Разработка технологии и технических средств для очистки газовых скважин от глинисто-песчаных пробок в условиях АНПД: на примере месторождений Западной Сибири

Актуальность работы. В настоящее время газ является неотъемлемой частью стратегических природных запасов, определяющих энергетическую жизнеспособность и стабильность Российской Федерации, и в обозримом будущем его роль будет непрерывно возрастать, поэтому поддержание на должном уровне и увеличение добычи природного газа и газового конденсата является важнейшей задачей отрасли.

На данный момент Надым-Пур-Тазовский регион Западной Сибири остается основным газодобывающим районом, несмотря на то, что выработан-ность базовых сеноманских залежей на начало 2004 г. составила: Медвежье -82,3%, Уренгойская площадь — 77,9%, Ен-Яхинская площадь — 71,3%, Ям-бургское — 63,25% [1].

Поэтому приоритетным направлением развития газовой промышленности, в частности в западносибирском регионе, является повышение степени извлечения газа и газового конденсата из недр, что обуславливает повышение требований к разработке месторождений. Особенно остро эта проблема стоит при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторождения.

Завершающая стадия разработки характеризуется высокими темпами падения пластового давления, снижением дебита, продвижением подошвенных и законтурных вод, нарастающим обводнением добывающих скважин и интенсивным разрушением призабойных зон, что осложняет эксплуатацию и может привести к сокращению сроков эксплуатации и снижению экономически рентабельного промышленного коэффициента газоотдачи. Так например на Вынгапуровском газовом месторождении при средней глубине залегания газоносного пласта 990−1060 м пластовое давление с начала разработки месторождения понизилось с 10,3 МПа до 1,45 МПа (по состоянию на 01.01.2006 г.) и составляет 18,06% от начального давления. По данным глубинных замеров 91% (52% частичным, 39% с полным перекрытием интервала перфорации) скважин эксплуатационного фонда работают с наличием глинисто-песчаной пробки на забое скважины.

Для поддержания добычи газа необходимо сокращение осложненного фонда скважин путем увеличения объемов капитального ремонта скважин (КРС). Исследованиями ВНИИГАЗа установлено, что невыполнение объемов КРС приведет к снижению добычи газа в сеноманских залежах 5 — 10% от проектного уровня при газоотдачи пласта 70 — 90% [1].

Особое внимание при решении задачи обеспечения проектного уровня добычи газа и газового конденсата уделяется увеличению межремонтного периода работы скважин, сокращению времени ремонта, освоению и выводу скважин на расчетный режим эксплуатации. Одним из основных факторов, влияющих на повышение вышеперечисленных характеристик, является совершенствование технологии ремонтных работ, таких как: удаление глинисто-песчаных пробок, замена внутрискважинного оборудования, изоляционные работы, ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн, зарезка бокового ствола и т. д.

Наиболее полно совершенствование технологий ремонтно-восстановительных работ (РВР) в условиях АНГТД с применением различных промывочных систем рассматривались в работах А. Д. Амирова, В.А. Амия-на, А. Г. Амияна, Ю. М. Басарыгина, В. Ф. Будникова, P.A. Гасумова, В. И. Грайфера, В. Н. Каменева, Ю. Д. Кочмара, П. П. Макаренко, JI.C. Молчанова, В. И. Нифантова, С. Т. Овнатанова, С. А. Рябоконя, K.M. Тагирова, В. Е. Шмелькова, В. А. Шумилова, В. А. Юрьева, P.C. Яреймчука, А. Б. Яшина и д.р.

Удаление глинисто-песчаных пробок из скважин является наиболее распространенным видом ремонтно-восстановительных работ (РВР) на ряде газовых и газоконденсатных месторождений, находящихся на завершающей стадии эксплуатации. Известно, что на завершающей стадии разработки месторождений существенно возрастает вероятность возникновения осложнений при проведении работ по удалению глинисто-песчаных пробок. Низкие пластовые давления и высокая проницаемость пласта создает большие трудности для проведения РВР.

В настоящее время промывка глинисто-песчаных пробок осуществляется как традиционным способом с предварительным глушением скважины, так и способом, исключающим необходимость глушения скважины. Удаление пробки без предварительного глушения скважины с использованием кол-тюбинговых установок позволяет существенно сократить время и средства на проведение этой операции. Вместе с тем, широкое распространение первого способа обуславливает необходимость дальнейших исследований негативного влияния процедуры глушения на продуктивный пласт, подбора составов технологических жидкостей, исключающих значительное его загрязнение. С этой целью могут быть использованы жидкости, обладающие способностью временного блокирования продуктивного пласта. Блокирующие жидкости должны исключить загрязнение продуктивного пласта, поглощение фильтрата промывочной жидкости, выдерживать высокие репрессии в системе «скважина-пласт», легко удаляться из пласта при минимальных депрессиях в процессе освоения скважин и быть работоспособными при отрицательных температурах в условиях Крайнего Севера. Из производственного опыта временного блокирования продуктивного пласта скважины в процессе РВР и по результатам обработки научно-технической литературы следует, что наиболее перспективным в плане сохранения коллекторских свойств пласта после ремонта является применение специальных технологических жидкостей (пенные системы, гели и д.р.) с различными наполнителями. В связи с этим возникает необходимость в разработке технологических жидкостей с наполнителями для глушения скважин в условиях АНПД, отвечающих вышеперечисленным требованиям.

В последние годы в мировой практике проведения РВР все чаще используются колтюбинговые установки. Основным видом работ, выполняемым с использованием колтюбинговых установок, является удаление глинисто-песчаных пробок. Для эффективного размыва глинисто-песчаной пробки с использованием колтюбинговой установки необходимо обеспечение гидромониторного истечения жидкости из насадок промывочного устройства, но из-за больших потерь давления в безмуфтовой длинномерной трубе (БДТ) этого не всегда можно добиться. Поэтому для решения вопроса промывки прочных глинисто-песчаных пробок большой мощности, возникает необходимость разработки специальных устройств и технологий, ускоряющих процесс размыва глинисто-песчаных пробок с применением колтюбингоых установок.

Поскольку предлагаемая диссертационная работа и посвящена решению приведенных выше проблем, ее тема является актуальной и перспективной.

Цель работы: Разработка технологий и технических средств, направленных на снижение фонда бездействующих газовых скважин в условиях АНПД за счет существенного роста эффективности ликвидации ГПП различными способами.

Основные задачи работы:

1. Исследование и разработка составов блокирующих жидкостей для глушения газовых скважин в условиях АНПД.

2. Исследование и разработка составов промывочных жидкостей для удаления ГПП из газовых скважин.

3. Разработка технологии разрушения ГПП с использованием колтюбинговой установки в газовых скважинах месторождений, находящихся на завершающей стадии эксплуатации.

4. Разработка технических средств, обеспечивающих высокую эффективность разрушения ГПП при применении колтюбинговых установок.

5. Практическая реализация разработок и оценка эффективности их внедрения.

Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решались на основе анализа и обобщения имеющихся теоретических, лабораторных и промысловых материалов по данной проблеме, а также на результатах собственных аналитических, лабораторных, стендовых и промысловых исследований с использованием современных лабораторных приборов и установок.

Научная новизна:

1. Разработана технологическая жидкость для временной изоляции высокопроницаемого продуктивного пласта при глушении скважин в условиях АНПД (заявка на изобретение с решением о выдаче патента Российской Федерации от 27.06.06. № 2 005 117 601/03(20 040) — заявл. 07.06.05).

2. Предложен наполнитель на основе древесной коры для технологических жидкостей, используемых при глушении газовых скважин в условиях АНПД, способный создать прочный экран в призабойной зоне пласта и легко удаляться из призабойной зоны при минимальных депрессиях.

3. Создана новая технология удаления ГПП с использованием колтю-бинговой установки, отличающаяся возможностью попеременной подачи порций ПОЖ заданного объема и давления в поток инертного газа и позволяющая проводить очистку ствола скважины при депрессии на пласт, на месторождениях с коэффициентом аномальности менее 0,4.

4. Разработаны гидроударные устройства, используемые в составе БДТ колтюбинговой установки, конструктивные возможности которых позволяют сочетать гидромониторное и механическое воздействие на разрушаемую поверхность, что обеспечивает ускорение процесса удаления глинисто-песчаной пробки (Заявка на изобретение с решением о выдаче патента Российской Федерации от 12.01.07. № 2 005 126 269/03- заявл. 18.08.05- опубл. 27.02.07.-Бюл.№ 6).

Практическая ценность и реализация работы.

1. Выявлены основные причины, определяющие эффективность удаления глинисто-песчаных пробок на Вынгапуровском газовом месторождении с использованием колтюбинговой установки.

2. Разработанная блокирующая жидкость предложена для глушения скважин на газовых месторождениях Западной Сибири в условиях АНПД.

3. Разработанный наполнитель (на основе древесной коры) к незамерзающей пенообразующей жидкости нашел широкое применение при глушении скважин на месторождениях ООО «Ноябрьскгаздобыча».

4. Предложена методика для определения реологических характеристик пенных систем. На основании лабораторных исследований получены уравнения для определения реологических показателей с учетом изменения газосодержания. Предложена методика определения выносных и удерживающих свойств пенных систем. Подобраны составы пенообразующих жидкостей исходя из особенностей их применения в условиях Западной Сибири.

5. Разработаны технические средства для разрушения плотных глинисто-песчаных пробок с использованием колтюбинговой установки. Результаты опытно-промышленных испытаний на месторождениях ООО «Ноябрьскгаздобыча» свидетельствуют об эффективности внедряемых разработок.

6. Разработанная методика расчета технологического процесса удаления глинисто-песчаных пробок в импульсном режиме нашла широкое применение при промывке скважин на Вынгапуровском газовом месторождении.

Основные защищаемые положения.

1. Блокирующая жидкость для глушения газовых скважин в условиях АНПД.

2. Технология удаления глинисто-песчаных пробок в импульсном режиме с использованием колтюбинговой установки.

3. Технические средства для разрушения плотных глинисто-песчаных пробок: гидроударное устройство УГ-С-56- гидроударное устройство УГ-50.

В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и консультациями своего научного руководителя кандидата технических наук Ю. А. Пули, которому автор глубоко благодарен. Автор выражает благодарность за научные консультации и ценные рекомендации, академику РАЕН и АГН, доктору технических наук, профессору P.A. Гасумову. Автор считает своим долгом выразить признательность кандидатам технических наук.

В.А.Машкову, В. М. Пищухину, В. А. Васильеву, сотрудникам ООО «Ноябрь-скгаздобыча» Н. Д. Дубровскому и А. С. Карпенко, а также сотрудникам лаборатории технологических жидкостей ОАО «СевКавНИПИгаз», оказавшим неоценимую помощь в работе над диссертацией.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

По результатам проведенного анализа установлено, что на заключительной стадии эксплуатации месторождений основной причиной разрушения призабойной зоны пласта и образования глинисто-песчаных пробок, является внедрение вод в газовую часть коллектора. Образование глинисто-песчаной пробки является причиной резкого снижения дебита скважины. Поэтому удаление глинисто-песчаных пробок является важной задачей.

Поскольку в настоящее время промывка глинисто-песчаных пробок осуществляется как традиционным способом с предварительным глушением скважины, так и способом, исключающим необходимость глушения скважины с использованием колтюбинговых установок, то в рамках диссертационной работы были рассмотрены оба способа.

При промывке глинисто-песчаных пробок с предварительным глушением скважины, основным фактором, влияющим на конечный результат текущего ремонта, является выбор жидкости глушения и промывочной жидкости. Установлено, что проведение работ по промывке глинисто-песчаных пробок с глушением продуктивного пласта нет необходимости в изменении стандартных технологий, а необходимо применение жидкостей, обладающих способностью временного блокирования продуктивного пласта. Наиболее полно этим требованиям соответствуют пенные системы с различными наполнителями, которые обладают закупоривающим и коркообразующим свойством. Из многочисленных наполнителей, проверенных в ходе поисковых исследований только наполнители растительного происхождения позволяют получить пенную систему, выдерживающую значительные перепады давления на пласт, и способную при низких депрессиях (0,1 — 0,5 МПа) легко удаляться из пласта и сохранять его первоначальную проницаемость. После проведения большого количества лабораторных исследований был предложен новый наполнитель на основе древесной коры. В качестве жидкости носителя была выбрана незамерзающая пенообразующая жидкость, нашедшая широкое применение на месторождениях Западной Сибири.

Стендовые испытания на экспериментальной установке по определению закупоривающих свойств показали, что блокирующая жидкость с разработанным наполнителем выдерживает 1,5−2 раза больший перепад давления, чем подобная жидкость с наполнителем «Полицелл-ЦФ». По результатам стендовых испытаний предложена рецептура нового наполнителя и изготовлена опытная партия для проведения ОПИ. Результаты опытно-промышленных испытаний на скважинах ООО «Ноябрьскгаздобыча» показали, что применение наполнителя «НДК-ЛХ» в пенной системе для блокирования продуктивного пласта в ходе РВР позволяет:

• надежно изолировать продуктивный горизонт от ствола скважины на время проведения ремонтных работ;

• предотвратить проникновение технологических жидкостей в пласт во время проведения ремонтных работсохранить естественную проницаемость продуктивного пласта;

• сократить сроки освоения скважин и затраты на проведение ремонтных работ.

Для проведения длительных РВР с применением традиционных установок с целью исключения попадания в коллектор значительных объемов промывочной жидкости и негативного ее влияния на устойчивость пород ПЗП предложено блокировать продуктивный пласт гелиевыми системами. Для глушения скважин предложен гелеобразный блокирующий состав, состоящий из лигносульфонатного реагента (ЛР), гелеобразователя, воды и наполнителя «НДК-ЛХ». В качестве гелеобразователя содержит материал полимерный «Конкрепол» (МП «Конкрепол»). В качестве ЛР он содержит реагент, выбранный из группылигносульфонат технический (ЛСТ), КССБ, феррохромлигносульфонат (ФХЛС) и лигназ. По результатам лабораторных исследований установлено, что содержание в гелеобразующем составе ЛР в количестве менее 8 мае. %, МП «Конкрепол» менее 3 мае. % нецелесообразно, так как не обеспечивает образования гелеобразной структуры. Содержание в составе ЛР в количестве более 10 мае. %, МП «Конкрепол» более 5 мас.% приводит к увеличению показателей вязкости его, в результате чего возникают осложнения при прокачивании в процессе использования.

По результатам лабораторных исследований, можно утверждать, что применение гелеобразующего состава в качестве блокирующей жидкости позволит:

— повысить эффективность глушения скважины за счет использования состава с улучшенными блокирующими свойствами, обеспечивающими образование более прочной структуры геля при сохранении низких значений фильтратоотдачи;

— сохранить естественную проницаемость продуктивных пластов после деблокирования, что сократит время на освоение скважин;

— расширить ассортимент гелеобразующих веществ;

— снизить затраты времени на приготовление состава.

В качестве промывочной жидкости для удаления глинисто-песчаных пробок предложено использовать двухфазные пены. Поскольку специфические свойства пены позволяют легко регулировать ее плотность в широком диапазоне, повышенная вязкость и структурно-механические свойства позволяют предотвратить проникновение пены в пласт. Лабораторные исследования пенных систем показали, что они обладают более высокой удерживающей и выносящей способностью по сравнению с обычными жидкостями и газом. Исходя из особенностей применения пенных систем на месторождениях Западной Сибири, разработаны новые составы пенообразующих жидкостей, обладающих морозоустойчивостью способные выдерживать температуру до — 35 °C. Разработанные пенные системы обладают высокой удерживающей и выносной способностью.

По результатам анализа применения технологий промывки глинисто-песчаных пробок без предварительного глушения скважин с использованием колтюбинговых установок на месторождениях, выходящих на завершающую стадию разработки, установлено, что основными причинами, влияющими на эффективность РВР, являются:

— горно-геологические условия (АНПД);

— высокая прочность глинисто-песчаных пробок;

— большие потери в БДТ колтюбинговой установки;

Для решения этих проблем были разработаны гидроударные устройства УГ-С-56, УГ-50, гидроударное промывочное устройство УПГ-54 и технология промывки ГПП в импульсном режиме.

Для осуществления возможности применения технологии промывки ГПП в импульсном режиме осуществлено моделирование процесса. Как показало моделирование и ОПИ, применение импульсной промывки позволяет снизить гидростатическое давление на пласт и уменьшить количество промывочной жидкости на удаление ГПП. Применять импульсную промывку необходимо в сочетании с гидроударным устройством, так как применение гидроударного устройства позволяет сочетать как гидромониторное так и механическое воздействие на ГПП, а как показали ОПИ на скважинах ООО «Ноябрьскгаздобыча» применение гидроударного устройства позволило повысить механическую скорость в двое.

Технологический эффект при удалении глинисто-песчаной пробки достигнут за счет механического, импульсного и гидромониторного воздействия на глинисто-песчаную пробку.

Экономический эффект при удалении глинисто-песчаной пробки достигнут за счет: сокращения времени на проведение операции;

— уменьшения расхода ПОЖ;

Результаты расчета экономического расчета от использования гидроударного устройства с использованием колтюбинговой установки свидетельствуют об эффективности ОПИ, так как величина чистого дохода по четырем скважинам составила 324,7 тыс. руб.