WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 || 4 |

По мере разрушения гидратно-ледяных пробок БДТ медленно опускается до забоя, ствол скважины промывается путем циркуляции жидкости по трубному и затрубному пространствам, после чего БДТ извлекается из скважины и проводятся дальнейшие работы по освоению скважины и выводу ее из бездействия.

Технологии глушения скважин в условиях АНПД. Глушение скважин, оборудованных по пакерной схеме (заявка РФ № 2006142116*), выполняется по следующей предлагаемой технологии. В трубное пространство скважины закачивается блокирующая композиция и с помощью жидкости глушения продавливается на забой. Расчетный объем блокирующей композиции определяется с учетом необходимости перекрытия интервала перфорации и заполнения имеющихся в ПЗП каверн. Соотношение плотностей блокирующей композиции и жидкости глушения выдерживается в интервале (1,1…1,5):1,0. После блокирования ПЗП затрубное пространство скважины заполняется жидкостью глушения.

В случае наличия на забое скважины конденсационной или пластовой воды, газового конденсата в скважину перед ее глушением подается газ, который оттесняет скопившуюся на забое жидкость в ПЗП, за счет чего предотвращается возможное смешивание ее с блокирующей композицией.

В низкотемпературную скважину перед ее глушением сначала закачивается метанол и за счет этого осуществляется ее прогрев, после чего подачей газа проводится вытеснение скопившейся на забое жидкости в продуктивный пласт.

Глушение скважин, не имеющих пакера (заявка РФ
№ 2006142117*), осуществляется по следующей технологии. В скважину через затрубное пространство последовательно закачиваются буферная жидкость, блокирующая композиция и жидкость глушения. При этом плотность блокирующей композиции должна превышать плотность жидкости глушения в 1,5…2,0 раза. Объем блокирующей композиции определяется исходя из условия перекрытия интервала перфорации и заполнения имеющихся каверн.

В качестве буферной жидкости используется стабильный газовый конденсат, в качестве жидкости глушения – полимерный состав на основе ПКР и NaCl, в качестве блокирующей композиции полимерные составы на основе Робус-Г и NaCl или вязкий ПКР и NaCl.

Технологии глушения скважин в условиях АНПД с помощью колтюбинговой техники. Глушение скважин, не имеющих в составе лифтовой колонны пакера (патент РФ № 2319828, совместно с Кустышевым А.В.), осуществляется по затрубному и трубному пространствам скважины. Первоначально в затрубное пространство скважины закачивается жидкость глушения в объеме НКТ с одновременным выпуском газа через трубное пространство на факельную линию, оборудованную штуцером. После этого в затрубное пространство скважины закачивается расчетное количество блокирующей композиции, которая продавливается жидкостью глушения на забой скважины и заполняет интервал перфорации эксплуатационной колонны, а первоначально закачанная в затрубное пространство жидкость глушения выдавливается в трубное пространство.

В заполненное жидкостью глушения трубное пространство скважины до нижних отверстий интервала перфорации спускается БДТ, через которую закачивается жидкость глушения. Блокирующая композиция продавливается в ПЗП с одновременным подъемом башмака БДТ относительно интервала перфорации и с поддержанием противодавления в затрубном пространстве и между БДТ и лифтовой колонной. Плавный подъем БДТ обеспечивает равномерное заполнение интервала перфорации блокирующей композицией. Объем закачиваемой жидкости глушения определяется с учетом объемов БДТ и блокирующей композиции. После продавливания блокирующей композиции в ПЗП БДТ приподнимается над интервалом перфорации и скважина промывается путем создания циркуляции в ее трубном и затрубном пространствах. При продолжении циркуляции жидкости глушения БДТ извлекается из скважины, после чего скважина оставляется на технологическую «выстойку» (не менее чем на 12 ч). Затем из скважины на факел выпускается скопившийся над жидкостью глушения газ, скважина вновь промывается (не менее двух циклов) для выравнивания плотности жидкости глушения в трубном и затрубном пространствах.

Глушение скважин, оборудованных по пакерной схеме, осуществляется аналогичным образом, при этом жидкость из затрубного пространства скважины в трубное поступает через открываемый на этот период циркуляционный клапан (патент РФ № 2319827).

Технология ПЗР для ГРП с низкими коллекторскими свойствами в условиях АНПД с использованием ПВО. Технология ПЗР с использованием ПВО (патент РФ № 2301885) предусматривает глушение скважины, демонтаж елки ФА, установку ПВО, извлечение лифтовой колонны из скважины, спуск колонны НКТ с пакером высокого давления и циркуляционным клапаном.

По данной технологии (рисунок 3) колонна НКТ подвешивается на подвесном патрубке, который закрепляется с помощью подвесного фланца на надпревенторной катушке. Пакер высокого давления приводится в рабочее состояние, после чего нагнетанием жидкости разрыва осуществляется ГРП, при котором образовавшиеся трещины закрепляются проппантом. После завершения ГРП в интервал продуктивного пласта закачивается блокирующая композиция.

1 кран высокого давления;

2 подвесной патрубок;

3 надпревенторная катушка;

4 ПВО; 5 трубная головка;

6 колонная головка;

7 НКТ; 8 циркуляционный клапан; 9 пакер

Рисунок 3 Технологическая схема ПЗР для ГРП

с использованием ПВО

Закачивание блокирующей композиции осуществляется через колонну обычных НКТ или БДТ. Через циркуляционный клапан в затрубное и трубное пространства скважины закачивается жидкость глушения требуемой плотности. После выравнивания плотности жидкости глушения пакер высокого давления «срывается» и на колонне НКТ извлекается из скважины.

Затем в скважину спускается лифтовая колонна, предназначенная для эксплуатации скважины, с устья демонтируется ПВО и устанавливается эксплуатационная ФА.

Технология ПЗР для ГРП с низкими коллекторскими свойствами в условиях АНПД с использованием протектора. В процессе ПЗР к проведению ГРП для защиты эксплуатационной ФА, рассчитанной на значительно меньшее, чем при ГРП, рабочее давление, предлагается (патент РФ
№ 2306412) использовать протектор, устанавливаемый в ее внутренней полости (рисунок 4).

1 кран высокого давления; 2 протектор;

3 фонтанная арматура; 4 колонная

головка; 5 колонна НКТ;

6 циркуляционный клапан; 7 пакер

Рисунок 4 Технологическая схема ПЗР

для ГРП с использованием протектора

Протектор закрепляется либо между верхним фланцем буферной задвижки елки ФА и быстроразъемным соединением (БРС), либо вкручивается в верхнюю резьбу подвески НКТ трубной головки ФА. На крестовину елки ФА монтируется буферная задвижка высокого давления или кран высокого давления, а затем БРС для присоединения нагнетательного трубопровода.

Дальнейшие работы по ГРП проводятся по известной технологии.

После завершения ГРП колонна НКТ с пакером высокого давления, циркуляционным клапаном и посадочным ниппелем не извлекается из скважины и в дальнейшем используется при ее эксплуатации. Из елки ФА извлекается протектор, с крестовины демонтируется буферная задвижка высокого давления и устанавливается ранее снятая с устья рабочая
задвижка.

С помощью «канатной техники» открывается циркуляционный клапан, а технологическая жидкость, находящаяся в скважине, заменяется рекомендуемой. После получения притока из пласта закрывается циркуляционный клапан, и скважина осваивается по известной технологии.

Технология блокирования высокопроницаемых трещин разрыва после ГРП. После проведения ГРП и образования трещин разрыва часто наблюдается интенсивное поглощение жидкости разрыва, используемой при ГРП. В качестве жидкости разрыва могут применяться традиционные жидкости глушения, поглощение которых не только существенно «загрязняет» ПЗП, но и приводит к катастрофическому снижению уровня жидкости в стволе и неуправляемому проявлению скважины. Рекомендуется продавливать проппант в трещины разрыва блокирующей композицией (патент РФ № 2324050), которая обеспечивает надежное блокирование трещин разрыва, предотвращает поглощение жидкости разрыва, «загрязнение» ПЗП и снижение его ФЕС. В качестве блокирующей композиции предлагается состав на основе MgCl2 и АСМ (патент РФ № 2309177). Следом за блокирующей композицией в ствол скважины подается жидкость глушения. За счет циркуляции (не менее двух циклов) проводится выравнивание ее плотности в трубном и затрубном пространствах.

Данная технология применима при глушении газовых скважин с высокопроницаемым суперколлектором. В этом случае блокирующая композиция продавливается в скважину жидкостью глушения, не содержащей АСМ. Жидкость глушения подается в скважину через трубное и затрубное пространства в объеме, позволяющем блокирующей композиции полностью перекрывать только интервал перфорации. Расчетный объем блокирующей композиции зависит от геолого-технических условий конкретной скважины и составляет для условий Ямбургского месторождения 5…10 м3.

Технология удаления проппанта после ГРП и освоения скважин с помощью колтюбинговой техники. После завершения ГРП в стволе скважины остается значительный объем проппанта, при этом высота проппантовых пробок может достигать 1000 м. При участии автора разработана технология удаления проппанта (заявка РФ № 2008106565), исключающая прихват БДТ. Для этого в скважину до места нахождения (головы) проппантовой пробки спускается БДТ и закачивается облегченный солевой раствор на основе
КСl-электролита с добавлением дисолвана (патент РФ № 2319725) или аэрированная промывочная жидкость. Пробка промывается путем спуска БДТ (со скоростью не более 0,001 м/с) с контролем процесса циркуляции солевого или аэрированного раствора и выносимого из скважины проппанта. Промывка пробки осуществляется (регулируется) ступенчато с интервалами углубления не более 1…3 м, обеспечивая 100 %-ный выход жидкости из скважины. После достижения забоя скважины БДТ извлекается при условии обеспечения циркуляции облегченного солевого или аэрированного раствора с постепенной заменой его на более легкий (например на газовый конденсат или природный газ, подаваемый от соседней скважины).

В четвертом разделе приведена технико-экономическая эффективность разработанных технологий и технических средств для вывода скважин из бездействующего фонда.

Внедрение разработанных технических решений позволяет существенно снизить затраты на ремонтные работы в газовых и газоконденсатных скважинах, повысить их надежность и безопасность, получить дополнительные объемы газа и газового конденсата, в том числе за счет ввода в эксплуатацию ранее бездействующих скважин.

Разработанные автором новые технологии и технические средства внедрены на Ямбургском месторождении на 20 скважинах. Все скважины выведены из бездействующего фонда с суточной производительностью от 110 тыс. до 630 тыс. м3, что в денежном выражении (по газу и газовому конденсату) составляет около 3000 тыс. рублей.

Полученные показатели эффективности доказывают необходимость более широкого применения разработанных технологий и технических средств в газовой отрасли страны.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На основе анализа результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований предложены высокоэффективные технологии для вывода из бездействующего фонда газовых и газоконденсатных скважин в условиях слабосцементированных пористо-трещиноватых коллекторов с АНПД.

2. Разработаны новые составы жидкостей глушения и блокирующих композиций для высокопроницаемых трещиноватых пластов, которые обеспечивают сохранение продуктивности скважин и сокращают продолжительность ремонтных работ в 1,3 раза.

3. Разработаны новые составы технологических растворов и высокоэффективная технология удаления проппанта из ствола скважины и освоения после ГРП с использованием облегченного солевого или аэрированного раствора.

4. Разработаны и внедрены в производство новые технические средства, позволяющие сократить продолжительность ПЗР для ГРП.

5. На основе результатов выполненных исследований разработано 4 регламентирующих документа, которые применяются при расконсервации и выводе из бездействующего фонда скважин Ямбургского месторождения.

6. Разработанные автором новые технологии и технические средства внедрены на Ямбургском месторождении. 20 скважин выведены из бездействующего фонда. Стоимость дополнительно добытого в сутки продукта (по газу и газовому конденсату) составляет около 3000 тыс. рублей.

Основные результаты работы опубликованы в следующих
научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Кустышев А.В., Зозуля Г.П., Симонов В.Ф., Потехин Ф.С.,
Сизов О.В., Обиднов В.Б. Перспективы применения боковых стволов при расконсервации и выводе газовых скважин из бездействующего фонда // Известия вузов. Нефть и газ. 2005. № 3. С. 17-22.

2. Кустышев А.В., Обиднов В.Б., Чижова Т.И., Кряквин Д.А.,
Сизов О.В. Оценка эффективности капитального ремонта скважин на Ямбургском месторождении // Известия вузов. Нефть и газ. 2005. № 5.
С. 25-29.

3. Ваганов Ю.В., Зозуля Г.П., Кустышев А.В., Дмитрук В.В., Рахимов Н.В., Обиднов В.Б. Проблемы, перспективы и реалии сервисных технологий ремонта скважин // Нефтегазовое дело. 2007. Т. 5. № 2.
С. 58-63.

4. Ваганов Ю.В., Рахимов Н.В., Обиднов В.Б., Кисев С.В.,
Гейхман М.Г., Платонов И.Е., Кустышев А.В. Расконсервация скважин // Известия вузов. Нефть и газ. 2007. № 4. С. 16-19.

5. Обиднов В.Б., Ткаченко Р.В., Гейхман М.Г., Кустышев А.В.,
Сандуца С.Г. Некоторые сложности вымывания проппанта из скважин после гидравлического разрыва пласта // Наука и техника в газовой промышленности. 2008. Вып. 4. С. 20-26.

Центральные издания

6. Обиднов В.Б., Кустышев А.В., Зозуля Г.П., Ткаченко Р.В.,
Кряквин Д.А., Листак М.В. Анализ причин обрыва гибкой трубы при промывке скважины после гидравлического разрыва пласта // Время колтюбинга. 2007. № 2. С. 30-33.

Прочие печатные издания

7. Гейхман М.Г., Зозуля Г.П., Кустышев А.В., Клещенко И.И., Обиднов В.Б., Сизов О.В., Чабаев Л.У., Бакеев Р.А. Расконсервация и восстановление газовых скважин с обеспечением их фонтанной и пожарной безопасности на месторождениях Крайнего Севера // Обз. информ. Сер. «Бурение газовых и газоконденсатных скважин». М.: ИРЦ Газпром, 2005. 72 с.

8. Обиднов В.Б. Проблемы капитального ремонта и интенсификации неокомских скважин ЯГКМ // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ. Тез. докл. Междунар. научн.-практ. конф. 22-26 сентября 2003 г., г. Кисловодск. Ставрополь: РИЦ ОАО «СевКавНИПИгаз», 2003. С. 170.

Pages:     | 1 | 2 || 4 |






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