авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Разработка и совершенствование технологий ремонта скважин в условиях цикличной эксплуатации подземных хранилищ газа

-- [ Страница 2 ] --

В процессе анализа составов жидкостей глушения на углеводородной основе, применяемых в конце периода закачивания газа, было выявлено, что при отсутствии стабилизатора гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости (ГКЖ) растворы имеют повышенный показатель фильтрации, малую пластическую вязкость и низкое предельное динамическое напряжение сдвига, низкие структурно-механические свойства. Было установлено, что при содержании углеводородной основы менее 68 % масс. увеличиваются реологические показатели до потери подвижности (текучести), а при содержании более 88 % масс. происходит потеря стабильности системы.

Вместе с тем, включение в состав исследуемых растворов синтетической жирной кислоты (СЖК) позволяет в необходимых пределах регулировать структурно-механические свойства и показатель фильтрации. Малое количество (менее 0,2 % масс.) гидроксида натрия (NaOH) приводит к потере стабильности растворов, их расслоению, а увеличение содержания – к необоснованному расходу материалов, увеличению показателя щелочности и содержания воды. Ввод в растворы алюмосиликатных микросфер (АСМ) позволяет регулировать их плотность от 650 до 1000 кг/м3. Результаты исследований приведены в таблице 2.

При разработке оптимального состава жидкости освоения полученные образцы коллекторов были насыщены 1,8 %-ным раствором NaCl, моделирующим пластовую воду ПХГ.

Таблица 2 Технологические параметры различных составов жидкостей глушения
на углеводородной основе

№ состава Плот- ность, кг/м3 Вязкость по СПВ-5, МПас Пластическая вязкость, Па·с Динамическое напряжение сдвига, Па СНС, Па Фильтрация, см2/30 мин
1 мин 10 мин
1 810 195 0,038 15,2 19,77 23,65 2
2 790 117 0,035 10,4 9,40 14,12 2
3 780 182 0,036 13,2 20,54 25,75 2
4 760 123 0,025 8,5 6,35 9,88 4
5 740 > 500 0,039 21,6 23,55 25,77 1
6 830 90 0,022 6,4 4,65 8,35 4

Далее проводилась оценка возможности применения реагента
ОП-10 для улучшения очистки ПЗП при деблокировании пластов-коллекторов в скважинах. В ходе эксперимента моделировались процессы кольматации коллектора с наполнителем «Целлотон-Ф», а также декольматации ПЗП при освоении скважины. При этом определялись коэффициенты восстановления проницаемости в 2-х вариантах: без насыщения моделей растворами с ОП-10, а также с предварительным насыщением коллекторов растворами ОП-10 различной концентрации. В результате была получена зависимость коэффициентов восстановления проницаемости коллектора от концентрации ОП-10 в растворе. Результаты исследований показали, что при освоении скважин после КРС целесообразно использовать водные растворы ОП-10.

При разработке композиций для интенсификации притока газа применялись наиболее доступные реагенты: ОП-10; товарная HCl; дизельное топливо (газовый конденсат); техническая вода. Результаты исследований воздействия пенокислотных эмульсий на образцы органогенных известняков представлены на рисунке 3. Результаты исследований показывают, что действие эмульсии примерно одинаково, то есть основная часть HCl в пенокислоте практически полностью взаимодействует в течение 30 минут. Потеря массы известняка четко коррелируется с ростом концентрации кислоты.

1 содержание HCl 7,7 % масс., ОП-10 – 1,0 % масс.;

2 содержание HCl 8,2 % масс., ОП-10 – 1,5 % масс.;

3 содержание HCl 11,7 % масс., ОП-10 – 1,5 % масс.

Рисунок 3 – Результаты изменения содержания HCl в пенокислотной
эмульсии на ее взаимодействие с органогенными известняками (при температуре 40 С)

Как следует из рисунка 3, кривые 1 и 2 не существенно отличаются, то есть содержание ОП-10 в пределах 1,0…1,5 % масс. не оказывает существенного влияния на скорость растворения органогенных известняков. Сравнение кривых 1, 2 с кривой 3 позволяет констатировать, что скорость растворения используемых в опытах известняков достигает максимума при
7 %-ном масс. содержании НСl. Дальнейшее увеличение содержания HCl до 10 % масс. не оказывает существенного влияния на скорость растворения известняков (кривые 2 и 3 практически параллельны), что позволяет прогнозировать обработку пласта на большую глубину.

В третьем разделе представлены технологии ремонта скважин для условий Пунгинского ПХГ, основанные на разработанных автором составах технологических жидкостей.

Усовершенствованные технологии ремонта газовых скважин на ПХГ с использованием обычных передвижных подъемных агрегатов (А-50) включают глушение скважин составами на пенной или углеводородной основе в зависимости от величины давления в залежи и периода-цикла эксплуатации ПХГ, удаление песчаных пробок составами на пенной или солевой основе, изоляцию притока пластовых вод, интенсификацию притока газа и освоение скважины после ремонта.

В период отбора газа из ПХГ (в условиях минимальных пластовых давлений) скважины глушатся пенными системами. В процессе глушения кавернозно-поровых коллекторов (пласт «П») в ПЗП первоначально закачивается трехфазная пена с заданной степенью аэрации. Вслед за пеной в фильтровую часть скважины закачивается специальный состав, обладающий «нулевой» водоотдачей и образующий гель в статическом состоянии. Таковым может быть эмульсия, состоящая из НПОЖ и наполнителя Целлотон-Ф. Таким образом, продуктивный пласт оказывается надежно изолированным на весь период проведения работ. Репрессия на пласт обеспечивается гидростатическим давлением столба технологических жидкостей: блокирующей (высотой H1) и рабочей (высотой H2) (рисунок 4,а). Для трещиноватых коллекторов фундамента и коры выветривания с целью создания надежного изолирующего барьера в ПЗП закачивается НПОЖ с наполнителем. Затем фильтровая часть скважины заполняется высоковязким гелеобразующим составом, выше интервала расположения которого в скважине находится рабочая жидкость в объеме, обеспечивающем создание требуемого противодавления на пласт (рисунок 4,б).

Коллектора с незначительной проницаемостью блокируются составом, выше которого скважина заполняется рабочей жидкостью.

В период закачивания газа в ПХГ (в условиях действия максимальных пластовых давлений) скважины глушатся жидкостью на углеводородной основе (патент РФ № 2264531). Плотность жидкости регулируется вводом расчетного количества АСМ.

В период отбора газа из ПХГ (в условиях минимальных пластовых давлений) промывка образующихся песчаных пробок осуществляется пенными системами по замкнутой системе циркуляции.

Схема обвязки технологического оборудования для проведения промывки песчаных пробок пенными системами представлена на рисунке 5.

а) б)

а пласт «П»; б фундамент и его кора выветривания

1 рабочая жидкость; 2 блокирующий состав; 3 трехфазная пена; 4 блокирующий состав с наполнителем;

НБ расчетный безопасный уровень жидкости; Н1 высота столба блокирующей жидкости;

Н2 высота столба рабочей жидкости

Рисунок 4 Схемы глушения скважин Пунгинского ПХГ пенными системами

1 НКТ (с долотом); 2 крестовина фонтанной арматуры;
3 переходная катушка; 4 превентор с глухими плашками;
5 превентор с плашками под НКТ 73 мм; 6 устьевой герметизатор; 7 емкость;
8 дегазационный желоб; 9 ЦА-320; 10 блок распределения газа; 11 эжектор; 12 емкость с ПОЖ; 13 вертлюга; 14 кран шаровой; 15 дроссельная задвижка

Рисунок 5 Технологическая схема промывки песчаных пробок пенными
системами по замкнутой системе циркуляции

Для успешной промывки пробки на устье скважины монтируются плашечные превенторы и устьевой вращающийся герметизатор, конструкция которого защищена патентом РФ № 2217574. Вращение инструмента осуществляется ротором. ПОЖ подается под давлением в газожидкостный эжектор. Одновременно для приготовления пены с заданной степенью аэрации в эжектор поступает расчетное количество газа из газопровода через блок распределения газа. Далее пена по нагнетательной линии подается в НКТ (с долотом или пером).

В период закачивания газа в ПХГ (в условиях максимальных пластовых давлений) промывка песчаных пробок осуществляется облегченными солевыми растворами с использованием гидравлического циркуляционного клапана, монтируемого на башмаке промывочных труб (патент РФ
№ 2211915, заявки РФ № 2006115275 и № 2006133885).

По данной технологии колонну промывочных труб спускают в скважину до глубины на 10…15 м выше песчаной пробки. Открывают циркуляционный клапан, сообщая полость промывочных труб с полостью лифтовой колонны. Заменяют утяжеленный раствор, находящийся в полости лифтовой колонны, на облегченный солевой раствор или пенный состав. После этого закрывают циркуляционный клапан и начинают процесс промывки скважины по обычной схеме с наращиванием колонны промывочных труб по мере разрушения песчаной пробки.

После промывки песчаной пробки рекомендуется изоляция притока пластовых вод тампонажным составом, в котором в качестве вяжущего материала используется тампонажный бездобавочный портландцемент или тампонажный цемент с добавлением активной минеральной добавки (до
20 % масс.). Для снижения водопотребности в тампонажный раствор вводится суперпластификатор С-3 (в количестве 1,2…1,5 % масс. от цемента), а для снижения водоотдачи поливиниловый спирт марки ПВС 18/11 (в количестве 0,5 % масс. от цемента). Водоцементное отношение подбирается таким образом, чтобы растекаемость тампонажного раствора по конусу (АзНИИ) находилась в пределах 18-20 см.

Перед закачиванием изолирующего материала скважина заполняется буферной жидкостью. Для увеличения положительного эффекта изоляционных работ закачивание расчетного количества изолирующего материала проводится поинтервально.

После изоляции притока пластовых вод по предлагаемой комплексной технологии в скважине проводятся операции по интенсификации притока газа. Первоначально в скважину закачивается 1 %-ный раствор ПАВ (на 1 м3 технической воды 10 л ОП-10), который продавливается в пласт газом из газопровода в течение 3…4 часов. После чего скважина осваивается отработкой на факел через штуцеры диаметрами 14…20 мм. Затем в скважину закачивается и продавливается в пласт пенокислотная эмульсия, состоящая из HCl, дизельного топлива, ОП-10 и
Трилона-Б. Параметры режима: расход газа 0,15…0,35 м3/с
(150…350 л/с); расход жидкости 0,005 м3/с (5 л/с).

После завершения обработки пласта скважина осваивается. Для этого рекомендуется двухфазная пена с регулируемой степенью аэрации, в частности на основе ПОЖ.

Комплексная технология ремонта газовых скважин на ПХГ с использованием колтюбинговых установок включает промывку песчаных пробок, изоляцию притока пластовых вод и «щадящий» (регулируемый) вызов притока из пласта.

Промывка песчаных пробок осуществляется закачиванием в скважину ПОЖ через гибкую трубу колтюбинговой установки (заявка РФ
№ 2007110871). Пена через кольцевой зазор и затрубное пространство вместе с разрушенными частицами песчаной пробки поднимается к устью скважины и через выкидную линию поступает в приемную дегазационную емкость, где происходит ее первичное разрушение. Окончательное разрушение и очистка пены происходят в циркуляционном желобе, откуда очищенная и дегазированная ПОЖ поступает в ЦА-320 для ее повторного использования.

Для изоляции притока пластовых вод (патент РФ № 2244115) через гибкую трубу первоначально закачивается буферная жидкость (стабильный газовый конденсат). При отсутствии поглощения конденсата пластом в течение не менее одного цикла проводится циркуляция конденсата в скважине до полной его дегазации. Заполнение ствола скважины конденсатом предотвращает прямой контакт тампонажного раствора с газопроявляющей частью пласта и снижает степень загрязнения пород ПЗП.

Затем через гибкую трубу в скважину закачивают расчетный объем тампонажного цементного раствора. При необходимости добавляют замедлитель сроков схватывания раствора и реагент, повышающий его текучесть (метанол). Полученный раствор тщательно перемешивается до получения однородной массы с параметрами: плотность – 1600…1650 кг/м3; условная вязкость – 40…50 МПас.

После установки цементного моста проводится освоение скважины с использованием двухфазной пенной системы (на основе ОП-10).

Технология безгидратной эксплуатации скважин. Для предотвращения гидратообразования в скважинах и внутрипромысловых газопроводах в период отбора газа из ПХГ автором предлагается технология превентивной подачи метанола в продуктивный пласт вместе с закачиваемым газом (заявка РФ № 2007109968).

По предлагаемой технологии (за 2…3 месяца до завершения закачивания газа в ПХГ) начинается закачивание в него метанола. Закачивание метанола проводится через скважины, в которых наиболее часто образуются гидраты. Объем закачиваемого в ПХГ метанола рассчитывается в зависимости от технического состояния скважины, величины пластового и устьевого давлений, температуры в стволе и на устье, а также толщины пласта.

Метанол подается в хранилище с закачиваемым газом, оттесняя пластовую воду от забоя скважины и осушая газ, находящийся в пласте. Анализ показал, что закачивание метанола в начале цикла подачи газа в ПХГ не обеспечивает предотвращения гидратообразования в последующий период отбора газа из хранилища. Экспериментальные исследования, проведенные на Пунгинском ПХГ, показывают, что наиболее оптимальным периодом для закачивания метанола в хранилище является 2…3 месяца до завершения закачивания газа в хранилище или когда остаточный объем газа составляет не менее 3-х объемов, необходимых для полного взаимодействия метанола в пластовых условиях. Например, при растворимости метанола в пластовых условиях 10 т/млн м3 количество закачиваемого газа должно составлять не менее 1,5 млн м3 (после закачивания 5 т метанола). Экспериментально установлено, что для предотвращения условий гидратообразования необходимо закачивать в скважину до 3 м3/сут метанола (при Рпл > 5,0 МПа; Тпл > 150 С; Hпл < 10 м) или до 5 м3/сут метанола (при Рпл < 5,0 МПа; Тпл < 150 С; Hпл > 10 м).

В результате внедрения данной технологии потери газа сократились в 3 раза (с 1600 до 670 тыс. м3), а использование метанола уменьшилось в
2 раза (с 130 до 60 т).

В четвертом разделе приведена-экономическая оценка эффективности новых технологий и технических средств. Например, при глушении газовых скважин с использованием НПОЖ с наполнителем «Целлотон-Ф» загрязнение ПЗП отсутствует, о чем свидетельствуют данные таблицы 3. Песчаные пробки толщиной от 29 м (скв. 508) до 55 м (скв. 502) были удалены с использованием ПОЖ. Изоляция притока пластовых вод была осуществлена рекомендуемым составом тампонажного цементного раствора. Интенсификация была проведена методом солянокислотной обработки, а освоение – с помощью ПОЖ. Результаты исследований показали отсутствие в продукции скважин воды и песка.

Таблица 3 Результаты глушения скважин с применением рекомендуемого состава жидкостей на Пунгинском ПХГ

№ скважины Эксплуатационный объект Пластовое давление, МПа Уровень жидкости от устья, м Репрессия на пласт, МПа
239 Пласт «П» 5,8 480,0 6,6
502 Пласт «П» 5,8 760,0 4,0
508 Пласт «П» 6,3 870,0 2,0
532 Пласт «П», кора выветривания фундамента 5,8 500,0 6,6


Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.