачественное цементирование обсадных колонн, особенно в интервале продуктивного горизонта, оказывает решающее влияние на высоту конусов подошвенных вод под кустами эксплуатационных скважин за счет подъема воды по затрубному пространству.
Количество скважин, вскрывших бурением начальный ГВК, составило 16,3 % от общего числа пробуренных, в т.ч. на Уренгойской площади -7,9 %. На Ен-Яхинской площади (УКПГ-11 ...-13) таких скважин 43 %. Количество скважин, где уровень текущего ГВК на 01.01.2003 г. достиг башмака эксплуатационной колонны, составляет от 15 % в районе УКПГ-10 до 75 % для УКПГ-4 (табл. 1.2). Необходимо отметить, что интервалы перфорации 90 % скважин находятся значительно выше текущего ГВК. Причем более 60 % скважин не будут интенсивно обводняться минерализованными водами из конуса подошвенных вод в случаях качественного цементирования.
Краткое описание применяемых технических средств
Чтобы регулировать депрессию на забое с учетом гидростатического давления столба ПОЖ, определяют величину давления, до которой необходимо снизить давление на устье скважины. Получаемая расчетная величина позволяет создать регулируемую депрессию на пласт, исключающую разрушение терригенного коллектора.
При возникновении перепада давления между пористым объемом песчаной пробки и свободным пространством скважины, заключенный в песчаной пробке газ расширяется и устремляется в область пониженного давления. В результате происходит разрыхление пробки, а газовый поток увлекает частички песка, барботирует через ПОЖ и образует пену. Образующаяся пенная система удерживает частицы во взвешенном состоянии благодаря структурным свойствам. Очистка скважины производится циркуляцией пены. После допуска НКТ на всю глубину пробки производят продувку скважины для устранения экранирующего эффекта закачиваемой пены.
Несмотря на проведение работ в условиях регулируемой депрессии, в ходе проведения технологической операции имеется момент, когда возможно поглощение пенообразующей жидкости, так как опыт работы на УГНКМ показывает, что при дохождении порции ПОЖ до головы песчаной пробки может не произойти скачка давления. Это связано с тем, что при наличии во вскрытом интервале суперколлекторов условия АНПД приводят к поглощению жидкостей глушения при Ру = 0 МПа. Закачиваемый же в песчаную пробку инертный газ может фильтроваться в пласт, в результате не создастся перепад давления в системе «песчаная пробка - забой скважины» на заключительной стадии проведения работ, что является основным условием создания пенной системы в скважине. В связи с вышеописанными недостатками ни один из упомянутых способов промывки песчаных пробок не нашел применения на Уренгойском ГНКМ как отдельный вид ремонта, так как в результате воздействия на ПЗП жидкостей глушения происходит ухудшение ФЕС ПЗП и снижение продуктивности скважин, а необходимость применения подъемных установок приводит к увеличению трудоемкости работ.
Проведенный обзор имеющихся технологий борьбы с основными видами осложнений при эксплуатации газовых скважин показал, что характерной особенностью их всех является необходимость глушения скважин и проведения комплекса работ по извлечению подземного оборудования при подготовке скважин к проведению самой технологической операции, что имеет значительную трудоемкость и стоимость. Имеющиеся технологии ремонта, не требующие глушения скважин, имеют ряд существенных недостатков, которые могут привести к осложнениям при проведении работ, или могут исключить их использование на заключительной стадии разработки.
В связи с этим для решения вопросов внедрения эффективных способов ремонта скважин и поддержания их в работоспособном состоянии необходима разработка принципиально новых технологических решений, к которым, в частности, относятся технологии ремонта скважин с применением колтюбин-говых установок с безмуфтовой длинномерной трубой (БДТ). Несмотря на значительный зарубежный и отечественный опыт, применение колтюбинговых установок производилось в основном на скважинах нефтяных месторождений. Для их ремонта в основном были адаптированы имеющиеся традиционные технологии ремонт скважин с подъемных установок. Ремонт газовых скважин имеет свои существенные особенности, особенно на заключительной стадии эксплуатации месторождения. Поэтому существующие технологии, применяющиеся на нефтяных месторождениях, не всегда пригодны для газовых скважин. Так, например, наличие газа, поступающего из пласта при ремонте скважин в условиях депрессии, требует внесения определенных корректив в производимые расчеты, ошибки при выполнении которых могут привести к возникновению серьезных осложнений ввиду значительного снижения плотности промывочных жидкостей в результате их газирования. Положительной стороной данного процесса является возможность выполнения технологических операций, таких как промывка песчаных пробок, удаление пластовой воды с забоя, ликвидация водопескопроявлений в условиях АНПД без воздействия на призабойную зону пласта. Необходимо только выбрать такие режимы промывки, при которых будет происходить регулируемый приток газа из пласта. В результате можно будет изменять основные параметры проведения технологической операции. Выводы 1. Анализ состояния фонда скважин УГНКМ показывает, что в настоящее время уникальная сеноманская газовая залежь Уренгойского неф-тегазоконденсатного месторождения вступила в период падающей добычи. Фактически отбор газа к 2004 году составил около 65 % от запасов. Разработка ведется при газовом режиме с неравномерным проявлением водонапорного. 2. Значительная часть фонда газовых скважин работает с ограничением по дебиту из-за выноса пластовой воды и песка, и в ближайшее время может выйти в бездействие. В связи с этим основными видами ремонта газовых скважин являются: ограничение и ликвидация водопескопроявлений, удаление с забоя песчаных пробок, повышение продуктивности. 3. Ремонт скважин по имеющимся технологиям может производиться только с подъемных установок, использование которых предусматривает комплекс работ по глушению скважин, замене подземного оборудования, проведению изоляционных работ, освоению скважин. Данные работы требуют больших материальных затрат, которые не всегда оправдываются из-за значительного снижения дебита после ремонта скважины. 4. Имеющийся опыт использования колтюбинговых установок позволяет более рационально поддерживать скважины в рабочем состоянии, своевременно и качественно проводить работы по восстановлению их продуктивности при минимальных затратах материальных и трудовых ресурсов. 5. В связи с тем, что основной опыт работ приходится на нефтяные месторождения, существует необходимость усовершенствования имеющихся и разработки новых технологий ремонта газовых скважин при депрессии на пласт, в условиях постоянного притока газа из пласта.
Определение технологических параметров проведения изоляционных работ
Расчеты по вышеприведенным формулам показали, что все применяемые в настоящее время рецептуры изолирующих материалов могут использоваться при сложившемся геолого-техническом состоянии скважин для выполнения РИР с использованием колтюбинговых установок только в узком диапазоне режимов закачек при давлениях нагнетания от 14 до 18 МПа. Однако дальнейшее падение пластового давления приводит к изменению этих условий, и данные рецептуры могут оказаться неприменимы для ремонта скважин в условиях депрессии на пласт.
В связи с этим представляют интерес способы ликвидации и ограничения притока пластовой воды путем кольматации порового пространства обводненного коллектора нерастворимыми в воде солями кальция и гелевыми системами, предложенными НТЦ ООО «Уренгойгазпром» для реализации на УГНКМ. Подбор эффективных рецептур составов для водоизоляции в газовых скважинах Описываемый способ водоизоляции основан на последовательной закачке в обводненный пласт истинного раствора, содержащего ионы кальция, и затем активного раствора, осаждающего нерастворимые соли кальция из ранее закаченного раствора. При контакте этих растворов на стенках поровых каналов образуется пленка из тонкодисперсных частиц солей кальция, а сами поры перекрываются гелем, что в целом приводит к снижению фазовой проницаемости для жидкости. Для изучения изолирующей способности данного способа и механизма образования экрана в пористой среде проведем экспериментальные исследования на керновом материале сеноманских пластов и насыпных моделях. Экспериментальные исследования проведены по методике НТЦ ООО «Уренгойгазпром» на установке радиальной фильтрации [115, 116] в термобарических условиях, близких к пластовым, что повысило точность моделирования. Стенд представляет собой автоклав с подогреваемой камерой высокого давления, в которую устанавливаются исследуемые образцы. Внутреннее избыточное давление создается подачей сжатого воздуха из баллона. Схема приведена на рис. 3.2. В первой опытов на образцах керна были проведены испытания кольматирующей способности химических реагентов - источника солей кальция и активного компонента. Предварительно образец керна насыщался пластовой водой. Затем через отверстие в керне, имитирующее скважину, закачивались последовательно кальций-содержащий и активный растворы. В первой серии опытов использовались растворы соответственно хлористого кальция и бикарбоната натрия. Далее модель выдерживалась в течение 3-х часов при постоянных термобарических условиях (Р = 5.0 МПа, Т = 60С). Затем с внешней стороны образца керна было создано избыточное давление подкрашенной пластовой воды с целью определения интервала притока и удерживающей способности созданного экрана. При этом незначительная фильтрация воды стала происходить при перепаде давления более 11,5 МПа. После разборки модели в соответствии с окрасившимися участками керна было установлено, что площадь фильтрации воды снизилась на 90% от первоначальной, и приток воды произошел по участку с наименьшей исходной проницаемостью. Те участки керна, которые до эксперимента имели более высокую проницаемость, оказались полностью закольматированы выпавшим в осадок карбонатом кальция. Во второй серии опытов определялась изоляционная способность на условных моделях сеноманской скважины. На установке (рис. 3.2) вместо образца керна использовалась набивная песчаная модель проницаемостью 1,2 мкм, полученная из песчаника сеноманского керна. Исследования проводились в следующем порядке. Вначале вокруг трубки, моделирующей перфорированный участок скважины, в камеру высокого давления засыпался песок и насыщался пластовой водой сеноманских отложений. Далее определялась начальная проницаемость модели. После этого в набивную модель производилась закачка химических компонентов и делалась выдержка в течение 3 часов в постоянных термобарических условиях (Р = 1,5 МПа, Т = 28С). Затем моделируется процесс «освоения скважины» путем закачки пластовой воды из контура питания модели и определяется проницаемость набивной модели. Таким образом, в термобарических условиях моделируется процесс создания водонепроницаемого экрана методом искусственной кольматации сеноманского коллектора. Расчеты для сеноманского коллектора показали, что изоляционный эффект может достигать 98 % [120]. Давление начала фильтрации воды через закольматированную модель составило более 0,6 МПа, т.е. при депрессии до 0,6 МПа набивная модель для воды оставалась непроницаемой. После демонтажа модели было установлено, что поровое пространство вокруг перфорированной трубки (модели перфорированной колонны) закольматировано гелеобразной массой продуктов реакции растворов хлористого кальция и бикарбоната натрия, при этом зерна песка покрыты слоем выпавшего в осадок кальцита. Количественное определение содержания карбоната кальция показало высокую степень карбонатизации искусственно созданного образца породы.
Промысловые испытаний технологий восстановления продуктивности газовых скважин УГНКМ
В пескопроявляющих скважинах значительный объем работ связан с ликвидацией песчаных пробок. Эти работы особенно осложняет наличие аномально-низких пластовых давлений.
Для удаления песка из скважин разработана специальная технология промывки песчаных пробок, которая позволяет использовать пластовую энергию газа, поступающего из продуктивного горизонта.
В качестве промывочного агента используется пенообразующий раствор, который после размыва песчаной пробки смешивается с газом и образует на забое двухфазную пену.
Технология нашла широкое применение на Уренгойском ГНКМ, в период с 2002 по 2004гг. она была применена на 150 газовых скважинах Уренгойского месторождения.
Результаты, полученные в ходе исследований и разработки данной технологии, использованы при составлении «Временной инструкции по промывке песчаных пробок на Уренгойском месторождении. ВРД» и при подаче заявки на изобретение (патент РФ №2198995) [116]. Экономический эффект от внедрения данной технологии составил 72,7 млн.руб.
В данной работе на основе комплексного изучения состояния эксплуатационного фонда газовых скважин УГНКМ и гидравлического анализа циркуляционной системы колтюбинговой установки выработаны и реализованы на практике технологические решения вопросов восстановления продуктивности газовых скважин без их глушения в условиях аномально-низких пластовых давлений на заключительной стадии разработки, защищенные патентом и авторскими свидетельствами и имеющие значительную экономическую эффективность.
Таким образом, решается важная для отрасли и экономики России задача поддержания объемов добычи углеводородного сырья, а также задача охраны недр и окружающей среды путем повышения эффективности работ по ремонту скважин. 1. Установлено, что основными причинами снижения продуктивности газовых скважин на Уренгойском ГНКМ являются обводнение продукции пластовой водой, разрушение ПЗП, вынос песка и образование песчаных пробок. 2. Гидравлический анализ циркуляционной системы колтюбинговой установки показал, что дополнительными требованиями, предъявляемыми к режимам закачек технологических жидкостей в условиях аномально-низких пластовых давлений, являются: - неразрывность потока в БДТ; - непревышение предельного давления, ограниченного усталостной прочностью трубы. 3. Разработана и внедрена технология промывки песчаных пробок с применением колтюбинговых установок, позволяющая использовать пластовую энергию газа и обеспечивающая полное удаление песка из ствола скважины. Экономический эффект от внедрения в 2000 - 2004 гг. составил 72,7 млн. руб., из них на долю автора приходится 9,1 млн. руб. 4. Впервые для условий Уренгойского ГНКМ разработана колтюбинговая технология водоизоляции методом кольматации порового пространства способом осадкообразования. Селективность водоизоляции обеспечивается использованием геологических условий, стратифицированное по водонасыщенности и гравитационным разделением флюидов. (В сеноманских продуктивных пластах большой мощности с хорошей вертикальной проницаемостью законтурная вода внедряется преимущественно в нижнюю часть пласта вдоль подошвы). Экономический эффект от внедрения разработки на Уренгойском ГНКМ составил 10,8 млн.руб., из них на долю автора приходится 1,08 млн.руб. 5. Разработана и внедрена методика исследования состояния скважины и определения комплекса работ по восстановлению продуктивности газовых скважин с использованием колтюбинговых установок, которая основана на детальном анализе причин снижения добывных возможностей скважин, изучении конструктивных и геологических особенностей строения скважины иПЗП. 6. Разработана «Временная инструкция по промывке песчаных пробок с использованием колтюбинговых установок», утвержденная в УИРС ООО «Уренгойгазпром» в 1999 г. и согласованное в РГТЭИ. 7. Внесены изменения в «Единые технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах Уренгойского месторождения. РД 057517450210-01» с учетом использования колтюбинговых установок. 8. Результаты проведенных исследований и разработки, полученные в рамках данной диссертации, внедрены при ремонте скважин Уренгойского ГНКМ в условиях АНПД со значительным экономическим эффектом и могут найти широкое применение на других газовых месторождениях Западной Сибири.
