WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

УДК 622.279.7

На правах рукописи

КУСТЫШЕВ ДЕНИС АЛЕКСАНДРОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ

ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН

ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПОЗДНЕЙ

СТАДИИ РАЗРАБОТКИ

Специальность  25.00.17 – Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Уфа 2012

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью
«ТюменНИИгипрогаз» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»).

Научный руководитель

Зозуля Григорий Павлович,

доктор технических наук, профессор

Официальные оппоненты:

Котенев Юрий Алексеевич,

доктор технических наук, профессор,

Уфимский государственный нефтяной технический университет, заведующий кафедрой «Геология и разведка
нефтяных и газовых месторождений» 

Кузнецов Николай Петрович,

кандидат технических наук,
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», первый заместитель директора

Ведущая организация

Открытое акционерное общество
«Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 30 октября 2012 года в 900 часов на заседании
диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан  28 сентября 2012 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук, профессор                        Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

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

  1. 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.
  2. 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.
  3. 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.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

Первый раздел диссертации посвящен анализу состояния вопроса по расконсервации и выводу скважин из бездействующего фонда.

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, С.Б. Бекетов, 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. Лаврушко, А.Г. Молчанов, А.Б. Сулейманов, К.М. Тагиров, I. Goins, M. Economides, R. Oligney,
P. Sheffild и др. Проблемами повышения продуктивности скважин занимались В.А. Амиян, В.В. Паникаровский (интенсификация притока), П.М. Усачев, Л.М. Кочетков, И.А. Зинченко (ГРП), А.Г. Калинин, С.А. Нуряев, В.М. Шенбергер (бурение БС). В работах этих ученых вопросы рассматривались в качестве самостоятельных ремонтных работ. Вопросам вывода скважин из бездействующего фонда посвящена работа В.Б. Обиднова, в которой участвовал и диссертант, но проведенные исследования не затрагивали проблему расконсервации скважин. Проблема в части обеспечения противофонтанной безопасности рассмотрена учеными Р.А. Бакеевым, Л.У. Чабаевым, но они не рассматривали проблему расконсервации газовых скважин в комплексе, не рассматривали вопросы восстановления продуктивности скважин в условиях АНПД при наличии ММП после их длительного бездействия. Более подробно эта проблема рассматривалась в работе Ю.В. Ваганова, выполненной вместе с диссертантом данной работы. В ней были частично рассмотрены вопросы растепления скважины и промывки от ПГП, упомянута необходимость ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны и изоляции притока пластовой воды, основной же упор был сделан на бурение БС с использованием специальных технических средств. В полной мере комплексность проблемы расконсервации и восстановление продуктивности газовых скважин, длительное время находящихся в консервации, в условиях АНПД при наличии ММП рассмотрена не была. Хотя 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.

Анализ работ по выводу скважин Ямбургского месторождения из консервации и из бездействующего фонда показал, что в период опережающего бурения его геологическое строение было изучено не в полном объеме, некоторые скважины вскрыли низкопроницаемые зоны и до настоящего времени находятся в бездействии. По данным 2011 г. в бездействующем эксплуатационном фонде находилась 61 газовая скважина (5,7 % от общего эксплуатационного фонда). Для вывода скважин из бездействия применялись методы, приведенные на рисунке 1.

Рисунок 1 – Соотношение методов вывода бездействующих скважин Ямбургского месторождения

за период 2001-2011 гг.


Рисунок 2 – Осложнения,

выявленные при расконсервации

газовых скважин Бованенковского месторождения

В то же время анализ работ по расконсервации скважин Бованенковского месторождения показал, что их техническое состояние неудовлетворительное (скважины находились в консервации более 20 лет), большинство скважин (рисунок 2) имеют негерметичные эксплуатационные колонны, в них наблюдаются ПГП и газогидратные пробки. Призабойная зона пласта (ПЗП) сильно закольматирована и требует значительных усилий для восстановления продуктивности расконсервируемых скважин. При этом большинство скважин законсервировано установкой цементного моста (65 %) и лишь 30 % путем заполнением ствола скважины жидкостью глушения, а 5 % перекрытием ствола внутрискважинным оборудованием (комплексом подземного оборудования (КПО)).

При расконсервации скважин в условиях гидростатического и близкого к нему пластового давления обычно применялись технологии восстановления ствола скважины путем разбуривания цементных мостов, промывки ствола скважины и замены жидкости глушения на облегченную жидкость. Для восстановления продуктивности скважин применялись стандартные методы перфорации: повторная и дополнительная перфорация; вскрытие пластов мощными зарядами. В последние годы для этого стали применять ГРП. Однако успешность и эффективность ГРП во многом зависит от качества подготовительных и заключительных работ (ПЗР), продолжительность которых превышает время самого ГРП.

Другим способом восстановления законсервированных скважин является бурение БС, позволяющее освоить скважину за пределами закольматированной зоны, однако этот метод не нашел широкого распространения из-за достаточно высокой стоимости работ.

Способ восстановления продуктивности скважин методом кислотных ОПЗ оказался невостребованным из-за получения недостаточных (низких) положительных эффектов. Объясняется это рядом причин, в том числе из-за применения односоставной кислотной ОПЗ (например только соляной кислотой, без комплексного применения нескольких кислот).

Для повышения эффективности расконсервации газовых скважин в условиях АНПД при наличии ММП после длительного бездействия автором предложена технологическая модель этого процесса и разработана комплексная технология расконсервации и восстановления продуктивности газовых скважин.

Во втором разделе представлены основные результаты теоретических и экспериментальных исследований по разработке новых составов технологических растворов для растепления скважины, повторного глушения и блокирования пласта, ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны.

Основным требованием, предъявляемым к технологическим жидкостям для растепления скважины, является высокая разрушающая способность к ликвидации газогидратных пробок. Применяемые для растепления скважин технологические жидкости, такие как водные растворы хлоридов кальция (CaCl2), натрия (NaCl), калия (KCl), недостаточно эффективно разрушают газогидратную пробку и образуют высоковязкие суспензии при взаимодействии с буровым раствором. Помимо этого все они имеют низкую разрушающую способность и недостаточную способность для выноса и удаления разрушенных твердых частиц.

Для эффективной ликвидации газогидратных пробок при участии автора разработан состав облегченного солевого раствора на основе хлоркалий-электролита (KCl-электролит), затворенного на водометанольном растворе (ВМР) с облегчающей добавкой – дисолван (патент № 2319725) при следующем соотношении компонентов, % масс.: KCl-электролит –
8-10; дисолван – 0,2-0,5; ВМР – остальное. Дисолван относится к катионоактивному неионогенному поверхностно-активному веществу (НПАВ). Водосмесевое соотношение ВМР равно 0,6.

Проведенные исследования свидетельствуют, что при снижении концентрации KCl-электролита менее 8 % масс. температура замерзания раствора снижается незначительно, зато его негативные кольматирующие свойства возрастают. При увеличении концентрации KCl-электролита более 10 % масс. возрастает плотность раствора и ухудшается способность к выносу твердых составляющих на поверхность. При снижении концентрации дисолвана менее 0,1 % масс. условная вязкость и температура замерзания предлагаемого раствора снижаются также незначительно, а при содержании более 0,5 % масс. – резко снижаются. Увеличение водосмесительного соотношения более 0,6 снижает эффективность разрушения газогидратно-ледяной пробки, так как уменьшается воздействии метанола на твердые ледяные частицы пробки.

К жидкостям глушения предъявляются следующие основные требования: отсутствие негативного воздействия на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пласта, возможность регулирования структурно-механическими свойствами в широком диапазоне, доступность составных компонентов, несложность их приготовления в промысловых условиях. К блокирующим композициям предъявляются следующие требования:  высокая вязкость и низкий показатель фильтрации.

Для повторного глушения скважин и блокирования ПЗП при участии автора разработаны жидкость глушения и блокирующая композиция на полимерной основе (патент РФ № 2346149). В качестве жидкости глушения используется состав, включающий, масс. %: сухую смесь полимерно-коллоидного раствора (ПКР) – 6; водный раствор NaCl – 6-20; ВМР  –  88-74. Плотность такого раствора составляет 1140 кг/м3, условная вязкость достигает 30-40 с, фильтрация 3 см3/30 мин, статическое напряжение сдвига (СНС) соответствует 3/6 дПа, водородный показатель рН составляет 6,5.

В качестве блокирующей композиции используется загущенная жидкость глушения следующего состава, масс. %: сухая смесь ПКР – 18; водный раствор NaCl – 6-20; ВМР – 76-62. Плотность композиции составляет 1180 кг/м3, условной вязкостью повышена до 150-180 с, фильтрацией снижена до 0 см3/30 мин, СНС увеличена до 32/33 дПа, рН остается без изменения 6,5.

Для повышения эффективности ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн газовых и газоконденсатных скважин при участии автора разработаны облегченный (патент РФ № 2303048) и расширяющийся (патент РФ № 2301823) цементные растворы, а также облегченная полимерная герметизирующая композиция (патент РФ № 2333346).

Лабораторные исследования показали, что наибольший расширяющийся эффект получается при содержании в тампонажных растворахдобавок: гидрокарбоалюмината (ГКА) и гипса от 2 % масс. до 7 % масс., пластификатора – 0,2 % масс., портландцемента (ПТЦ) – 86-96 % при водосмесевом соотношении 0,5-0,6. Испытание композиции, состоящей из этих компонентов, после двухсуточного затвердевания при температуре 20 С показало, что максимальная растекаемость колеблется от 210 до 230 мм.

В третьем разделе представлены разработанные автором технологическая модель (рисунке 3 и комплексная технология расконсервации

газовых скважин, длительное время находящихся в консервации (патент РФ № 2378493), включающая: техническое освидетельствование устья и ствола скважины; устранение выявленных осложнений, таких как негерметичность эксплуатационной колонны,  наличие газогидратных и ПГП,  приток пластовых вод и разрушение ПЗП; восстановление газодинамической связи скважины с продуктивным пластом методами ОПЗ, ГРП, бурением БС и другими методами; освоение скважины.

В качестве солевого раствора для растепления эксплуатационной колонны скважины используется облегченный солевой раствор (патент РФ № 2319725) следующего состава, масс. %: KCl-электролит – 8-10, дисолван – 0,2-0,5, ВМР – остальное.

Плотность солевого раствора для разбуривания цементного моста, установленного в эксплуатационной колонне скважины над продуктивным пластом, определяется по известному уравнению:

  = , (1)

где – плотность солевого раствора, кг/м3; Рпл – пластовое давление, кгс/см2; k – коэффициент безопасности (1,05 – для скважин глубиной менее 1200 м; 1,10 – для скважин глубиной более 1200 м); h – глубина установки цементного моста, м; g – ускорение свободного падения, м/с2.

В качестве солевого раствора для разбуривания цементного моста, находящегося в эксплуатационной колонне над продуктивным пластом, используют утяжеленный солевой раствор следующего состава, масс. %: KCl – 60-68, MgCl2 – 4-9, NaCl – 12-24, CaCl2 – 1,2-2,4, ВМР – остальное.

В качестве тампонажного материала при ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны используется облегченный (патент РФ № 2303048) или расширяющийся (патент РФ № 2301823) цементный раствор на основе ПТЦ или облегченная полимерная герметизирующая композиция (патент РФ № 2333346).

При наличии давления в устьевом оборудовании или стволе скважины в процессе расконсервации проводят повторное глушение скважины жидкостями глушения и блокирующими композициями (патенты РФ
№ 2346149).

Промывку ствола скважины и ликвидацию ПГП при расконсервации скважины проводят облегченными солевыми растворами или аэрированными жидкостями.

При наличии притока пластовых вод в процессе расконсервации скважины проводят водоизоляционные работы водоизоляционными композициями на основе модифицированных цементов или отсечением обводнившейся части пласта дополнительной колонной труб (хвостовиком).

Восстановление газодинамической связи скважины с продуктивным пластом осуществляют физико-химическими (кислотная ОПЗ) и механическими методами (корпусными или сверлящими перфораторами, либо методами пластической или гидропескоструйной перфорации, либо методами ГРП или бурением БС).

Кислотная ОПЗ в условиях АНПД осуществляется в следующей последовательности (патент РФ № 2451175). После промывки скважины в нее последовательно закачиваются метанол и (18-20) %-ный раствор соляной кислоты. После завершения периода реакции кислоты с породой осуществляется вызов притока, в процессе которого удаляются отходы реакции. Затем в скважину повторно закачиваются (18-20) %-ный раствор соляной кислоты и газовый конденсат, кислотный состав продавливается в ПЗП инертным газом. После повторного вызова притока и удаления продуктов реакции в скважину закачивается раствор глинокислоты, состоящий из (3-5) %-ной плавиковой и (10-12) %-ной соляной кислот, кислотный состав продавливается в ПЗП инертным газом. После этого скважина отрабатывается до вывода ее на проектный режим.

На многопластовых месторождениях ОПЗ осуществляется поинтервально (рисунок 4).

Восстановление газодинамической связи расконсервируемой скважины с пластом в условиях АНПД с использованием БС (патент РФ
№ 2349734, совместно с Чижовым И.В.). После демонтажа с отводов ФА заглушек, монтажа на задвижках штурвалов, проверки наличия давления в ФА и стволе скважины, замены старого технологического раствора на свежий, выше установленного в стволе скважины цементного моста вырезается окно и бурится БС до продуктивного пласта из условия его вскрытия за пределами закольматированной ПЗП на удаленном расстоянии от башмака старого ствола (рисунок 5).

1 – эксплуатационная колонна;

2 – пласт; 3 – ЛК; 4 – БДТ;
5 – центратор; 6 – надувной пакер-пробка; 7 – обрабатываемый пласт;

8 – надувной пакер

Рисунок 4 – Схема восстановления

газодинамической связи скважины

с пластом поинтервальной ОПЗ

1 – изоляционный цементный мост;
2 – отводы ФА; 3 – ФА; 4 – задвижка;
5 – штурвал; 6 – манометр;
7 – эксплуатационная колонна;

8 – окно; 9 – БС; 10 – пласт; 11 – ПЗП;
12 – обсадная колонна БС; 13 – интервал
перфорации

Рисунок 5 – Схема восстановления

газодинамической связи скважины

с пластом бурением БС


Восстановление газодинамической связи расконсервируемой скважины с пластом в условиях АНПД методом ГРП с использованием противовыбросового оборудования (ПВО) осуществляется следующим образом. После демонтажа с устья елки фонтанной арматуры (ФА) и монтажа ПВО в скважину спускается колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) с КПО, включающем пакер, посадочный ниппель и циркуляционный клапан (рисунок 6).

1 – КПО; 2 – НКТ; 3 – колонная головка;

4  – крестовина; 5 – линия контроля;

6 – ПВО; 7 – надпревенторная
катушка; 8 – подвесной фланец;
9 – подвесной патрубок; 10  – линия нагнетания; 11 – кран высокого
давления; 12  – БРС; 13 – факельная линия; 14 – трещины разрыва

Рисунок 6 – Технологическая схема

восстановления газодинамической
связи скважины с пластом методом ГРП с использованием ПВО

1 – КПО; 2 – НКТ; 3 – колонная головка;

4 – линия контроля; 5 – подвеска НКТ;

6  – трубная головка; 7 – подвесной
патрубок; 8 – кран высокого давления;
9 – протектор; 10  – БРС; 11 –  линия
нагнетания; 12 – елка ФА;
13 – факельная линия;
14 – трещины разрыва

Рисунок 7 – Технологическая схема

восстановления газодинамической

связи скважины с пластом

методом ГРП с использованием
протектора

Колонна НКТ подвешивается на подвесном патрубке, который закрепляется с помощью подвесного фланца на надпревенторной катушке. Пакер высокого давления приводится в рабочее состояние путем перекрытия проходного отверстия в посадочном ниппеле, после чего нагнетанием жидкости разрыва проводится ГРП и образовавшиеся трещины закрепляются проппантом. Циркуляция продавочной жидкости осуществляется с помощью циркуляционного клапана.

После завершения ГРП следом за продавочной жидкостью в интервал продуктивного пласта закачивается блокирующая композиция, описанная выше, для предотвращения попадания в ПЗП жидкости глушения, находящейся в стволе скважины.

При восстановлении газодинамической связи расконсервируемой скважины с пластом для защиты эксплуатационной фонтанной арматуры, рассчитанной на значительно меньшее, чем при ГРП, рабочее давление, предлагается использовать протектор (специальный цилиндрический патрубок), устанавливаемый в полости ФА (патент РФ № 54396, рисунок 7). Протектор закрепляется между быстроразъемным соединением (БРС) и  верхним фланцем буферной задвижки елки ФА. На крестовину елки ФА вместо старой буферной задвижки монтируется кран высокого давления, а на него монтируется БРС для присоединения нагнетательного трубопровода. Дальнейшие работы по ГРП проводятся по вышеописанной технологии.

Освоение скважин в условиях АНПД проводится в зависимости от коэффициента аномальности пластового давления (Ка) различными способами. При Ка = 0,7-0,9 вызов притока проводится путем замены жидкости глушения через БДТ на облегченную жидкость, например на техническую воду с добавлением жидких ПАВ, газовый конденсат, дизельное топливо, нефть (в летний период) или ВМР (в зимний период). При Ка = 0,5-0,7 вызов притока проводится путем замены жидкости глушения на аэрированную жидкость, получаемую при смешивании на эжекторе инертного газа от компрессорной установки типа СДА с жидким ПАВ, подаваемым от насосной установки. При Ка = 0,3-0,5 вызов притока проводится путем замены жидкости глушения на аэрированную жидкость или пенную систему, которые образуются при смешивании на эжекторе газа высокого давления, подаваемого от бустерной установки через газовый сепаратор, с пенообразующей жидкостью (ПОЖ), подаваемой от насосной установки. Возможна подача инертного газа от азотной установки, например УНГ, или природного газа от дожимной компрессорной станции (рисунок 8).

Рисунок 8 – Схема освоения скважины при Ка < 0,3

При Ка ниже 0,3 (патент РФ № 2399756) вызов притока проводится путем замены жидкости глушения на аэрированную жидкость или пенную систему, которые образуются при смешивании на эжекторе инертного газа, подаваемого от высокопроизводительной установки нагнетания газа, с пенообразующей жидкостью, подаваемой от насосной установки. Возможна подача природного газа, подаваемого из газосборного коллектора и компримированного до необходимого давления первоначально на мобильной компрессорной установке (при её наличии) или дожимной компрессорной станции и дополнительно на бустерной установке (положительное решение по заявке РФ № 2011104318) .

В четвертом разделе приведена технико-экономическая эффективность разработанных технологий и технических устройств для осуществления этих технологий.

Разработанные автором технологии и технологические решения внедрены на Ямбургском и Бованенковском месторождениях. На Ямбургском месторождении выведено из бездействия 20 газовых скважин, на Бованенковском расконсервировано 9 газовых скважин. Дебит скважин колеблется от 110 тыс. м3 (на Ямбургском) до 940 тыс. м3 (на Бованенковском).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Обобщены, систематизированы и проанализированы существующие технологии расконсервации газовых скважин и восстановления их продуктивности в условиях АНПД при наличии ММП. Разработана технологическая модель процесса расконсервации и восстановления продуктивности газовых скважин, длительное время находящихся в консервации, в условиях АНПД при наличии ММП.

2. Разработана комплексная технология по расконсервации газовых скважин, длительное время находящихся в консервации, и восстановлению их продуктивности в условиях АНПД при наличии ММП, включающая их техническое освидетельствование, растепление и повторное глушение, ликвидацию негерметичности эксплуатационной колонны, промывку ПГП и изоляцию притока пластовых вод, восстановление газодинамической связи расконсервируемых скважин с пластом и их освоение.

3. Разработаны новые составы технологических растворов, жидкостей и композиций для расконсервации газовых скважин, длительное время находящихся в консервации, и восстановления их продуктивности в условиях АНПД, которые обеспечивают эффективную ликвидацию газогидратных пробок и блокирование ПЗП с сохранением продуктивности расконсервируемых скважин и сокращением продолжительности ремонтных работ в 1,5 раза.

4. Разработаны технические устройства для осуществления новых технологий, позволяющие повысить безопасность и сократить продолжительность ремонтных работ, увеличить эффективность восстановления газодинамической связи скважины с пластом и ее освоение.

5. Проведены промысловые испытания разработанных технологий на месторождениях Западной Сибири, оценена эффективность их внедрения в производство. Разработано 7 руководящих документов, которые применяются при расконсервации и выводе из бездействия газовых скважин месторождений Крайнего Севера, в частности Ямбургского и Бованенковского месторождений. Разработанные автором комплексная технология, ее отдельные элементы и технические устройства внедрены на Ямбургском (на 20 скважинах) и Бованенковском (на 9 скважинах) месторождениях. Скважины выведены из расконсервации и бездействия с дебитом от 110 тыс.  до 940 тыс. м3/сут.

Основные результаты работы опубликованы в следующих
научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Дмитрук В.В., Рахимов Н.В., Хозяинов В.Н., Кустышев Д.А. Проблемы капитального ремонта скважин на Ямбургском месторождении // Наука и техника в газовой промышленности. – 2009. – № 2. – С. 45-47.

2. Кустышев Д.А. Особенности расконсервации скважин, длительное время находящихся в консервации или в бездействующем фонде // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. – Уфа, 2009. – Вып. 3 (77). – С. 19-23.

3. Кустышев Д.А., Никифоров В.Н., Чижов И.В., Гейхман М.Г., Шаталов Д.А. Восстановление обводненной газовой скважины бурением бокового ствола // Изв. вузов «Нефть и газ». – 2010. – № 3. – С. 48-52.

4. Кустышев Д.А., Обиднов В.Б. Оборудование и технология гидравлического разрыва пласта при расконсервации нефтегазовых скважин на месторождениях Западной Сибири // Оборудование и технологии нефтегазового комплекса. – 2010. – № 6. –  С. 45-49.

5. Кустышев Д.А. Расконсервация длительно простаивающих газоконденсатных скважин методом гидравлического разрыва пласта // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2010.  – № 12. – С. 25-29.

6. Кустышев Д.А. Методика определения технологических параметров освоения скважин в условиях пониженных пластовых давлений // Изв. вузов «Нефть и газ». – 2011. – № 4. – С. 56-59.

7. Кустышев Д.А. Восстановление продуктивности расконсервируемых скважин ачимовских отложений // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. – Уфа, 2012. – Вып.  2 (88). –  С. 15-19.

Монография

8. Обиднов В.Б., Кустышев А.В., Зозуля Г.П., Гейхман М.Г., Ткаченко Р.В., Чижова Т.И., Кустышев Д.А. Проблемы вывода скважин из бездействующего фонда на поздней стадии разработки Ямбургского месторождения // Обз. информ. Сер. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». М.: Газпром Экспо, 2009. 84 с.

Патенты на изобретения и полезные модели

9. Пат. 54396 РФ, Е 21 В 43/26. Устройство для гидравлического разрыва пласта газовой скважины / А.В. Кустышев, А.В. Немков, Д.А. Кустышев и др. (РФ). –  2006100355; Заявлено 10.01.06; Опубл. 27.06.06. Бюл. 18.

10. Пат. 2301823 РФ, С 09 К 8/467. Расширяющийся тампонажный материал / И.А. Кустышев, Н.Е. Щербич, Д.А. Кустышев и др. (РФ). – 2005122807; Заявлено 18.07.05; Опубл. 27.06.07. Бюл. 18.

11. Пат. 2303048 РФ, С 09 К 8/473. Облегченный тампонажный раствор / И.А. Кустышев, Н.Е. Щербич, Д.А. Кустышев и др. (РФ). – 2005130899; Заявлено 05.10.05; Опубл. 20.07.07. Бюл. 20.

12. Пат. 2319725 РФ, С 09 К 8/524. Облегченный солевой раствор для растепления газовых скважин / А.В. Кустышев, В.Б. Обиднов, Д.А. Кустышев и др. (РФ). –  2006115275; Заявлено 03.05.06; Опубл. 20.03.08. Бюл. 5.

13. Пат. 2333346 РФ, Е 21 В 33/13. Способ ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны нефтегазовой скважины / А.В. Кустышев, Н.Е. Щербич, Д.А. Кустышев и др. (РФ). – 2007100858; Заявлено 09.01.07; Опубл. 10.09.08. Бюл. 25.

14. Пат. 2346149 РФ, Е 21 В 43/12. Способ глушения низкотемпературной газоконденсатной скважины в условиях АНПД / В.Б. Обиднов, А.М. Шарипов, Д.А. Кустышев и др. (РФ). – 2006142117; Заявлено 28.11.06; Опубл. 10.02.09. Бюл. 4.

15. Пат. 2349734 РФ, Е 21 В 43/00. Способ расконсервации скважины / А.В. Кустышев, И.А. Кустышев, Д.А. Кустышев, И.В. Чижов и др. (РФ). – 2007116184; Заявлено 27.04.07; Опубл. 20.03.09. Бюл. 8.

16. Пат. 2378493 РФ, Е 21 В 43/00. Способ расконсервации нефтегазовой скважины с негерметичной эксплуатационной колонной в условиях наличия в разрезе многолетнемерзлых пород / Г.В. Крылов, Д.А. Кустышев, Р.В. Ткаченко и др. (РФ). –  2008137025; Заявлено 15.09.08; Опубл. 10.01.10. Бюл. 2.

17. Пат. 2399756 РФ, Е 21 В 43/25. Способ освоения газовой скважины без пакера в условиях аномально низких пластовых давлений / А.В. Кононов, Д.А. Кустышев, А.А. Сингуров и др. (РФ). – 2009123059; Заявлено 16.06.09; Опубл. 20.09.10. Бюл. 26.

18. Пат. 2403376 РФ, Е 21 В 43/12. Способ изоляции притока пластовых вод в скважине со смятой эксплуатационной колонной в условиях аномально низких пластовых давлений / Д.А. Кустышев, И.А. Кустышев (РФ). – 2009133298; Заявлено 04.09.09; Опубл. 10.12.10. Бюл. 34.

19. Пат. 2451175 РФ, Е 21 В 43/27; В 43/22. Способ обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта / С.А. Скрылев, Е.В. Паникаровский, В.В. Паникаровский, Д.А. Кряквин, Д.А. Кустышев и др. (РФ). – 2010151580; Заявлено 15.12.10; Опубл. 20.05.12; Бюл. 14.

20. Пат. 90487 РФ, Е 21 В 35/00. Манифольдный блок для промывки песчаной пробки и освоения газовой скважины в условиях аномально низкого пластового давления / В.Н. Дубровский, Д.А. Кустышев, Н.Д. Дубровский и др. (РФ). – 2009131813; Заявлено 21.08.09; Опубл. 10.01.10. Бюл. 1.

Прочие печатные издания

21. Кустышев Д.А., Немков А.В., Ткаченко Р.В. Проблемы и перспективы капитального ремонта газоконденсатных скважин Ямбургского месторождения // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин. Спец. сб. – М.: ИРЦ Газпром, 2008. – Вып. 3. – С. 47-49.

22. Кустышев Д.А., Ягафаров А.К., Клещенко И.И. Безбитумный буровой раствор на углеводородной основе // Применение современных методов исследования пластов и скважин при решении задач разработки месторождений нефти и газа: Сб. тр. кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» Института нефти и газа ТюмГНГУ. – Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2004. – Вып. 1. –  С. 175-177.

23. Кустышев Д.А., Чижов И.В., Кустышев А.В., Казаков Е.Г., Ваганов Ю.В. К вопросу ликвидации притока верхних вод к забоям скважин на многопластовых месторождениях // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири. Сб. научн. тр. Института нефти и газа ТюмГНГУ и материалов межрегиональной науч.-практич. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления.  – Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. – С. 167-168.

24. Обиднов В.Б., Шарипов А.М., Ткаченко Р.В., Кустышев Д.А., Чижов И.В. Гидрофобные и блокирующие растворы для капитального ремонта скважин в условиях АНПД // Проблемы интенсификации скважин при разработке газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. Сб. тр. кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» Института нефти и газа ТюмГНГУ. – Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый университет», 2007. – Вып. 2. – С. 164-169.

25. Кустышев Д.А. Результаты капитального ремонта газоконденсатных скважин на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении в 2007 году // Результативность проведения геолого-технических мероприятий. Матер. совещания ведущих специалистов предприятий ОАО «Газпром» (Кисловодск,
18-22 февраля 2008 г.). – М.: ИРЦ Газпром, 2008. – С. 29-31.

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

– плотность солевого раствора, кг/м3; Рпл – пластовое давление, кгс/см2; k – коэффициент безопасности (1,05 – для скважин глубиной менее 1200 м; 1,10 – для скважин глубиной более 1200 м); h – глубина установки цементного моста, м;
g – ускорение свободного падения, м/с2.

БУКВЕННЫЕ ИНДЕКСЫ

Ка – коэффициент аномальности пластового давления; Э/К – эксплуатационная колонна; Л/К – лифтовая колонна.

АББРЕВИАТУРЫ

АНПД – аномально низкое пластовое давление; АСМ – алюмосиликатные микросферы; БДТ – безмуфтовая длинномерная труба; БРС – быстроразъемное соединение; БС – боковой ствол; ВИР – водоизоляционные работы; ВМР – водометанольный раствор; ГИС – геофизические исследования скважин; ГКА – гидрокарбоалюминат; ГРП – гидравлический разрыв пласта; ДКС – дожимная компрессорная станция; КМЦ – карбоксиметилцеллюлоза; КОПС – комплекс оборудования для промывки скважины; КПО – комплекс подземного оборудования; КРС – капитальный ремонт скважин; ММП – многолетнемерзлые породы; НКТ – насосно-компрессорная труба; НПАВ – неионогенное поверхностно-активное вещество; ОПЗ – обработка призабойной зоны; ПАВ – поверхностно-активное вещество; ПВО – противовыбросовое оборудование; ПГП – песчано-глинистая пробка; ПЗП – призабойная зона пласта; ПЗР – подготовительно-заключительные работы; ПКР – полимер-коллоидный раствор; ПОЖ – пенообразующая жидкость; ПТЦ – портландцемент; РИР – ремонтно-изоляционные работы; СНС – статическое напряжение сдвига; ФА – фонтанная арматура; ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства; УКПГ – установка комплексной подготовки газа; УНГ – установка нагнетания газа; ЭПУ – эпоксиполиуретан; CaCl2 – хлорид кальция; KCl – хлорид калия; MgCl2 – хлорид магния; NaCl – хлорид натрия; NaOH – гидроокись натрия.

Фонд содействия развитию научных исследований.

Подписано к печати 24.09.2012 г. Бумага писчая.

Заказ №  247. Тираж 100 экз.

Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.






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

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.