Глушение скважин в условиях АНПД. Эффективность внедрения технологических растворов для ремонта скважин на основе реагента НТЖ-ЗМ1 на Уренгойском НГКМ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Глушение скважин в условиях АНПД. Эффективность внедрения технологических растворов для ремонта скважин на основе реагента НТЖ-ЗМ1 на Уренгойском НГКМ

Т.С. Цурикова, ТюмГНГУ, ИНиГ, НРК-05-2

Проведение ремонтных работ в условиях аномально-низкого пластового давления (АНПД) отличается повышенной сложностью. Анализ горно-геологических 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 трудноразрешимых 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 «Газпром добыча Уренгой», 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 экстраполяционным 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 °С. 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.

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение (УНГКМ) вступило в позднюю стадию разработки. Этот этап характеризуется падением пластовых давлений ниже гидростатического (Ка=0,4 - 0,5); поднятием ГВК; старением и коррозионным изнашиванием конструктивных элементов скважин. Что приводит не только к повышению сложности технологического процесса глушения, но и к увеличению времени ремонта из-за необходимости поддержания требуемого уровня ЖГ в скважине путем систематического долива, дополнительному расходованию средств и материалов. Таким образом, используемые ЖГ по отдельным параметрам перестают удовлетворять требованиям технологической подготовки и проведения ремонтных работ в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД). Так, используемые технологические жидкости на основе солевых растворов хлоридов натрия и калия с добавкой метанола или водометанольные растворы, в силу низких вязкостных и реологических свойств (не более 15 секунд) не обеспечивают надежной циркуляции, а, следовательно, выноса механических частиц в процессе таких операций, как: фрезерование посторонних предметов и элементов оборудования; разбуривание цементных мостов; промывка песчаных пробок. По тем же причинам, из-за чрезмерного поглощения указанных ЖГ отмечается снижение фильтрационных свойств призабойной зоны продуктивного пласта по сравнению с доремонтными. В 2006-2008 гг. на технологические операции, связанные с ликвидацией поглощений, в процессе промывки забоя скважин затрачено до 16% общего календарного времени, а увеличение затрат по отдельным скважинам достигает до 30-35%. Кроме того, принадлежность метанола к 1 классу опасности, не всегда позволяет применять его при подготовке скважин к ремонту, а также производить отбор для повторного использования, что повышает суммарный расход химических реагентов при КРС.

В этой связи, специалистами ООО «Газпром добыча Уренгой» с привлечением института органической химии УНЦ РАН, в качестве альтернативы водным растворам солей и метанолу, была предложена нетоксичная и эффективная по свойствам технологическая жидкость, позволяющая совершенствовать технологические процессы глушения и ремонта скважин в условиях АНПД. В результате была подобрана смесь органических соединений, в состав которой входят полигликоли и одноатомные спирты, названная низкотемпературной жидкостью (далее НТЖ-ЗМ1).

Технологическая жидкость НТЖ-ЗМ1 представляет собой темно-коричневую смесь одноатомных и многоатомных (полигликолей) спиртов - побочный продукт пищевой промышленности, с характерным запахом, без видимых примесей и относится к 4 классу опасности. Концентрированная НТЖ-ЗМ1 обладает следующими физическими свойствами: условная вязкость 27 сек. при 200С; плотность 1,01 г/см3; температура замерзания - 550С.

С целью определения влияния на проницаемость нижнемеловых отложений УНГКМ реагента НТЖ-3М1 проведен комплекс лабораторных исследований. В рамках эксперимента проводилось изучение изменений проницаемости порового пространства керна с различным типом насыщения, при воздействии на него жидкости глушения НТЖ-3М1 и реагентов используемых при ремонте скважин.

Предварительно через образцы прокачивалась вода, нефть или конденсат в объеме 100мл и определялась их проницаемость. Далее через образцы прокачивали концентрат реагента НТЖ-3М1 и его растворов концентрацией 20% и 50%, после чего определялось изменение проницаемости. Исследования проводились при условиях t = 800C, Р =120кг/см2.

В результате проведенных лабораторных исследований установлено что:

- проницаемость образцов керна после воздействия НТЖ-3М1 не снизилась, а в отдельных случаях отмечалось улучшение последней;

- при воздействии на водонасыщенные образцы керна жидкостью на основе НТЖ-3М1 отмечается значительное улучшение их фильтрационных характеристик, причем после прокачки водных растворов НТЖ-ЗМ1 на 80 - 100%, а в отдельных случаях достиг 136%. Для сравнения по водометанольному раствору этот показатель составляет 45 - 50%; а по солевым растворам - 42 - 50%;

- применение технологической жидкости НТЖ-3М1 в качестве жидкости глушения совместимо со всеми водорастворимыми реагентами и материалами, используемыми при капитальном ремонте;

- выявлена возможность загущения растворов на основе НТЖ-ЗМ1 связывающими добавками и изменения их реологических свойств в широком диапазоне, что делает их универсальным при ремонте скважин.

В период с октября 2006 года по март 2008 года, были проведены опытно-промышленные испытания различных рецептур жидкостей глушения на основе реагента НТЖ-ЗМ1. Работы по испытанию технологической жидкости проводились при температуре -30 - -45С, поэтому использовались зимние рецептуры жидкости с массовой долей основного реагента до 70%.

Подбор рецептур жидкостей глушения производился с учетом требуемых технологических параметров, учитывающих температуру окружающей среды и геолого-технических характеристик ремонтируемых скважин. Основным показателем качества проводимых работ определен срок выхода скважин на рабочий режим. Промысловые испытания проводились на скважинах, где производился наиболее полный комплекс работ (водоизоляция, восстановление забоя и др.) с применением таких реагентов как: Акор МГ, А-пласт, тампонажные материалы и скважины, где проводились ремонты не связанные с воздействием на пласт. В результате опробования технологических жидкостей на основе НТЖ-3М1 в скважинах 8322; 2486; 6492; 6509, где проводился ремонт по замене подземного и наземного оборудования или перевод скважины на другой продуктивный объект, результат по сравнению с аналогичными операциями, но с применением ВМР очевиден (таблица 1). Расход жидкости глушения на весь период ремонта минимальный - в пределах объема скважины, сроки освоения не более 5 суток, а на скважине 8322, где производили замену фонтанной арматуры, время выхода скважины на рабочий режим составило 12 часов.

глушение скважина давление пласт

Таблица 1 Сравнительные данные по затратам времени и материалов при ремонте скважин с применением НТЖ-ЗМ1, солевых растворов и ВМР

На скважинах 8340; 1302, где работы связаны с промывкой забоя и ликвидацией негерметичности эксплуатационной колонны, расход ЖГ увеличивается за счет таких операций, как: доливы, испытания на приемистость с целью определения объема закачиваемого реагента и др. Указанные операции значительно снижают проницаемость ПЗП, что в целом отражается и на времени освоения скважин (таблица 1). Однако, за счет вязкостных характеристик жидкости на основе НТЖ-ЗМ1, снижается время промывки забоя скважины и расход жидкости на долив при восстановлении циркуляции.

По результатам промысловых испытаний на скважинах, где проводился ремонт с применением реагента НТЖ-ЗМ1 отмечается снижение затрат как по времени, так и по материалам. Так при ремонте скважины 1358 по замене фонтанной арматуры на технологические операции (глушение, освоение, восстановление рабочих параметров) было израсходовано жидкости значительно больше, чем на скважине 8322 с аналогичным видом ремонта и составил 66 м3 и 45м3 соответственно. Снижение затрат достигается также за счет уменьшения расходов на приготовление технологической жидкости. Жидкость НТЖ-ЗМ1 готовится в полевых условиях простым смешиванием основных компонентов, и не требует специального оборудования. Благодаря низкому классу опасности (IV) ЖГ на основе НТЖ-ЗМ1, при освоении скважин утилизировано 75м3 технологической жидкости для повторного ее использования.

Рисунок 1 Темп выхода скважин на рабочий режим после глушения и ремонта с применением НТЖ-ЗМ1 и ВМР

При оценке результатов ремонта скважин с применением технологических жидкостей на основе НТЖ-3М1 необходимо отметить, что на всех экспериментальных скважинах получена устойчивая циркуляция рабочих растворов без ощутимых поглощений, а после завершения ремонтных работ сроки освоения и выхода скважин на оптимальный режим работы снижаются в среднем на 50-60 % (рисунок 1).

Применение рецептур технологических жидкостей на основе НТЖ3М1 позволяет не только предохранить призабойную зону от загрязнения в процессе проведения ремонтных работ, но и способствует ее очистке от ранее внесенных кольматирующих компонентов в процессе предыдущих ремонтов и фильтрата бурового раствора при вторичном вскрытии новых эксплуатационных объектов.

В результате теоретического поиска, лабораторных исследований и промысловых испытаний специалистами ООО «Газпром добыча Уренгой» разработана серия рецептур жидкостей глушения скважин на основе НТЖ-ЗМ1 по всем параметрам удовлетворяющих требованиям текущего состояния разработки УНГКМ:

· сохраняют фильтрационные свойства пласта на уровне доремонтных;

· обеспечивают в процессе ремонта устойчивую циркуляцию жидкости в стволе скважины без поглощений, расход химреагентов при этом снижается в 1,5 - 2 раза;

· способствуют очистке призабойной зоны (ПЗП), тем самым, сокращая сроки освоения и вывода скважин на оптимальный режим работы в 2 - 2,5 раза;

· фактический экономический эффект от внедрения жидкости глушения на основе реагента НТЖ-ЗМ1 при глушении 7-ми скважин за счет снижения сроков капитального ремонта и снижения расхода химических реагентов составил более миллиона рублей;

· в результате всесторонних, исследований технологических параметров рецептур жидкостей глушения на основе реагента НТЖ-ЗМ1 установлено, что исследуемый тип реагента при широком внедрении позволит повысить эффективность ремонтных работ за счет:

- высокого уровня технологичности, т.е. возможности регулирования реологических и фильтрационных свойств;

- сохранения гидропроводности призабойной зоны пласта;

- повышения надежности и технологичности проводимых работ в условиях репрессии на пласт, в 1,5 - 2 раза превышающей пластовые давления;

Список литературы

1. Жидкости для глушения скважин, не повреждающие коллекторские свойства пласта /С.А. Рябоконь, Н.К. Герцева, А.А. Бояркин //Сб. трудов "НПО "Бурение", - 2001. - №6. - С 79-84.

2. А. А. Ахметов. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. - Уфа, УГНТУ, 2000 г.

3. М. Ю. Попов. Основные проблемы разработки Ямбургского газоконденсатного 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.

4. С.А. Рябоконь, В. И. Бадовская, А.А. Бояркин. О выборе жидкостей для консервации нефтяных скважин. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1999 г.

5. Развитие исследований по теории фильтрации в СССР. - М.: Наука, 1969.

Размещено на Allbest.ru