CC BY
54УДК 622.2797
ОСОБЕННОСТИ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН С НЕГЕРМЕТИЧНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННОЙ
SPECIFICS OF KILLING THE WELLS WITH A LEAKY PRODUCTION STRING
Д. С. Леонтьев, А. В. Кустышев, В. Б. Обиднов, И. Ю. Дудников, Р. С. Абдуллин
D. S. Leontiev, A. V. Kustyshev, V. B. Obidnov, I. Y. Dudnikov , R. S. Abdullin
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
НГДУ «Ишимбайнефть» ООО «Башнефть-добыча», г. Уфа
Институт нефтегазовых технологий и новых материалов, г. Уфа
Ключевые слова: глушение; осложненные условия; жидкость глушения; капитальный ремонт скважин; вязкоупругий состав; негерметичность эксплуатационной колонны Key words: well killing; complicated conditions; killingfluid; workover; the viscoelastic composition; production casing leaks
На современном этапе развития отечественной нефтегазодобывающей отрасли достаточно острой становится проблема сохранения достигнутого уровня добычи углеводородов. Если ранее это успешно решалось за счет увеличения объемов бурения и ввода в эксплуатацию большого количества новых добывающих скважин, то сейчас, когда объемы буровых работ резко сократились, стабилизировать уровень добычи углеводородов возможно посредством интенсификации работы старых эксплуатационных скважин на месторождениях, которые в большинстве случаев вступили в завершающую стадию разработки [1].
Данное обстоятельство вызывает необходимость широкого использования методов увеличения производительности работы скважин, что, в свою очередь, ведет к значительному увеличению числа текущих и капитальных ремонтов не только в действующих скважинах, но и в простаивающих и законсервированных малодебитных скважинах, эксплуатация которых в настоящее время является нерентабельной.
В связи с этим, актуальность вопросов, рассматриваемых в статье, не вызывает сомнений, поскольку они направлены на решение проблемы наиболее рационального использования при капитальном ремонте скважин (КРС) эффективных технологиче-
66
Неф ть и газ
% 2, 2016
ских жидкостей на базе отечественных материалов для выполнения ремонтных операций в скважинах (глушение, обработка призабойной зоны, гидравлический разрыв пласта, ремонтно-изоляционные работы и др.).
Важную роль в процессе выполнения ремонтных работ играют жидкости глушения, обоснованный выбор которых с учетом геолого-технических условий скважин позволяет обеспечить предупреждение поглощений, нефтегазоводопроявлений, снижения продуктивности скважин в послеремонтный период, агрессивного коррозионного воздействия на внутрискважинное оборудование и др.
Способ глушения скважин технологической жидкостью необходимой плотности наиболее прост, надежен и экономичен. Глушение скважин представляет собой комплекс мероприятий по выбору, приготовлению и закачиванию в скважину специальных жидкостей, обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение ремонтных работ.
В процессе ремонта скважин жидкость глушения вступает в контакт с продукцией скважины; минералами горных пород, слагающих продуктивный пласт; флюидами пласта; специальными материалами и технологическими жидкостями, используемыми при проведении ремонтных работ; а также с поверхностью обсадных и насосно-компрессорных труб и элементами насосного оборудования.
В общем виде жидкость глушения должна отвечать следующим требованиям [1, 2]:
• плотность ее должна быть достаточной для обеспечения необходимого противодавления на пласт;
• должна обеспечивать максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта;
• быть технологичной в приготовлении и использовании;
• не оказывать коррозионно-агрессивного воздействия на обсадные трубы и технологическое оборудование;
• не влиять на показатели геофизических исследований в скважине;
• не ухудшать коллекторских свойств продуктивных пластов при проведении перфорационных работ;
• должна быть совместима с другими технологическими жидкостями, используемыми при ремонте скважины;
• должна быть термостабильной в конкретных условиях ее применения;
• технологические свойства должны быть регулируемыми в широком диапазоне горно-геологических условий эксплуатации скважин;
• должна быть взрыво- и пожаробезопасной.
Видами ремонтных работ различного назначения являются:
- капитальный ремонт скважин;
- текущий ремонт скважин;
- скважино-операции по повышению нефтеотдачи пластов (ПНП) и производительности скважины.
Капитальным ремонтом скважин называется комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин и продуктивного пласта различными технологическими операциями, а именно:
• восстановление технических характеристик обсадных колонн, цементированного кольца, призабойной зоны, интервала перфорации;
• ликвидация аварий;
• спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации и закачивания различных агентов в пласт;
• воздействие на продуктивный пласт физическими, химическими, биохимическими и другими методами;
• зарезка боковых стволов (ЗБС) и проводка горизонтальных участков в продуктивном пласте;
• изоляция одних и приобщение других горизонтов;
• исследование скважины;
• ликвидация скважины.
Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на
восстановление работоспособности внутрискважинного оборудования, и работ по изменению режима и способа эксплуатации скважины.
Скважинооперацией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти является комплекс работ по осуществлению технологических процессов по воздействию на пласт и прискважинную зону физическими, химическими или биохимическими и гидродинамическими методами, направленными на повышение коэффициента конечного нефтеизвлечения на определенном участке залежи.
Для интенсификации добычи нефти и газа применяют различные методы повышения производительности скважин. Их много, но они должны отбираться исходя из специфических условий применительно к конкретному пласту-коллектору.
Основные методы повышения производительности скважин.
1. Химические методы:
- соляно-кислотная обработка ПЗП;
- обработка ПЗП грязевой кислотой;
- углекислотная обработка ПЗП.
2. Механические методы воздействия на ПЗП и пласт-коллектор:
- гидравлический разрыв пласта;
- гидропескоструйная перфорация скважин;
- торпедирование скважин;
- действие взрывчатых веществ;
- действие ядерных взрывов.
3. Тепловые методы обработки ПЗП:
- закачивание в скважину нагретой жидкости, обработанной поверхностно-активными веществами;
- прогрев ПЗП паром;
- глубинный электропрогрев.
4. Физические методы воздействия на ПЗП и пласт-коллектор:
- вибровоздействие.
В процессе глушения пакерующих газовых и газоконденсатных скважин заполнение затрубного надпакерного пространства скважин жидкостью глушения должно проводиться через циркуляционный клапан, которым снабжены скважины.
Опыт показывает, что в процессе длительной эксплуатации часто клапан выходит из строя и открыть его практически невозможно. Кроме того, в реальных условиях большинство эксплуатационных колонн негерметичны.
Технология глушения реализуется следующим образом [3]. В лифтовую колонну газовой или газоконденсатной скважины, оборудованной эксплуатационной, лифтовой колоннами и пакером, первоначально снабженной циркуляционным клапаном, находящуюся в осложненных условиях, вызванных отказом циркуляционного клапана и негерметичностью эксплуатационной колонны, закачивают блокирующую композицию. В качестве блокирующей композиции используют высоковязкий полимерколло-идный раствор или загущенный инвертно-эмульсионный раствор. При этом композиция должна выдерживать репрессию на пласт, в 3-5 раз превышающую пластовое давление, выдерживать максимальное значение гидростатического давления в скважине при АНПД, выдерживать максимальный перепад давления между скважиной и пластом.
Объем блокирующей композиции равен суммарному объему лифтовой колонны и объему затрубного подпакерного пространства скважины. Блокирующую композицию продавливают в подпакерное пространство скважины, последовательно закачивая в лифтовую колонну продавочную жидкость и жидкость глушения, и оставляют скважину на технологическую выстойку для выпуска газовых шапок. В качестве продавочной жидкости используют водометанольный раствор плотностью 920-960 кг/м3, а в качестве жидкости глушения для газовых скважин используют эмульсионный раствор на основе газового конденсата плотностью 940-1 020 кг/м3, для газоконденсатных скважин — водный раствор хлорида натрия плотностью 1040-1100 кг/м3.
Закачивание блокирующей композиции, продавочной жидкости и жидкости глушения в лифтовую колонну возможно через гибкие трубы колтюбинговой установки или
68
Неф ть и газ
% 2, 2016
через промывочные трубы, спускаемые с помощью передвижного подъемного агрегата, либо закачиванием через саму лифтовую колонну, в «лоб».
Обычно в расчетах объем блокирующей пачки соответствует объему эксплуатационной колонны от забоя до точки, на 100 метров выше верхнего отверстия перфорации [1]:
К = 0,785 • Н • сР, (1)
где Уа, — объем блокирующей пачки, м3; Н — расстояние от забоя до верхних отверстий перфорации плюс 100 м., м; с1 — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.
Объем жидкости при закачке в НКТ — это объем, равный внутреннему объему НКТ до хвостовика для доведения блокирующей пачки до приема насоса (воронки, хвостовика), определяемой по формуле
где УнК1 — внутренний объем НКТ, м3; 1НКТ — внутренний диаметр НКТ, м; Н — расстояние от устья до хвостовика, м.
Скважина закрывается на технологическую выстойку на время, рассчитанное по формуле
Т =
Нскв. —Нсп —Нбуф
.3600 , (3)
где Т — технологическая выстойка скважины, час; Нсп — глубина спуска хвостовика, м; Нскв — глубина скважины, м; Нбуф — высота столба блокирующей пачки в кольцевом пространстве; V — скорость оседания, м/с;
Высота столба блокирующей пачки в кольцевом пространстве находится по формуле
Нбф = 0, 785 ое Д2 _ , (4)
где У6уф — объем блокирующей пачки, м ; 4 к. — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; ПНКТ — наружний диаметр НКТ, м.
Для определения потребного объема ЖГС рассчитывается внутренний объем скважины с учетом толщины стенки труб, объема спущенных НКТ и глубины спуска глубинно-насосного оборудования. Требуемый объем жидкости глушения для проведения ремонтных работ можно определить по формуле как разность между внутренним объемом скважины и объемом НКТ по телу трубы.
Расчет необходимого объема жидкости глушения:
МЖГ ~ С^ЭК Мнкт , (5)
где Мэк — объем эксплуатационной колонны, (м); 31,1 — коэффициент запаса; МНКТ — объем жидкости, вытесняемый металлом НКТ, м . Объем эксплуатационной колонны определим по формуле
(6)
г;, л „ ■ // .
где Н — глубина скважины, м; — площадь поперечного сечения эксплуатационной колонны, м2.
Площадь поперечного сечения эксплуатационной колонны определяется по формуле
5 = 0 , 7 8 5 1 2
(7)
э к
э к
где 1эк - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.
УНКТ = 0, 785 ((2 (2 НС , (8)
1 П
где ( и ( — соответственно внешний и внутренний диаметры НКТ, м; НСП — глубина спуска хвостовика, м.
Разработано несколько вариантов блокирующих композиций. Технология применения, состав и концентрации реагентов выбираются индивидуально для каждой скважины в зависимости от геолого-технических условий и цели работ.
Вязкоупругие составы (ВУС) содержат комплекс полисахаридных полимеров, реагенты для регулирования рН среды и комплексообразователь. Полимерный реагент и комплексообразователь выбирается в зависимости от необходимой термостабильности и плотности. Плотность ВУС может меняться от 1 000 до 2 000 кг/м3. Для получения ВУС плотностью 1 000-1 360 кг/м3 используют пресную воду или неорганические соли (хлориды калия, натрия, кальция), для более высокой плотности — соли органических кислот (формиаты калия, цезия).
ВУС характеризуется высокой скоростью структурообразования после доставки состава в ствол скважины, но при этом сохраняет текучесть в течение времени закачки состава; имеет практически нулевую фильтрацию, высокую прочность структуры (более 40 Па через сутки), не проникает в пласты с проницаемостью до 2 мкм2 при ДР = 3,5 МПа, не пропускает нефть, газ и воду, не образует эмульсий при контакте с углеводородной жидкостью, не образует нерастворимых осадков при взаимодействии с пластовыми флюидами.
Особенностью ВУС является способность к деструкции через определенное время, которое регулируется изменением соотношения ингредиентов или рН среды, вводом деструктора или при сдвиговых деформациях. После деструкции состав имеет минимальную вязкость (1,5-2 сПз), но при этом сохраняет минимальную фильтрацию и полностью удаляется из пласта после проведения несложных технологических приемов.
Технология приготовления ВУС основана на использовании стандартного оборудования. Объемы ВУС обычно небольшие (1-15 м3) и зависят от проводимых технологических операций. Для пластов с большим раскрытием флюидопроводящих каналов предлагается ВУС с добавкой наполнителя, разрушающегося при разложении ВУС.
После технологической выстойки в затрубное пространство скважины закачивают техническую воду, оттесняя газ, находящийся в затрубном пространстве скважины, в интервал негерметичности эксплуатационной колонны и в верхнюю часть затрубного пространства скважины, где он скапливается в газовую шапку и периодически стравливается. При этом выпуск газа из затрубного пространства скважины проводят путем остановок и долива технической воды в затрубное пространство. После дегазации скважины в затрубное пространство скважины закачивают тампонирующий состав, продавливают его в интервал негерметичности эксплуатационной колонны продавоч-ной жидкостью и выдерживают скважину не более 12 часов.
В качестве тампонирующего состава используют глинистый раствор с плотностью 1 060 кг/м3, условной вязкостью 65 с. Затем в лифтовой колонне выше пакера, но ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны, выполняют сквозные отверстия. Выполнение сквозных отверстий в лифтовой колонне можно проводить перфорацией или пробойником ПСГ-102, спускаемым на бурильных трубах. Внутри лифтовой колонны, ниже сквозных отверстий, размещают глухую пробку, в качестве которой можно использовать глухую пробку, входящую в комплект комплекса подземного оборудования, либо мостовую пробку, либо специально изготовленную пробку, спускаемую с помощью тросового инструмента канатной техники.
После установки глухой пробки в лифтовую колонну подают жидкость глушения, которая, проходя через сквозные отверстия в лифтовой колонне, вымывает из затрубного пространства скважины остатки тампонажного состава, продавочную жидкость и
70
Неф ть и газ
% 2, 2016
техническую воду. Подачу жидкости глушения заканчивают, когда ее плотность в за-трубном пространстве будет равна изначальной плотности.
Таким образом, в данной статье были рассмотрены основные требования, предъявляемые к жидкостям глушения, расчеты при закачке блокирующей композиции и жидкости глушения, а также представлена технология глушения газовых и газоконденсат-ных скважин в осложненных условиях, то есть в условиях аномально низких пластовых давлений и при негерметичности обсадной колонны.
Использование предлагаемого изобретения позволит повысить надежность глушения пакерующих скважин в осложненных условиях при негерметичной эксплуатационной колонне и при неисправном циркуляционном клапане, позволит сократить продолжительность ремонтных работ на скважине.
Безусловно, необходимо продолжать разрабатывать и апробировать новейшие технологии по глушению скважин, композиционные составы и реагенты, регулирующие технологические параметры ЖГ с учетом максимального сохранения ФЕС пласта и достижения проектных показателей разработки, без ухудшения состояния скважинного и устьевого оборудования с учетом охраны окружающей среды и ПБ в нефтяной и газовой промышленности.
Список литературы
1. Жидкости и технологии глушения скважин: учебное пособие / Л. А. Паршукова, В. П. Овчинников, Д. С. Леонтьев - Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. - 97 с.
2. Нифантов Ю. А., Клещенко И. И., Зозуля Г. П., Гейхман М. Г., Кустышев А. В. и др. Ремонт нефтяных и газовых скважин. - С.-Пб.: АНО НПО «Профессионал», 2005. - Т. 1 - 314 с., Т. 2 - 548 с.
3. Пат. 2441975 РФ. Е 21 В 43/12. Способ глушения в осложненных условиях газовых и газоконденсатных скважин / Д. А. Кряквин, Д. С. Леонтьев, А. В. Кустышев и др. (РФ). - № 2010126352/03, заяв. 28.06.10; опубл. 10.02.12, бюл. № 4.
4. Технология ремонта скважин: Сборник лекций / Сост. С. А. Демченко. - Нижневартовск: Дизарт Групп, 2009. - 208 с.
5. Кагарманов И. И., Дмитриев А. Ю. Ремонт нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие для вузов. - Томск: SST, 2007. - 324 с.
6. Рябоконь С. А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. - Краснодар, 2002. - 274 с.
7. Амиров А. Д. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин / А. Д. Амиров, К. А. Карапетов, Ф. Д. Лемберанский, А. С. Яшин, А. А. Джафаров. - М.: Недра, 1979. - 310 с.
8. Обиднов В. Б., Кустышев Д. А. Глушение низкотемпературных газоконденсатных скважин в условиях аномально низких пластовых давлений на месторождениях Крайнего Севера // Известия вузов. Нефть и газ. - 2014. - № 5.
- С. 33-39.
9. Кустышев А. В., Кустышев И. А., Козлов Е. Н. Некоторые аспекты глушения скважин на месторождениях Восточной Сибири // Известия вузов. Нефть и газ. - 2014. № 5. - С. 27-32.
10. Козлов Е. Н., Кустышев А. В., Абдуллин Р. С. Особенности глушения скважин на Талаканском нефтегазокон-денсатном месторождении // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2014. - № 6. - С. 31-34.
Сведения об авторе Information about the author
Леонтьев Дмитрий Сергеевич, аспирант, Leontiev D. S., postgraduate of the chair «Drill-
ассистент кафедры «Бурение нефтяных и газо- ing of oil and gas wells», Tyumen State Oil and Gas
вых скважин», Тюменский государственный University, phone: 8(3452)200989, еmail: kusti-
нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. shev@tngg.info. 8(3452)200989, e-mail: leonfob@mail.ru
Кустышев Александр Васильевич, д. т. н., Kustyshev A. V., Doctor of Engineering, profes-
профессор кафедры «Бурение нефтяных и газо- sor of the chair «Drilling of oil and gas wells», Tyu-
вых скважин», Тюменский государственный men State Oil and Gas University, phone:
нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)200989, е-mail: kustishev@tngg.info. 8(3452)200989, е-mail: kustishev@tngg.info.
Обиднов Виктор Борисович, к. т. н., зам. Obidnov V. B., Candidate of Science in Engi-
директора филиала ООО «ОТО-ТМ» в г. Ланге- neering, deputy director of the affiliate of LLC
пас, г. Москва, тел. 89184110287, е-mail: «OTO-TM» in the town of Languepas, Moscow,
v.obidnov@rambler.ru phone: 89184110287, е-mail: v.obidnov@rambler.ru
Дудников Игорь Юрьевич, заместитель на- Dudnikov I. Y., deputy head for production pro-
чальника по производственному обеспечению и vision and AHR of oil and gas producing company
АХР НГДУ «Ишимбайнефть» ООО «Башнефть- «Ishimbayneft», LLC «Bashneftdobycha» , Ishimbay,
добыча», г. Ишимбай, Республика Башкортостан Republic of Bashkortostan
Абдуллин Рафиль Сайфуллович, д. т. н., AbduUin R. S., Doctor of Engineering, profes-профессор, главный научный сотрудник ГАНУ sor, senior scientific worker of the «Institute of oil
«Институт нефтегазовых технологий и новых and gas technologies and new materials» Ufa, Re-
материалов», г. Уфа, Республика Башкортостан public of Bashkortostan
