Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка пенообразующих технологических жидкостей для освоения и глушения скважин в условиях АНПД

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка пенообразующих технологических жидкостей для освоения и глушения скважин в условиях АНПД"

На правах рукописи

ГАСУМОВ РУСТАМ РАМИЗОВИЧ

РАЗРАБОТКА ПЕНООБРАЗУЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ И ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АНПД

Специальность: 25.00.15 Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

З МА її ¿012

Москва-2012

005018816

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов» (ОАО «СевКавНИПИгаз»)

Научный руководитель: - доктор технических наук, профессор,

генеральный директор ОАО НПО «Буровая техника» Оганов Гарри Сергеевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор,

профессор кафедры «Бурение нефтяных и

газовых скважин» РГУ нефти и газа

им. И.М.Губкина Крылов Виктор Иванович

- кандидат технических наук, старший научный сотрудник отдела технологии глубокого бурения ООО «Акватик-Бурильные трубы» Буяновский Илья Наумович

Ведущая организация: ОАО «Научно-производственное объединешк

«Бурение»

Защита состоится « 24 » мая 2012 г. в 14:00 часов на заседании диссертацио! ного Совета Д 520.027.01 в ОАО НПО «Буровая техника» по адресу: 11311г. Москва, ул. Летниковская, 9.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «НПО «Буровая тез ника» - ВНИИБТ».

Автореферат разослан «24» апреля 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета, доктор технических наук

X/ ^ Д.Ф. Балденко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Многие газовые и газоконденсатные месторождения находятся на поздней стадии разработки, что сопровождается старением основного скважинного фонда, падением уровня добычи и другими осложнениями. Для решения задач поддержания и восстановления производительности скважин, возникает необходимость проведения ремонтно-восстановительных работ (РВР) в скважинах, представляющих собой комплекс геолого-технических мероприятий. При этом одним из основных этапов этих работ является глушение и освоение скважин с применением специальных жидкостей. Основным требованием к качеству проводимых работ в скважинах является сохранение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивного пласта, которое зависит от свойств применяемых жидкостей при глушении и освоении скважин, а также технологии их применения. Учитывая вышеизложенное, совершенствование технологии глушения и освоения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) с применением специальных жидкостей является весьма актуальным.

Цель работы. Повышение качества глушения и освоения газовых скважин в условиях АНПД путем разработки эффективных составов технологических жидкостей.

Основные задачи работы:

1. Изучение причин снижения ФЕС продуктивного пласта при его вскрытии и ремонте газовых скважин в условиях АНПД.

2. Анализ существующих методов и составов технологических жидкостей для глушения и освоения газовых скважин в условиях АНПД.

3. Исследование влияния пенообразукмцих жидкостей (ПОЖ) на ФЕС пласта-коллектора и их блокирующих свойств.

4. Обоснование требований к блокирующим жидкостям для глушения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений.

5. Разработка состава пенообразующей жидкости для вскрытия продуктивных пластов перфорацией и глушения скважин в условиях АНПД.

6. Исследование закупоривающих свойств наполнителей растительного происхождения для блокирующих жидкостей и выбор регента-наполнителя к жидкостям глушения.

7. Разработка способа приготовления полидисперсного торфяного реагента для жидкости глушения.

8. Совершенствование технологии блокирования призабойной зоны пласта (ПЗП) при глушении и освоении газовых скважин в условиях АНПД.

Научная новизна

1. Изучен, выявлен и объяснен механизм формирования блокирующего экрана в породе-коллекторе за счет полидисперсного реагента-наполнителя, отличающийся высоким пределом прочности при репрессии в системе «скважина-пласт».

2. Установлен и объяснен механизм получения блокирующих жидкостей на пенной основе с реагентом-наполнителем и высокой блокирующей способностью.

3. Экспериментально определен комплекс физико-химических и технологических свойств пенообразующей жидкости, способствующий получению стабильной пены,

4. Изучено влияние сил сцепления между отдельными молекулами адсорбционного слоя, а также подвижности этих молекул на восстановление деформаций, возникающих при истечении жидкости из пленки пузырьков.

5. Выявлен механизм декольматирующих свойств пенных систем при освоении скважин.

6. Установлено, что благодаря защитным свойствам стабильной пены при проведении перфорации ослабляется воздействие ударных волн и их гашение за счет вязкостных характеристик пены.

Практическая значимость и реализация работы

1. Разработан пенообразующий состав с наполнителем и рекомендации по приготовлению и применению пенообразующей жидкости для глушения и освоения газовых и газоконденсатных скважин в условиях АНПД.

2. Разработан состав пенообразующей жидкости для вскрытия продуктивных пластов перфорацией в скважинах с АНПД.

3. Разработаны способы приготовления полидисперсного торфяного реагента, которые использованы при получении блокирующей жидкости для глушения скважин.

4. Полученные результаты позволили рекомендовать для практического применения составы пенообразующей жидкости с наполнителем с использованием полидисперсного торфяного реагента и травяной муки для жидкости глушения, а также способы их приготовления.

5. Разработанные составы пенообразующих жидкостей для блокирования призабойной зоны пласта (ПЗП) при вскрытии продуктивных пластов перфорацией и глушения реализованы, успешно испытаны и внедрены при ремонте и освоении скважин на месторождениях Западной Сибири, Крайнего Севера (Медвежьего НГКМ, Ямбургское ГКМ, Уренгойское ГКМ и т.д.) и СевероСтавропольского ПХГ.

6. Применение в промысловых условиях разработанных пенообразующих жидкостей повысило качество и эффективность проводимых ремонтных работ в скважинах при аномально низких пластовых давлениях.

7. Полученные результаты исследований успешно применяются при проведении работ по повышению и восстановлению производительности скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях и ПХГ ОАО «Газпром».

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на международных научно-практических конференциях: XXV НТК СГТУ (Ставрополь, 1996), I, II и III Региональной НТК (Ставрополь, СГТУ, 1997-99 г.г.), II, III и IV

Всероссийской конференции (Москва, РГУНиГ им. Губкина, 1997-99гг.), 53-ий Межвузовской научной конференции (Москва, РГУНиГ им. И.М.Губкина, 1999 г.), международной НПК (Кисловодск, СевКавНИПИгаз, 2ОО5-2О10г.г.), Всероссийской НПК (Ямбург, Газпром, 2004 г.), НТК (Тюмень, ТюменНИИги-прогаз, 2002 г.); НПК (Ставрополь, 2006-2007 г.г.).

Публикации

Основные положения диссертационной работы опубликованы в 55 научных работах, из них 5 патентов РФ, в т.ч. 3 работы опубликованы в журналах, входящих в перечень, утвержденный ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 250 страницах текста, иллюстрируется 21 рисунками, содержит 27 таблиц, приложений и сопровождается списком использованных литературных источников из 201 наименования.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность разработки состава технологических жидкостей и технологии их применения для глушения и освоения в условиях АНПД с целью повышения и восстановления производительности скважин путем проведения ремонтных работ, определены цели диссертационной работы, сформулированы основные задачи исследований и научная новизна.

В первой главе приведены результаты исследований факторов, влияющих на изменение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта при его вскрытии и глушении различными технологическими жидкостями, а также, особенности применения пенных систем для блокирования призабойной зоны пласта при ремонте скважин в условиях АНПД.

Изучением влияния различных жидкостей на ФЕС пласта, совершенствованием составов жидкостей для вскрытия продуктивных пластов и глушения скважин в условиях АНПД занимались известные отечественные и зарубежные ученые: Амиян A.B., Амиян В.А., Акопян Н.Р., Ангелопуло O.K., Ахметов A.A., Басарыгин Ю.М., Бекетов С.Б., Васильева Н.П., Гайворонский И.Н., Гасумов P.A., Горшенев B.C., Григорьян Н.Г, Игнатенко Ю.К., Крылов В.И., Перейма A.A., ПодгорновВ.М., Мавлютов М.Р., Макаренко П.П., Нифонтов В.И., Романов В.В., Рябоконь С.А., Сатаев A.C., Шмельков В.Е., Тагиров К.М, Шамиров А.У., Шиц JI.A., Шищенко Р.И., Грей Дж. Р, Дарли Г.С.Г., Бенцен Н.У, Венгай Дж.Н., Роджерс В. Ф., Грайфер В.И., Гетлин К., Хатчисон С.О., Андерсон Г.В., Гриони С. и многие другие.

Для обеспечения эффективности ремонтных работ важным является выбор технологии, типа жидкости глушения и способов ее применения. Нами был обобщен и проанализирован большой объем промысловых материалов, в том числе по крупным газоконденсатным месторождениям Западной Сибири и Крайнего Севера. Установлено, что на сохранение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов при работе в скважинах серьёзно влияют свойства технологических жидкостей и их компонентный состав.

При глушении скважин наиболее существенное влияние на ФЭС пласта оказывают репрессии на пласт, реологические свойства используемых жидкостей и технология их применения. В связи с этим, жидкости для вскрытия продуктивных пластов и глушения скважин должны обладать, при прочих равных условиях, основным свойством - не ухудшать естественную проницаемость продуктивного пласта. Однако применяемые на практике жидкости глушения не в полной мере отвечают этим требованиям, что обусловило необходимость разработки специальных блокирующих жидкостей для глушения скважин в условиях АНПД.

Одним из основных этапов проводимых работ, направленных на повышение и восстановление производительности скважин, является послеремонт-ное освоение скважины, включающее в себя вскрытие продуктивных пластов

перфорацией. Нами выявлено, что при длительном контакте промывочной жидкости с поверхностью перфорационных каналов происходит проникновение в них фильтрата и образование зон пониженной проницаемости. В связи с этим от свойств применяемых жидкостей и типа коллектора, в котором будет осуществлена перфорация, зависит конечная цель - производительность скважин.

Систематизация и изучение основных осложнений, природы и причин их возникновения при проведении ремонтных работ на различных месторождениях с АНПД позволили нам обосновать необходимость временного блокирования ПЗП при вскрытии пластов и глушении скважин. С этой целью возникла необходимость разработать составы высокотехнологичных жидкостей на основе пенных систем с наполнителем, а также усовершенствовать способ приготовления и применения блокирующей жидкости при ремонте и освоении скважин в условиях АНПД.

Во второй главе приведены результаты экспериментальных исследований глушения и освоения скважин в условиях АНПД. Исследования закупоривающей способности пенных систем с различными наполнителями и изменения естественной проницаемости пород проводились на модели пористой среды. Для проведения экспериментов использовали как составные геометрические модели коллекторов различных типов, так и модели пород-коллекторов, изготавливаемых из отверждаемых составов с проектируемыми параметрами. Моделирование забойных условий в моделях коллекторов позволили исследовать проницаемость пород при различных режимах фильтрации и термобарических условиях, оценить эффективность исследуемой системы, определив предельный градиент давления фильтрации и его зависимость от режима фильтрации, оценить степень нарушения фильтрационных параметров испытываемой системы и определить коэффициент восстановления проницаемости и скин-эффект.

Нами были исследованы основные свойства различных пенных систем и пеноэмульсий, их закупоривающие свойства, влияние на проницаемость пород, поведение пены в породах-коллекторах в приближенных к скважинным условиям.

Наши опыты показали перспективность использования пенных систем для сохранения устойчивости стенок ствола скважины и начальной проницаемости пласта коллектора. При этом было установлено, что выбор рецептуры должен определяться соответствием физико-химических свойств жидкости конкретным условиям ее применения.

Анализ применяемых жидкостей и технологии глушения скважин позволили нам выявить, что наиболее полно требованиям, предъявляемым к блокирующей жидкости при глушении, отвечают ПОЖ с наполнителем. Их применение позволяет снизить репрессии на продуктивный пласт путем регулирования плотности блокирующей жидкости, а также уменьшить интенсивность поглощения или полностью его исключить за счёт структурно-механических свойств пены.

Эффективность блокирования ПЗП при глушении скважин может быть достигнута за счет использования пены с повышенной кратностью и, как следствие, с пониженной плотностью, что обеспечивает расширение диапазона применения в скважинах с АНПД при одновременном сохранении устойчивости. Улучшенные блокирующие свойства ПОЖ с наполнителем позволяют временно изолировать продуктивный пласт с коллекторами различной проницаемости в условиях АНПД и снизить давление деблокирования при освоении скважин. По результатам проведенных исследований нами разработан пенооб-разующий состав с наполнителем (ПОСН) для блокирования ПЗП при глушении скважин. Разработанный состав состоит из следующей смеси: ПАВ - биополимер Acinetobacter Sp; водный раствор лигносульфонатного реагента (КССБ или ЛСТП); углеводородная жидкость; наполнитель - торф и водный раствор хлорида кальция. Совместное применение этих компонентов в составе ПОСН способствует получению пены, обладающей комплексом физико-химических и

технологических свойств, обеспечивающих эффективность блокирования пласта с АНПД в процессе ремонтных работ. Повышение кратности пены обуславливает снижение ее плотности, что расширяет диапазон применения ПОСН для глушения в скважинах с АНПД. Образующийся при блокировании ПЗП сетчатый каркас имеет свойство «обратного клапана»: он выдерживает высокие перепады давления на пласт, т.е. в направлении закачки пенообразующего состава (до 43 МПа), но легко деблокируется из пласта при незначительных депрессиях - около 0,1 МПа. Это способствует сохранению естественной проницаемости пласта, сокращению сроков освоения скважин и увеличению объема добываемого газа.

По результатам исследований нами был также разработан пенообразую-щий состав для перфорации продуктивных пластов. Состав содержит пенообразователь, ингибирующий реагент, растворитель и воду. В качестве пенообразователя и ингибирующего реагента используется костный клей, а в качестве растворителя — гидроксид натрия или калия. Состав обладает сильно развитой поверхностно-активной способностью и повышенными ингибирующими свойствами по отношению к глинистой составляющей коллектора. Благодаря пепти-зирующим свойствам молекулы костного клея в пене предотвращается слипание, оседание глинистых частиц в перфорационных каналах и микротрещинах пласта, а, следовательно, не нарушаются фильтрационные свойства пласта, что сохраняет его естественную проницаемость. Обеспечение равномерной очистки призабойной зоны пласта от глинистого кольматанта является серьезной проблемой и основной причиной низкой эффективности очистки неоднородных и низкопроницаемых пластов. Это происходит из-за ухода составов вглубь пласта по высокопроницаемым пропласткам. Поэтому для ингибирования и декольма-тации (очистки) прискважинной зоны очень важным является приближение состава к перфорационным каналам, но не проникновение его по отдельным каналам глубоко в пласт. В процессе проведения перфорационных работ за счет защитных свойств пены значительная часть воды от остатков бурового раствора, которая отфильтровалась в пласт, а также связанной воды, извлекается.

Мелкодисперсные, не сцепленные глинистые частицы удаляются из призабой-ной зоны потоком пластовых флюидов в процессе освоения и эксплуатации скважин. При этом улучшается гидродинамическая связь скважины с продуктивным пластом.

Использование разработанного состава при проведении перфорации ослабляет воздействие ударных (взрывных) волн, образующихся при отстреле перфоратором. Дополнительное гашение последних обеспечивается высокими значениями вязкостных характеристик пены, полученной из предлагаемого состава. Вязкоупругие свойства указанной пены позволяют интенсивно отражать энергию ударной (взрывной) волны, гашение которой предотвращает растрескивание цементного кольца и способствует сохранению целостности обсадной колонны и разрушение ПЗП. Совместное использование растворителя и костного клея придает составу поверхностно-активные свойства, за счет которых происходит удаление загрязняющих реагентов. Кроме того, эффективно удерживаются во взвешенном состоянии различные дисперсионные частицы, коль-матирующие ПЗП скважины, и сокращаются сроки освоения скважин.

В третьей главе приведены результаты исследований, направленных на совершенствование состава блокирующих жидкостей с реагентами-наполнителями для глушения скважин.

Проведенные нами исследования основных свойств различных материалов, потенциально обладающих блокирующими параметрами, выявили преимущества наполнителей растительного происхождения, к которым относятся природный торф и травяная мука.

Нами было установлено, что качество наполнителя напрямую зависит от происхождения торфа, которое непосредственно связано с видом растений -торфообразователей и условиями формирования торфяной залежи. Качество торфа и его пригодность для приготовления наполнителя сильно отличаются для различных месторождений. Поэтому, кроме прочего, обязательным является проведение комплекса предварительных лабораторных испытаний при вы-

боре торфа. Химическая обработка щелочью позволяет регулировать состав и свойства образующихся коллоидных компонентов торфа, а также строение и свойства его волокнистых веществ, частично разлагать материал, превращая его в аморфную гелеобразную массу.

Отдельной частью проведенных нами исследований было определение оптимального количества воды, необходимого для приготовления качественного торфощелочного наполнителя. Критерием служила блокирующая способность пенной системы с использованием испытуемого наполнителя. При этом было установлено, что добавка к торфу определенных количеств щелочи снижает давление обратной промывки (Р06Р.) До 0,5 - 0,8 МПа при сохранении в целом закупоривающей способности (таблица 1).

Таблица 1. Содержание компонентов ПТ на 1м3 ПОЖ

Влажность торфа, % Компонентный состав природного торфа при добавке к объему пенообразующей жидкости 3-40 % (по сухому торфу) л/кг

3 % 5% 7% 10%

8& ■ н яГ м N3011, кг н « N8011, кг % 0х н га в №ОН, кг ь о н га и №ОН, кг

0 30 120 6,0 50 200 10,0 70 280 14,0 100 400 20,0 4,0

10 33 129 6,5 56 218 10,9 78 304 15,2 111 432 21,6 3,9

20 38 144 7,2 63 239 12,0 88 334 16,7 125 475 23,8 3,8

30 43 159 8,0 71 263 13,2 100 370 18,5 143 529 26,5 3,7

40 50 180 9,0 83 299 15,0 117 421 21,1 167 601 30,1 3,6

50 60 210 10,5 100 350 17,5 140 490 24,5 200 700 35,0 3,5

Установлено далее, что для получения пенных систем с высокими блокирующими свойствами целесообразно использовать торф с влажностью до 50% .

На рисунке 1 показана зависимость блокирующей способности пен с природным торфом (ПТ) от количества наполнителя. Количество торфа, воды и

щелочи с учетом влажности торфа для приготовления составов определяли расчетным путем по предложенной нами методике.

40

| 30

І

й &

|20

§

а»

I 10

о

1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5 5.5 6 6.5 7

Количество наполнителя, %

1 - сосногорский торф влажностью 8,74 %; 2 - вынгапуровский торф влажностью11,25 % Рис. 1. Зависимость блокирующей способности пен с ТЩН из различного торфа от количества наполнителя

Закупоривающие свойства блокирующей жидкости зависят от вида и количества используемого торфа для приготовления составов (таблица 2).

Реагенты-наполнители растительного происхождения обладают хорошими блокирующими свойствами, и способствует повышению кратности и устойчивости пены, при этом давление деблокирования ниже и имеет лучшую блокирующую (закупоривающую) способность, чем другие наполнители (таблица 3).

В качестве наполнителя к блокирующей жидкости был рекомендован реагент растительного происхождения - травяная мука, обладающий низкими фильтрационными свойствами и высокой закупоривающей способностью. При исследованиях наполнителя к блокирующей жидкости оценивали такие свойства получаемых пеноэмульсий, как устойчивость Б (с/см3), кратность пены К, блокирующая и коркообразующая способности, а также фильтрационные свойства.

Таблица 2. Результаты исследования блокирующей способности торфощелочного

наполнителя при разных количествах воды

Состав пенной системы и количество наполнителя Кратность пены рН Давление начала течения, Р„, МПа Давление фильтрации, Рф, МПа Давление сдвига, Рсда., МПа Давление обратной промывки, Р„бр., МПа

соотношение: вода в наполнителе равно 1:2,7

ПОЖ + 3% наполнителя 2,8 9,01 2,4 2,0 10,0 0,1

ПОЖ + 5% наполнителя 2,8 9,17 6,0 3,2 12,0 0,1

ПОЖ + 7% наполнителя 2,8 9,56 10,0 6,0 32,0 0,1

ПОЖ + 10% наполнителя 3,0 9,82 14,0 8,0 34,0 0,1

соотношение: вода в наполнителе равно 1:3

ПОЖ + 3% наполнителя 3,0 8,73 2,4 2,0 10,0 0,1

ПОЖ + 5% наполнителя 3,0 8,93 6,0 4,0 18,0 0,1

ПОЖ + 7% наполнителя 3,0 9,63 10,0 6,0 32,0 0,1

ПОЖ + 10% наполнителя 3,0 9,95 16,0 14,0 40,0 0,1

соотношение: вода в наполнителе равно 1:4

ПОЖ + 3% наполнителя 3,0 8,05 2,4 2,0 10,0 0,1

ПОЖ + 5% наполнителя 3,0 8,15 4,0 2,4 10,0 од

ПОЖ + 7% наполнителя 3,2 8,23 4,0 3,2 16,0 0,1

ПОЖ + 10% наполнителя 3,0 8,44 8,0 4,0 26,5 0,1

Таблица 3. Результаты испытаний пенных систем с различными наполнителями

Состав пенной системы Кратность пены рн Давление начала течения, Рн, МПа Давление фильтрации, Рф, МПа Давление сдвига, РСдв., МПа Давление обратной промывки Р0бр. МПа

ПОЖ + 3% Полицелл-ЦИС 2,5 8,04 6,5 4,8 8,7 0,1

ПОЖ + 3% ТЩН 2,5 9,02 3,5 3,0 5,2 0,1

ПОЖ + 3% Kan-Seal С 2,2 6,74 6,0 5,0 20,0 0,7

ПОЖ + 5% Полицелл-ЦИС 2,3 8,10 11,2 10,8 19,8 0,1

ПОЖ + 5% ТЩН 2,5 8,95 8,5 4,8 11,2 0,1

ПОЖ + 5% Kan-Seal С 2,0 6,12 25,2 20,4 >40,0 0,9

Для практического применения в качестве дополнительного компонента к наполнителю использовались отходы масличных и зерновых культур (добавка).

Добавка к травяной муке (ТМ) составляла 10, 20 и 30% по сухому веществу. О том, как повлиял комбинированный наполнитель (ТМ + добавка) на устойчивость пеноэмульсиии, видно из таблицы 4.

Таблица 4. Устойчивость блокирующей жидкости с комбинированным наполнителем

№№ п/п Добавка наполнителя, мае. % от объема БЛОКТРУЮЩЕЙ ЖИДКОСТИ Кратность Устойчивость, с/ см3

1 5 ТМ (100) 1,18 14400

2 5 (ТМ + добавка = 90 + 10) 1,28 10800

3 5 (ТМ + добавка = 80 + 20) 1,33 8640

4 5 (ТМ + добавка = 70 + 30) 1,30 12343

Применение в качестве наполнителя торфа в количестве 5 мас.% от объёма блокирующей жидкости приводит к образованию устойчивой пеноэмульсии с кратностью 1,22 и нулевым водоотделением за сутки. Давление прорыва защитного экрана при блокировании блокирующей жидкостью с ТМ (5 мас.%) выросло от 26 МПа до 32 МПа, а устойчивость блокирующей жидкости с ТМ составило 3840 с/см3 при том же способе помола сырьевых компонентов.

Для повышения качества приготовления полидисперсного торфяного реагента нами был разработан способ, который позволяет, получить полидисперсный торфяной реагент улучшенного качества, обладающий повышенными значениями водородного показателя (рН), водопоглощения, а также высокой структурообразующей способностью. Способ предусматривает просеивание и сушку торфа до остаточной влажности 18-25% с последующей обработкой щелочным и водорастворимым полимерным реагентом. Он основан на химической обработке торфа карбонатом натрия (Ыа2С03), а затем полимером акрила-мида АК-631 марок А-1510 и А-930 с молярной долей карбоксилатных групп 10-30 (в дальнейшем ПАА). Технология обработки учитывала приведенные выше физико-химические свойства торфа. Приготовленная таким способом

блокирующая жидкость с наполнителем способствует не только улучшении физико-химических показателей жидкостей глушения - пеноэмульсий (повы шению кратности, устойчивости и снижению коэффициента фильтрации), но ] обеспечивает существенное повышение их технологических свойств. К эти» свойствам относятся повышение давления сдвига пеноэмульсионного экрана коэффициент восстановления проницаемости пород, снижение давления дебло кирования и др.

Четвертая глава диссертации посвящена вопросам совершенствовани: технологии временного блокирования призабойной зоны пласта при глушени] скважин в условиях АНПД в процессе ремонтно-восстановительных рабо' (РВР).

Технология временного блокирования продуктивных пластов в процесс РВР включает в себя решение следующих вопросов: выбор типа блокирующеГ жидкости и способа ее доставки в зону продуктивного пласта; определение не обходимых объёмов пенообразующей и рабочей (буферной) жидкостей; опре деление технологических (расчетных) параметров процессов глушения сква жин, приготовления блокирующей жидкости и её доставки в призабойную зон; пласта. Блокирующая жидкость, а именно пенообразующий состав с наполни телем (ПОСН), готовится путем введения в пенообразующую жидкость реаген та-наполнителя и последующего смешивания полученной дисперсии с возду хом или инертным газом в жидкостно-газовом эжекторе. В соответствии с со ставом ПОСН расчетным путем определяется по предложенной методике по требное количество компонентов для приготовления необходимого объем блокирующей жидкости для конкретной скважины.

Вероятность поглощения продуктивным пластом промывочной ЖИДКОСТ] при временном блокировании коллектора в процессе РВР увеличивается в ус ловиях АНПД при снижении пластового давления. В связи с этим важна оценк влияния интерференции соседних скважин на величину забойного давления ос тановленной для ремонта скважины. Опыт глушения газовых скважин в эти:

условиях свидетельствует, что работа соседних добывающих скважин в ряде случаев оказывает существенное влияние на успех операции в результате интерференции.

Оценим влияние интерференции скважин, на величину забойного давления остановленной для ремонта скважины. Рассмотрим равномерную сетку скважин (рис. 2).

между т-ой и ¡-ой скважинами I, И, III, IV цепочки

Рис. 2 - Сетка скважин

При работе всех скважин и установившемся режиме фильтрации депрессия на продуктивный пласт т-ой скважины равна:

(1)

я • к, ■ /г,- гш

где др* =р»,-рДв.„;

Ош — дебит ьй скважины в окрестностях т-й скважины при нормальных условиях (Р0= 0,1 МПа);

К; - коэффициент проницаемости пласта, средний на расстоянии между т-ой и ¡-ой скважинами;

Ь; - толщина пласта, средняя между т-ой и ьой скважинами;

RK- радиус контура питания (зоны дренирования); ц - коэффициент динамической вязкости газа; Ро - нормальное давление. Из геометрии сетки имеем:

ri=V2Ti; Г™ =2r'm-,

Тогда:

др, = -М-Р» (41п^+41п_д^+41пл_+81п ,

™ x-kcphcp rl -Jl-rl 2 rl S-rl rc

При выключении (остановке) m-ой скважины забойное давление в не изменится на величину:

Р2 _р2 =QrP MPb (2)

за62 'зоб, _ , , ' У '

я-Кр-Кр гс

где PloSi - забойное давление до остановки ш-ой скважины;

РюГ>1 - то же после остановки m-ой скважины.

При выключении (остановке) одной скважины I -ой цепочки:

PL-PL (3)

n-k-hm r rl

При выключении ш-ой скважины и скважины 1-ой цепочки:

„ ,, я,

Vй,

При выключении 4-х скважин 1-ой цепочки:

Р2 _р2 =вср У-р0

Л-Кр'Кр г*

При отключении ш-ой скважины и 4-х скважин 1-ой цепочки:

Р^-Р^^г1^*^) (6)

Т-Кр-Кр п г'т

и т.д. для всех остальных случаев.

Была проведена оценка влияния работы добывающих скважин на изме нение забойного давления и остановленной для ремонта ш-ой скважины. Ре зультаты расчетов выполненные для четырех вариантов, отличающихся друг о

друга параметрами пласта и количеством отключенных скважин для Вынгапу-ровского газового месторождения представлены в таблице 5.

Таблица 5 Изменение забойного давления в остановленной ш-ой скважине

при выключении добывающих скважин 1-ой цепочки

Параметры пласта Увеличение забойного ДР2

№ варианта Кср, Ьср, давления АР,

мкм м ДР = Р^ . МПа

1 0,1 20 1,085 1,55

2 ОД 70 0,361 1,66

3 1,0 20 0,137 1,59

4 1,0 70 0,04 1,67

Установлено, что существенное повышение забойного давления имеет место при минимальных значениях проницаемости и толщи пласта. Отключение дополнительно скважин первой цепочки способствует повышению забойного давления в ш-ой скважине в среднем 1,6 раза.

Из анализа данных следует, что существенное повышение забойного давления имеет место при максимальных значениях проницаемости и толщины пласта.

Дополнительное отключение скважин первой цепочки способствует повышению забойного давления в т-ой скважине в среднем в 46 раза для пластов с низкой проницаемостью 0,1 мкм2, и в 1,1 раза для пластов с высокой проницаемостью 1,0 мкм2.

Таким образом, увеличение забойного давления в т-ой скважине способствует уменьшению проникновения фильтрата технологической жидкости в продуктивный пласт, что оказывает влияние на сокращение времени освоения скважины и ввод её в эксплуатацию.

На увеличение забойного давления в т-ой скважине сильнее всего оказывает фактор отключения самых близких скважин. Это видно из сравнения результатов расчетов (отключена 1-я цепочка) и 4 (отключена П-я цепочка).

Повышение забойного давления в останавливаемой на ремонт скважине способствует уменьшению проникновения фильтрата технологической жидкости в продуктивный пласт, что оказывает влияние на сокращение времени освоения скважины и ввод её в эксплуатацию.

После окончания ремонтных работ производят освоение скважин двух фазной пеной, на которую осуществляется замена заполняющей скважину бло кирующей жидкостью. Противодавление на пласт снижается плавно до полу чения притока из пласта.

Сущность способа освоения скважин заключается в вызове притока пу тем плавного увеличения депрессий от статических до допустимых по услови ям эксплуатации динамических, при которых предотвращается возможност] интенсивного разрушения призабойной зоны. Необходимость плавного запуск скважин, склонных к образованию в стволе песчаных пробок, подтверждаете: элементарным гидродинамическим анализом системы «пласт-скважина» в пе риод вызова притока.

После создания депрессии, в силу упругости горных пород и газа, он: распространяется по пласту не мгновенно, а через определенный промежуто: времени.

С учетом этого был предложен способ временного блокирования приза бойной зоны пласта с использованием буферной жидкости при глушении сква жин в условиях АНПД. Предложенный способ позволяет определить основны параметры для приготовления и применения блокирующей жидкости с напол нителем, технологические параметры и возможность управления забойным] давлениями при глушении скважин.

На основании этих положений и учитывая накопленный опыт освоени скважин, пробуренных на различных площадях ОАО «Газпром», рекомендует ся вызов притока осуществлять методом плавного запуска. Для этого произво дится замена БЖ, заполняющей скважину в процессе РВР, на двухфазную пен; со степенью аэрации, достаточной для создания необходимой депрессии. Ос воение скважин двухфазной пеной не требует дополнительного сложного и до рогостоящего оборудования и осуществляется обычным насосным агрегатом : жидкостно-газовым эжектором.

В пятой главе приведены рекомендации по глушению и освоению сква жин с применением пенообразующих жидкостей в условиях АНПД и результа

ты опытно-промысловых испытаний. Пенообразующие составы с наполнителем использовались на многих скважинах месторождений Крайнего Севера и Западной Сибири (Медвежье, Вынгапуровское, Комсомольское, Ямбургское, Уренгойское и др.) при проведении ремонтно-восстановительных работ (РВР). В результате применения этих составов для временного блокирования пласта в процессе РВР освоение скважин проведено со значительным сокращением сроков, сохранены ФЕС продуктивных пластов и получен дебит скважин в соответствии с проектом разработки месторождений.

Так например, при использовании в качестве блокирующих жидкостей при глушении скважин разработанных нами составов ПОСН снижения дебитов скважин после проведения ремонтных работ практически не наблюдалось (табл. 6). Сроки освоения скважин и выхода на доремонтный режим эксплуатации сокращались в среднем до 30 суток, в то время как при глушении глинистым раствором - около 207 суток.

Таким образом, применение пенообразующих составов с наполнителем в качестве жидкости для временного блокирования продуктивных пластов при проведении ремонтных работ в скважинах с АНПД и высокодренированными коллекторами позволяет:

- временно изолировать продуктивный горизонт от ствола скважины;

— обеспечить необходимое противодавление на пласт;

— предотвратить проникновение рабочих жидкостей в продуктивный пласт во время проведения ремонтных работ;

- сохранить естественную проницаемость продуктивного горизонта.

Технологии вскрытия продуктивных пластов перфорацией и освоения

скважин в условиях АНПД проводились более чем на 20 скважинах месторождений Крайнего Севера и Западной Сибири и ПХГ ОАО «Газпром», что позволило за счет качественного формирования перфорационных каналов установить гидродинамическую связь с пластом, предотвратить разрушение ПЗП и предотвратить образование глинисто-песчаной пробки.

Таблица 6. Результаты влияния типа блокирующей жидкости на восстановление производительности скважин Вынгапуровского газового месторождения после ремонтно-изоляционных работ

№№ скважин Глубина, м Интервал перфорации, м Пластовое давление, МПа Пластовая температура, °С Тип БЖ Потеря дебита скважины, %

152 1123 1020- 1052 3,28 31 ИМД 31

198 1055 1021- 1052 3,24 31 имд 27

197 1046 1025 - 1044 3,28 30 глинистый раствор с опилками 43

102 1023 964-1014 3,27 31 ИМД, глинистый раствор с опилками 52

151 1051 1009- 1048 3,27 30 глинистый раствор с опилками 25

137 1042 1000- 1032 3,14 32 глинистый раствор 25

30-Р 1044 1008-1032 3,12 33 пенная система с ТЩН 5

104 1020 988- 1018 3,09 33 то же 7

105 1003 988-1003 3,15 32 _ и _ 6

111 1038 1002- 1032 3,11 33 и _ 7

147 1088 1006- 1030 3,04 33 2

157 1056 1014-1046 3,07 33 _ _ 0

190 1052 1003-1050 3,12 33 __ 11 _ 0

191 1045 1007-1042 3,20 33 4

Основные выводы и рекомендации

1. На основе выполненных исследований предложены пути совершенствования технологии глушения и освоения скважин в условиях АНПД.

2. Рекомендовано при глушении скважин в условиях АНПД временно блокировать продуктивный пласт с использованием специальных жидкостей и обоснованы требования к блокирующим жидкостям.

3. Разработан состав пенообразующей жидкости для вскрытия продуктивных пластов перфорацией и глушения скважин в условиях АНПД, обеспечивающий сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, предотвращающий разрушение призабойной зоны пласта и обеспечивающий восстановление гидродинамической связи с продуктивным горизонтом.

4. В результате исследований показано, что сохранению стабильности и повышению блокирующих свойств пенной системы способствует взаимодействие активных функциональных групп наполнителя с коллоидными частицами гелеобразных веществ, которые несут одноименные заряды, что препятствует их слипанию.

5. Выявлено, что совместное применение компонентов, способствующих получению стабильной пены, обусловлено наличием сил сцепления между отдельными молекулами адсорбционного слоя и их подвижностью, что позволяет разработать эффективный состав пенообразующей жидкости для временного блокирования пласта при глушении скважин.

6. Установлено, что за счет глубокой физико-химической модификации торфа увеличивается выход наиболее подвижных фракций гуминовых кислот и степень дисперсности органического вещества, что приводит к возрастанию количества гидрофильности продукта и его способности к образованию устойчивых коллоидно-дисперсных систем и дает возможность получения пенообразующей жидкости с реагентом-наполнителем и высокой структурообразующей и блокирующей способностью.

7. На основе изучения блокирующих свойств наполнителей растительного происхождения для пенообразующих жидкостей при глушении скважин оп-

ределено оптимальное содержание торфа и травяной муки в пенообразующе жидкости и разработан способ приготовления полидисперсного торфяного рег гента применительно к жидкостям глушения.

9. Разработаны и опробованы рекомендации по приготовлению и приме нению пенообразующей жидкости с наполнителем для глушения и освоения Г£ зовых и газоконденсатных скважин в условиях АНПД.

10. Полученные результаты исследований успешно применяются пр проведении работ по повышению и восстановлению производительности сквг жин на газовых, газоконденсатных месторождениях и ПХГ, например, н скважинах месторождений и ПХГ ООО "Кавказтрансгаз", "Югтрансгаз", "Tic ментрансгаз", "Газпром добыча Ноябрьск", "Газпром добыча Уренгой", "Га; пром добыча Надым", "Газпром добыча Ямбург".

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

Статьи в ведущих рецензируемых научных изданиях, определенных переч нем ВАК Минобрнауки РФ

1. Гасумов P.P. Пенообразующий состав для глушения газовых и газокок денсатных скважин на поздней стадии разработки месторождений /Гасумов Р.Р // Нефтепромысловое дело. - М.:ВНИИОЭНГ, 2012.- №2,- С. 60-64.

2. Гасумов P.P. Пенообразующие жидкости для блокирования продуктив ных пластов при их вскрытии перфорацией /Гасумов P.P. // Строительств нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М., 2012. - №5.- С.42-46.

3. Гасумов P.P. Блокирующие жидкости с наполнителем для глушени скважин / Гасумов P.P. // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. - М 2012,-№1.- С. 35-39.

Основные публикации в материалах конференций, сборниках трудов:

4. Гасумов P.P. Удаление жидкости из "мертвых" зон скважин / Гасумо P.A., Минликаев В.З., Гасумов P.P. // сб. науч. тр. Северо-Кавказский Государ

ственный технический Университет. - серия "Нефть и газ" .- выпуск 3 / Сев-КавГТУ,- Ставрополь, 2000. - С. 124-126

5. Гасумов P.P. Способ освоения скважины с уровнем пластовой жидкости ниже башмака НКТ в условиях АНПД / Гасумов P.A., Романов В.В., Гасумов P.P., Минликаев В.З. // сб. науч. тр. Серия "Нефть и газ",- выпуск 4: СевКав-ГТУ.- Ставрополь, 2001. - С. 184-188

6. Патент 2266394 Российская Федерация, МПК7 Е 21В43/12. Пенообра-зующий состав для глушения скважин / Перейма A.A., Черкасова В.Е. Гасумов P.P. (Россия).- №2004117229/03; заявл. 07.06.2004; опубл. 20.12.2005; бюл. №35.-15с.

7. Патент 2252238 Российская Федерация, МПК7 С09К7/08. Пенообразую-щий состав для перфорации продуктивных пластов / Гасумов P.A., Каллаева Р.Н., Швец Л.В., Гасумов P.P., Гейхман М.Г. (Россия).- № 2003129859/03; заявл. 07.10.2003; опубл. 20.05.2005; бюл. № 14 .-11с.

8. Патент 2330055 Российская Федерация, МПК8 С09К8/20, С09К8/42. Способ приготовления полидисперсного торфяного реагента для буровых растворов и жидкостей глушения. /, Перейма A.A., Черкасова В.Е., Гасумов P.P. (Россия).- № 2006136476/03; заявл. 16.10.2006; опубл. 27.07.2008; бюл. №21 .-11с.

9. Гасумов P.P. Применение жидкостей глушения с наполнителями при проведении ремонтно-восстановительных работ /Гасумов P.P. // Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации ПХГ: сб. науч. тр.- выпуск 34. Ставрополь, 2001. - С. 26-30

10. Гасумов P.P. Влияние свойств пены на активное гидростатическое давление, создаваемое ее столбом. // Гасумов P.A., Минликаев В.З., Чернухин В.И., Бекетов С.Б, Гасумов P.P. // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: сб. науч. статей / ВНИИгаз. - М, 1999. - С 26-27

11. Гасумов P.P. Влияние процесса ремонтно-изоляционных работ на состояние призабойной зоны пласта // Гасумов P.A., Моисенко В.Г., Нерсесов C.B., Гасумов P.P. // Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсат-

ных месторождений и ПХГ: сб. науч. статей / СевКавНИПИгаз,- Ставрополі 2000.-С 121-125

12. Гасумов P.P. Временное блокирование продуктивных пластов при глу шении скважин с применением пенных систем с наполнителем в условия АНПД /Гасумов P.P. // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта сквг жин на месторождениях и ПХГ: сб. науч. тр./ СевКавНИПИгаз. - Ставрополь. 2003. - вып. 39. - С. 60-66

13. Гасумов P.P. Анализ результатов применения способов временног блокирования продуктивных пластов при проведении РВР на скважинах преї приятий ОАО «Газпром» / Гасумов P.A., Перейма A.A., Гасумов P.P., Поном; ренко М.Н. // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на Мб сторождениях и ПХГ: сб. науч. тр./ СевКавНИПИгаз. - Ставрополь, 2004. вып. 41. - С.65-85

14. Гасумов P.P. Исследование блокирующей способности жидкостей гл) шения с наполнителями растительного происхождения / Перейма A.A., Гасумо P.P., Черкасова В.Е., Тукаева Г.Ф. // Проблемы эксплуатации и капитальног ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: сб. науч. тр. / СевКавНИПИгаз. Ставрополь, 2004. - вып. 41.- С. 137-146

15. Гасумов P.P. Оценка закупоривающих свойств наполнителей для жид костей временного блокирования пласта при ремонте скважин с аномальн низким пластовым давлением / Гасумов P.A., Перейма A.A.,. Черкасова В.Е Шихалиев И.Ю., Гасумов P.P., Мазилов М.Г.// Геология, бурение, разработка эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Специализироваї ный сборник Газпром / ООО «ИРЦ Газпром» . - М„ 2007. -№ 4. - С. 17-24

Подписано в печать 13.04.2012г. Тираж 120 экз. Заказ № 846 Отпечатано в типографии «ДЦ «Каретный Двор»» 101000, Москва, Лубянский пр., д.21, стр.5-5а Тел.: (495) 621-70-09 www.allaprint.ru

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Гасумов, Рустам Рамизович, Москва

61 12-5/3529

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «СЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ПРОЕКТНЫЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ» (ОАО «СевКавНИПИгаз»)

На правах рукописи

ГАСУМОВ РУСТАМ РАМИЗОВИЧ

РАЗРАБОТКА ПЕНООБРАЗУЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ И ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН В

УСЛОВИЯХ АНПД

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель -Оганов Гарри Сергеевич,

доктор технических наук, профессор

Москва-2012

СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ........................................................................ 5

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА О ПРИМЕНЕНИИ СОСТАВОВ ЖИДКОСТЕЙ ПРИ ГЛУШЕНИИ И ОСВОЕНИИ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АНПД................................................... 9

1.1. Изучение факторов, влияющих на состояние призабойной зоны пласта и фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта при эксплуатации скважин.............................................. 9

1.2. Влияние жидкостей глушения на состояние ПЗП при ремонте скважин в условиях аномально низких пластовых давлений.......... 19

1.3. Влияние технологических факторов на состояние ПЗП при вскрытии продуктивных пластов перфорацией.................................. 27

1.4. Требования к технологическим жидкостям для глушения и освоения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений................................................................................. 30

2. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ПЕНООБРАЗУЮЩИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

В УСЛОВИЯХ АНПД............................................................ 35

2.1. Исследование блокирующих свойств пенообразующих жидкостей 35

2.1.1. Применяемые материалы, методы исследований, приборы и оборудование................................................................ 35

2.1.2. Основные свойства пенных систем..................................... 42

2.1.3. Исследование влияния пенных систем на устойчивость стенок скважины и состояние пород-коллекторов............................ 59

2.1.4. Применяемые пенообразующие жидкости для глушения скважин в условиях АНПД и требования к ним........................... 66

2.2. Разработка пенообразующего состава с наполнителем для блокирования ПЗП при глушении скважин....................................... 75

2.3. Разработка пенообразующего состава для вскрытия продуктивных пластов перфорацией...........................................................

3. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА СПОСОБА

ПРИГОТОВЛЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ БЛОКИРУЮЩИХ

ЖИДКОСТЕЙ С НАПОЛНИТЕЛЕМ ПРИ ГЛУШЕНИИ СКВАЖИН.................................................................................. юо

3.1.Исследования, направленные на получение новых реагентов-наполнителей для применения в пенных системах для глушения скважин............................................................................ 100

3.2. Исследования и разработка наполнителя растительного происхождения к блокирующим жидкостям.......................................... 118

3.3. Совершенствование способа приготовления полидисперсного торфяного реагента для жидкости глушения................................. 129

4. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СПОСОБА ПРИГОТОВЛЕНИЯ И

ПРИМЕНЕНИЯ БЛОКИРУЮЩИХ ЖИДКОСТЕЙ С НАПОЛНИТЕЛЕМ ПРИ ГЛУШЕНИИ СКВАЖИН............................... 143

4.1. Технология приготовления и применения блокирующих жидкостей с наполнителями растительного происхождения.................. 143

4.2. Совершенствование технологии временного блокирования продуктивного пласта при глушении скважин................................ 147

4.2.1. Оценка влияния интенференции соседних скважин на величину забойного давления при ремонте скважин................................. 148

4.3. Технология глушения скважин в условиях АНПД с временным блокированием ПЗП............................................................. 152

5. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ 165

5.1. Подбор рецептур блокирующих жидкостей для проведения опытно-промысловых испытаний................................................. 165

5.2. Результаты ОПИ при глушении скважин с временным блокированием продуктивных пластов с использованием пенообразующих составов..................................................... 169

5.3. Вскрытие продуктивных пластов перфорацией в пенной среде....... 181

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ........................... 185

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ....................... 187

ПРИЛОЖЕНИЕ..................................................................... 211

введение

Многие газовые и газоконденсатные месторождения находятся на поздней стадии разработки, что сопровождается старением основного сква-жинного фонда, падением уровня добычи и другими осложнениями. Для решения задач поддержания и восстановления производительности скважин, возникает необходимость проведения ремонтно-восстановительных работ (РВР) в скважинах, представляющих собой комплекс геолого-технических мероприятий. При этом одним из основных этапов этих работ является глушение и освоение скважин с применением специальных жидкостей. Основным требованием к качеству проводимых работ в скважинах является сохранение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивного пласта, которое зависит от свойств применяемых жидкостей при глушении и освоении скважин, а также технологии их применения. Учитывая вышеизложенное, совершенствование технологии глушения и освоения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНГТД) с применением специальных жидкостей является весьма актуальным.

Цель работы. Повышение качества глушения и освоения газовых скважин в условиях АНПД путем разработки эффективных составов технологических жидкостей.

Основные задачи работы:

1. Изучение причин снижения ФЕС продуктивного пласта при его вскрытии и ремонте газовых скважин в условиях АНПД.

2. Анализ существующих методов и составов технологических жидкостей для глушения и освоения газовых скважин в условиях АНПД.

3. Исследование влияния пенообразующих жидкостей (ПОЖ) на ФЕС пласта-коллектора и их блокирующих свойств.

4. Обоснование требований к блокирующим жидкостям для глушения скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений.

5. Разработка состава пенообразующей жидкости для вскрытия продуктивных пластов перфорацией и глушения скважин в условиях АНПД.

6. Исследование закупоривающих свойств наполнителей растительного происхождения для блокирующих жидкостей и выбор реагента-наполнителя к жидкостям глушения.

7. Разработка способа приготовления полидисперсного торфяного реагента для жидкости глушения.

8. Совершенствование технологии блокирования призабойной зоны пласта (ПЗП) при глушении и освоении газовых скважин в условиях АНПД.

Научная новизна

1. Изучен, выявлен и объяснен механизм формирования блокирующего экрана в породе-коллекторе за счет полидисперсного реагента-наполнителя, отличающийся высоким пределом прочности при репрессии в системе «скважина-пласт».

2. Установлен и объяснен механизм получения блокирующих жидкостей на пенной основе с реагентом-наполнителем и высокой блокирующей способностью.

3. Экспериментально определен комплекс физико-химических и технологических свойств пенообразующей жидкости, способствующий получению стабильной пены.

4. Изучено влияние сил сцепления между отдельными молекулами адсорбционного слоя, а также подвижности этих молекул на восстановление деформаций, возникающих при истечении жидкости из пленки пузырьков.

5. Выявлен механизм декольматирующих свойств пенных систем при освоении скважин.

6. Установлено, что благодаря защитным свойствам стабильной пены при проведении перфорации ослабляется воздействие ударных волн и гашение за счет вязкостных характеристик пены.

Практическая значимость и реализация работы

1. Разработаны пенообразующий состав с наполнителем и рекомендации по приготовлению и применению пенообразующей жидкости для глушения и освоения газовых и газоконденсатных скважин в условиях АНПД.

2. Разработан состав пенообразующей жидкости для вскрытия продуктивных пластов перфорацией в скважинах с АНПД.

3. Разработаны способы приготовления полидисперсного торфяного реагента, которые использованы при получении блокирующей жидкости для глушения скважин.

4. Полученные результаты позволили рекомендовать для практического применения составы пенообразующей жидкости с наполнителем с использованием полидисперсного торфяного реагента и травяной муки для жидкости глушения, а также способы их приготовления.

5. Разработанные составы пенообразующих жидкостей для блокирования призабойной зоны пласта (ПЗП) при вскрытии продуктивных пластов перфорацией и глушения реализованы, успешно испытаны и внедрены при ремонте и освоении скважин на месторождениях Западной Сибири, Крайнего Севера (Медвежьего НГКМ, Ямбургское ГКМ, Уренгойское ГКМ и т.д.) и Северо-Ставропольского ПХГ.

6. Применение в промысловых условиях разработанных пенообразующих жидкостей повысило качество и эффективность проводимых ремонтных работ в скважинах при аномально-низких пластовых давлениях.

7. Полученные результаты исследований успешно применяются при проведении работ по повышению и восстановлению производительности скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях и ПХГ ОАО «Газпром».

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на международных научно-практических конференциях: XXV НТК СГТУ (Ставрополь, 1996), I, II и III Региональной НТК (Ставрополь, СГТУ, 1997-99 г.г.), II, III и IV Всероссийской конференции (Москва, РГУНиГ им. Губкина, 199799гг.), 53-ий Межвузовской научной конференции (Москва, РГУНиГ им. И.М. Губкина, 1999 г.), международной НПК (Кисловодск, СевКавНИПИгаз,

2005-201 Ог.г.), Всероссийской НПК (Ямбург, Газпром, 2004 г.), НТК (Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 2002 г.); НПК (Ставрополь, 2006-2007 г.г.).

Публикации

Основные положения диссертационной работы опубликованы в 55 научных работах, из них 5 патентов РФ, в т.ч. 3 работ опубликованы в журналах, входящих в перечень, утвержденный ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 250 страницах текста, иллюстрируется 21 рисунками, содержит 27 таблиц, 9 приложений и сопровождается списком использованных литературных источников из 201 наименования.

ГЛАВА 1

АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА О ПРИМЕНЕНИИ СОСТАВОВ ЖИДКОСТЕЙ ПРИ ГЛУШЕНИИ И ОСВОЕНИИ СКВАЖИН В

УСЛОВИЯХ АНПД 1.1. Изучение факторов, влияющих на состояние призабойной зоны пласта и фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта при эксплуатации скважин

Повышение степени извлечения газа и газового конденсата из недр -одна из важнейших проблем в области рациональной разработки газовых и газоконденсатных месторождений (ГГКМ). Разработка месторождений показывает, что газоотдача при существующих методах составляет 50% - 90%. Кроме природных, имеется много других факторов, существенно влияющих на газоотдачу продуктивных пластов. Особенно остро эта проблема стоит при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки месторождений.

Разработка многих ГГКМ в течение длительного периода сопровождается снижением пластового давления, обводнением призабойной зоны продуктивного пласта (ПЗП) скважин конденсационными и пластовыми водами. Эксплуатация скважин в таких условиях сопровождается разрушением ПЗП, повышением выноса механических примесей в ствол и на дневную поверхность, образованием глинисто-песчаных пробок (ГПП) на забое и в насосно-компрессорных трубах (НКТ), гидратным режимом работы, снижением дебита газа и другими осложнениями [1, 83, 84].

На этих месторождениях пластовые давления в скважинах падают, скорость газового потока заметно снижается и газ уже не может полностью выносить пластовую и конденсационную воду из них. Она постоянно скапливается на забое. К тому же ежегодно поднимается уровень газоводяного контакта (ГВК). Слабосцементированные пласты увлажняются, и песок с газом начинает поступать в скважину. После нескольких ремонтов по удалению из

скважины песчаных пробок в призабойной зоне образуются каверны, из-за чего ускоряется разрушение ПЗП, увеличивая вынос пластового песка, и происходит образование ГПП в скважине.

Вопрос ограничения выноса с газом механических примесей из обвод-нившейся призабойной зоны особо остро стоит при разработке газовых месторождений, где ГВК существенно поднялся по сравнению с начальным положением [10-26].

Обводнение продуктивного горизонта при наличии цементирующего глинистого материала, обладающего низкой по сравнению с другими породами прочностью, ведет к тому, что даже при незначительных изменениях пластового давления в процессе эксплуатации месторождения происходит деформация пород-коллектора.

Однако следует отметить, что даже при достаточной удаленности подошвенных вод от продуктивных пластов вследствие несовершенства технологии вскрытия и разобщения не исключается взаимосвязь между ними, особенно на поздних стадиях разработки месторождения, что характерно для многих месторождений. Появление воды вызывает особые сложности в решении проблемы предотвращения разрушения ПЗП и предупреждения выноса пластового песка.

Для поддержания добычи газа и газового конденсата возникает необходимость проведения ремонтных работ, направленных на повышение или восстановление производительности скважин. Эта проблема остро стоит на месторождениях, находящихся на заключительной стадии разработки, где происходит резкое падение пластового давления и изменение структуры продуктивного горизонта. В связи с чем, на месторождениях углеводородов (УВ) в процессе реализации проекта разработки месторождений особое внимание уделяется геолого-технологическим мероприятиям (ГТМ) или капитальному ремонту скважин (КРС) [83, 84].

Необходимость проведения капитального ремонта эксплуатационных скважин сопряжено с большими затратами материальных и трудовых ресур-

сов, а также снижением общего объема добываемого газа. В связи с этим возникает необходимость применения эффективных и инновационных технологических решений при ремонте скважин, направленных на повышение качества проводимых работ и достижения поставленной цели - повышение или восстановление производительности скважин на проектном уровне.

Продуктивный пласт - сложная газогидродинамическая система, которая до вскрытия находится в естественном равновесном состоянии. После вскрытия пласта это состояние нарушается, особенно в ПЗП. В этом случае возникают многообразные явления, течение которых и важность их последствий зависят от геолого-физической характеристики коллектора, физико-химических свойств насыщающих его флюидов, а также способа воздействия на продуктивный горизонт в процессе его вскрытия.

Немаловажное значение для решения задачи обеспечения уровня добычи газа и газового конденсата имеет поддержание эксплуатационного фонда скважин в рабочем состоянии. При этом особое внимание уделяется совершенствованию технологии ремонтных работ, представляющих собой комплекс ГТМ: глушение скважин, удаление ГПП, укрепления ПЗП, изоляция водопритоков, замена внутрискважинного оборудования, ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн, борьба с солеотложениями в НКТ, изоляционные работы, зарезка второго ствола и т.д.

Особые трудности возникают при проведении ремонтных работ на месторождениях с АНПД, где перепады давления на пласт достигают значительных величин.

На поздней стадии эксплуатации газовых скважин имеет место интенсивное поступление пластовой жидкости и ее накопление на забое скважины, что при определенных условиях может привести к глушению продуктивного пласта и прекращению поступления УВ в скважину, и соответственно, остановке процесса добычи газа и газового конденсата.

Вынос пластовой жидкости из скважины осуществляется на начальной стадии эксплуатации за счет высокой скорости лифтирования газа и сравнительно небольших объемов пластовой жидкости.

Для ГКМ также актуальной является проблема предупреждения образования глинисто-песчаных пробок (ГПП) и их ликвидация. Для решения вопроса удаления ГПП из забоя скважины возникает необходимость применения новых технологий, которые не приводили бы к ухудшению ФЕС продуктивного пласта и снижению производительности скважин после ремонтно-восстановительных работ (РВР) и предотвращали бы потери добычи газа.

Анализ динамики газо-водяного контакта (ГВК) свидетельствует о том, что в зонах отбора происходит активное внедрение дифференцированной контурной и подошвенной воды в газовую часть пласта, что способствует заметному снижению темпа падения пластового давления. При снижении пластового давления и дебита, ухудшаются условия выноса жидкости с забоя скважин. Появление жидкости в скважине, связано как с подтягиванием подошвенных и контурных вод, недостаточной герметичностью цементного камня, так и с конденсацией паров воды в стволе скважины и призабойной зоне пласта [10-12].

Аналогичного мнения придерживаются авторы [13] считающие, что се-номанские газовые скважины обводняются подошвенной пластовой водой в результа�