Содержание к диссертации
Введение
1 Обзор существующих методов расконсервации скважин 11
1.1 Обзор существующих методов расконсервации скважин 11
1.2 Анализ работ по расконсервации скважин 42
1.3 Выводы по разделу 1 51
2 Исследования по разработке новых составов технологических жидкостей и композиций 53
2.1 Разработка состава для растепления скважины 53
2.2 Разработка составов для повторного глушения скважин и блокирования пластов 59
2.3 Разработка составов для ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны 61
2.4 Выводы по разделу 2 66
3 Разработка комплексной технологии расконсервации и восстановления продуктивности газовых скважин, длительное время находящихся в консервации, в условиях АНПД при наличии ММП 68
3.1 Комплексная технология расконсервации скважин 68
3.2 Техническое освидетельствование расконсервируемых скважин 74
3.3 Растепление расконсервируемых скважин 75
3.4 Повторное глушение расконсервируемых скважин 80
3.5 Разбуривание цементного моста в расконсервируемых скважинах 82
3.6 Ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны при расконсервации скважин 83
3.7 Промывка ствола расконсервируемых скважин и ликвидация песчано-глинистых пробок 88
3.8 Ликвидация притока пластовых вод в расконсервируемые скважины 92
3.8.1 Ликвидация притока пластовых вод водоизоляционной композицией 93
3.8.2 Ликвидация притока пластовых вод спуском хвостовика 96
3.9 Оснащение расконсервируемых скважин устьевым и подземным оборудованием 98
3.10 Восстановление газодинамической связи расконсервируемых скважин с пластом методом интенсификации притока 99
3.10.1 Восстановление газодинамической связи скважины с пластом кислотной обработкой призабойной зоны 101
3.10.1.1 Кислотная обработка низкопроницаемых терригеновых отложений 101
3.10.1.1 Поинтервальная обработка призабойной зоны пласта 102
3.10.2 Восстановление газодинамической связи скважины с пластом гидравлическим разрывом пласта 104
3.10.2.1 Гидравлический разрыв пласта с использованием протектора 105
3.10.2.2 Гидравлический разрыв пласта с использованием противовыбросового оборудования 108
3.10.2.3 Удаление проппанта после гидравлического разрыва пласта 111
3.10.3 Восстановление газодинамической связи скважины с пластом бурением бокового ствола 114
3.10.3.1 Бурение бокового ствола из основного ствола расконсервируемой скважины 114
3.10.3.2 Бурение бокового ствола с разветвлениями из основного ствола расконсервируемой скважины .117
3.11 Освоение расконсервируемых скважин 120
3.11.1 Освоение скважины при коэффициенте аномальности пластового давления от 0,5 до 0,3 120
3.11.2 Освоение скважины при коэффициенте аномальности пластового давления менее 0,3 124
3.11.3 Методика определения технологических параметров освоения скважин в условиях АНПД 128
3.12 Выводы по разделу 3 133
4 Промыслово-экономическая оценка эффективности комплексной технологии расконсервации и восстановления продуктивности газовых скважин, длительное время находящихся в консервации, в условиях АНПД при наличии ММП 135
Основные выводы и рекомендации 138
Список использованных источников 140
Приложение 1 Информационные материалы по расконсервации скважин на месторождениях Крайнего Севера 166
Приложение 2 Сводные данные по разработанной комплексной технологии расконсервации и восстановления продуктивности газовых скважин 177
Приложение 3 Перечень руководящих нормативных документов 180
Приложение 4 Акт внедрения 188
Приложение 5 Расчет экономической эффективности 189
Список сокращений и обозначений 197
- Обзор существующих методов расконсервации скважин
- Разработка составов для ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны
- Промывка ствола расконсервируемых скважин и ликвидация песчано-глинистых пробок
- Освоение скважины при коэффициенте аномальности пластового давления менее 0,3
Введение к работе
Актуальность работы
Западная Сибирь является основным нефтегазовым регионом России, в котором разрабатываются крупные газовые и газоконденсатные месторождения: Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Юрхаровское и осваивается уникальное Бованенковское месторождение. Строительство скважин на месторождениях, в том числе на Ямбургском и Бованенковском, осуществлялось опережающим бурением, то есть после завершения бурения скважины консервировались до подключения их к газосборному коллектору.
Наличие в Западной Сибири большого количества законсервированных и бездействующих скважин является не только экономически не выгодным, но и представляет собой техногенную опасность. Длительное нахождение скважин в бездействии снижает их техническую надежность и сокращает возможность восстановления их продуктивности. Ввод таких скважин в эксплуатацию обеспечит получение дополнительных объемов природного газа и газового конденсата, предотвратит возможное возникновение аварийных ситуаций, снизит риск возникновения чрезвычайных ситуаций.
Расконсервация и вывод из бездействующего фонда скважин, расположенных в зонах многолетнемерзлых пород (ММП) и аномально низких пластовых давлений (АНПД), требуют повышенной безопасности производственных процессов и применения эффективных технологий восстановления скважин как объекта добычи.
Поэтому поиск новых технических решений, повышающих эффективность и обеспечивающих безопасность работ при расконсервации и выводе скважин из бездействия, является актуальным и необходимым.
Цель работы совершенствование технологий восстановления продуктивности скважин газовых месторождений Крайнего Севера на поздней стадии разработки.
Предмет исследований: технологии расконсервации и восстановления продуктивности газовых скважин, длительное время находящихся в консервации, в условиях АНПД при наличии ММП.
Для решения поставленной цели были сформулированы основные задачи:
1. Обобщение и анализ существующих технологий расконсервации газовых скважин и восстановления их продуктивности в условиях АНПД при наличии ММП;
2. Разработка новых и совершенствование существующих технологий расконсервации газовых скважин, длительное время находящихся в консервации, и восстановления их продуктивности в условиях АНПД при наличии ММП;
3. Разработка новых составов технологических растворов, жидкостей и композиций для расконсервации газовых скважин, длительное время находящихся в консервации, и восстановления их продуктивности в условиях АНПД;
4. Разработка технических устройств, позволяющих повысить безопасность и сократить продолжительность ремонтных работ;
5. Промысловые испытания разработанных технологий на месторождениях Западной Сибири, оценка эффективности их внедрения в производство.
Методы решения поставленных задач
Теоретические исследования по разработке и совершенствованию технологий восстановления продуктивности скважин выполнены на основе систематизации, обобщения и анализа опыта работ по восстановлению продуктивности газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений, результатах промыслово-экспериментальных исследований, методов научного планирования экспериментов. При проведении исследований использовалась лабораторная установка для исследования свойств разработанных составов, стандартные методики и измерительное оборудование.
Научная новизна результатов работы
-
Путем анализа статистической информации обоснован метод расконсервации и восстановления продуктивности газовых скважин, содержащих многолетнемерзлые породы, включающий отдельные технологические процессы растепления, промывки и глушения скважин, устранение негерметичности эксплуатационных колонн, ликвидацию притока пластовых вод, восстановление газодинамической связи пласта со скважиной и освоение скважины.
-
Разработан алгоритм технологического процесса расконсервации газовых скважин, объединенных по признакам технического состояния и аномальности пластового давления на отдельные группы, определяющие выбор технологии ввода скважин в разработку.
-
Созданы новые составы технологических растворов для расконсервации скважин, включающих жидкости глушения, блокирующие, водоизоляционные и герметизирующие композиции на основе модифицированных цементов, полимеров и облегченных спиртово-солевых растворов.
На защиту выносятся:
1. Комплексная технология расконсервации и восстановления продуктивности газовых скважин, длительное время находящихся в консервации, в условиях АНПД при наличии ММП;
2. Технологическая модель процесса расконсервации и восстановления продуктивности газовых скважин, длительное время находящихся в консервации, в условиях АНПД при наличии ММП;
3. Составы технологических растворов, жидкостей и композиций для расконсервации скважин в условиях АНПД при наличии ММП.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно по п. 4: Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережений и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов.
Практическая ценность результатов работы
1. Усовершенствована технология растепления газовых скважин перед проведением работ по их расконсервации (патенты РФ № 2319725, № 2378493), позволяющая повысить скорость и эффективность разрушения газогидратных пробок и облегчающая вынос разрушенных частиц на дневную поверхность.
2. Усовершенствованы технологии повторного глушения скважин с блокированием продуктивного пласта перед их расконсервацией (патент РФ № 2346149), обеспечивающие успешность работ и сокращение продолжительности глушения скважин в 2,5 раза с помощью колтюбинговых установок и в 1,5 раза с помощью передвижного подъемного агрегата (ППА).
3. Разработаны технологии ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн в процессе расконсервации скважины (патенты РФ
№ 2333346, № 2378493), обеспечивающие повышение эффективности и сокращение продолжительности ремонтно-изоляционных работ (РИР)
в 1,2 раза.
4. Разработаны технологии промывки скважины в условиях АНПД, обеспечивающие повышение эффективности и сокращение продолжительности ликвидации песчано-глинистых пробок (ПГП) в 1,5 раза, образующихся в процессе длительной консервации.
5. Разработаны технологии ликвидации притока пластовых вод в процессе расконсервации скважины (заявки РФ № 2011126723,
№ 2011126726, № 2011126709), обеспечивающие повышение эффективности и сокращение продолжительности водоизоляционных работ (ВИР) в 1,2 раза.
6. Разработаны технологии восстановления газодинамической связи пласта со скважиной, в том числе с помощью кислотных обработок призабойной зоны (ОПЗ) (патент РФ № 2378493, заявка № 2011126715), гидравлического разрыва пласта (ГРП) (патент РФ № 54396, положительное решение по заявке РФ № 2010128425), бурения бокового ствола (БС) (патент РФ № 2349734, а также технологии освоения расконсервируемых скважин с методикой расчета технологических параметров в условиях АНПД (патент РФ № 2399756, положительное решение по заявке РФ № 2011104318), применение которых сокращает продолжительность освоения скважин в 2,0…3,5 раза.
7. Разработаны новые составы блокирующей композиции и жидкости глушения (патент РФ № 2346149), а также облегченного солевого раствора для растепления скважин (патент РФ № 2319725), которые обеспечивают сохранение продуктивности расконсервируемых скважин и сокращают продолжительность работ в 1,5 раза.
8. Разработаны новые составы облегченного (патент РФ
№ 2303048) и расширяющегося (патент РФ № 2301823) цементных растворов, а также облегченной полимерной герметизирующей композиции (патент РФ № 2333346), обеспечивающих надежность ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны в 2…3 раза.
9. Разработаны технические устройства (патенты РФ № 54396 и
№ 90487), обеспечивающие эффективность, надежность и противофонтанную безопасность ремонтных работ на скважине.
10. Выполненные исследования явились основой для разработки
7 руководящих документов, используемых при расконсервации скважин на месторождениях Крайнего Севера. Результаты исследований использованы в учебном процессе в курсах «Осложнения и аварии при ремонте скважин», «Аварии, осложнения и фонтаноопасность при ремонте скважин».
Апробация результатов работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: XIII, XIV, XV, XVI научно-практических конференциях молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаз «Проблемы развития газовой промышленности в Западной Сибири» (г. Тюмень, 2004 г., 2006 г., 2008 г., 2010 г.); межрегиональной научно-технической конференции с Международным участием «Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири»
(г. Тюмень, 2008 г.); IХ, Х, ХI Международных конференциях по колтюбинговым технологиям и внутрискважинным работам (г. Тюмень, 2008 г.,
г. Москва, 2009 г., 2010 г.); IV, V, VI Международных научно-практических конференциях «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышение нефтеотдачи пластов. Перспективы развития» (г. Геленджик, 2009 г., 2010 г., 2011 г.); совещаниях ведущих специалистов предприятий ОАО «Газпром» (г. Кисловодск, 2008 г., 2011 г., г. Анапа, 2009 г., г. Ставрополь, 2010 г.); заседаниях кафедр «Ремонт и восстановление скважин» ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2009 г.), «Бурение нефтяных и газовых скважин» ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2010 г., 2011 г.).
Публикации. Основные результаты диссертации опубликованы в
25 научных трудах, в том числе в 7 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ,
получено 12 патентов РФ.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 212 наименований, и пяти приложений. Работа изложена на 165 страницах машинописного текста и содержит 15 рисунков, 12 таблиц.
Личный вклад автора состоит: в постановке и реализации задач исследования; в разработке комплексного подхода к расконсервации и восстановлению продуктивности газовых скважин, длительное время находящихся в консервации, в условиях АНПД при наличии ММП; в разработке технологической модели процесса расконсервации и восстановления продуктивности газовых скважин; в разработке комплексной технологии, учитывающей наиболее часто встречающиеся осложнения в процессе расконсервации скважин в условиях АНПД после длительного бездействия.
Обзор существующих методов расконсервации скважин
Работы по расконсервации скважин относятся к капитальному ремонту скважин (КРС) категории КР 11.2 как по классификатору нефтяной промышленности [1], так и по классификатору газовой промышленности [2]. Если КРС - это комплекс работ по восстановлению работоспособности призабойной зоны пласта (ПЗП), консервация скважины - остановка на срок более шести месяцев процессов строительства или эксплуатации скважин, то расконсервация скважин согласно действующих нормативных документов -вывод скважины из консервации [3, 4, 5].
Изучением вопросов ремонта газовых скважин в процессе разработки месторождений занимались многие ученые и специалисты, в их числе: А.Д. Амиров, А.А. Ахметов, Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников. А.И. Булатов, Р.А. Гасумов, М.Г. Гейхман, Г.П. Зозуля, И.И. Клещенко, А.В. Кустышев, В.М. Кучеровский, П.Н. Лаврушке, А.Г. Молчанов, А.Б. Сулейманов, К.М. Тагиров, I. Goins, М. Economides, R. Oligney, Р. Sheffild и др.
Проблемы повышение продуктивности скважин освещены в работах В.А. Амияна, В.В. Паникаровского (интенсификация притока), П.М. Усачева, Л.М. Кочеткова, И.А. Зинченко (ГРП), А.Г. Калинина, С.А. Нуряева, В.М. Шенбергера (бурение БС), в которых эти вопросы рассматривались в качестве самостоятельных ремонтных работ.
Впервые вопросом вывода скважин из бездействующего фонда посвящена работа В.Б. Обиднова [6], в которой участвовал и диссертант. Тем не менее, проведенные исследования не затрагивали проблему пасконсервании скважин. Пвоблему в части обеспечения противофонтанной безопасности коснулись ученые Р.А. Бакеев, Л.У. Чабаев, но они не рассматривали проблему расконсервации газовых скважин в комплексе, тем более не рассматривали вопросы восстановления продуктивности скважин в условиях АНПД при наличии ММП после их длительного бездействия [7]. Более подробно эта проблема рассматривалась в работе Ю.В. Ваганова [8], выполняемая параллельно с диссертантом данной работы. В ней были частично рассмотрены вопросы растепления скважины и промывки ПГП, упомянута необходимость ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны и изоляции притока пластовой воды, основной же упор был сделан на бурении БС с использованием специальных технических средств. В полной мере комплексность проблемы расконсервации и восстановлению продуктивности газовых скважин, находящихся в консервации длительный промежуток времени (до 20 и более лет), в условиях АНПД при наличии ММП рассмотрено не было. А ведь на завершающей стадии разработки месторождений проблема расконсервации ранее пробуренных скважин становится наиболее актуальной и ранее принимаемые для более высоких пластовых давлений технические решения не могут быть использованы.
Под расконсервацией скважин согласно СТО Газпром 2-3.3-120-2007 [9] понимается возобновление процессов строительства или эксплуатации скважины по истечении срока ее консервации.
Расконсервации, согласно ранее действующей (до 1998 г.) инструкции [4], подлежат скважины, ранее законсервированные по причинам технического и технологического характера на стадии строительства, законченных строительством, но не подключенных к системе сбора, и находящиеся в эксплуатации.
Процесс расконсервации скважины, как процесс обратный процессу консервации, предусматривает работы по устранению результатов ее консервации, работы по ее освоению (вызову притока углеводородов из пласта) и работы по восстановлению продуктивности пласта. Так как скважины консервируются различными способами [10, 11, 12], то и расконсервация их осуществляется также различными способами [13, 14].
При расконсервации скважин и находящихся под давлением, и заглушенных, либо с установленным в стволе цементным мостом осуществляется комплектация устьевого оборудования необходимыми приборами и приспособлениями, устанавливаются штурвалы на задвижках устьевого оборудования (фонтанной арматуре - ФА, противовыбросового оборудования - ПВО).
В заглушенных скважинах, кроме того проверяется наличие давления в межколонном, трубном и затрубном пространствах, снижение его до атмосферного, присоединение к ФА коммуникаций, промывка скважины в течение не менее одного цикла и повторная проверка наличия давления.
В скважинах, имеющих цементные мосты, проводится демонтаж ФА, установка ПВО, и с помощью спускаемого на гибкой трубе (ГТ) или, как принято называть в газдобывающей отрасли, безмуфтовой длинномерной трубе (БДТ) инструмента, осуществляется разбуривание цементного моста. После выполнения вышеуказанных операций и при отсутствии давления в скважине, она осваивается.
Расконсервация скважин и вывод их из бездействующего фонда является наиболее сложным производственным процессом, поэтому они относятся к сложным ремонтам скважин [15] и включают техническое освидетельствование скважины, ее растепление и повторное глушение, восстановление работоспособного технического состояния скважины, замену установленного в скважине оборудования, восстановление газогидродинамической связи скважины с коллектором и освоение скважины.
Техническое состояние скважин, находящихся в консервации или в бездействующем фонде, различно, поэтому восстановление таких скважин должно быть тоже строго индивидуально. Без учета индивидуальных особенностей этих скважин и без частного подхода к их ремонту возможен открытый фонтан и пожар, о чем говорит опыт работ по расконсервации скважин и тушению на них пожаров [7, 16].
В свою очередь, наиболее сложными, по мнению авторов [17, 18, 19], являются работы по расконсервации разведочных скважин. По ним отсутствует любая, даже незначительна, информация. Нередко отсутвует даже дело скважины (ведь скважины пробурены 30-40 лет назад). Осложняет работу отсутствие достоверной информации об интервалах установки цементных мостов, об их количестве и толщине. Неизвестно техническое состояние самой скважины: герметична ли эксплуатационная колонна или негерметична, имеется ли цементный мост в стволе скважины или он не устанавливался и др.
При техническом освидетельствовании законсервированных скважин на некоторых из них, как отмечается в работе [19], наблюдается скопление газа в приустьевой зоне. Одной из причин, по мнению авторов, может являться не доустановка цементного моста, который из-за слабого сцепления с колонной мог со временем спуститься ниже, восстановив верхнюю часть фильтрационного интервала, либо мог оказаться установленным, но негерметичным.
Поэтому в процессе расконсервации скважин авторы работ [18, 19] рекомендуют большее внимание уделять способу растепления скважины с контролем давления и процесса растепления.
Методы растепления скважин и ликвидации газогидратных и гидратно-ледяных пробок можно разделить на: механические; прогревом теплоносителем; термохимические; тепловые и комбинированные [20-23]. К первой группе обычно относят принудительное проталкивание гидратной пробки в нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и ее гидроперфорирование. Во вторую группу относят прогрев гидратной пробки теплоносителем (горячей водой, паром или др.). В третьей группе сочетаются способы механического разрушения пробки специальным инструментом с ее тепловым разложением, подаваемым в скважину нагретой или даже горячей промывочной жидкостью. Четвертая группа основана на получении теплоты от какой-либо реакции, чаще всего на реакции соляной кислоты и магния. В пятую группу обычно включают прогрев скважины каким-либо теплоэнергоностелем или греющим кабелем без непосредственного контактирования теплоисточника с газогидратной или гидратно-ледяной пробкой.
На газовых месторождениях севера Западной Сибири газогидратные и гидратно-ледяные пробки, которые нередки в условиях ММП, ликвидируют путем закачивания в скважину горячего раствора хлорида кальция (СаСЬ) [19,23].
Разработка составов для ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны
Основным условием, позволяющим длительное время обеспечивать герметизацию эксплуатационной колонны после проведения РИР, является наличие разобщающей среды или перемычки, устанавливаемой в интервале негерметичности колонны.
В качестве разобщающей среды обычно используется тампонажный портландцемент [43, 44]. На месторождениях севера Западной Сибири при проведений РИР используется бездобавочный цемент, однако, эффективность таких работ не велика.
Плотный контакт в эксплуатационной колонне нарушается, прежде всего из-за контракции при наличии на стенках технологических отверстий в эксплуатационной колонне остатков перфорационной среды, например, глинистой корки, а также по причине неизбежной в процессе ОЗЦ остаточной деформации цементного камня.
При ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн следует обращать внимание на рецептуру тампонажного раствора.
Практика промысловых работ показывает, что при проведении РИР цементный раствор зачастую преждевременно схватывается. Это свидетельствует о неправильном выборе его рецептуры.
Например, для обычных цементов начало схватывания при температуре 20-30 С продолжается не менее 10 час, а при увеличении температуры период схватывания снижается. Поэтому в зависимости от температуры в тампонажные растворы добавляют различные добавки: сульфатспиртовая барда (ССБ) от ОД % до 0,5 %, хроматы от 0,1 % до 0,5 %, окзил от 0,1 % до 0,5 % от массы цемента. Для уменьшения водоотдачи в тампонажные растворы зачастую добавляют ПВС до 1 %, тилозу до 1 % и др. Применение BMP в качестве затворения тампонажных материалов в практике неизвестно.
Данных осложнений во многом можно избежать, если при ликвидации негерметичности колонн использовать расширяющиеся цементы, затворенные на технической воде, реже на СаС12. Для скважин, расположенных в многолетнемерзлых породах интересно рассмотреть возможность затворения цементного раствора в водометанольной воде с различными водосмесевыми соотношениями.
В практике известны два основных метода, позволяющие цементному камню получить свойства расширения [53, 113, 135]. Один из методов заключается в введение цемент веществ, образующих при химической реакции газообразные продукты. Второй - введение расширяющих добавок, позволяющих кристаллизоваться, образуя кристаллическое вещество.
К таким добавкам относятся алюминаты и сульфоалюминаты кальция.
Гидрокарбоалюминатная добавка (ГКА), предлагаемая Н.Е. Щербичем и примененная при участии диссертанта, превосходит по своим свойствам большинство известных добавок. Она содержит в качестве основной фазы ненасыщенный твердый раствор ангидрида угольной кислоты в четырехкальциевом гидроалюминате. В качестве несущественных фаз она включает карбонат кальция или гидроалюминаты.
Введение ПСА в состав тампонажных растворов обеспечивает образование дополнительного объема гидросульфоалюмината кальция. В свою очередь образование этого соединения на этапе затвердевания цементного камня компенсирует естественной усадке камня определенное расширение в заданных пределах и уплотнение структуры цементного камня.
Исследования, проведенные при участии диссертанта, показали, что максимальный расширяющийся эффект достигается при процентном содержании в смеси ГКА и гипса от 2 до 7 (табл. 2.4).
Регулирование свойств осуществляется за счет ввода реагентов НТФ и СаС12, достаточно известными в буровой практике. Помимо этого затворение тампонажного материала проведено на BMP и СаС12, ранее в практике РИР такое затворение не применялось.
В отечественной практике сроки схватывания цементного моста принимаются на 25 % меньше общей продолжительности работ, что было достигнуто даже при затворении тампонажного материала BMP и СаС12.
Исследования линейного расширения тампонажного раствора с добавками ГКА и гипса проводились при участии диссертанта в соответствии с методикой, изложенной в ТУ 5734-072-46854090 [136], и согласно ГОСТ 310.1-76 [137], ГОСТ 26798.1-96 [138].
Проведенные исследования позволили разработать новый состав расширяющегося цемента (патент РФ № 2301823) [139].
Во многих скважинах кроме негерметичности эксплуатационной колонны техническое освидетельствование показало на отсутствие цемента за обсадными колоннами. В этих скважинах отмечается наличие заколонных перетоков. Этот фактор следует учитывать при расконсервации скважины. Перед расконсервацией скважины зачастую требуется проведение РИР, так как использование одних лишь тампонажных растворов не дает необходимых положительных и продолжительных результатов.
Необходимы составы, способные к расширению и обладающие повышенной проникающей способностью, так как требуемые тампонажные материалы для ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны должны глубоко проникать в узкие трещины цементного камня, широко растекаться в образующихся полостях и кавернах, заполняя собой все негерметичные места.
При участии диссертанта были происследованы водоэмульсионные эпоксиполиуретановые композиции, включающие;
а) эпоксидноуретан марки ЭПУ-01-Б - 100 мас.частей;
б) отвердитель - смесь алифатических аминов ПЭПа с кубовыми аминами Сю-Сі4-14%.
в) вода-7,5%;
г) соэмульгатор - 4 % (добавка, снижающая потребление воды);
д) растворитель - 15;
е) наполнитель (ПВХ + АСМ) - 20 %.
С участием автора получен новый состав облегченного цемента (патент РФ № 2303048) [140], на его основе разработана облегченная полимерная герметизирующая композиция.
Указанная композиция вошла в руководящий документ для РИР на Медвежьем и Уренгойском месторождении. Испытание этой композиции, после двухсуточного затвердевания при температуре 20 С показало, что ее адгезия составляет 3,5-4,0 МПа, а предел прочности на изгиб 14,7-15,4 МПа. При этом максимальная растекаемость колеблется от 210 мм до 230 мм.
Следует отметить, что при проведении РИР отмечаются частичные потери композиции, связанные с их потерями в каналах и трещинах коллектора. Такие потери наблюдалось на Медвежьем месторождении. В таком случае, как предлагает коллектив авторов, допускается ввод цемента с АСМ, что позволит, снизит стоимость работ .
Промывка ствола расконсервируемых скважин и ликвидация песчано-глинистых пробок
Появление песка на забое связано с механическими свойствами коллектора. При снижении пластового давления в процессе разработки газовых месторождений происходит ускоренное разрушение скелета горных пород продуктивного пласта и, как следствие, вынос песка из пласта в скважину. Причем вынос песка и образование ПГП сопровождает процесс нахождение скважины даже в консервации за счет воздействия соседних с законсервированной скважиной эксплуатирующихся скважин. Иногда ПГП достигает нескольких десятков и даже сотен метров. Пробка перекрывает интервал перфорации, препятствует движению газа из пласта, вплоть до полного прекращения добычи. В связи с этим возникает необходимость очистить забой от скопившегося песка, конечно если он является ограничивающим дебит фактором. Удаление ПГП усложняется при снижении пластового давления ниже гидростатического. Наиболее оптимальными технологиями удаления песчано-глинистых пробок в условиях АНПД являются технологии промывки скважины с помощью колтюбинговой установки, оснащенной БДТ [116, 155].
Тем не менее, при падении пластового давления ниже 0,3 от начальной величины удалить ПГП затруднено, даже с применением промывочной ПОЖ.
Такая же ситуация наблюдается и при расконсервации скважин. Причем промывка скважины здесь осложняется наличием глинистого осадка, образующего сильносцементированную ПГП.
С целью повышения надежности и эффективности удаления сильносцементированной песчано-глинистой пробки в расконсервируемых скважинах при АНПД при участии автора разработана новая технология (патент РФ № 2373379) [156], внедряемая на месторождениях Крайнего Севера на уровне руководящего документа ОАО Газпром» [148].
Суть технологии заключается в следующем.
В скважину до головы ПГП со скоростью 0,1 м/с спускается БДТ и осуществляется промывка ствола скважины. После создания циркуляции ведется углубление БДТ. Углубление проводится ступенчато, на глубину 1-3 м на каждой ступени, со скоростью 0,001 м/с. При углублении соблюдается постоянство подачи облегченного солевого раствора или аэрированной промывочной жидкости и контролируется 100 % выход циркуляции из скважины на каждой ступени углубления БДТ. Циркуляция проводится на каждой ступени не менее двух циклов, а поддержание минимальной разницы между давлением столба промывочной жидкости в кольцевом пространстве и давлением поглощения этой жидкости пластом осуществляется с помощью внешнего источника газообразного агента, например, компрессорной и бустерной установками в комплексе с остальным оборудованием (патент РФ № 90487) [157].
При более низком пластовом давлении (при коэффициенте аномальности пластового давления Ка менее 0,3) внешним источником газообразного агента может являться дожимная компрессорная станция (ДКС) или мобильная компрессорная установка (МКУ).
В этом случае промывка ПГП осуществляется по технологии (заявка РФ № 2010126353) [158], разработанной автором совместно с Кряквиным Д.А.
После ДКС газ высокого давления подается на установку комплексной подготовки газа (УКПГ), где газ очищается от механических примесей и осушается, освобождаясь от воды, и под давлением 3,0-4,0 МПа газ подается в бустерную установку. Одновременно в нее из насосной установки 5 подается техническая вода. В зимнее время вместо технической воды в бустерную установку подается BMP или водный раствор СаС12, КС1 или NaCl.
Здесь газ и техническая вода смешиваются. Образующаяся газожидкостная смесь компримируется до давления, превышающее текущее пластовое давление (до 7,0-10,0 МПа).
Газожидкостная смесь высокого давления направляется в газовый сепаратор, где газожидкостная смесь разделяется на газ и жидкость. Жидкость из газового сепаратора вновь направляется в насосную установку 5 для повторного использования, а газ высокого давления величиной 7,0-10,0 МПа подается на вход эжектора. Одновременно в камеру смешения эжектора от насосной установки 8 подается ПОЖ.
В зимнее время используется незамерзающая пенообразующая жидкость (НПОЖ). В качестве ПОЖ можно использовать водный раствор хлорида кальция или другой соли с ОП-10 или с сульфанолом.
В результате в эжекторе образуется аэрированная пенообразующая жидкость (АПОЖ).
Перед промывкой ПГП через БДТ колтюбинговой установки в лифтовую колонну подается газ от бустерной установки, минуя эжектор, который удаляет скопившуюся в скважине жидкость через факельную линию. Продувку рекомендуется вести в течение 1-2 часов.
После этого АПОЖ подогревается до температуры 25-30 С с помощью ППУ и подается в БДТ.
БДТ опускается в лифтовую колонну до касания «головы» сильносцементированной ПГП. При этом за 50 м до касания БДТ «головы» песчаной пробки скорость спуска снижается до 0,2 м/с, а за 5 м до касания -до 0,01 м/с.
Одновременно со спуском БДТ в затрубное пространство скважины с УКПГ подается газ. Под действием АПОЖ и газа начинается разрушение ПГП. Частицы разрушенной песчаной пробки вместе с АПОЖ удаляются по кольцевому зазору между лифтовой колонной и БДТ.
Промывка ПГП проводится поэтапно по следующей технологии: БДТ углубляется в тело песчаной пробки на 3-4 м, затем спуск БДТ прекращается, она приподнимается на 1-2 м. Прекращается подачу ПОЖ на эжектор и в БДТ подается газ с бустерной установки, минуя эжектор. Газом с бустерной установки и газом с УКПГ с забоя скважины выдувается АПОЖ и частицы разрушенной песчаной пробки. Продувка газом продолжается до получения на устье чистого газа.
Операции по разрушению сильносцементированной песчано-глинистой пробки повторяются до полного ее разрушения и удаления из скважины.
Затем осуществляется контрольная отбивка забоя скважины. Замеряется глубина скважины и полученная величина сравнивается с проектным значением. Если значения совпадают, то из скважины извлекается БДТ и проводятся дальнейшие работы по ее расконсервации.
При несовпадении полученной и проектной глубины промывка возобновляется по такой же технологии до полного разрушения ПГП, очистки забоя и достижения проектной глубины скважины.
Освоение скважины при коэффициенте аномальности пластового давления менее 0,3
Газ (рис. 3.14) от группы эксплуатационных скважин 1 с низким давлением по газосборным трубопроводам 2 от эксплуатационных скважин подается на МКУ, предназначенную для компримирования газа низкого давления от группы эксплуатационных скважин и подачи его на УКПГ (положительное решение по заявке РФ № 2011104318).
На МКУ газ очищается от механических примесей и воды, компримируется до рабочего давления МКУ, например, до 2,0-2,5 МПа, и по газосборному трубопроводу 4, проложенному от расконсервируемой скважины, подается на устьевую площадку этой скважины и далее в бустерную установку, в которую одновременно первой насосной установкой 7 закачивается техническая вода, в зимнее время - BMP или водные растворы КС1, СаС12, NaCl. Водные растворы солей подогреваются с помощью ППУ до положительной температуры, например, до 25-30 С, не приводящей к растеплению ММП, находящихся в приустьевой зоне расконсервируемой скважины.
Здесь газ и техническая вода смешиваются. Полученная газожидкостная смесь компримируется до давления, равному рабочему давлению бустерной установки, но не превышающее рабочее давление газового сепаратора и в тоже время, превышающее текущее пластовое давление расконсервируемой скважины, например, до величины 7,0-10,0 МПа. Газожидкостная смесь высокого давления направляется в газовый сепаратор, где осуществляют разделение газожидкостной смеси на газ высокого давления и жидкость.
Жидкость направляется в первую насосную установку 7 для продолжения технологического цикла, а газ высокого давления подается на эжектор, на который одновременно второй насосной установкой 12 подается ПОЖ. Полученная на эжекторе пенная система подается в БДТ колтюбинговой установки, которая спускается во внутреннюю полость лифтовой колонны, в трубное пространство расконсервируемой скважины, с остановками через каждые 50-100 м. Интервал глубин в 50-100 м наиболее оптимален для эффективного выброса жидкости из осваиваемой скважины. При каждой остановке БДТ подача ПОЖ на эжектор прекращается, а газ высокого давления подается в БДТ по байпасу, минуя эжектор, удаляя с его помощью через кольцевое пространство осваиваемой скважины, жидкость глушения и пенную систему на дневную поверхность через выкидную и факельную линии и осуществляя продувку осваиваемой скважины до выхода на факельное устройство закачиваемого в осваиваемую скважину газа высокого давления. После этого подача газа высокого давления, минуя эжектор, прекращается и в расконсервируемую скважину вновь закачивается через БДТ пенная система.
При достижении БДТ забоя скважины одновременно с подачей в нее газа высокого давления от бустерной установки осуществляется подача в затрубное пространство скважины газа из газосборного трубопровода 4 от МКУ давлением, например, 2,0-2,5 МПа, по байпасному трубопроводу, минуя бустерную установку до полной очистки скважины от жидкости глушения пенной системы. Далее газ высокого давления от бустерной установки через газовый сепаратор, минуя эжектор, продавливается в продуктивный пласт. Скважина остается на период разгазирования жидкости глушения в продуктивном пласте, находящейся в нем в период консервации скважины, до выноса из него остатков жидкости глушения и вызова притока из пласта. Скважина отрабатывается до момента вывода ее на технологический режим. Затем БДТ извлекается из скважины, а сама скважина вводится в эксплуатацию.
