Разработка пенообразующих технологических жидкостей для освоения и глушения скважин в усл о виях 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
Москва – 2012
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 объединение «Бурение» |
Защита состоится « 24 » мая 2012 г. в 14:00 часов на заседании диссертационного Совета Д 520.027.01 в ОАО НПО «Буровая техника» по адресу: 113114, г. Москва, ул. Летниковская, 9.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ».
Автореферат разослан «24» апреля 2012 г.
| Ученый секретарь диссертационного Совета, доктор технических наук | 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:
- Изучение причин снижения ФЕС продуктивного пласта при его вскрытии и ремонте газовых скважин в условиях АНПД.
- Анализ существующих методов и составов технологических жидкостей для глушения и освоения газовых скважин в условиях АНПД.
- Исследование влияния пенообразующих жидкостей (ПОЖ) на ФЕС пласта-коллектора и их блокирующих свойств.
- Обоснование требований к блокирующим жидкостям для глушения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений.
- Разработка состава пенообразующей жидкости для вскрытия продуктивных пластов перфорацией и глушения скважин в условиях АНПД.
- Исследование закупоривающих свойств наполнителей растительного происхождения для блокирующих жидкостей и выбор регента-наполнителя к жидкостям глушения.
- Разработка способа приготовления полидисперсного торфяного реагента для жидкости глушения.
- 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 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, 1997-99гг.), 53-ий Межвузовской научной конференции (Москва, РГУНиГ им. И.М.Губкина, 1999 г.), международной НПК (Кисловодск, СевКавНИПИгаз, 2005-2010 г.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 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 А.В., Амиян В.А., Акопян Н.Р., Ангелопуло О.К., Ахметов А.А., Басарыгин Ю.М., Бекетов С.Б., Васильева Н.П., Гайворонский И.Н., Гасумов Р.А., Горшенев В.С., Григорьян Н.Г, Игнатенко Ю.К., Крылов В.И., Перейма А.А., ПодгорновВ.М., Мавлютов М.Р., Макаренко П.П., Нифонтов В.И., Романов В.В., Рябоконь С.А., Сатаев А.С., Шмельков В.Е., Тагиров К.М, Шамиров А.У., Шиц Л.А., 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 послеремонтное 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 пенообразующий 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 пенообразующий 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 пептизирующим 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 декольматации (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 призабойной 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, кольматирующие 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 выборе 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 (Робр.) 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 310 % (по сухому торфу) | л/кг | |||||||||||
| 3 % | 5 % | 7 % | 10 % | ||||||||||
| торф, кг | вода, л | NaOH, кг | торф, кг | вода, л | NaOH, кг | торф, кг | вода, л | NaOH, кг | торф, кг | вода, л | NaOH, 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.
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 S (c/cм3), 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 | pH | Давление начала течения, Рн, МПа | Давление фильтрации, Рф, МПа | Давление сдвига, Рсдв., МПа | Давление обратной промывки, Робр., 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 | 0,1 |
| 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 | pH | Давление начала течения, Рн, МПа | Давление фильтрации, Рф, МПа | Давление сдвига, Рсдв., МПа | Давление обратной промывки Робр. 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 C | 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 C | 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, мас. % от объема блокирующей 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 (Na2CO3), а затем полимером акриламида 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 улучшению физико-химических показателей жидкостей глушения – пеноэмульсий (повышению кратности, устойчивости и снижению коэффициента фильтрации), но и обеспечивает существенное повышение их технологических свойств. К этим свойствам относятся повышение давления сдвига пеноэмульсионного экрана, коэффициент восстановления проницаемости пород, снижение давления деблокирования и др.
Четвертая глава диссертации посвящена вопросам совершенствования технологии временного блокирования призабойной зоны пласта при глушении скважин в условиях АНПД в процессе ремонтно-восстановительных работ (РВР).
Технология временного блокирования продуктивных пластов в процессе РВР включает в себя решение следующих вопросов: выбор типа блокирующей жидкости и способа ее доставки в зону продуктивного пласта; определение необходимых объёмов пенообразующей и рабочей (буферной) жидкостей; определение технологических (расчетных) параметров процессов глушения скважин, приготовления блокирующей жидкости и её доставки в призабойную зону пласта. Блокирующая жидкость, а именно пенообразующий состав с наполнителем (ПОСН), готовится путем введения в пенообразующую жидкость реагента-наполнителя и последующего смешивания полученной дисперсии с воздухом или инертным газом в жидкостно-газовом эжекторе. В соответствии с составом ПОСН расчетным путем определяется по предложенной методике потребное количество компонентов для приготовления необходимого объема блокирующей жидкости для конкретной скважины.
Вероятность поглощения продуктивным пластом промывочной жидкости при временном блокировании коллектора в процессе РВР увеличивается в условиях АНПД при снижении пластового давления. В связи с этим важна оценка влияния интерференции соседних скважин на величину забойного давления остановленной для ремонта скважины. Опыт глушения газовых скважин в этих 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).
I; II; III; IV – номера цепочек скважин; r
, r
, r
, r
- соответственно расстояние
между m-ой и i-ой скважинами I, II, III, IV цепочки
Рис. 2 - Сетка скважин
При работе всех скважин и установившемся режиме фильтрации депрессия на продуктивный пласт m-ой скважины равна:
, (1)
где 
;
Qoi – дебит i-й скважины в окрестностях m-й скважины при нормальных условиях (Р0 = 0,1 МПа);
кi – коэффициент проницаемости пласта, средний на расстоянии между m-ой и i-ой скважинами;
hi – толщина пласта, средняя между m-ой и i-ой скважинами;
Rк – радиус контура питания (зоны дренирования);
- коэффициент динамической вязкости газа;
р0 – нормальное давление.
Из геометрии сетки имеем:
; 
; 
Тогда:
.
При выключении (остановке) m-ой скважины забойное давление в ней изменится на величину:
, (2)
где 
- забойное давление до остановки m-ой скважины;
- то же после остановки m-ой скважины.
При выключении (остановке) одной скважины I -ой цепочки:
. (3)
При выключении m-ой скважины и скважины I-ой цепочки:
. (4)
При выключении 4-х скважин I-ой цепочки:
; (5)
При отключении m-ой скважины и 4-х скважин I-ой цепочки:
(6)
и т.д. для всех остальных случаев.
Была проведена оценка влияния работы добывающих скважин на изменение забойного давления и остановленной для ремонта m-ой скважины. Результаты расчетов выполненные для четырех вариантов, отличающихся друг от друга параметрами пласта и количеством отключенных скважин для Вынгапуровского газового месторождения представлены в таблице 5.
Таблица 5. Изменение забойного давления в остановленной m-ой скважине
при выключении добывающих скважин I-ой цепочки
| № варианта | Параметры пласта | Увеличение забойного давления  , МПа |  | |
| кср, мкм2 | hср, м | |||
| 1 | 0,1 | 20 | 1,085 | 1,55 |
| 2 | 0,1 | 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 m-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 
-ой скважине в среднем в 46 раза для пластов с низкой проницаемостью 0,1 мкм2, и в1,1 раза для пластов с высокой проницаемостью 1,0 мкм2.
Таким образом, увеличение забойного давления в 
-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 
-ой скважине сильнее всего оказывает фактор отключения самых близких скважин. Это видно из сравнения результатов расчетов (отключена I-я цепочка) и 4 (отключена II-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 двухфазной пеной, на которую осуществляется замена заполняющей скважину блокирующей жидкостью. Противодавление на пласт снижается плавно до получения притока из пласта.
Сущность способа освоения скважин заключается в вызове притока путем плавного увеличения депрессий от статических до допустимых по условиям эксплуатации динамических, при которых предотвращается возможность интенсивного разрушения призабойной зоны. Необходимость плавного запуска скважин, склонных к образованию в стволе песчаных пробок, подтверждается элементарным гидродинамическим анализом системы «пласт-скважина» в период вызова притока.
После создания депрессии, в силу упругости горных пород и газа, она распространяется по пласту не мгновенно, а через определенный промежуток времени.
С учетом этого был предложен способ временного блокирования призабойной зоны пласта с использованием буферной жидкости при глушении скважин в условиях АНПД. Предложенный способ позволяет определить основные параметры для приготовления и применения блокирующей жидкости с наполнителем, технологические параметры и возможность управления забойными давлениями при глушении скважин.
На основании этих положений и учитывая накопленный опыт освоения скважин, пробуренных на различных площадях ОАО «Газпром», рекомендуется вызов притока осуществлять методом плавного запуска. Для этого производится замена БЖ, заполняющей скважину в процессе РВР, на двухфазную пену со степенью аэрации, достаточной для создания необходимой депрессии. Освоение скважин двухфазной пеной не требует дополнительного сложного и дорогостоящего оборудования и осуществляется обычным насосным агрегатом и жидкостно-газовым эжектором.
В пятой главе приведены рекомендации по глушению и освоению скважин с применением пенообразующих жидкостей в условиях АНПД и результаты 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, 0С | 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 | – " – | 6 |
| 111 | 1038 | 1002 – 1032 | 3,11 | 33 | – " – | 7 |
| 147 | 1088 | 1006 – 1030 | 3,04 | 33 | – " – | 2 |
| 157 | 1056 | 1014 – 1046 | 3,07 | 33 | – " – | 0 |
| 190 | 1052 | 1003 –1050 | 3,12 | 33 | – " – | 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 определено оптимальное содержание торфа и травяной муки в пенообразующей жидкости и разработан способ приготовления полидисперсного торфяного реагента применительно к жидкостям глушения.
9. Разработаны и опробованы рекомендации по приготовлению и применению пенообразующей жидкости с наполнителем для глушения и освоения газовых и газоконденсатных скважин в условиях АНПД.
10. Полученные результаты исследований успешно применяются при проведении работ по повышению и восстановлению производительности скважин на газовых, газоконденсатных месторождениях и ПХГ, например, на скважинах месторождений и ПХГ ООО "Кавказтрансгаз", "Югтрансгаз", "Тюментрансгаз", "Газпром добыча Ноябрьск", "Газпром добыча Уренгой", "Газпром добыча Надым", "Газпром добыча Ямбург".
Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:
Статьи в ведущих рецензируемых научных изданиях, определенных перечнем ВАК Минобрнауки РФ
1. Гасумов Р.Р. Пенообразующий состав для глушения газовых и газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки месторождений /Гасумов Р.Р. // Нефтепромысловое дело. – М.:ВНИИОЭНГ, 2012.- №2.- С. 60-64.
2. Гасумов Р.Р. Пенообразующие жидкости для блокирования продуктивных пластов при их вскрытии перфорацией /Гасумов Р.Р. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М., 2012. - №5.- С.42-46.
3. Гасумов Р.Р. Блокирующие жидкости с наполнителем для глушения скважин / Гасумов Р.Р. // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. - М., 2012.- №1.- С. 35-39.
Основные публикации в материалах конференций, сборниках трудов:
4. Гасумов Р.Р. Удаление жидкости из “мертвых” зон скважин / Гасумов Р.А., Минликаев В.З., Гасумов Р.Р. // сб. науч. тр. Северо-Кавказский Государственный технический Университет. - серия “Нефть и газ”.- выпуск 3 / СевКавГТУ.- Ставрополь, 2000. - С. 124-126
5. Гасумов Р.Р. Способ освоения скважины с уровнем пластовой жидкости ниже башмака НКТ в условиях АНПД / Гасумов Р.А., Романов В.В., Гасумов Р.Р., Минликаев В.З. // сб. науч. тр. Серия “Нефть и газ”.- выпуск 4: СевКавГТУ.- Ставрополь, 2001. - С. 184-188
6. Патент 2266394 Российская Федерация, МПК7 Е 21В43/12. Пенообразующий состав для глушения скважин / Перейма А.А., Черкасова В.Е. Гасумов Р.Р. (Россия).- №2004117229/03; заявл. 07.06.2004; опубл. 20.12.2005; бюл. №35.-15с.
7. Патент 2252238 Российская Федерация, МПК7 С09К7/08. Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов / Гасумов Р.А., Каллаева Р.Н., Швец Л.В., Гасумов Р.Р., 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 А.А., Черкасова В.Е., Гасумов Р.Р. (Россия).- № 2006136476/03; заявл. 16.10.2006; опубл. 27.07.2008; бюл. №21.-11с.
9. Гасумов Р.Р. Применение жидкостей глушения с наполнителями при проведении ремонтно-восстановительных работ /Гасумов Р.Р. // Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации ПХГ: сб. науч. тр.- выпуск 34. Ставрополь, 2001. - С. 26-30
10. Гасумов Р.Р. Влияние свойств пены на активное гидростатическое давление, создаваемое ее столбом. // Гасумов Р.А., Минликаев В.З., Чернухин В.И., Бекетов С.Б, Гасумов Р.Р. // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: сб. науч. статей / ВНИИгаз. - М, 1999. – С 26-27
11. Гасумов Р.Р. Влияние процесса ремонтно-изоляционных работ на состояние призабойной зоны пласта // Гасумов Р.А., Моисенко В.Г., Нерсесов С.В., Гасумов Р.Р. // Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ: сб. науч. статей / СевКавНИПИгаз.- Ставрополь, 2000. - С 121-125
12. Гасумов Р.Р. Временное блокирование продуктивных пластов при глушении скважин с применением пенных систем с наполнителем в условиях АНПД /Гасумов Р.Р. // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: сб. науч. тр./ СевКавНИПИгаз. – Ставрополь. - 2003. – вып. 39. – С. 60-66
13. Гасумов Р.Р. Анализ результатов применения способов временного блокирования продуктивных пластов при проведении РВР на скважинах предприятий ОАО «Газпром» / Гасумов Р.А., Перейма А.А., Гасумов Р.Р., Пономаренко М.Н. // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: сб. науч. тр./ СевКавНИПИгаз. – Ставрополь, 2004. – вып. 41. - С.65-85
14. Гасумов Р.Р. Исследование блокирующей способности жидкостей глушения с наполнителями растительного происхождения / Перейма А.А., Гасумов Р.Р., Черкасова В.Е., Тукаева Г.Ф. // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: сб. науч. тр. / СевКавНИПИгаз. - Ставрополь, 2004. – вып. 41.- С. 137-146
15. Гасумов Р.Р. Оценка закупоривающих свойств наполнителей для жидкостей временного блокирования пласта при ремонте скважин с аномально низким пластовым давлением / Гасумов Р.А., Перейма А.А.,. Черкасова В.Е., Шихалиев И.Ю., Гасумов Р.Р., Мазилов М.Г.// Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Специализированный сборник Газпром / ООО «ИРЦ Газпром». – М., 2007. -№ 4. - С. 17-24
