На правах рукописи ВАГАНОВ ЮРИЙ ВЛАДИМИРОВИЧ РАЗРАБОТКА И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ
advertisement
На правах рукописи ВАГАНОВ ЮРИЙ ВЛАДИМИРОВИЧ РАЗРАБОТКА И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ РАСКОНСЕРВАЦИИ И ОСВОЕНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В СЛОЖНЫХ КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ СЕВЕРА ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО ТЭК. Специальность 25.00.15 – Технология бурения и освоения скважин Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Тюмень – 2008 Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального нефтегазовый университет» образования «Тюменский (ТюмГНГУ) Федерального государственный агентства по образованию Научный руководитель – доктор технических наук, профессор Зозуля Григорий Павлович Официальные оппоненты: – доктор технических наук, профессор Бастриков Сергей Николаевич – кандидат технических наук Саунин Виктор Иванович Ведущая организация - Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий» (ООО «ТюменНИИгипрогаз») Защита состоится 17 апреля 2008 года в 14.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38. С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32. Автореферат разослан 17 марта 2008 года. Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор Г.П. Зозуля 3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. Растущий спрос на природный газ у нас в стране и за рубежом обуславливает необходимость увеличения его годовой добычи в России к 2030 году до 830-840 млрд. м3. Перспективы развития газодобывающей отрасли страны связаны, прежде всего, с эксплуатацией и освоением месторождений газа севера Тюменской области, где в настоящее время добывается 90 % российского газа, что составляет 20 % от его мировой добычи. Здесь достаточно давно разрабатываются такие крупнейшие месторождения газа, как Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Юбилейное, Ямсовейское, Комсомольское и др. Действующий эксплуатационный фонд газовых скважин составляет более пяти тысяч скважин, из которых более тысячи требуют капитального ремонта. При этом достаточно большое количество скважин находится в консервации и составляет более семи тысяч (скважины на балансе Госкомимущества РФ). Наличие такого количества скважин, которые длительное время (30 лет и более) находятся в бездействии, колонны и внутрискважинное оборудование которых корродирует, их остаточный ресурс надежности снижается, что является реальной угрозой экологического загрязнения недр и окружающей природной среды. Особенностью ремонта газовых и газоконденсатных скважин в суровых климатических условиях на месторождениях севера Тюменской области является наличие в разрезе скважин мерзлых пород, зон аномальных пластовых давлений (пониженных – АНПД, или повышенных - АВПД), влияющих как на процесс и качество ремонта, так и на последующую эксплуатацию скважин. Поэтому в таких условиях актуален поиск новых и совершенствование применяемых технологий ремонта газовых и газоконденсатных скважин. Цель работы. Разработка новых и совершенствование применяемых технологий расконсервации и освоения газовых и газоконденсатных скважин в 4 сложных климатических условиях Крайнего Севера. Основные задачи исследований 1. Анализ применяемых технологий расконсервации скважин, находящихся в длительной консервации (до 20-30 лет) при наличии в разрезе мерзлых пород и аномальных пластовых давлений на газовых месторождениях севера Западной Сибири. 2. Разработка новой технологии расконсервации и освоения газовых и газоконденсатных скважин, позволяющей предотвратить в таких условиях возможные осложнения при их дальнейшей эксплуатации. 3. Выбор метода и разработка новых технологических растворов для расконсервации и освоения газовых и газоконденсатных скважин в условиях аномальных пластовых давлений и наличия в разрезе мерзлых пород (МП). 4. Разработка технических средств с целью реализации предложенных технологий. 5. Оценка эффективности применения разработанных технологий и технических средств. Научная новизна диссертационной работы 1. Изучен механизм и выявлены особенности вывода скважин из длительной консервации при закольматированном коллекторе в условиях аномальных пластовых давлений и наличия в разрезе мерзлых пород. 2. Разработан комплекс технологий расконсервации газовых и газоконденсатных скважин, включающий техническое освидетельствование и ликвидацию негерметичности эксплуатационных колонн, промывку песчаных пробок, изоляцию притока пластовых вод, закрепление призабойной зоны и интенсификацию притока газа. 3. Разработаны новые составы технологических растворов для ремонта скважин, применение которых предотвращает растепление мерзлых пород и сохраняет фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород призабойной зоны пласта (ПЗП). 4. Предложена новая технология расконсервации газовых и газоконденсат- 5 ных скважин, включающая бурение боковых стволов, что позволяет успешно преодолеть закольматированую зону продуктивного пласта. Практическая ценность и реализация 1. Усовершенствованы технологии расконсервации газовых и газоконденсатных скважин за счет разработки новых прогрессивных способов, учитывающих условия возникновения осложнений и позволяющих увеличить межремонтный период скважин в 1,5 раза за счет ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, промывки песчаных пробок, превентивного (опережающего) предотвращения притока пластовых вод и закрепления пород призабойной зоны пласта. 2. Разработана технология расконсервации скважины, повышающая успешность работ в 2-3 раза за счет бурения бокового ствола (БС) с отходом его на расстояние, позволяющее успешно преодолеть закольматированную в процессе консервации ПЗП. 3. Разработан состав технологического раствора для растепления гидратных пробок (на основе хлоркалия-электролита), применение которого позволяет вдвое сократить время проведения ремонтных работ в газовых скважинах. 4. Разработан руководящий документ по глушению и растеплению газовых скважин на Пунгинском подземном хранилище газа (ПХГ) с применением растворов на основе хлоркалия-электролита (ООО «Тюментрансгаз»); 5. Разработан руководящий документ по выполнению ремонтно- изоляционных работ с применением тампонажного раствора на клеевой основе и пакера ПМ - 140 на скважинах ОАО ТНК-Нягань (ОАО ТНК-Нягань) 6. Разработаны рекомендации по сервисному обслуживанию ремонтных работ при расконсервации газовых и газоконденсатных скважин. Апробация работы Основные положения диссертации, результаты научных исследований и экспериментов докладывались и обсуждались на: региональной научно- 6 практической конференции «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2005 г.); научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз» «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири» (Тюмень, 2006 г.); 1-ой Всероссийской научно-практической конференции Западно-Сибирского отделения молодых инженеров-нефтянников SPE при ТюмГНГУ «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2007 г.); Межрегиональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления, посвященной 50-летию ТюмГНГУ «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2007 г.). Публикации Основные положения работы изложены в 10 печатных работах. Объем и структура работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов и основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 166 наименований. Изложена на 153 страницах машинописного текста и содержит: 16 рисунков, 9 таблиц, два приложения. СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цели и задачи исследований, кратко обоснована научная новизна, достоверность результатов и их практическая ценность, приведены сведения об апробации работы и внедрении ее результатов в производство. Первый раздел посвящен анализу состояния вопроса по существующим технологиям расконсервации газовых и газоконденсатных скважин в сложных климатических условиях ряда месторождений Западной Сибири, при наличии в их разрезе мерзлых пород и пластов с аномальными пластовыми давлениями. Промысловый опыт показывает, что сложность работ обусловлена прежде всего неоднородностью строения продуктивных отложений, так как с ростом 7 глубин их залегания происходит увеличение глинизации и плотности горных пород, что приводит к ухудшению ФЕС пласта (ФЕС изменяются в пределах: пористость 0,10-0,45; проницаемость от 0,001 до 3 ∙ 10-12 м2, коэффициент газонасыщенности 0,20-0,96). Определенные трудности возникают при проведении ремонтных работ на скважинах с наличием аномально низких пластовых давлений. Объективно многие газовые месторождения на севере Западной Сибири находятся на поздней стадии разработки, где имеет место интенсивное поступление пластовой жидкости и ее накопление на забоях скважин, что часто приводит к «глушению» продуктивного пласта. Одним из главных отрицательных последствий обводнения продуктивных интервалов является разрушение пород ПЗП с образованием в стволе и на забое глинистопесчаных пробок. Наиболее сложными являются работы по расконсервации скважин после их длительной консервации. Ситуация, как правило, осложняется тем, что скважины пробурены давно, их техническое состояние неизвестно, практически нет объективных сведений о технологиях их строительства и последующей эксплуатации. В этом случае необходимы работы по тщательному обследованию технического состояния ствола скважины с применением надежных в экстремальных климатических условиях технических средств, обеспечивающих эффективность и экологическую безопасность работ. В скважинах, простаивающих длительное время, температура в стволе выравнивается с температурой окружающего массива пород. В таких условиях ремонт осложняется образованием газогидратных пробок в стволах газовых скважин. Например, на Уренгойском газоконденсатном месторождении (ГКМ) средняя глубина нижней границы зоны гидратообразования для чистого метана составляет 570 м, а для природного газа – 820 м. При этом зимой температура воздуха на широте Полярного круга может снижаться до минус 60 С. Известно, что начало образования гидратов характеризуется резким увеличением электросопротивления зоны их формирования и уменьшением в ней давления. Разложение гидратов, наоборот, сопровождается ростом давления, так как в одном 8 объеме гидрата может содержаться от 70 до 300 объемов газа. При удалении гидратов следует учитывать цикличность образования и разрушения гидратов. Обусловленные этим циклические изменения давления способствуют разупрочнению пород пласта и тампонажного камня за колонной и, как следствие, к увеличению выноса механических примесей и образованию глинисто песчаных пробок в стволе скважины. Кроме того, резкое увеличение давления при разложении газогидратов в призабойной части скважины может передаваться по пласту в другие скважины куста (техногенное воздействие). Решение проблемы освоения ранее законсервированных скважин зависит от того, насколько качественно были проведены ремонтные работы по расконсервации и какое влияние они оказали на фильтрационно-емкостные свойства пород ПЗП, на сколько ухудшены были эти свойства до консервации скважины. Анализ данных различных исследований показывает, что если приток флюида осуществляется от контура питания, находящегося на расстоянии 300 м до стенок скважины (радиусом 0,1 м), то половина всего перепада давления расходуется на продвижение жидкости в поровом пространстве в зоне, ограниченной радиусом 5,5 м вокруг скважины. Глубина проникновения фильтрата в песчаники может достигать 5 – 8 м, при этом если проницаемость пористой среды в зоне кольматации (размером в 5 см) ухудшена в 20 раз, то скважина будет работать только на 51 % своих потенциальных возможностей, а если в 100 раз (что возможно), то на 18 %. Поэтому при выводе скважин из длительной консервации необходимо учитывать, что за время бездействия скважины влияние жидкой и твердой фаз технологических растворов в максимальной степени ухудшило фильтрационные характеристики коллектора. Наиболее распространенным способом восстановления работоспособности законсервированных скважин является вторичная перфорация эксплуатационной колонны перфораторами большой мощности (типа ПКС-105С), с последующей кислотной обработкой ПЗП и освоением скважины. 9 Проблемам вскрытия продуктивных пластов, зон с аномально высокими и низкими пластовыми давлениями посвящены работы многих ведущих ученых и исследователей как у нас в стране, так и за рубежом. Среди них: О.К. Ангелопуло, В.А. Афанасьев, Ю.Е. Батурин, С.Н. Бастриков, Р.А. Гасумов, В.Д. Городнов, С.И. Грачев, М.Г. Гейхман, Н.А. Жидовцев, Н.Н. Закиров, Г.П. Зозуля, Г.А. Кулябин, Ю.С. Кузнецов, В.Г. Кузнецов, И.И. Клещенко, Р.Р. Лукманов, М.Р. Мавлютов, Р.И. Медведский, В.И. Мищевич, В.П. Овчинников, В.Н. Поляков, В.И. Саунин, А.П. Телков, К.М. Федоров, А.К. Ягафаров, Р.И. Яремийчук, L. Astrella, R.C. Churchwell, G.E. Dawies и др. В отечественной и зарубежной практике освоение расконсервированных скважин основано на снижении противодавления на пласт путем регулирования плотности задавочной жидкости или снижения ее уровня в скважине. Традиционно на месторождениях с высоким пластовым давлением в качестве жидкости глушения применяется водный раствор хлористого кальция. Для снижения пластового давления до величины, близкой к гидростатическому давлению, в качестве технологической жидкости находят применение водные растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ), нефть и конденсат, облегченные инвертные дисперсии (ОИД) и др. При более низких пластовых давлениях наиболее целесообразным является освоение скважин с применением аэрированных жидкостей и пенных систем. Известно, что для достижения продуктивности скважины, близкой к потенциальной, необходимо, чтобы длина каналов перфорации была в 1,5 раза больше величины зоны проникновения фильтратов технологических жидкостей. Поскольку радиус зоны проникновения фильтратов таких жидкостей может достигать 5 м и более, а длина каналов наиболее мощных кумулятивных перфораторов не превышает 0,2-0,3 м, то выполнить указанное условие на данном уровне развития кумулятивной перфорации не удается, что подтверждает опыт восстановления простаивающих скважин на Уренгойском и Ямбургском месторождениях. При этом достаточно часто выявляются факты негерметичности 10 цементного камня за колонной и обводненности продуктивных пластов как подошвенными, так и водами из вышележащих горизонтов. Выбор способа обработки призабойной зоны (ОПЗ), как правило, осуществляют на основе изучения возможных причин низкой производительности скважин с учетом физико-механических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП. Часто на качество проведения ремонтных работ оказывают влияние субъективные факторы, среди которых основным является достигнутый уровень организации производства. Анализ эффективности работ нефтедобывающих предприятий позволяет утверждать, что переход на сервисное обслуживание является для них наиболее приемлемым и перспективным условием. При этом широкий спектр ремонтных сервисных работ предполагает привлечение значительного количества специализированных предприятий, способных качественно и своевременно выполнять необходимые договорные обязательства. Такой подход позволит способствовать формированию объективных рыночных цен на сервисные услуги и увеличению эффективности работ предприятий нефтегазодобывающей отрасли в целом. На основании проведенного анализа существующих технологий расконсервации и последующего КРС предложена схема выбора вида работ в сложных климатических условиях, базирующаяся на детальном изучении ранее выявленных осложнений при проведении ремонтов скважин (рисунок 1). Во втором разделе проведен анализ работ по ремонтам газовых и газоконденсатных скважин в условиях Крайнего Севера на примере ряда месторождений природного газа. Значительны объемы капитальных ремонтов газовых и газоконденсатных скважин на Ямсовейское, месторождениях Юбилейное, Севера Тюменской Вынгапуровское, области (Медвежье, Комсомольское, Губкинское, 11 Рисунок 1 – Рекомендуемая схема последовательности ремонтных работ при расконсервации газовых и газоконденсатных скважин в сложных климатических условиях Крайнего севера 12 Западно-Таркосалинское, Ямбургское и Уренгойское), куда входят работы по расконсервации и освоению скважин. Динамика изменения КРС на месторождениях Крайнего Севера за 2002-2006 гг. приведена в таблице 1. Таблица 1 – Сведения о количестве ремонтов газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях Западной Сибири, разрабатываемых ОАО «Газпром», за 2002-2006 гг. Месторождения Надымгазпром - Медвежье - Ямсовейское - Юбилейное Ноябрьскгаздобыча - Комсомольское - Губкинское - Западно-Таркосалинское - Вынгапуровское Ямбурггаздобыча -Ямбургское (газовые скважины) -Ямбургское (газоконденсатные скважины) Уренгойгазпром - Уренгойское (нефтяные скв.) - Уренгойское (газоконденсатные скв.) - Уренгойское (газовые скв.) Итого: 2002 40 33 7 51 14 4 2 26 54 Количество ремонтов Годы 2003 2004 2005 43 43 43 27 26 31 9 15 8 7 2 4 52 50 45 16 13 20 10 1 1 4 25 30 25 70 64 75 2006 47 34 8 5 39 17 22 73 40 35 34 42 30 29 42 31 245 84 201 73 190 54 - - 36 125 33 95 36 100 30 109 27 107 390 366 347 302 293 Анализ результатов КРС указывает на недостаточную эффективность технологий по изоляции притока пластовых вод и закреплению ПЗП. Например, с целью увеличения периода положительного эффекта от применения технологии промывки песчаных пробок необходимо сразу после ее окончания проводить работы по изоляции притока пластовых вод и закреплению ПЗП. При этом, 13 необходимы более эффективные технические средства для освобождения подпакерных хвостовиков, которые находятся в прихваченном состоянии за счет образовавшихся песчаных пробок. Анализ данных работ и применяемых технологий показывает, что на всех скважинах при их расконсервации, помимо основной операции – вызова притока флюида из пласта, были проведены ремонтные работы (РИР, ОПЗ и др.), без которых скважины невозможно было ввести в эксплуатацию. Проведенный обзор применяемых технологий борьбы с основными видами осложнений при расконсервации газовых и газоконденсатных скважин показывает, что их характерной особенностью является необходимость глушения скважин и проведения комплекса работ по подготовке скважин к проведению ремонтных технологических операций, что является в специфических условиях Крайнего Севера весьма проблематичным. Поэтому для решения вопросов внедрения эффективных способов расконсервации скважин, освоения и поддержания их в работоспособном состоянии необходима разработка принципиально новых технологических решений, к которым относятся технологии ремонта скважин с применением гибких труб (ГТ или колтюбинга). К таким технологиям следует отнести оценку технического состояния ствола скважины, разбуривание цементных мостов, вызов притока и интенсификацию добычи газа, прежде всего через наклонные боковые (БС) и горизонтальные боковые стволы (БГС). Вместе с тем, часто успешность работ объясняется небольшой продолжительностью (сроком) нахождения скважины в консервации, за период которой жидкости глушения и их фильтрат не успевают глубоко проникнуть в пласт и существенно ухудшить ФЭС ПЗП. При этом определяющим является правильный выбор технологии консервации и применения в процессе глушения не загрязняющих пласт жидкостей и материалов. По мере консервации увеличения увеличивается продолжительности степень загрязнения нахождения ПЗП, скважин возрастает в риск 14 значительного ухудшения ФЕС продуктивного пласта. Примером является скважина № 707 Уренгойского месторождения, в которой из-за проникновения цементного раствора и его фильтрата в продуктивный пласт освоение затянулось на срок более 3 месяцев. Аналогичная ситуация характерна для ряда скважин Ямбургского ГКМ. Особенно актуальна данная проблема при расконсервации разведочных скважин, пробуренных 30 и более лет назад, законсервированных с установкой цементных мостов и заполненных обычным или утяжеленным глинистым раствором. В таких скважинах необходим комплекс работ по их реанимации (восстановлению). Прежде всего это ремонтно-восстановительные работы при промывке песчаных пробок, изоляции притока пластовых вод, закреплению ПЗП и интенсификации притока газа, что подтверждается результатами многих исследований и опытом эксплуатации расконсервированных скважин. Актуальным направлением обеспечения рационального недропользования является организация на каждом месторождении при строительстве и капитальном ремонте скважин технологического надзора, осуществляемого специальной службой – супервайзинга. На газовых месторождениях Западной Сибири накоплен определенный опыт привлечения сторонних ремонтных подрядных организаций. Например, на Ямбургском месторождении для «сервисного» ремонта скважин привлекаются следующие различные фирмы и организации: ДООО «Бургаз», ЗАО «ЗапСибГаз», ЗАО «СГС», ООО «КАТКонефть», а в последние годы и зарубежные фирмы: «Schlumberger» и др. Однако услуги сервисных организаций часто малоэффективны. Так при проведении ГРП на Ямбургском ГКМ сервисные компании часто заведомо превышают расчетный объем закачиваемого проппанта с целью получения «любой ценой» положительного эффекта. В результате ствол скважин заполняется излишней проппантовой массой, способствующей прихвату насосно- компрессорных труб. Это влечет за собой увеличение продолжительности 15 промывки ствола и, в конечном итоге, к нерентабельности работ по ГРП с учетом затрат на дополнительную промывку скважин по удалению проппанта. Необходимость введения в состав нефтегазодобывающих предприятий служб супервайзингового контроля часто обусловлена нарушениями лицензионных требований, авариями, неоправданными капиталовложениями. Вполне естественно, что для организации и эффективного функционирования такой службы контроля необходимы квалифицированные специалисты. Отсутствие целевой централизованной подготовки супервайзеров заметно тормозит развитие и негативно сказывается на эффективности ремонтов скважин, так как за сервисными службами и супервайзинговым контролем будущее. Именно на сервисных предприятиях следует сосредотачивать высококвалифицированных специалистов, высокоэффективные технологии и наиболее современное и мобильное оборудование. В третьем разделе диссертации приведены результаты научных исследований по совершенствованию применяемых и разработке новых технологий расконсервации газовых и газоконденсатных скважин на скважин на месторождениях Западной Сибири. Опыт показывает, что сначала при расконсервации месторождениях Крайнего Севера необходимо проводить работы по растеплению и удалению газогидратных пробок, восстанавливая циркуляцию в стволе скважины. Для повышения эффективности процесса растепления оптимизированна и предложена новая рецептура жидкости глушения на основе реагента «хлоркалий-электролит» (KCl), на применение которой разработан технологический регламент по глушению и растеплению газовых скважин на Пунгинском ПХГ (СТО 00154223-03-2006). Технологический раствор на основе «хлоркалий-электролита» прост в приготовлении в промысловых условиях, не замерзает при минус 20 С, коэффициент восстановления проницаемости керна после воздействия составляет более 0,9. Он не содержит токсичных соединений, пожаровзрывобезопасен. По 16 степени воздействия на организм относится к 3 классу опасности. Основные параметры раствора, предложенного для растепления и промывки скважины, приведены в таблице 2. Таблица 2 – Рекомендуемый состав и свойства технологических свойств раствора на основе «хлоркалий-электролита» Свойства раствора плотность, вязкость температура условная, замерзания, , кг/м3 Т, с t, С Состав раствора, % масс. 10 %-ный водный раствор хлоркалийэлектролита (99,90 - 99,95 %) ПАВ (дисолван) (0,10 - 0,05 %) 1010 17 минус 20 Технология растепления газогидратных пробок заключается в следующем. На буферную задвижку фонтанной арматуры (рисунок 2) устанавливается специальный комплекс устьевого оборудования для промывки скважины. С помощью данного комплекса через внутреннюю полость эксплуатационной или лифтовой колон спускаются промывочные трубы до места образования газогидратной пробки. Затем в промывочные трубы закачивается подогретый (до плюс 60 С) раствор «хлоркалий-электролита», следующего состава: хлорид калия – 68 %, хлорид магния – (4-9) %, хлорид натрия – (12-24) %, хлорид кальция – (0,7-1,4) %, ПАВ (дисолван) – (0,10-0,05) %. При расконсервации скважин, законсервированных установкой цементного моста, проводятся работы по восстановлению гидравлической связи продуктивного пласта с устьем скважины. Как правило, это работы по разбуриванию цементного моста, очистке ствола и ПЗП от технологического раствора и остатков цементного камня моста в сочетании с методами интенсификации притока (например, кислотными обработками или дополнительной перфорацией, с последующим освоением скважины). Однако очистить закольматированую технологическим и цементным растворами ПЗП за счет обработки кислотными растворами или преодолеть ее перфорацией 17 Рисунок 2 – Схема обвязки устья при растеплении газовых скважин: 1-скважина; 2-эксплуатационная колонна; 3-лифтовые трубы; 4-фонтанная арматура; 5-специальный комплекс оборудования для промывки скважины; 6-промывочные трубы; 7-переводник; 8-вертлюг; 9-грязевый шланг; 10-буферная задвижка; 11-обратный клапан; 12-насосная установка; 13регулируемый штуцер не всегда удается. В результате расконсервированную скважину часто трудно освоить и вывести на проектный режим эксплуатации. 18 Предлагаемый способ обеспечивает надежную расконсервацию скважины за счет преодоления закольматированной в процессе консервации ПЗП путем бурения бокового ствола с отходом его от «старого» на расчетное расстояние. При этом осуществляется восстановление надежной гидравлической связи продуктивного пласта со стволом и устьем скважины, что способствует получению проектных дебитов газа из расконсервированной скважины. Данный способ сокращает продолжительность ремонтных работ за счет исключения операций по разбуриванию цементного моста, а также работ по интенсификации притока газа из пласта. Основным преимуществом способа является увеличение продолжительности добычи газа с высокими дебитами за счет подключения зон, не задейственных ранее в эксплуатации. На предлагаемый способ подана заявка № 2007114427 и получен приоритет от 16.04.07. Практика установки цементных мостов с целью последубщей опоры на них клина-отклонителя показывает, что не всегда удается выполнить точную установку цементного моста. Поэтому возникает необходимость разбуривания «излишней» части цементного моста до расчетной глубины с последующей промывкой. Если мост оказался негерметичным либо сместился ниже расчетного уровня, то возникает необходимость проводить повторные работы. Автором совместно с сотрудниками ООО «Югсон-Сервис» и ОАО «Тюменские моторостроители» предложен новый способ установки клинаотклонителя с применением мостовых пробок (ПМ). Данная технология позволяет повысить качество работ, сократить время на спуско-подъемные операции (СПО) и на ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ) (рисунок. 3). При выводе скважины из длительной консервации необходимо учитывать уменьшение пластового давления, а также подъем ГВК за период эксплуатации (до консервации) скважины. При снижении пластового давления в залежи происходит передвижение границ подошвенных вод, то есть происходит подъем ГВК и интенсивное обводнение газовых и газоконденсатных скважин. При этом происходит ускорение процессов разрушения пород продуктивного пласта и 19 интенсифицируется вынос песка в ствол газовой или газоконденсатной скважины с образованием песчаных пробок, которые перекрывают интервал перфорации вплоть до полного прекращения поступления газа из скважины. Предлагаемый способ направлен не только на эффективное удаление песчаных пробок из обводняющихся газоконденсатных скважин газовых с и низкими пластовыми давлениями, но и способствует устранению причин появления в них песка. На данный 2007109969 способ и подана получен заявка № приоритет от 28.11.06. Суть данной технологии заключается в том, что после удаления в процессе промывки песчаной пробки в стволе скважины при помощи гибкой трубы (ГТ) геофизическими Рисунок 3 – Схема установки клина-отклонителя на мостовую пробку типа ПМ при расконсервации газовой скважины: 1 – лифт НКТ; 2 гидравлическая установочная компоновка ГУК; 3 - пробка мостовая ПМ; 4 - забойный методами определяют текущее положение ГВК (рисунок 4). Затем, с целью опережающего предотвращения притока пластовых вод и разрушения ПЗП, в интервал перфорации закачивают водоизолирующую композицию, формирующую водоизоляционный экран и двигатель; 5 - фрезер; 6 - клин- оттесняющую воду от забоя в глубь пласта по отклонитель радиусу (рисунок 4 а). Затем закачивают в скважину тампонажный раствор до уровня 20 а) в) б) г) Рисунок 4 – Схема промывки песчаных пробок и предотвращения пескопроявления в обводняющейся скважине в условиях подъема ГВК: а) схема процесса оттеснения пластовых вод от забоя и установки водоизолирующего экрана закачиванием водоизолирующей композиции; б) схема процесса установки цементного моста на забое скважины; в) схема процесса закрепления призабойной зоны пласта закачиванием герметизирующего состава; г) схема процесса кислотной обработки призабойной зоны пласта: 1 – лифтовая колонна НКТ; 2 – гибкая труба; 3 – забой скважины; 4 – газоводяной контакт; 5 – перфора-ционные отверстия; 6 – водоизолирующая композиция; 7 – продуктивный пласт; 8 – тампонажный раствор; 9 – герметизирующий состав; 10 – кислотный раствор 21 на 20 м выше текущего ГВК, перекрывая нижние отверстия интервала перфорации (рисунок 4 б). После ОЗЦ через верхние отверстия интервала перфорации закачивают герметизирующий состав, закрепляющий породы ПЗП (рисунок 4 в). После закрепления обрабатывают ПЗП (рисунок 4 г) и осваивают скважину. В четвертом разделе приведена экономическая оценка эффективности новых технологий и технических средств. Внедрение разработанных технических решений позволяет существенно повысить эффективность, снизить затраты на проведение работ по расконсервации газовых и газоконденсатных скважин, обеспечить дополнительную добычу газа и газового конденсата. Экономический эффект от применения технологий и технических средств за 2007 г. составил около 1 млн. рублей (300 тыс. руб. доля автора). В результате выполненного промыслово-экономического обоснования разработанных новых технологий и технических средств в определенной мере решается проблема повышения надежности и эффективности ремонта газовых скважин, о чем свидетельствуют показатели эффективности, доказывающие необходимость их более широкого применения. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. На основании анализа и изучения опыта вывода газовых и газоконденсатных скважин из длительной консервации (до 20-30 лет) предложен комплекс технологий их реанимации в сложных климатических условиях для ряда газовых месторождений севера Тюменской области. 2. Разработана технология расконсервации газовых и газоконденсатных скважин, включающая зарезку и бурение боковых стволов, что позволяет увеличить дебиты расконсервированных скважин на 50-60 %. 3. Предложен новый состав технологического раствора для растепления газогидратных пробок (на основе «хлоркалий-электролита») в процессе 22 расконсервации скважины, применение которого позволяет в 1,5-2 раза сократить время ремонтных работ. 4. Разработана новая технология промывки песчаных пробок в обводняющихся газовых и газоконденсатных скважинах с низкими пластовыми давлениями, включающая эффективное удаление пробки, которая предупреждает причины появления в них песка, что позволяет увеличить межремонтный период скважин в 1,5 раза. 5. Усовершенствованы технологии ремонта газовых скважин за счет разработки новых технических средств (пробка мостовая ПМ, гидравлическая установочная компоновка), применение которых позволило повысить эффективность ремонта скважин на 30 %. 6. За счет внедрения разработанных автором технологий и технических средств получен экономический эффект в размере около 1 млн. рублей. Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах: 1. Лесниченко А.Г. Анализ особенностей ремонтов газовых скважин в условиях эксплуатации Медвежьего месторождения / А.Г. Лесниченко, Д.А. Кряквин, А.В. Кустышев, Ю.В. Ваганов, Г.П. Зозуля // Методы компьютерного проектирования и расчета нефтяного и газового оборудования: Материалы III Рос. межвуз. науч.-практ. конф. с междунар. участием, посвященной 50-летию образования ТюмГНГУ и 35-летию кафедры МОП (Тюмень, 25-26 февраля 2006 г.). – Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. – С. 197-202. 2. Ваганов Ю.В. Расконсервация газовых и газоконденсатных скважин в условиях Крайнего севера на примере Уренгойского месторождения / Ю.В. Ваганов, Н.В. Рахимов, В.Б. Обиднов, С.В. Кисев, М.Г. Гейхман, И.Е. Платонов, А.В. Кустышев // Известия вузов. Нефть и газ. – 2007. - № 4. – С. 16-20. 3. Ваганов Ю.В. Проблемы и перспективы сервисных технологий в нефтегазовом комплексе / Ю.В. Ваганов, Г.П. Зозуля, А.В. Кустышев, Н.В. 23 Рахимов, В.Б. Обиднов // Нефтегазовое дело. - 2007 (http: www.ogbus.ru/authors / Vaganov / Vaganov_1 pdf.). 4. Матиешин И.С. Проблемы строительства боковых стволов из скважин на Талинской площади / И.С. Матиешин, А.Б. Тулубаев, М.А. Елфимов, Ю.В. Ваганов, С.В. Кисев, В.М. Шенбергер // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. и матер.межрегион. науч.-практич. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления, посвященной 50-летию ТюмГНГУ. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. - Т.1 – С. 16-24. 5. Мамедов Т.А. Служба супервайзерского контроля при ремонте скважин / Т.А. Мамедов, Ю.В. Ваганов, Н.С. Норицина // Там же. – С. 77-79. 6. Афанасьев А.В. Исследования составов и опыт применения пенных систем при ремонте и освоении газовых скважин на Пунгинском ПХГ / А.В. Афанасьев, С.Б. Бекетов, Ю.В. Ваганов, Г.П. Зозуля, И.С. Матиешин // Там же. Т. 1. – С. 162-167. 7. Кустышев Д.А. К вопросу ликивидации притока верхних пластовых вод к забоям скважин на многопластовых месторождениях / Д.А. Кустышев, И.В. Чижов, А.В. Кустышев, Е.Г. Казаков, Е.К. Зозуля, Ю.В. Ваганов // Там же. – С. 167-168. 8. Кустышев А.В. Растепление скважин облегченным солевым раствором / А.В. Кустышев, А.В. Афанасьев, Ю.В. Ваганов, Е.К. Зозуля, Е.Ю. Лахно // Там же. – С. 254-257. 9. Ваганов Ю.В. Эффективность сервисного ремонта скважин / Ю.В. Ваганов, Г.П. Зозуля, А.В. Кустышев // Там же – С. 272-275. 10. Ваганов Ю.В. Проблемы, перспективы и реалии сервисного ремонта скважин / Ю.В. Ваганов, Г.П. Зозуля, А.В. Кустышев, В.В. Дмитрук, Н.В. Рахимов, В.Б. Обиднов // Нефтегазовое дело. - 2008. – Т. 5. - № 2. – С. 58-63. Соискатель Ю.В. Ваганов 24 Подписано к печати _________ 2008 г. Бум. Писч. № 1 Заказ № _______ Уч. – изд. л. Формат № 60 x 84 1/16 Усл. печ. л. Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж 100 экз. _________________________________________________________________ Издательство «Нефтегазовый университет» Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52
