Разработка технологических решений, повышающих эффективность глушения газовых скважин с аномально низким пластовым давлением

В настоящее время большинство крупных газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири находятся на поздней стадии разработки. Этот этап характеризуется падением пластового давления, поднятием газоводяного контакта, увеличением горного давления на скелет породы и изменением ее напряженного состояния в приствольной зоне пласта, старением и изнашиванием конструктивных элементов скважин. Многолетний опыт эксплуатации Уренгойского, Ямбургского и Медвежьего месторождений показывает, что одним из основных способов поддержания объемов добываемого углеводородного сырья является капитальный и текущий ремонты скважин.

Проведение ремонтных работ в условиях аномально-низкого пластового давления (АНПД) отличается повышенной сложностью. Анализ горногеологических условий эксплуатации скважин крупных газоконденсатных месторождений показывает, что применяемые в начальный период разработки месторождения традиционные жидкости глушения (растворы хлористого кальция и натрия, гидрофобные эмульсии, иивертно-мицеллярные дисперсии и т. д.) на поздней стадии эксплуатации, особенно при АНПД, малопригодны. Высокая инфильтрация этих растворов в условиях высокой репрессии способствует образованию значительной зоны их проникновения в пласт, что резко ухудшает фильтрационные характеристики пласта и создает ряд труд-Ф неразрешимых проблем при освоении скважин после ремонта. В частности, для восстановления притока требуются дополнительные мероприятия по воздействию на призабойную зону пласта (ПЗП), связанные с большими затратами средств и времени. В некоторых случаях глушение скважин вышеперечисленными жидкостями становится невозможным, поскольку происходит их поглощение в сильно дренированном интервале зоны перфорации с ^ последующим газопроявлением из менее дренированных интервалов.

Так, на месторождениях ООО «Уренгойгазпром» после глушения скважин глинистыми дисперсиями или растворами хлористого кальция дебиты неокомских газоконденсатных скважин снижаются на 60−63%, а сеноманских газовых — на 20%. Как правило, объем используемых жидкостей в 2−3 раза превышает объем скважин, что впоследствии увеличивает сроки их освоения до 4−20 суток для неокома и 3−6 суток для сеномана. При этом выход на до-ремонтный режим эксплуатации по экстраполляционным кривым составляет, соответственно, 218 и 207 суток. Для предотвращения выбросов на каждой третьей скважине осуществляется повторное глушение, что приводит к еще более глубокой кольматации пористой среды и дальнейшему снижению продуктивности скважин. Восстановительные работы и освоение таких скважин иногда превышают стоимость их строительства.

Поэтому в настоящий момент наиболее актуальным направлением в области глушения скважин с АНПД является разработка специальных составов, обладающих регулируемой инфильтрацией в пласт, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и технологичных в применении при температурах до минус 45 °C. Кроме того, для обеспечения эффективности глушения выбор свойств технологической жидкости в конкретных условиях должен осуществляться на основе теоретических расчетов и лабораторных исследований по моделированию процессов глушения и последующего освоения скважин.

1. АНАЛИЗ ПРИМЕНЯЕМЫХ В НАСТОЯЩЕЕ ВРЕМЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ЗАКАН-ЧИВАНИЯ И ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. Разработаны требования к технологической жидкости, обеспечивающей улучшение технико-экономических показателей подготовки скважин с АНПД к капитальному и текущему ремонту.

2. Разработанная методика выбора жидкости глушения позволяет достигать максимального коэффициента продуктивности скважин после глушения в каждом конкретном случае и может использоваться для иных технологических процессов, связанных с различной продолжительностью воздействия на продуктивный пласт.

3. Разработан и защищен патентом РФ комплексный реагент для получения термостабильных до 120 °C технологических жидкостей на основе стабильного газового конденсата и товарной нефти, который может использоваться в пластах с проницаемостью до 5 мкм2. Организовано его опытно-промышленное производство.

4. Установленная зависимость скорости перемещения пачки разработанной технологической жидкости от ее вязкости и плотности позволяет при необходимости регламентировать время выполнения операций по глушению скважин.

5. Разработанная технология глушения скважин с использованием ге-лированных углеводородных систем была применена в условиях АНПД на 15 газовых и газоконденсатных скважинах Уренгойского ГКМ. Во всех случаях получены положительные результаты, выражающиеся в сокращении сроков проведения ремонта и освоения скважин, в снижении расхода реагентов. Общий экономический эффект от внедрения разработанной технологии составил 4 562 720 рублей.

Л И ТЕ РА ТУРА.

1. Абдуллин Р. А., Питкевич В. Т., Сонич В. П., Косов А. С. Исследование влияния глинистых минералов на изменение водопроницаемости пород коллекторов Самотлорского месторождения // Тр. Гипротюменнефтегаз. -1973. вып. 35.-С. 18−24.

2. Алекперов В. Т., Никишин В. А. О кольматации проницаемых отложений при бурении скважин // Бурение. — 1972. -№ 2. — С. 36−38.

3. Амиян В. А., Васильева Н. П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. М.: Недра, 1972 г.

4. Ахметов А. А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. — Уфа, 2000 г.

5. Ахметов А. А. Капитальный ремонт скважин на уренгойском месторождении. Стратегия и технологические решения. // НТС Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. ИРЦ Газпром. -№ 2. 2003 г.

6. Баренблатт Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М., Недра, 1972.

7. Бачурин А. К. О возможности влияния химических реагентов на проницаемость призабойной зоны продуктивного (нефтяногоО пласта // тр. ВНИИСТ. -1975.-Вып. 31.-С. 71−75.

8. Белов В. П. Классификация м экспериментальная оценка кольматирующих свойств промывочных жидкостей и реагентов, применяемых при бурении скважин // Совершенствование процессов бурения скважин и нефтеотдачи. — Куйбышев, 1984. — С. 8−25.

9. Бражников А. А. Разработка высокоплотных технологических жидкостей без твердой фазы для проведения специальных работ в скважинах: Дисс. на соиск. учен, степени конд. техн. наук. — Краснодар, 1989 г.

Ю.Бояркин А. А., Мартынов Б. А., Пенкин А. В. Опыт применения универсальной технологической жидкости VIP при глушении скважины на Котовском месторождении // Сб. трудов «НПО «Бурение». Краснодар. 2003. -№ 9.-С. 140−144.

П.Бояркин А. А. Повышение эффективности глушения газовых и газокон-денсатных скважин в условиях АНПД. «Нефтяное хозяйство», № 5 2005г, С. 40.

12.Бронзов А. С. Бурение скважин с использованием газообразных агентов. М., Недра, 1979 г.

13.Благовещенский В., Кузнецов А., Соловьев А. Повышение качества глушения скважин инвертными эмульсиями путем контроля и оптимизации процессов смесеобразования технологических жидкостей в скважине // Технологии ТЭК, 2004. -№ 10. С. 50−53.

14.Винарский М. С., Муратов В. К., Петрова С. И. Влияние свойств бурового раствора на состояние призабойной зоны продуктивного пласта // Нефтяное хозяйство, — 1977. -№ 6. С. 27−29.

15.Вольтерс А. А. Разработка высокоплотных технологических жидкостей на основе рассолов нитрата кальция для заканчивания и ремонта скважин. Дисс. на соиск. учен, степени конд. техн. наук. — Краснодар, 1992 г.

16.Выбор жидкостей для испытания и капитального ремонта скважин // ЭИ Бурение, разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений в зарубежных странах. -1985. — № 13. -С. 10−21.

17.Выжигин Г. Б., Кривоногов А. М., Жаринов П. Г. Необратимость снижения проницаемости пород при взаимодействии бентонитового бурового раствора // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. -1984. -№ 9. — С. 19−21.

18.Выгодский Е. М., Фионов А. И. Изучение влияния времени контакта бурового раствора с породой на ее фильтрационные свойства // Физико-химия и разработка нефтяных месторождений. — Уфа, 1982.

19.3агоруйко А. А., и др. О проникновении в девонские песчаники Нижнего Поволжья посторонних жидкостей и твердых материалов в процессе бурения и испытания скважин // Тр. ВолгоградЫИПИнефть. — 1969. -вып. 15. С. 152−157.

20.3арипов И. Ф. и др. Об основных направлениях научно-исследовательских работ по улучшению качества заканчивания скважин в ПО Сургутнефтегаз. Экспресс-информация Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. Вып. 9, стр. 37−45.

21.3арипов С. 3. и др. Исследование ингибиторов жидкостей для консервации скважин. Сборник научных трудов, Тюмень 1987 г.

22.3доров Ф. Г., Яковенко В. И., Ачмиз А. Ш. Исследование влияния последствий кольматации на приток жидкости к стволу скважины // Тр. ВНИИКРнефть. -1981. — Выбор оптимальной технологии промывки скважин.-С. 136−142.

23.3ейгман Ю. В. Физические основы глушения и освоения скважин. — Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 1996. -78 с.

24.3ейгман Ю. В., Тасмуханова Г. Е. Особенности проведения операций глушения скважин с применением минерализованных вод. Интервал, № 4 (27), 2001 г.

25.Ибрагимов Г. 3., Хисамутдинов Н. И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. -М.: Недра, 1983. -312с.

26.Касьянов Н. М., Рахматулин Р. К. Исследования влияния инвертных эмульсионных растворов на качество вскрытия продуктивных пластов. «Бурение» 1981 г. № 6.

27.Касьянов Н. М., Штырлин В. Ф. Вопросы повышения качества вскрытия продуктивных пластов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1969. -48с.

28.Кистер Э. Г. Химическая обработка буровых растворов. — М.: Недра, 1975. -392с.

29.Крезуб А. П., Рылов Н. И. Исследование влияния сидеритового утяжелителя на коллекторские свойства продуктивных пластов // Бурение. -1981. -№ 1. -С. 21−23.

30.Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М-: Недра, 1985, — 184с.

31.Курочкин Б. М., Лобанов В. Н. и др. Перспективные технологические жидкости для бурения скважин в осложненных условиях. Нефтяное хозяйство, 1998, № 5.

32.Куликов А., Исмагилов Т., Шадымухамедов С., Телин А., «Разработка и применение новых составов для глушения скважин на месторождениях НК «Юкос», вестник инжинирингового центра «Юкос», № 4 2002.

33.Лаврушко П. Н. Подземный ремонт скважин. -М.: Недра, 1968. -412с.

34.Левич В. F. Физико-химическая гидравлика, М, 1959. — 699с.

35.Методика контроля параметров буровых растворов. РД 39−147 001−7 732 004, Краснодар, 2004.

36.Мартынов Б. А., Бояркин А. А., Пенкин А. В. «Опыт применения универсальной технологической жидкости VIP при глушении скважины на Ко-товском месторождении», НТС «БУРЕНИЕ», 2003, выпуск 9 с.140−144.

37.Направление совершенствования буровых растворов и способов регулирования твердой фазы за рубежом //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море // ЭИ № 4 1994г.

38.Некрасов В. И., Вятчинин М. Г., Даутов Р. Р., Григорьев Н. М., Янтурин Р. А. Выбор жидкости и параметров глушения скважин. // Нефтяное хозяйство. -№ 5. -1999г. -С. 31−33.

39-Нюняйкин В. Н., Генералов ИВ., Рогачев М. К., Зейгман Ю. В. Совершенствование технологий глушения скважин в условиях низкопроницаемых коллекторов. Нефтяное хозяйство. -№ 10. -2001г. -С. 74−75.

40.0 правильном выборе жидкости для заканчивания и ремонта скважин // ЭИ Бурение.-1986.-№ 18.-С.19−23.

41.Особенности применения различных рабочих агентов для заканчивания и ремонта скважин // ЭИ Бурение. -1982. — № 11. -С. 9−14.

42.Пестриков А. С. О кольматации призабойной зоны пласта при проводке скважин // нефтегазовая геология и геофизика. — 1968. -№ 9. — С. 42−44.

43.Питкевич В. Т., Пешков В. Е., Федорцев Ф. К., Ягафаров А. К. Влияние минерализации закачиваемой воды на проницаемость глинистых пластов // Нефтяное хозяйство. -1978. — № 7. — С. 36−40.

44.Поп Г. С., Кучеровский В. М., Гереш П. А. Технико-экономический анализ результатов воздействия технологических жидкостей на призабойную зону продуктивных пластов. — М: ИРЦ Газпром, 1985.0бз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.

45.Поп Г. С., Кучеровский В. М., Зотов А. С., Бодачевская JI. Ю. Глушение скважин в условиях снижающегося пластового давления на месторождениях Западной Сибири. // Нефтепромысловое дело. — № 11. -2002г. С. 2629.

46.Поп Г. С., Барсуков К. А, и др. Новая технология глушения, консервации и освоения скважин. Газовая промышленность, 1990, № 9.

47.Попов М. Ю. Основные проблемы разработки Ямбургского газоконден-сатного месторождения и возможные пути их решения. Доклады конференции «Последние достижения и технологии реновации скважин и повышения эффективности нефтегазодобывающих предприятий», г. Новый Уренгой, 04.12.2003 г.

48.Рабинович Н. Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. М., Недра, 1989.

49.Развитие исследований по теории фильтрации в СССР. — М.: Наука, 1969.

50.Роджерс В. Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей. -М.: Недра, 1967.-599с.

51.Рябоконь С. А., Бадовская В. И., Бояркин А. А. О выборе жидкостей для консервации нефтяных скважин. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. № 7−8, 1999 г.

52.Рябоконь С. А., Пеньков А. И., Куксов А. К., Кошелев В. Н., Бадовская В. И. Комплекс технологий, обеспечивающий высокое качество заканчива-ния скважин. // Нефтяное хозяйство. -№ 2. -2002г. -С. 16−22.

53.Рябоконь С. А., Пеньков А. И., Кошелев В. И., Растегаев Б. А. Выбор бурового раствора и проектирование его свойств./ // Тр. НПО’Ъурение", № 7, Краснодар, 2002. — С.3−14.

54.Рябоконь С. А., Вольтере А. А., Михайлова О. Б., Муртазагаджиев А. В. Инструкция по технологии приготовления и применения жидкостей без твердой фазы с регулируемыми свойствами, сохраняющих коллекторские свойства пластов, для сложных условий глушения, в том числе на основе тяжелых жидкостей. РД 39−14/02−005−90, Краснодар, 1990.

55.Рябоконь С. А., Мартынов Б. А., Бояркин А. А., Александров И. Е., Дударов Я. Г. Новая технологическая жидкость для заканчивания и ремонта скважин // Интервал, № 12 (59), 2003 г, С.62−66.

56.Рябоконь С. А., Мартынов Б. А., Бояркин А. А., Александров И. Е., Дударов Я. Г. Сохранение коллекторских свойств пластов при заканчивании и ремонте скважин // Бурение & нефть — № 3, 2004. С.6−10.

57.Рябоконь С. А., Мартынов Б. А., Бояркин А. А., Александров И. Е., Дударов Я. Г. Основные технологические операции в скважинах, обеспечивающие повышение их продуктивности Строительство нефтяных и газовых скважин, № 3, 2004 г, С.35−39.

58.Рябоконь С. А., Герцева Н. К., Бурдило Р. Я., Мартынов Б. А., Бояркин А. А. Эффективная технология сохранения продуктивности коллекторов на стадиях перфорации, глушения и ремонта скважин // Сб. трудов «НПО «Бурение». Краснодар. 2004. — № 11. — С.98−107.

59.Рябоконь С. А., Бояркин А. А., Мартынов Б. А. Сваровская JI. С. Технология глушения добывающих скважин товарной нефтью, регламентированная действующими правилами ведения ремонтных работ // Сб. трудов «НПО «Бурение». Краснодар. 2004. — № 11. — С.108−114.

60.Рябоконь С. А., Мартынов Б. А., Бояркин А. А., Александров И. Е., Дударов Я. Г. Универсальная технологическая жидкость для заканчивания и ремонта скважин // «Нефтяное хозяйство», № 5 2004г, С.62−64.

61.Рябоконь С. А., Горлова 3. А. Бояркин А. А. Жидкости для глушения скважин, не повреждающие коллекторские свойства пласта // Сб. трудов «НПО «Бурение». Краснодар. 2001. — № 6. — С. 83−87.

62.Рязанов А. Я. Справочник по буровым растворам. М.:Недра, 1979 г. 214стр.

63.Сафин С. Г. Исследования по совершенствованию жидкостей глушения скважин. // Нефтепромысловое дело. -№ 11. -2004г. С. 38−41.

64.Скольская У. JL, Бондарчук Т. М. Влияние твердой фазы промывочных жидкостей на снижение проницаемости низкопроницаемых коллекторов // Бурение. — 1970. -№ 2. — С. 18−23.

65.Сафронов А. В. и др. Влияние твердой фазы буровых растворов на проницаемость пласта //Бурение. -1981. -№ 1. -С.36−38.

66.Сулейманов А: Б., Карапетов К. А., Яшин А. С. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. — М.: Недра, 1984. — 224с.

67.Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море // ЭИ № 5 1996г.

68.Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море // ЭИ № 5 1997г.

69. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море // ЭИ № 1 1997г.

70.Степанянц А. Б. Вскрытие продуктивных пластов. -М.: Недра, 1968. -146с.

71.Телков JI. П., Ланчаков Г. А., Кучеров Г. Г., Ткачев А. Е., Пазин А. Н. Интенсификация нефтегазодобычи и повышение компонентоотдачи пласта. Тюмень. ООО НИПИКБС-Т, 2003. -320с.

72.Технология приготовления и применения жидкостей без твёрдой фазы, обеспечивающая глушение скважин в условиях АВПД и сероводородной агрессии РД 39−01/02−001−89 (НПО «Бурение»), 1989 г, 44 с.

73.Токунов В. И. и др., Консервация газовых скважин // Газовая промышленность. — 1997. — № 2. — С. 16−18.

74.Тикунов В. И., Рылов Г. И. и др. Консервация газовых скважин. Газовая промышленность, 1997, № 2.

75.Шарипов А. М., Сабиров X. Ш., Кутлубаева Т. Г., Клочко Ю. С. Пенооб-разующие жидкости для глушения скважин // Нефтяная и газовая промышленность. -1983. -№ 1. — С. 38−41.

76.Шафраник С. К., Косилов А. Ф., Ламосов М. Е., Мартынов Б. А., Бояркин А. А. Комплексная технология вторичного вскрытия пластов с использованием специальных технологических жидкостей и оборудования для их подготовки // Сб. трудов «НПО «Бурение». Краснодар. 2002. — № 8- С. 199 206.

77.Шафраник С. К., Косилов А. Ф., Бояркин А. А. Технологическая жидкость на углеводородной основе для глушения и перфорации скважин // Бурение & нефть — № 10, 2002. С.20−21.

78.Уханов Р. Ф. и др. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин. -М.: Недра, 1978. -240с.

79.Уханов Р. Ф. и др. О гравитационном перемещении пачек жидкости в вертикальной трубе.

80.Уханов и др. О закономерностях перемещения пачки высоковязкой жидкости в вертикальной трубе.

81.Эбинджер Ч. Метод заканчивания скважин без использования жидкости высокой плотности. // Нефтегазовые технологии. -№ 2. -2003г. — С. 18−23.

82.Эюмова Н. Р., Старшов М. И., Половняк В. К. Применение нефтяных композиций для интенсификации добычи трудно извлекаемых нефтей и природных битумов.

83.Cinco-Ley, H.," Pseudoskin Factors for Partially Penetrating Directionally Drilled Wells", SPE paper 5589, 1975.

84.Hazleft R.D. и Jenning A.R., Method for suspending wells., Пат. 4 899 819 США, МКИ4 E 21 В 33/13. Заявл. 05.10.88- Опубл. 12.02.90: НКИ 166/285.

85.Karakas, М., and Tariq, S.: Semi-analytical Productivity Models for Perforated Completions, paper SPE 18 271, 1988.

86.Michael J. Economides, and Kenneth G. Nolte: Reservoir Stimulation, 1989.

87.Ted Wilkes «Foam—A Value-Adding Tool for the Next Millennium».