WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 | 4 |

Анализ работ по выводу газовых и газоконденсатных скважин из бездействующего фонда на Ямбургском месторождении показал, что в период «опережающего» бурения геологическое строение месторождения полностью не было изучено, ряд скважин был пробурен в зонах с низкой проницаемостью и до настоящего времени находится в бездействующем фонде. По данным на 2007 год, в бездействующем эксплуатационном фонде находилась 121 скважина, в том числе 90 неокомских (29 % от эксплуатационного фонда) скважин и 31 сеноманская (3,2 % от эксплуатационного фонда) скважина.

Анализ и обобщение данных газодинамических исследований скважин показали, что неудовлетворительное техническое состояние бездействующего фонда связано с негерметичностью эксплуатационных колонн, несоблюдением рекомендаций по интервалам перфорации, неполным вскрытием активных толщин в рекомендуемых интервалах перфорации, наличием водопритоков по некачественно зацементированному заколонному пространству, несоответствием типа перфоратора рекомендуемому, активным «загрязнением» ПЗП. Для вывода скважин из бездействующего фонда на месторождении применялись следующие методы: вскрытие пластов мощными зарядами, дополнительная и повторная перфорация, ГРП, ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны спуском дополнительной колонны меньшего диаметра (рисунок 1).

Рисунок 1 – Технологии вывода скважин из бездействующего фонда

на Ямбургском месторождении за период 20022007 гг.

В большинстве случаев вывод скважин из бездействующего фонда сопровождался ремонтными работами, связанными с ликвидацией водопритоков и интенсификацией притока флюида с использованием кислотной обработки пласта (соляная, плавиковая, ортофосфорная и другие кислоты).

Анализ накопленного опыта работ позволяет констатировать, что наиболее эффективным способом воздействия на ПЗП с целью получения дополнительной добычи газа и увеличения срока работы скважин с повышенной производительностью является ГРП. В результате анализа особенностей технологического процесса ГРП выявлено, что в большей степени успешность работ зависит от эффективности ПЗР, продолжительность которых зачастую значительно превышает время выполнения основных операций по ГРП.

Во втором разделе представлены основные результаты теоретических и экспериментальных исследований по разработке новых составов технологических растворов для глушения скважин и блокирования продуктивного пласта и высокопроницаемых трещин разрыва.

Основными требованиями, предъявляемыми к блокирующим композициям и жидкостям глушения в суперколлекторах пористо-трещиноватого типа, являются высокая вязкость, широкие пределы регулирования структурно-механических свойств, низкий показатель фильтрации, отсутствие отрицательного воздействия на ФЕС и эксплуатационные характеристики пласта, доступность компонентов и простота их приготовления в промысловых условиях.

Известно, что многие блокирующие композиции и жидкости глушения имеют общие недостатки. Они недостаточно надежно кольматируют ПЗП высокой проницаемости, имеют высокую фильтрацию в пористые среды, что не позволяет после блокирования и глушения скважины сохранить ФЕС пласта.

Для блокирования зон высокой проницаемости требуется сводообразующий кольматант, размеры которого зависят от размера пор суперколлектора или упаковки проппанта в трещинах, образующихся в процессе ГРП. При этом размеры пор и трещин могут изменяться в интервале от 20 до 200 мкм. Наиболее подходящими для этой цели наполнителями являются микросферы (стеклянные, алюмосиликатные АСМ или керамические). На наружной поверхности микросфер за счет ввода мела может образовываться корка, хорошо выполняющая функцию кольматанта и разрушающаяся при кислотной обработке после завершения ремонтных работ.

Для повышения эффективности блокирования пласта при глушении скважин, вскрывших пласт высокой проницаемости с техногенной трещиноватостью, и блокирования трещин, образующихся в процессе ГРП и закрепленных проппантом, разработана (в соавторстве с Ткаченко Р.В. и Кустышевым А.В.) блокирующая композиция (патент РФ № 2309177) следующего состава, % масс.: хлорид магния (MgCl2) – 12,0…18,0; гидроокись натрия (NaOH) – 10,0…16,0; карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) –
1,5…2,0; вода – 76,5…64,0. В данный состав добавляются АСМ и мел в следующем соотношении: АСМ – 25,0…40,0 % об.; мел – 3,0…5,0 % масс. В качестве реагентов, образующих конденсированную твердую фазу, используются MgCl2 и NaOH, в качестве понизителя фильтрации КМЦ, в качестве кольматантов АСМ и мел.

На установке (рисунок 2) были исследованы композиции, приготовленные с различным процентным содержанием компонентов. Коэффициент восстановления проницаемости кернов всех исследуемых композиций составил около 100 %.

Исследуемые составы готовились следующим образом. В воде растворялось необходимое количество КМЦ. Затем в 1/3 части раствора растворялось необходимое количество NaOH, а в оставшейся части – необходимое количество MgCl2. В раствор NaOH при постоянном перемешивании вводился раствор MgCl2. Полученный объем раствора гидрогеля в объемном соотношении 1,0 : 0,4 смешивался с АСМ с добавлением расчетного количества (% масс.) мела. Измерение реологических параметров композиций проводилось на ротационном вискозиметре «OFITE-800» (таблица 1).

1, 2, 3, 4 – манометры; 5 – кернодержатель; 6 – газовый счетчик;

7, 8, 9, 10, 11, 12, 13 – контейнеры для жидкостей;

14, 15, 16, 17 – прессы и электропривод; 18 – баллон; 19 – бачок

Рисунок 2 Принципиальная схема универсальной установки

Таблица 1 Компонентный состав и технологические параметры блокирующей

композиции, рекомендуемой для блокирования трещины разрыва

и глушения газовых скважин

Компоненты

Плотность,

кг/м3

Условная вязкость,

с

Фильтрация,

см3/30 мин

Стабильность,

мин

Состав № 1

КМЦ - 1,5 % масс.

MgCl2 - 18,0 % масс.

NaOH - 16,0 % масс.

вода - 64,5 % масс.

АСМ - 40,0 % об.

мел - 3,0 % масс.

1060

100

3

10

Состав № 2

КМЦ - 1,6 % масс.

MgCl2 - 15,0 % масс.

NaOH - 12,0 % масс.

вода - 71,4 % масс.

АСМ - 35,0 % об.

мел - 4,0 % масс.

1010

150

6

30

Состав № 3

КМЦ - 2,0 % масс.

MgCl2 - 12,0 % масс.

NaOH - 10,0 % масс.

вода - 76,0 % масс.

АСМ - 25,0 % об.

мел - 5,0 % масс.

990

150

7

40

При выводе скважин из бездействующего фонда, как правило, возникает необходимость растепления гидратно-ледяных пробок. Для этих целей на практике чаще всего используются водные растворы хлористого кальция (CaCl2), хлористого натрия (NaCl), хлористого калия (KCl), которые недостаточно эффективно разрушают гидратно-ледяную пробку и способны образовывать высоковязкие суспензии при взаимодействии с буровым раствором.

Для эффективной ликвидации гидратно-ледяных пробок разработан (совместно с Афанасьевым А.В.) состав облегченного солевого раствора на основе хлоркалий-электролита (KCl-электролит) при следующем соотношении компонентов, % масс.: KCl-электролит – 8…10; неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) – 0,2…0,5; вода остальное. В качестве облегчающей добавки использовалось НПАВ – дисолван (патент РФ № 2319725).

Облегченный солевой раствор получали перемешиванием до полного растворения расчетного количества сухого дисолвана в водном растворе KCl-электролита. Технологические параметры раствора измерялись на ротационном вискозиметре «OFITE-800» (таблица 2).

Таблица 2 Компонентный состав и технологические параметры

облегченного солевого раствора

Состав

солевого раствора

%

масс.

Плотность,

кг/м3

Условная вязкость,

с

Фильтрация,

см3/30 мин

рН

Температура замерзания,

°С

Раствор № 1

КCl-электролит

9,9

НПАВ (дисолван)

0,3

980

15,5

мгновенная

7,8

минус 11

Вода

89,8

Раствор № 2

КCl-электролит

8,9

НПАВ (дисолван)

0,5

970

15,6

мгновенная

7,8

минус 10

Вода

90,6

Раствор № 3

КCl-электролит

8,6

НПАВ (дисолван)

0,2

950

15,5

мгновенная

7,9

минус 10

Вода

91,2

Раствор № 4

КCl-электролит

10,0

НПАВ (дисолван)

0,5

990

15,7

мгновенная

7,8

минус 10

Вода

89,5

Анализ результатов исследования показал, что при содержании в облегченном солевом растворе дисолвана менее 0,1 % масс. условная вязкость и температура замерзания раствора практически не изменяются, а при содержании более 0,5 % масс. – уменьшаются. Снижение концентрации KCl-электролита в солевом растворе менее 8 % масс. нецелесообразно, так как температура его замерзания при этом снижается незначительно, а кольматирующие свойства ухудшаются.

В третьем разделе представлены разработанные и усовершенствованные технологии для вывода скважин из бездействующего фонда: растепление и глушение скважины перед ГРП, а также комплекс ПЗР для ГРП, включающий подготовку скважины к ГРП, блокирование образовавшихся трещин разрыва с целью предотвращения поглощения жидкости разрыва пластом и обратного вымывания проппанта из трещины разрыва при смыкании горных пород, удаление проппантовых пробок.

Технология растепления скважин с применением облегченного солевого раствора. Растепление ствола скважины в процессе вывода из бездействия осуществляется закачиванием горячего (60…80 °С) облегченного солевого раствора на основе KCl-электролита с дисолваном (патент РФ
№ 2319725) через БДТ колтюбинговой установки, спускаемую во внутреннюю полость лифтовых труб до места нахождения гидратно-ледяной пробки (заявка РФ № 2006115284). На башмаке БДТ устанавливаются промывочный наконечник («перо») и обратный клапан.

Pages:     | 1 || 3 | 4 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»