Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологий восстановления герметичности крепи и промывки скважин в условиях значительного падения пластовых давлений

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологий восстановления герметичности крепи и промывки скважин в условиях значительного падения пластовых давлений"

На правах рукописи

СУКОВИЦЫН ВЛАДИМИР АЛЕКСАНДРОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ КРЕПИ И ПРОМЫВКИ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ЗНАЧИТЕЛЬНОГО ПАДЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ

25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Ставрополь - 2013

005062188

Работа выполнена в ОАО «Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов»

Научный руководит ель:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

Доктор технических наук, профессор, заслуженный деятель науки РФ

ГАСУМОВ РАМИЗ АЛИДЖАВАД-ОГЛЫ

ГЕРАСЬКИН ВАДИМ ГЕОРГИЕВИЧ,

доктор технических наук,

начальник ИТЦ филиала

ООО «Газпром трансгаз Краснодар»

ГАЙДАРОВ МИТАЛИМ МАГОМЕД-РАСУЛОВИЧ,

доктор технических наук,

главный научный сотрудник ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Открытое акционерное общество научно-производственное объединение «Буровая техника» -ВНИИБТ, г. Москва

Защита диссертации состоится 05 июля 2013 года в 10-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.245.02 при ФГАОУ ВПО «Северо-Кавказский федеральный университет», по адресу: 355009, г. Ставрополь, ул. Пушкина, 1, ауд. 416.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ФГАОУ ВПО «СевероКавказский федеральный университет» по адресу: 355009, г. Ставрополь, ул. Дзержинского, 120.

Автореферат разослан «31» мая 2013 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор геол.-минерал. наук, профессор

. В.А. Гридин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

В настоящее время ряд крупнейших газовых месторождений вступили в завершающую стадию разработки, которая характеризуется аномально-низкими пластовыми давлениями, активным обводнением эксплуатационных скважин, разрушением призабойных зон пласта (ГОП) и рядом других негативных факторов. По данным исследований до 90 % скважин эксплуатационного фонда работают с выносом пластового песка и образованием глинисто-песчаных пробок на забоях скважин с частичным или полным перекрытием интервала перфорации, и удаление их в условиях значительного падения пластового давления является сложнейшей задачей. Данная проблема также актуальна для ряда подземных храпилшц газа.

Проведение работ традиционными методами в таких условиях часто приводит к значительной потере производительности скважин в результате ухудшения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивного пласта в призабойной зоне скважин, связанного с негативным влиянием применяемых технологий и рабочих жидкостей. В связи с этим разработка новых технико-технологических решений, обеспечивающих возможность промывки скважин в условиях значительного падения пластовых давлений без ухудшения ФЕС коллекторов, является актуальной задачей.

Скважины относятся к сложным инженерным сооружениям, основным требованием при эксплуатации которых является обеспечение надежности и безопасности их функционирования. Влияние большого числа геологических, технических, технологических, физико-химических и других факторов на крепь скважины приводит к тому, что уже на стадии строительства скважииы, даже при использовании современных технологий, технических средств, соответствующих тампонажных материалов и химических реагентов, в зацементированном заколонном пространстве образуются каналы, по которым могут возникнуть перетоки жидких и газообразных флюидов. Приемка в эксплуатацию законченных строительством скважин с наличием каналов перетока флюидов в крепи запрещается из-за возникновения таких осложнений, как межколонные и заколонные флюидопроявления, обводнение скважин, формирование техногенных залежей и др. Для восстановления герметичности заколонных пространств скважин проводят большой объем трудоемких и дорогостоящих ремонтных работ, однако успешность их в настоящее время недостаточна. В связи с этим выбранная тема диссертации является актуальной, т.к. разработка технологий, технических средств, и организационных мероприятий, направленных на повышение промышленной, экологической безопасности эксплуатации месторождений, включена в перечень приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром».

Цель работы. Повышение качества промывки и освоения скважин в условиях значительного падения пластовых давлений и ликвидации заколонных флюидоперетоков за счет создания эффективных составов, технических средств и технологий,

з

обеспечивающих сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и герметичность крепи скважин.

Основные задачи работы.

1. Разработка технологии промывки глинисто-песчаных пробок в газовых скважинах в условиях значительного падения пластовых давлений.

2. Разработка технических средств, обеспечивающих повышение эффективности промывки глинисто-песчаных пробок в газовых скважинах.

3. Изучение причин возникновения заколонных и межколонных флюидоперетоков и методов их ликвидации.

4. Исследование влияния параметров волнового воздействия на фильтрационные процессы в моделях трещиновато-пористых сред.

5. Разработка технологии ликвидации флюидоперетоков с использованием импульсного воздействия управляемой частоты.

6. Разработка составов герметизирующих жидкостей для ликвидации заколонных флюидоперетоков.

Научная новизна.

1. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность использования струйного насоса для создания депрессии на пласт при промывке газовых скважин в условиях значительного падения пластовых давлений с использованием колтюбинговой установки.

2. Разработана принципиально новая конструкция устройства для создания депрессии в ограниченном пространстве подпакерной зоны, содержащего уплотнительный механизм, обеспечивающий возможность перемещения конструкции внутри НКТ без трения о стенки с сохранением постоянной герметизации внутреннего пространства НКТ.

3. Установлено, что при проведении ремонтно-изоляционных работ с использованием импульсного воздействия максимальное проникновение герметизирующих составов в микроканалы крепи скважин обеспечивается при частоте импульсов от 1 до 60 Гц.

4. Экспериментально установлена высокая герметизирующая способность состава, включающего канифольсодержащий ингредиент и пластификатор для изоляции микроканалов крепи скважин.

Основные защищаемые положения.

1. Технология промывки скважины с использованием струйного насоса и энергии пласта в условиях значительного падения пластовых давлений.

2.. Насосно-вакуумное устройство для очистки скважины от песчаной пробки (патент РФ № 2314411) и устройство для очистки скважины от песчаной пробки (патент РФ №2315174).

3. Результаты экспериментальных исследований влияния гидроимпульсного воздействия на фильтрацию жидкостей в моделях трещиновато-пористых сред.

4. Технология и техническое средство (патент РФ № 2250982) для повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ с использованием импульсного воздействия.

Практическая ценность и реализация работы.

Полученные результаты и сделанные выводы, наряду с теоретическим обоснованием предлагаемых технологий, имеют чисто практическую направленность, заключающуюся в том, что:

1. Усовершенствованы технология промывки газовых скважин от песчаных пробок в условиях значительного падения пластового давления и технические средства для её реализации, позволяющие осуществить промывку скважин на режимах, обеспечивающих вынос шлама на дневную поверхность и исключающих поглощение промывочных жидкостей в процессе производства работ.

2. Разработаны технология ликвидации флюидоперетоков и техническое средство для её реализации - устьевой механический вибратор, позволяющие повысить эффективность ремонтно-изоляционных работ за счет использования оптимальных параметров импульсного воздействия, определенных для различных типов изолируемых зон.

3. Разработана герметизирующая композиция для изоляционных работ в скважине (патент РФ № 2399644), позволяющая повысить эффективность работ по восстановлению герметичности крепи скважин за счет повышения качества изоляции микроканалов.

Результаты диссертационной работы могут быть использованы на предприятиях, эксплуатирующих и обслуживающих скважины газовых и газоконденсатных месторождений:

- при промывке и освоении скважин в условиях значительного снижения пластового давления;

- при работах по ликвидации межколонных и заколонпых флюидоперетоков и восстановлению герметичности крепи скважин в процессе их строительства и ремонта.

4. Разработанные технологии и технические средства были успешно внедрены при проведении работ по очистке скважин от глиписто-песчаных пробок на месторождениях Западной Сибири и ПХГ ООО «Самаратрансгаз» и проведении работ по восстановлению герметичности крепи скважин Совхозного ПХГ и Астраханского ГКМ, что позволило повысить эффективность указанных работ.

Апробация работы.

Результаты и основные положения диссертационной работы докладывались на IX международной научно-практической нефтегазовой конференции «Инновационные технологии, направленные на повышение и восстановление производительности скважин месторождений и ПХГ» (г. Кисловодск, 2012 г.), международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на

5

месторождениях и ПХГ» (г. Кисловодск, 2007 г.); на X региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону» (г. Ставрополь, 2006 г.); на конференциях молодых специалистов ООО «Кавказтрансгаз» (п. Рыздвяный, 2003, 2004 гг.), на межотраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Пути повышения эффективности техники и технологии строительства, эксплуатации и ремонта нефтегазовых скважин» (г. Краснодар, 2005 г.). В полном объеме диссертационная работа была доложена и обсуждена на заседании секции ученого совета «Бурение, капитальный ремонт скважин, ПХГ и экология» ОАО «СевКавНИПИгаз» и заседании кафедры Нефтегазовое дело СКФУ.

Публикации. Основные научные положения и результаты диссертационной работы освещены в 17-ти печатных работах, включая 4 патента РФ, 9 статей, в том числе 6 статей, опубликованных в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях из перечня ВАК Минобрнауки РФ, и 4 тезиса докладов.

Соответствие работы паспорту научной специальности.

Область исследований диссертационной работы соответствует паспорту специальности 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин», а именно по п. 5: «Моделирование и автоматизация процессов бурения и освоения скважин при углублении ствола, вскрытии и разобщении пластов, освоении продуктивных горизонтов, ремонтно-восстановителышх работах, предупреждении и ликвидации осложнений».

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения; списка литературы, включающего 95 наименование.

Работа изложена на 120 страницах машинописного текста, содержит 19 рисунков, 4 таблицы.

В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и консультациями своего научного руководителя доктора технических наук, профессора, заслуженного деятеля науки РФ P.A. Гасумова, которому автор глубоко благодарен. Автор выражает признательность А.М. Гусману, С.Б. Бекетову, Г.А. Сазонову, В.А. Машкову, М.Н. Пономаренко, С.Н. Мохову, а также сотрудникам ОАО «СевКавНИПИгаз» за оказанную помощь, ценные советы и конструктивные замечания.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении изложена актуальность темы диссертации, отмечены цель работы, задачи исследований, научная новизна и практическая значимость представленной работы.

Первая глава посвящена обзору и анализу причин разрушения призабойной зоны пласта, формирования глинисто-песчаных пробок (Hill) на месторождениях, вступивших в завершающую стадию разработки, методам их удаления, а также анализу причин формирования каналов заколонных флюидоперетоков. Наиболее полно вопросы совершенствования технологий ремонтных работ в условиях АНПД с использованием

6

различпых промывочных агентов рассматривались в работах А.Д. Амирова, В.А. Амияна, A.B. Амияна, Ю.М. Басарыгина, P.E. Блауэра, В.Ф. Будникова, P.A. Гасумова, В.И. Грайфера, Дж.Р. Грея, Г.С.Г Дарли, Р.Т. Дженсена, А. Дэвида, В.Н. Каменева, Ю.Д. Кочмара, С.А. Кохлааса, П.П. Макаренко, Э.Х. Мехтиева, А.О. Межлумова, JI.C. Молчанова, Б.Дж. Митчелла, В.И. Нифантова, С.Т. Овнатанова, С.А. Рябоконя, K.M. Тагирова, Б.А. Шарафутдинова, В.Е. Шмелькова, В.А. Шумилова, В.А. Юрьева, P.C. Яреймчука, А.Б. Яшина и др.

По результатам проведенного анализа было установлено, что основными причинами разрушения призабойной зоны пласта и образования 11111 является обводнение скважин пластовыми и конденсационными водами, отклонение от технологических режимов эксплуатации скважин, пуска скважин после их остановки, освоения скважин. Следствием образования 11111 является снижение дебита скважин, а во многих случаях и невозможность их дальнейшей эксплуатации. Основным методом удаления 11111 является промывка скважин, которая является одним из наиболее распространенных видов работ, проводящихся на ряде месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки. При этом широкое распространение получило использование колтюбинговых установок с безмуфтовыми длинномерными трубами.

Применение колтюбинговых установок наряду с очевидными преимуществами имеет и ряд недостатков, связанных с высокими гидравлическими потерями в гибкой трубе, вследствие чего не всегда достигается необходимая скорость восходящего потока, обеспечивающая вынос шлама на поверхность и не всегда обеспечивается необходимый гидромониторный эффект для размыва песчаной пробки.

В результате анализа работ по промывке 11X11 с применением колтюбинговых установок в скважинах месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, было выделено две основные группы причин, влияющих на эффективность промывки

гпп.

1. Геологические - низкие пластовые давления, в результате которых происходит поглощение технологических жидкостей, и высокая прочность ГПП - в результате чего не удается размыть пробку и достичь заплапировашюго забоя;

2. Технологические - невозможность обеспечить достаточные скорости восходящего потока для выноса шлама в кольцевом пространстве между обсадной колонной и гибкой трубой и обеспечить режим промывки, исключающий поглощение.

Опираясь на результаты проведенного анализа, была поставлена задача разработки технологии, обеспечивающей возможность создания депрессии на пласт и выноса шлама на дневную поверхность при промывке скважин в условиях значительного падения пластовых давлений, а также технических средств обеспечивающих повышение эффективности разрушения глинисто-песчаных пробок.

Проведенный анализ информации по заколонным перетокам на фонде скважин подземных хранилищ газа и месторождений показал, что нарушение герметичности

7

заколонных пространств скважин, приводящее к возникновению межпластовых перетоков газа, межколонных газопроявлений и грифонообразований, остается серьезным и распространенным видом осложнений. При этом, если межколонные газопроявления являются в определенной мере локализованными и поддаются контролю, то заколонные фильтрационные потоки могут осуществляться по нескольким путям, в том числе и через промежуточные надпродуктивные пласты-коллекторы, и по существу являются слабоконтролируемыми существующими методами.

Основным методом восстановления герметичности крепи скважин в настоящее время является герметизация заколонного пространства скважин в интервале непроницаемых пород, залегающих над продуктивными пластами, установкой изоляционного экрана. Основное назначение экрана — перекрыть все возможные каналы движения флюида, создать непроницаемый барьер. Однако, учитывая размеры сечения каналов, на сегодняшний день применение традиционных технологий не позволяет добиться надежной ликвидации техногенных заколонных и межколонных флюидоперетоков, успешность изоляционных работ с применением различных тампонажных материалов по исправлению негерметичности цементного кольца заколонного и межколонных пространств не превышает 50%.

Исходя из проведенного анализа, была поставлена задача разработки новых технологий и технических средств, обеспечивающих повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ за счет повышения качества изоляции микроканалов крепи скважин.

Вторая глава посвящена разработке технико-технологических решений по удалению глинисто-песчаных пробок в условиях аномально-низких пластовых давлений.

В качестве основных исходных требований при разработке технологии и технического средства для очистки скважины от песчаной пробки, были выделены следующие:

- применяемая технология должна обеспечивать постоянную депрессию на пласт с целью сохранения емкостно-фильтрационных свойств пласта;

- для разрушения плотных песчаных пробок в компоновке низа колонны гибких труб необходимо предусмотреть породоразрушающее устройство, сочетающее в себе механический и гидромониторный эффекты воздействия;

- скорость восходящего потока в кольцевом пространстве должна обеспечивать вынос шлама на дневную поверхность.

Исходя из обозначенных требований, для обеспечения депрессии на пласт наиболее целесообразно применение пен (аэрированных жидкостей), однако закачка пен в колонну гибких труб сопряжена с высокими гидравлическими потерями. Для исключения данного фактора были рассмотрены варианты, при которых генерация пен происходит на забое, что позволяет увеличить подачу технологической жидкости в колонну гибких труб и обеспечить эффективную работу породоразрушающего инструмента и условие выноса

з

шлама. В качестве газообразного агента для генерации пен используется пластовый газ, т.е. промывка ведется с использованием энергии пласта и одновременной интенсификацией притока.

Существующий способ промывки, при котором в скважину спускается гибкая труба до текущего забоя, скважина пускается в работу на факельную линию и одновременно осуществляется подача пенообразующей жидкости в колонну гибких труб и пластовый газ, смешиваясь с пенообразующей жидкостью, образует пеку имеет следующие недостатки:

- производительности скважины с песчаной пробкой недостаточно для генерации пены необходимой степени аэрации и обеспечения условия депрессии на пласт;

- неприменимость способа в скважинах, заполненных пластовой жидкостью;

- низкое качество получаемой пены.

Для включения в работу пласта, необходимо хотя бы частично освободить призабойную зону от песчаной пробки, затем создать условия для вызова притока газа нужной производительности (т.е. необходимо освободить скважину от заполняющей ее жидкости) и получения пены заданной степени аэрации.

Для решения этой задачи было предложено использовать в компоновке низа колонны гибких труб струйный насос и пакер, что позволяет при одновременной промывке создать в подпакерной зоне условия для включения в работу газоносного пласта. Принцип работы разработанной технологии следующий. Компоновка, состоящая из струйного насоса 5, пакера 6 и породоразрушающего инструмента 7, спускается на колонне гибких труб 2 к текущему забою (песчаной пробке 11) (рисунок 1). В колонну гибких труб с заданным расходом подается пенообразующая жидкость, обеспечивая работу породоразрушающего инструмента 7, пакера 6 и струйного насоса 5. Скважина промывается до верхней части интервала перфорации, при этом струйный насос создает в подпакерной зоне разряжение, тем самым, создавая условия для вызова притока газа из пласта.

Пластовый газ, смешиваясь с пенообразующей жидкостью и пройдя через промывочный канал пакера и струйный насос, образует над устройством качественную пену, что улучшает условия транспорта шлама на поверхность, снижает давление столба жидкости над устройством и облегчает условия его работы. Использование энергии пластового газа интенсифицирует процесс разрушения пробки и обеспечивает качественную очистку призабойной зоны пласта.

С целью оценки возможности применения струйного насоса при промывке скважин с использованием колтюбинговой установки была разработана математическая модель процесса промывки скважины, позволяющая рассчитывать режимы промывки скважин при скоплении песка на забое с использованием различных рабочих агентов -жидкость, газ, аэрированная жидкость, в т.ч. с учетом поступления в ствол скважины пластового газа.

3 - колонна НКТ; 4 - эксплуатационная колонна; 5 - струйный насос; 6 - пакер;

7 - породоразрушающий инструмент; 8 - интервал перфорации; 9 - газожидкостная смесь; 10-

пенообразующая жидкость.

Рисунок 1 - Принципиальная схема очистки скважины от песчаной пробки с использованием струйного насоса

При разработке модели был определен алгоритм расчета темпов разрушения песчаной пробки, оптимизации процесса промывки. По результатам расчетов с использованием, математической модели была определена зона работоспособности струйного насоса на примере скважины сеноманских залежей месторождений Западной Сибири (рис. 2). Из представленного рисунка видно, что работоспособность струйного насоса при принятых для примера наиболее жестких условиях обеспечивается при коэффициенте инжекции менее и=0,14.

Таким образом, на примере условий сеноманских залежей определена возможность использования струйного насоса для проведения работ по очистке песчаной пробки. Математическая модель позволяет определять оптимальные технологические параметры процесса промывки скважины, обеспечивающие проведение работ без поглощения технологических жидкостей и исключающие разрушение ПЗП в результате неправильно рассчитанной депрессии на пласт.

1 - потери на трение. 2 - давление создаваемое на выходе струйного насоса при данном коэффициенте инжекции, 3 - область работоспособности насоса Рис.2. Область работоспособности струйного насоса Данные полученные с использованием математической модели служит базой для проектирования технических характеристик струйного насоса. Математическая модель реализована программно в среде программирования Borland Delphi 8 for the Microsoft Net Framework с использованием среды Excel.

Третья глава посвящена разработке технических средств для очистки скважин от глинисто-песчаных пробок.

С целью обеспечения режима промывки, исключающего поглощение технологических жидкостей, а также для повышения эффективности разрушения глинисто-песчаных пробок были разработаны следующие устройства: забойное насосно-вакуумное устройство ЗНВУ 70 и устройство для очистки скважины от песчаной пробки УПГ 54. Базой для проектирования технических характеристик устройств послужили результаты расчетов с использованием разработанной математической модели промывки песчаных пробок.

Принцип работы устройства ЗНВУ

Забойное пасосно-вакуумное устройство представляет собой сочетание двух основных узлов: насосного устройства и уплотнительного механизма, жестко соединяющихся между собой (рис. 3). Принцип работы ЗНВУ заключается в следующем: - рабочая жидкость, проходя через центральный канал насоса и горизонтальные отверстия в разделительной вставке, поступает в наружную и внутреннюю конические полости насоса и истекает через кольцевое сопло с большой скоростью, в результате чего во всасывающем кольцевом канале насоса создается разряжение и соответственно подсос газожидкостной и песчаной среды.

Рис. 3 - забойное насосно-вакуумное устройство

а) - насос ЗНВУ, б) - пакер ЗНВУ Для увеличения степени разряжения в корпусе и конусном сердечнике насоса нарезаны винтовые канавки, позволяющие сообщать рабочему агенту вращательное движение потоков, чем достигается дополнительный эффект винтового насоса;

- при прохождении рабочей жидкости через пакер происходит пакеровка пакерующих элементов. При продвижении колтюбинговой трубы вниз гидрораспределитель опускается, радиальные отверстия в трубе распределителя 4 совмещаются с кольцевой проточкой распределительной гильзы 14 верхнего пакерующего элемента, в результате чего давление в пакерующем элементе сбрасывается

12

во всасывающий канал гидрораспределителя. Верхний пакерующий элемент распакеровывается и под действием пружины 12 перемещается вниз. Дальнейшее опускание гидрораспределителя приводит к совмещению радиальных отверстий трубы распределителя б с кольцевой проточкой распределительной гальзы 14 нижнего пакерующего элемента, давление в нижнем пакерующем элементе сбрасывается, пакерующий элемент распакеровывается и под действием пружины 13 также перемещается вниз. Перед распакеровкой нижнего пакерующего элемента, верхний пакерующий элемент, переместившись вниз до опорной промежуточной гайки 8, пакеруется. При перемещении нижнего пакерующего элемента вниз до нижней несущей гайки 10 он также пакеруется и процесс повторяется, обеспечивая, таким образом, постоянную герметизацию внутреннего пространства НКТ.

Принцип работы устройства УПГ-54.

Устройство для очистки скважины от глинисто-песчаных пробок УПГ-54 предназначено для разрушения сцементированных участков песчано-глинистых пробок без вращения инструмента путем сочетания гидродинамического и ударного воздействия на песчано-глинистую пробку.

Работа промывочного гидроударного устройства происходит следующим образом: при прокачке рабочей жидкости часть потока проходит через осевой канал седла клапана 21 (рис. 4) и поршень со штоком 12 для гидромониторной размывки пробки и поддержания постоянной циркуляции, а другая часть потока направляется через кольцевое сечение межклапанного пространства в рабочую камеру поршня со штоком 12. При поднятии давления в рабочей камере поршень со штоком 12 и ударник 2 перемещаются вниз. При подходе поршня со штоком 12 к нижнему положению происходит его поворот на 15° при помощи винтов б и пазов в теле поршня, представляющих собой диаграмму работы устройства., при этом сливные отверстия совмещаются с пазовыми отверстиями в теле корпуса цилиндра 5, а подвижный клапан 17 перекрывает давление в надпоршневом пространстве и направляет его в центральный канал сердечника поршня со штоком 12. В нижнем положении поршня со штоком 12 отверстия в сердечнике поршня открываются и повышенное давление жидкости подается под стакан-распределитель 9, который начинает перемещаться вверх, толкая при этом поршень со штоком 12 при закрытом подвижном клапане 17 и открытых сбросных отверстиях поршня со штоком 12, что позволяет быстро сбросить рабочую жидкость из надпоршневого пространства при перекрытом рабочем давлении. Жесткие удары поршня со штоком 12 и стакана-распределителя 9 о гнездо клапана 14 и корпус цилиндра 5 предотвращаются при помощи гидравлического демпфера, принцип действия которого основан на том, что в конце хода поршня со штоком 12 и стакана-распределителя 9 часть жидкости отсекается от сливных отверстий и предотвращает жесткие удары металла о металл.

1 - коронка; 2 - ударник;

3, 4,7, 8, 13, 18, 26 - уплотнительные

кольца; 5 - корпус; 6 - упорный винт;

9 - стакан-распределитель;

10, 25 - пружина; 11 - стакан пружины;

12 - поршень со штоком;

] 4 - гнездо клапана; 15 - пружина;

16 - кольцо; 17 - клапан; 19 - кольцо

резиновое компенсационное; 20 - гайка

регулировочная; 21 - сердечник клапана;

22, 24 - переводник центрирующий;

23 - втулка центрирующая;

27 - гайка; 28 - контргайка;

29 - переводник

Рисунок 4 - Устройство промывочное гидроударное УПГ-54

Такая конструкция гидроударного устройства позволяет максимально повысить скорость очистки труб от песчаных пробок.

На разработанное устройство получен патент РФ № 2315174.

Для проведения стендовых испытаний насосно-вакуумного устройства и устройства промывочного гидроударного на базе экспериментальной скважины ОАО «СевКавНИПИгаз» разработана конструкция стенда, позволяющая проверить работоспособность устройств. Стенд для испытания разработанных устройств монтируется из узлов, приближающих работу устройств к скважинным условиям. Стенд, в соответствии с рисунком 5 включает буровой станок, систему оборудования для циркуляции промывочной жидкости, контрольно-измерительные и регистрирующие приборы, технологическую оснастку, имитирующую скважинные условия.

По результатам стендовых испытаний установлено, что устройства соответствуют заявленным техническим характеристикам, требованиям стандартов и технической документации.

11 - задвижка; 12 - ручной насос, 13 - манометр; 14 - источник газа; 15 - гидроударник; 16 - емкость дня воды; 17 - фланец глухой; 18 - буровой станок

Рисунок 5 - Схема стенда для »повешен паботы ЗНВУ с гилполдашшком

Четвертая глава посвящена разработке технологии изоляции флюидоперетоков с использованием импульсного воздействия управляемой частоты.

Одним го перспективных направлений повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ, является использование волнового воздействия. В нефтегазодобывающей промышленности циклические процессы используются для повышения нефтеотдачи пластов, очистки призабойной зоны скважин, при цементировании скважин.

Применение волнового воздействия при цементировании скважин вызывает разрушение структуры глинистого и цементного растворов, улучшая очистку затрубного пространства и наружной поверхности труб от глинистых частиц, остатков бурового шлама. Эти мероприятия позволяют усилить контакт цементного камня с колонной и породой и в определенной степени повысить монолитность цементного кольца.

Вибровоздействие в течение всего лишь 5-15 секунд позволяет почти полностью разрушить коагуляционную структуру цементного раствора. При снятии вибрациошюго поля структура раствора восстанавливается со скоростью, зависящей от интенсивности и времени воздействия. Аналогичные эффекты наблюдаются и в глинистых растворах.

С целью оценки возможности применения гидроимпульсного воздействия при ремонтно-изоляционных работах в скважинах были проведены лабораторно-стендовые исследования.

Задачей исследований являлось выявление оптимальных параметров волнового воздействия в условиях, моделирующих условия проведения работ по восстановлению герметичности заколонного пространства, т.е. при малых размерах пустотных каналов и их низкой приемистости.

Предварительно были проведены расчеты с целью ограничения диапазона исследований при проведении эксперимента. Размеры каналов негерметичного заколонного пространства составляют преимущественно от 10 до 100 мкм. Пористая среда из-за наличия сил трения между жидкостью и стенками каналов обладает естественными демпфирующими свойствами по отношению к гидродинамическим волнам, и при выборе параметров волнового воздействия одним из определяющих факторов является эффективная глубина проникновения волн в породу. Результаты расчетов с использованием формулы относительных потерь гидродинамического давления в зависимости от длины порового канала Ц а также относительных потерь энергии показали, что эффективная глубина проникновения волн с частотой 2*104-Ю10 Гц в пористую среду не превышает 1-2 см. Области волн частотой 20-40 Гц проникают па глубину 1-2,5 м. Для более глубокой гидродинамической обработки необходимо использовать диапазон частот 0,5-20 Гц с предпочтительным выбором нижних областей (частота 0,5-5 Гц).

По результатам расчетов для проведения исследований был определен частотный диапазон 1 -60 Гц. Для проведения стендовых испытаний была разработана лабораторная установка (рис.6), состоящая из газового баллона 1, газового редуктора 2, предохранительного клапана 3, емкости 4 для жидкости, источника упругих колебаний 5, электродвигателя 6, регистрирующего прибора 7, модели пористой среды 8, штатива 9 и мерного цилиндра 10. Источник упругих колебаний 5 приводится в действие при помощи двигателя постоянного тока 6, частота вращения которого регулируется при помощи реостата. Модель пористой среды 8 представляет собой конструкцию из прозрачного материала, заключенную в металлический кожух с окнами, внутри которой расположены каналы определенного сечения и длины, сообщающиеся между собой. Искусственный керн позволяет создавать каналы различных размеров и длины и располагать их в различном порядке относительно друг друга. При этом за характером продвижения жидкости по каналам искусственного керна можно наблюдать визуально

Рисунок 6 - Схема установки для исследования влиянии гидроимнульсного воздействия на фильтрацию жидкостей в пористой среде

При проведении исследований использовался водный раствор полиакриламида (0,5 %), модели пористой среды проницаемостью 0,3-0,5 Д протяженностью 0,15, 0,5 и 1,5 м. Через модели прокачивался определенный объем жидкости с возбуждением гидроимпульсных колебаний с частотами от 1 до 60 Гц, амплитудой 0,05 МПа и регистрировалось время прокачки жидкости. По результатам исследований был построен график, представленный на рис. 7. Полученные результаты позволили сделать следующие выводы. Гидроимпульсное воздействие частотой свыше 30 Гц улучшает проницаемость пористой среды на незначительных расстояниях (0,1-0,2 м). Для обработки на глубину порядка 0,5-1 м эффективнее диапазон частот 10-30 Гц. Для более глубокой обработки целесообразнее использование частоты импульсов 1-5 Гц.

ПД, сек 15

10 5

10 20 30 40 50 60 70

И, Гц

Рисунок 7 - Зависимость времени фильтрации жидкости через модели пористой среды в зависимости от частот гидроимпульсного воздействия

Расчеты также показали, что волны нижнего диапазона частот отличаются относительно небольшой степенью затухания и дисперсии при прохождении через колонну НКТ. В связи с этим для их генерирования можно использовать наземные источники гидродинамических импульсов.

Таким образом, проведенные исследования показали, что для эффективного проведения РИР с использованием гидроимпульсного воздействия, необходимо использование генераторов гидроимпульсных колебаний, обеспечивающих возможность генерации импульсов заданных параметров. С целью этой целью была поставлена задача разработки устройства, обеспечивающего возможность управлять процессом создания гидроимпульсных колебаний. В результате проведенных исследований была предложена конструкция устройства устанавливаемого на устье скважины. Преимущества, которые могут быть получены при использовании предлагаемого устройства - устьевого механического вибратора, сводятся к следующему:

- использование устройства на устье скважины позволяет контролировать и управлять процессом создания гидроимпульевых колебаний;

- возможность регулирования частоты генерируемых импульсов без изменения расхода закачиваемых в скважину технологических жидкостей в соответствии с технологическим регламентом ремонтно-изоляционных работ и без остановки технологического процесса;

- возможность многократного применения устройства;

- возможность создания гидроимпульсных колебаний в потоке тампонажного

раствора только в процессе его продавки в затрубное пространство скважины.

18

0,15м

0,5м

1,5м

Устройство работает следующим образом.

В исходном положении (рис.8), в момент начала ведения технологического процесса до выхода герметизирующего состава в затрубное пространство, когда генерации импульсов не требуется, иродавочная жидкость поступает в кольцевой канал 7 между стенкой корпуса 1 и наружной поверхностью золотника 3, далее через щелевые прорези 5 золотника 3 и каналу переходника 17 подается в скважину.

Для наложения на поток гидравлических импульсов, осуществляют вращение золотника 3 и его осевое перемещение в осевом канале корпуса 1, в результате чего перекрываются щелевые прорези 5 и поток продавочпой жидкости начинает поступать через кольцевой канал 6 и щелевые прорези 4 внутрь золотника 3 (рис.9).

Нагнетаемая жидкость воздействует на крыльчатку 10, в результате чего ротор 9 начинает вращаться и происходит перекрытие отверстий 13 золотника 3 телом днища 12 ротора 9 с возбуждением гидравлического импульса в потоке прокачиваемой жидкости. Частота генерируемых импульсов определяется расходом и реологическими параметрами прокачиваемой жидкости. В процессе работ при изменении расхода прокачиваемой жидкости, возникает необходимость регулирования частоты возбуждаемых гидравлических импульсов. Это достигается путем вращения штока 15 устройства и ввода его в осевой канал ротора 9 (рис.10), в результате чего изменяется сечение гидравлического канала внутри ротора 9 и, соответственно, изменяется -увеличивается скорость продавочной жидкости, подаваемой на крыльчатку 10.

Таким образом, уменьшая или увеличивая сечение гидравлического канала внутри ротора 9 вращением штока 15, производят изменение частоты генерируемых гидроимпульсных колебаний за счет изменения скорости потока и соответственно частоты вращения ротора 9.

Технологическая схема проведения ремонтно-изоляционных работ с использованием устьевого механического вибратора следующая. Устройство при помощи стандартных соединений монтируется на нагнетательной линии устьевой обвязки. Предварительно перед закачкой герметизирующего состава, производят промывку изолируемого интервала с наложением на поток прокачиваемой жидкости импульсных колебаний заданной частоты. Добившись удовлетворительной приемистости дефектной зоны, приступают к импульсной закачке герметизирующего состава. При снижении приемистости изолируемого интервала в процессе продавки, а следовательно и расхода прокачиваемой через вибратор жидкости, частота генерируемых импульсов оперативно корректируется и поддерживается в заданном диапазоне на протяжении всей операции до достижения необходимого избыточного давления.

Для повышения эффективности РИР с использованием предложенных технических решений разработаны составы герметизирующих композиций с улучшенными технологическими свойствами, обусловленными регулируемым временем гелеобразования, повышенной устойчивостью к воздействию агрессивных газов, регулируемой вязкостью (таблица 1). В результате проведенных исследований было установлено, что для изоляции микроканалов крепи скважин наиболее высокую

герметизирующую способность показал состав, на основе канифольсодержащего ингредиента и пластификатора. Для изоляции сложных зон, представленных системой микро- и макроканалов наибольший эффект обеспечивается при использовании комбинации составов с различной функциональной способностью.

Таблица 1 - Технологические параметры специальных жидкостей

Компонентный состав Технологические свойства

Кинемат. вязкость, сСт Время гелеобразования, ч Проницаемость по газу, мкмМ0~3 Коэфф-т изоляции, %

до обработки после обработки

1 2 3 4 5 6

Состав 1 7%-ный раствор ПВС - 98,89 мае. %; Раствор трилона Б и ТЭАТ-1 1,1 мае. %; ГКЖ* - 0,007 мае. % - 1-8 3,8 0 100

Состав 2 Продукт АГМ-9- 95 об. %; Вода - 5 об. % 31,53 120 1,4 0 100

Состав 3 Продукт АГМ-9 - 83 об. %; ГКЖ- 13 об. %; Вода - 4 об. % 53,17 120 7,35 0 100

Состав 4 Канифоль - 35 мае. % Ацетон - 63 мас.% 8-оксихинолин - 2мас.% 1,63 кристаллизуется длительно 1,0 0 100

В пятой главе представлены результаты опытно-промышленных испытаний разработанных технических решений.

Технология промывки скважин с использованием энергии пласта с применением устройства промывочного гидроударного УПГ-54 была использована при ремонте скважин №№ 1, 4, 5, 14, 102, 530, 531 Михайловского ПХГ и скважин М» 12, 110, 499, 501, 504, 505, 510, 512, 516 Дмитриевского ПХГ ООО «Самаратрансгаз».

Целью промывки скважин было восстановление искусственного забоя, при этом в

большинстве скважин интервал перфорации не был перекрыт глинисто-песчаной

пробкой. Мощность пробки составляла от 3-х до 49 метров и основной задачей при

промывке ставилось исключение загрязнения продуктивных коллекторов глинистым

материалом пробки. С этой целью были подобраны параметры промывки на депрессии,

исключающие поглощение промывочной жидкости и обеспечивающие вынос шлама на

дневную поверхность. Замеренная скорость разрушения глинисто-песчаной пробки в 3-5

раз превысила скорость разрушения стандартными гидромониторными насадками. При

этом фактически скорость разрушения глинисто-песчаной пробки ограничивалась с

целью исключения поглощений в результате превышения расчетного значения

плотности газожидкостношламовой смеси в затрубном пространстве. В результате все 16

21

скважин были промыты без потерь промывочной жидкости, т.е. поглощения в процессе ремонта отсутствовали. Это позволило сохранить доремонтпый дебит на всех скважинах и исключить длительные работы по освоению скважины. Средняя продолжительность работ по предложенной технологии составила 45 часов, что на 29 часов меньше, чем при промывке по стандартной технологии. Применение устройства промывочного гидроударного на скважинах месторождений Западной Сибири позволило увеличить скорость разрушения глинисто-песчаных пробок в 2 раза. Технология ликвидации заколонных перетоков и герметизирующие композиции для изоляции флюидоперетоков были успешно внедрены на скважинах Совхозного ПХГ и Астраханского ГКМ.

По результатам расчетов экономического эффекта от использования устройства УШ -54 с использованием колтюбинговой установки, величина чистого дисконтированного дохода по шестнадцати скважинам составила 7211,2 тыс. руб. Экономический эффект при удалении глинисто-песчаной пробки достигнут за счет сокращения времени промывки и освоения скважины, сохранения доремонтной производительности скважины.

Основные выводы

1. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность использования струйного насоса для создания депрессии на пласт, обеспечивающей стабильный приток пластового флюида при промывке газовых скважин с использованием колтюбинговой установки.

2. Разработана математическая модель процесса промывки с использованием струйных аппаратов и различных промывочных агентов, позволяющая определить область работоспособности струйного насоса, определять оптимальные параметры промывки скважины, исключающие поглощение промывочных жидкостей.

3. Разработана и запатентована конструкция устройства для создания депрессии в ограниченном пространстве подпакерной зоны, содержащего уплотнительный механизм, обеспечивающий возможность перемещения конструкции внутри НКТ с сохранепием постоянной герметизации внутреннего пространства НКТ.

4. Разработана и запатентована конструкция устройства для очистки скважины от глинисто-песчаных пробок, обеспечивающее разрушение сцементированных участков песчано-глинистых пробок без вращения инструмента путем сочетания гидродинамического и ударного воздействия на песчано-глинистую пробку.

5. Экспериментально установлено, что при проведении ремонтно-изоляционных работ с использованием импульсного воздействия максимальная проникающая способность герметизирующих составов обеспечивается при частоте импульсов от 1 до 60 Гц.

6. Разработано и запатентовано устройство «устьевой механический вибратор», позволяющее контролировать процесс создания гидроимпульсных колебаний,

регулировать частоту создаваемых колебаний без изменения расхода прокачиваемой через устройство жидкости и остановки технологического процесса.

7. Для изоляции сложных зон представленных комбинацией микро- и макроканалов разработаны составы герметизирующих композиций с улучшенными технологическими свойствами, обусловленными регулируемым временем гелеобразования, повышенной устойчивостью к воздействию агрессивных газов, регулируемой вязкостью.

8. Разработанные технологии и технические средства нашли применение и подтвердили свою эффективность при проведении работ по промывке и освоению скважин на месторождениях Западной Сибири и ПХГ ООО «Самаратрансгаз» и проведении работ по ограничению межколонных фшоидопроявлений на скважинах Астраханского ГКМ и Совхозного ПХГ.

Основное содержание работы опубликовано в следующих публикациях автора: в рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ:

1. Бекетов С.Б., Евик В.Н. Суковицын В.А. Формирование каналов заколоппых перетоков газа/Горный информациошю-аналитический бюллетень. № 9/2003. М. С 1216.

2. Бекетов С.Б., Суковицын В.А. Устьевое устройство для создания импульсов давления при проведении технологических операций при ремонте скважин /Горный информациошю-аналитический бюллетень. № 12/2006. С 168-174.

3. Суковицын В.А. Пути повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважинах. /Вестник СевКавГТУ, Серия «Нефть и газ» № 1. - Ставрополь: СевКавГТУ, 2004. С 78-79.

4. Гасумов P.A., Суковицын В.А. Результаты экспериментальных исследований по оценке влияния гидроимпульсного воздействия на эффективность ремонтно-изоляционных работ в скважинах [Текст] // ОАО «ВНИИОЭНГ», научно-технический журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море» № 5/2011. М. С. 36-40.

5. Гасумов P.A., Суковицын В.А. Технология промывки газовых скважин в условиях аномально низких пластовых давлений [Текст] // ОАО «ВНИИОЭНГ», научно-технический журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море» № 6/2011. М. С. 39-41.

6. Суковицын В.А Комплексная технология повышения и восстановления производительности газовых и газоконденсатных скважин [Текст] /Гасумов P.A..// Газовая промышленность. - 2012. - № 7. - С. 41-45.

в других научных журналах и сборниках:

7. Особенности промывки песчаных пробок в скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений (на примере Крыловского газоконденсатного месторождения)/С.В. Долгов, P.A. Гасумов, С.Б. Бекетов, В.А. Суковицын и др./

23

Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: Сборник научных трудов. Вып. 39,- Ставрополь.: ОАО "СевКавНИПИгаз", 2003. - С. 1824.

8. Проблемы промывки песчано-глинистых пробок в условиях АНЦЦ и пути их решения / P.A. Гасумов, P.A. Тенн, В.А. Суковицын, А.Р. Шакиров/ Газовой отрасли -энергию молодых ученых. Тез. Докладов научно-практической конференции молодых ученых и специалистов, посвященной 80-летию Н.Р. Акопяна (26-27 апреля). — Ставрополь. - 2006. С 47-48.

9. Бекетов С.Б., Суковицын В.А. Пути техногенных утечек газа в заколонном пространстве и оценка объемов миграции газа в соленосном разрезе / Гипотезы .Поиск. Прогнозы: Сб. науч. трудов. Вып.20.-Краснодар, 2004. С 313-321.

10. Суковицын В.А. Применение пен в качестве технологических жидкостей при строительстве и ремонте скважин [Текст] / P.A. Гасумов, В.А. Суковицын // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти: материалы V межд. науч.-практ. копф., посвященной 45-летию ОАО «СевКавНИПИгаз» (Кисловодск, 15-19 окт. 2007 г.) / СевКавНИПИгаз. - Ставрополь: РИО ОАО «СевКавНИПИгаз», 2007. - С. 50 - 52.

И.Жуков Е.А., Суковицын В.А. Направления совершенствования технологий ликвидации флюидоперетоков в скважинах. / Материалы X региональной научно-технической конференции «Вузовская наука — Северо-Кавказскому региону». СевКавГТУ, 2006. С 53-54.

12. Суковицын В.А., Чернявский A.B. Использование импульсного воздействия при ремонте скважин. / Материалы X региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону». СевКавГТУ, 2006. С 57-58.

13. Суковицын В.А. Комплекс технологических решений, направленных на повышение эффективности геолого-технических мероприятий на фонде скважин месторождений ОАО «Газпром». / Материалы совещания ведущих специалистов предприятий ОАО «Газпром» (г. Кисловодск, 14-17 июня 2011 г.). — М.: ООО «Газпром экспо», 2013. С 167-171.

14. Пат. 2315174 Российская Федерация Е 21 В 37/00. Устройство для очистки скважины от песчапой пробки [Текст] /Гасумов P.A., Тенн P.A., Сазонов Г.Т., Суковицын В. А., Ичева Н.Ю., Шакиров А.Р.

15. Пат. 2314411 Российская Федерация Е 21 В 37/00. Насосно-вакуумное устройство для очистки скважины от песчаной пробки [Текст] / Гасумов P.A., Тенн P.A., Сазонов Г.Т., Суковицын В. А., Ичева Н.Ю., Шакиров А.Р.

16. Пат. 2250982 Российская Федерация, Е 21 В 28/00. Устьевой механический вибратор[Текст] / Бекетов С.Б., Машков В.А., Суковицын В.А., Паросоченко С.А.

17. Пат. 2399644 Российская Федерация С 09 К 8/506. Герметизирующая композиция для изоляционных работ в скважине [Текст] /Поляков И. Г., Гладков П.В., Кунавин В.В., Мохов С.Н., Швец Л. В., Тукаева Г.Ф., Суковицын В.А., Васильев В.Г., Гриньчак Д. Н., Горбачева O.A.

Подписано в печать:

28.05.2013

Заказ № 8563 Тираж - 100 экз. Печать трафаретная. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 www.autoreferat.ru

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Суковицын, Владимир Александрович, Ставрополь

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «СЕВЕРО - КАВКАЗСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ПРОЕКТНЫЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ»

На правах рукописи

04201363235 j

СУКОВИЦЫН ВЛАДИМИР АЛЕКСАНДРОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ КРЕПИ И ПРОМЫВКИ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ЗНАЧИТЕЛЬНОГО ПАДЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ

25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор, заслуженный деятель науки РФ

P.A. Гасумов

Ставрополь 2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ..................................................................................................................4

1 АНАЛИЗ ПРОБЛЕМ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЙ, НАХОДЯЩИХСЯ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ..............................................................................................................11

1.1 Анализ причин разрушения призабойной зоны пласта скважин, формирования глинисто-песчаных пробок и способов их удаления...................................................................................................................11

1.2. Анализ причин формирования каналов заколонных перетоков

газа..................................................................................................................24

1.3 Постановка задач исследований...................................................................36

2 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПРОМЫВКИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭНЕРГИИ ПЛАСТА......................................39

2.1 Разработка технологии промывки ГПП с использованием струйного насоса для создания депрессии в призабойной зоне пласта...........39

2.2 Исследование возможности применения струйного насоса для создания депрессии на пласт при промывке скважин...............................43

2.2.1 Постановка технологической задачи и физические основы модели............................................................................................................43

2.2.2 Расчет потерь давления при промывке вязкими, вязкопла-стичными жидкостями с использованием колтюбинга............................53

3 РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ГЛИНИСТО-ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК ПРОМЫВКОЙ СКВАЖИН НА ДЕПРЕССИИ 61

3.1 Устройство для очистки скважины от песчаной пробки .........................61

3.2 Забойное насосно-вакуумное устройство....................................................68

3.2.1 Насосное устройство...........................................................................68

3.2.2 Уплотнительный механизм.................................................................71

3.3 Разработка стенда и проведение стендовых испытаний макетных образцов насосно-вакуумного устройства и устройства для очистки скважины от песчаной пробки............................................................74

4 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ИЗОЛЯЦИИ ФЛЮИДОПЕРЕТОКОВ

С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИМПУЛЬСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ УПРАВЛЯЕМОЙ ЧАСТОТЫ ...............................................................79

4.1 Предпосылки разработки технологии изоляции флюидоперетоков с использованием импульсного воздействия управляемой частоты ....................................................................................................................79

4.2 Экспериментальные исследования влияния импульсного воздействия на фильтрацию жидкостей в моделях трещиновато-пористых сред................................................................................................84

4.3 Разработка технического средства для повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ...................................................................88

4.4 Технологическая схема проведения ремонтно-изоляционных работ с использованием устьевого механического вибратора....................94

4.5 Разработка составов технологических жидкостей для ликвидации

флюидоперетоков..........................................................................................95

5 РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ РАЗРАБОТОК И ОЦЕНКА ИХ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ.............................................................103

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.......................................................................................................108

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ..............................................110

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Разработка методов вывода из бездействующего фонда и восстановления производительности скважин является одним из приоритетных направлений ОАО «Газпром», где около 20% фонда скважин эксплуатируются с суточными дебитами ниже проектного. Это связано как с истощением крупных месторождений, так и с разработкой коллекторов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Закономерное снижение запаса пластовой энергии большинства крупнейших газовых и га-зоконденсатных месторождений, вступивших в стадию завершающей разработки, привело к усилению влияния ряда негативных факторов. К основным таким факторам относятся: высокая обводненность скважин и добываемой продукции, разрушение призабойной зоны пласта, сопровождающееся пес-копроявлениями, что может привести к сокращению сроков эксплуатации скважин и снижению экономически рентабельного промышленного коэффициента газоотдачи.

В настоящее время на Вынгапуровском газовом месторождении коэффициент аномальности пластового давления составляет значение ниже 0,1, На Медвежьем, Ямбургском, Уренгойском месторождениях коэффициенты аномальности пластового давления составляют от 0,1 до 0,25. При этом подавляющая часть эксплуатационного фонда скважин работает с наличием глинисто-песчаной пробки на забое скважины с частичным или полным перекрытием интервала перфорации, и удаление их в условиях значительного падения пластового давления является сложнейшей задачей. Данная проблема также актуальна для большей части подземных хранилищ газа.

Проведение работ традиционными методами в таких условиях часто приводит к значительной потере производительности скважин в результате поглощения технологических жидкостей, их взаимодействия с призабойной зоной пласта (ПЗП) и снижения фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта в этой зоне. По результатам промысловых наблюдений доказано, что извлечение фильтрата технологической жидкости из при-

4

забойной зоны пласта для карбонатных коллекторов может продолжаться до 3 лет, для терригенных - до 6 лет. Это обуславливает необходимость разработки новых прогрессивных технологий проведения ремонтных работ и технических средств для их реализации.

Наиболее полно вопросы совершенствования технологий ремонтных работ в условиях АНПД с использованием различных промывочных агентов рассматривались в работах А.Д. Амирова, В.А. Амияна, A.B. Амияна, Ю.М. Басарыгина, P.E. Блауэра, В.Ф. Будникова, P.A. Гасумова, В.И. Грайфера, Дж.Р. Грея, Г.С.Г Дарли, Р.Т. Дженсена, А. Дэвида, В.Н. Каменева, Ю.Д. Кочмара, С.А. Кохлааса, П.П. Макаренко, Э.Х. Мехтиева, А.О. Межлумова, J1.C. Молчанова, Б.Дж. Митчелла, В.И. Нифантова, С.Т. Овнатанова, С.А. Рябоконя, K.M. Тагирова, Б.А. Шарафутдинова, В.Е. Шмелькова, В.А. Шумилова, В.А. Юрьева, P.C. Яреймчука, А.Б. Яшина и др.

В настоящее ликвидация глинисто-песчаных пробок в газовых скважинах осуществляется промывкой как по традиционным технологиям в процессе проведения капитального ремонта скважин с использованием передвижных подъемных агрегатов, так и без глушения скважин с использованием колтюбинговых установок. Использование мобильных колтюбинговых установок позволяет значительно сократить время и материальные затраты при промывке скважин. Однако даже при использовании колтюбинговой установки в условиях значительного падения пластовых давлений не удается избежать поглощения технологических жидкостей при промывке скважин. Кроме того, высокие гидравлические потери в колонне гибких труб не позволяют достичь достаточный гидромониторный эффект истечения промывочной жидкости из насадок для разрушения сцементированных глинисто-песчаных пробок.

В связи с этим, для решения проблемы промывки прочных глинисто-песчаных пробок в условиях значительного падения пластовых давлений, возникает задача разработки новых технико-технологических решений, обеспечивающих циркуляцию без поглощения промывочных жидкостей в

продуктивные горизонты, а также обеспечивающих повышение эффективности разрушения мощных глинисто-песчаных пробок.

Очередной проблемой, особенно актуальной в условиях стареющего фонда скважин, является низкая эффективность работ по ликвидации негерметичности межколонных и заколонных пространств скважин.

В процессе эксплуатации герметичность крепи скважины нарушается в результате коррозионного разрушения цементного камня, нарушения его при выполнении различных технологических операций, действия термобарических нагрузок, что особенно характерно для скважин ПХГ.

Наличие каналов перетока в заколонных и межколонных пространствах недопустимо в скважинах любого назначения из-за возникновения таких осложнений, как межколонные и заколонные флюидопроявления, обводнение скважин, формирование техногенных залежей и др. Для восстановления герметичности заколонных пространств скважин проводится большой объем трудоемких и дорогостоящих ремонтно-изоляционных работ (РИР), однако успешность их в настоящее время низкая и не превышает 50-60 %, что вызывает необходимость постоянного совершенствования используемых и разработки новых методов и технических средств, повышающих эффективность работ.

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

Цель работы: Повышение качества промывки и освоения скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений и ликвидации заколонных флюидоперетоков за счет создания эффективных составов, технических средств и технологий, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и герметичность крепи скважин.

Основные задачи работы:

1. Анализ опыта применения существующих методов промывки газовых скважин в условиях АНПД.

2. Разработка технологии промывки глинисто-песчаных пробок с использованием энергии пласта в газовых скважинах в условиях АНПД.

3. Разработка технических средств, обеспечивающих повышение эффективности промывки глинисто-песчаных пробок в газовых скважинах.

4. Изучение причин возникновения заколонных и межколонных флюидоперетоков и методов их ликвидации.

5. Исследование влияния параметров волнового воздействия на фильтрационные процессы в моделях трещиновато-пористых сред.

6. Разработка технологии ликвидации флюидоперетоков с использованием импульсного воздействия управляемой частоты.

7. Разработка составов герметизирующих жидкостей для ликвидации заколонных флюидоперетоков.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач осуществлялось на основе анализа имеющихся теоретических, промысловых и лабораторных материалов по проблематике и на результатах проведенных лабораторно-стендовых, промысловых и теоретических исследований с использованием современной лабораторной базы ОАО «СевКавНИПИгаз».

Научная новизна.

1. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность использования струйного насоса для создания депрессии на пласт при промывке газовых скважин в условиях значительного падения пластовых давлений с использованием колтюбинговой установки.

2. Разработана принципиально новая конструкция устройства для создания депрессии в ограниченном пространстве подпакерной зоны, содержащего уплотнительный механизм, обеспечивающий возможность перемещения конструкции внутри НКТ без трения о стенки с сохранением постоянной герметизации внутреннего пространства НКТ.

3. Установлено, что при проведении ремонтно-изоляционных работ с использованием импульсного воздействия максимальное проникновение

герметизирующих составов в микроканалы крепи скважин обеспечивается при частоте импульсов от 1 до 60 Гц.

4. Экспериментально установлена высокая герметизирующая способность состава, включающего канифольсодержащий ингредиент и пластификатор для изоляции микроканалов крепи скважин.

Основные защищаемые положения.

1. Технология промывки скважины с использованием струйного насоса и энергии пласта в условиях значительного падения пластовых давлений.

2.. Насосно-вакуумное устройство для очистки скважины от песчаной пробки (патент РФ № 2314411) и устройство для очистки скважины от песчаной пробки (патент РФ № 2315174).

3. Результаты экспериментальных исследований влияния гидроимпульсного воздействия на фильтрацию жидкостей в моделях трещиновато-пористых сред.

4. Технология и техническое средство (патент РФ № 2250982) для повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ с использованием импульсного воздействия.

Практическая ценность и реализация работы.

Полученные результаты и сделанные выводы, наряду с теоретическим обоснованием предлагаемых технологий, имеют чисто практическую направленность, заключающуюся в том, что:

1. Усовершенствованы технология промывки газовых скважин от песчаных пробок в условиях значительного падения пластового давления и технические средства для её реализации, позволяющие осуществить промывку скважин на режимах, обеспечивающих вынос шлама на дневную поверхность и исключающих поглощение промывочных жидкостей в процессе производства работ.

2. Разработаны технология ликвидации флюидоперетоков и техническое средство для её реализации - устьевой механический вибратор, позволяющие повысить эффективность ремонтно-изоляционных работ за счет ис-

пользования оптимальных параметров импульсного воздействия, определенных для различных типов изолируемых зон.

3. Разработана герметизирующая композиция для изоляционных работ в скважине (патент РФ № 2399644), позволяющая повысить эффективность работ по восстановлению герметичности крепи скважин за счет повышения качества изоляции микроканалов.

Результаты диссертационной работы могут быть использованы на предприятиях, эксплуатирующих и обслуживающих скважины газовых и га-зоконденсатных месторождений:

- при промывке и освоении скважин в условиях значительного снижения пластового давления;

- при работах по ликвидации межколонных и заколонных флюидопе-ретоков и восстановлению герметичности крепи скважин в процессе их строительства и ремонта.

4. Разработанные технологии и технические средства были успешно внедрены при проведении работ по очистке скважин от глинисто-песчаных пробок на месторождениях Западной Сибири и ПХГ ООО «Самаратрансгаз» и проведении работ по восстановлению герметичности крепи скважин Совхозного ПХГ и Астраханского ГКМ, что позволило повысить эффективность указанных работ.

Публикации.

Основные научные положения и результаты диссертационной работы освещены в 17-ти печатных работах, включая 4 патента РФ, 9 статей, в том числе 6 статей, опубликованных в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях из перечня ВАК Минобрнауки РФ, и 4 тезиса докладов.

Объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 118 страницах машинописного текста, иллюстрируется 19

рисунками, 3 таблицами. Список использованных источников включает 95 наименований.

В процессе выполнения работы автор пользовался советами и консультациями своего научного руководителя доктора технических наук, профессора, заслуженного деятеля науки РФ P.A. Гасумова, которому автор глубоко благодарен. Автор выражает признательность A.M. Гусману, С.Б. Бекетову, Г.А. Сазонову, В.А. Машкову, М.Н. Пономаренко, С.Н. Мохову, а также сотрудникам ОАО «СевКавНИПИгаз» за оказанную помощь, ценные советы и конструктивные замечания.

1 АНАЛИЗ ПРОБЛЕМ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЙ, НАХОДЯЩИХСЯ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ

1.1 Анализ причин разрушения призабойной зоны пласта скважин, формирования глинисто-песчаных пробок и способов их удаления

В настоящее время ряд крупнейших газовых и газоконденсатных месторождений вступили в стадию завершающей разработки. Для данной стадии характерны такие проявления как, снижение пластового давления, высокая обводненность конденсационными и пластовыми водами, интенсивный вынос механических примесей в ствол скважины с образованием глинисто-песчаных пробок на забое и в насосно-компрессорных трубах, снижение рабочих дебитов. Разрушение призабойной зоны с образованием глинисто-песчаных пробок на забоях скважин является одним из наиболее распространенных видов осложнений на месторождениях Западной Сибири. Данная проблема также актуальна для ряда подземных хранилищ газа (ПХГ).

Авторами работ [1-5] представлен ряд причин разрушения призабойной зоны пласта и выноса механических примесей в ствол скважины, в результате действия ряда геологических, технико-технологических, физико-химических и механических факторов.

По мнению ряда исследователей одной из основных причин разрушения коллектора в призабойной зоне пласта является неравномерное напряженное состояния пород, обусловленное горным давлением. В породах се-номанских залежей Западной Сибири величина горного давления невелика и депрессии на пласт редко достигают 0,5 МПа. Поэтому, по расчетам, приведенным в работе [6] на обычных режимах эксплуатации не должно происходить разрушение �