CC BY
78
УДК 622.324(035)
Ремонт и эксплуатация скважин с применением газожидкостных и пенных систем
Ключевые слова:
газожидкостные пенные системы, ремонт
и эксплуатация скважин,
вынос вспененной жидкости с забоя скважины.
С.А. Мельников1*, В.И. Нифантов1, А.А. Сингуров2, В.М. Пищухин1, Ю.В. Каминская1, С.А. Кузнецов1, О.В. Макарьев3
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1
2 Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд., Российская Федерация, 693020, г. Южно-Сахалинск, ул. Дзержинского, д. 35
3 ПАО «Газпром», Российская Федерация, 190000, г. Санкт-Петербург, BOX 1255 * E-mail: S_Melnikov@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. В статье рассмотрены вопросы движения газожидкостных систем (ГЖС) в стволе скважин. Показано, что в результате фазовых переходов при изменении термобарических условий происходят существенные изменения объема газовой фазы в системе, давления на забой и по стволу скважины. Неучет этих явлений может существенно осложнить технологический процесс в скважине, вызвать поглощение ГЖС и привести к газовому выбросу.
В отличие от обычных ГЖС пенные системы при движении сжимаются и расширяются без проскальзывания газовой фазы относительно жидкости. Интенсивное сжатие пенной системы происходит при изменении давления до 2,0...3,0 МПа в зависимости от температуры, состава пенообразу-ющей жидкости, а также исходного газосодержания. Экспериментально авторами статьи доказано появление флуктуаций давления при сжатии пенной системы, что также необходимо учитывать при глушении, промывке и освоении скважин.
На основе проведенных исследований авторами разработаны технологии эксплуатации газовых скважин в условиях водопритока, когда на забой подается пенообразователь, который, смешиваясь с пластовой или конденсированной водой и газом из пласта, образует пену, имеющую пониженную плотность, но оказывающую эффект флотации.
В результате вспененная пластовая жидкость выносит на поверхность не только жидкую фазу, но и твердые частицы, которые накапливаются на забое из-за коррозии металла труб, разрушения цементного камня и горной породы призабойной зоны пласта.
Различные процессы ремонта и эксплуатации скважин проводятся в среде газожидкостных смесей, или газожидкостных систем (ГЖС). Глушение и промывка скважин, удаление накопленных на забое жидкости и твердых частиц породы, проводка боковых стволов, изоляция интервалов поглощения и укрепление неустойчивых горных пород призабойной зоны пласта (ПЗП), вторичное вскрытие продуктивных горизонтов перфорацией, освоение скважин и интенсификация притока углеводородов в условиях пониженных пластовых давлений осуществляются посредством закачки в скважину или образования в ней ГЖС. Для разработки технологии закачки ГЖС в скважину, а также обеспечения ее циркуляции используются различные методы исследований этих систем.
Так, подъем ГЖС по трубам вызывает конденсацию и испарение фаз, что приводит к изменению объема и давления ГЖС в скважине. Анализ научных публикаций на тему ремонта и эксплуатации скважин в зонах с различными термобарическими параметрами показал, что до последнего времени недостаточно внимания уделялось проблеме влияния фазовых переходов воды в ГЖС на рост давления, а также объема газовой фазы за счет приобщения к газу парообразной влаги.
Ремонт и эксплуатация глубоких скважин, как правило, сопровождаются повышением давления и температуры. Особые термобарические условия обусловливают высокую влагонасыщенность газа. В табл. 1 приведены результаты расчета соотношений газа-носителя и парообразной влаги при эксплуатации газовых залежей на разных глубинах [1, 2]. Данные табл. 1 свидетельствуют о том, что при выделении
газа из промывочной жидкости плотностью 1000 кг/м3 в свободную фазу, например, на глубине 6 км в условиях давления (Р), равного
59 МПа, и температуры (Т), равной 147,8 °С, его объем практически мгновенно возрастает на 12,2 %, а давление в газовой пачке, представленной парогазовой смесью, также быстро увеличится на 7,2 МПа. При выделении газа на глубине 5 км (Р = 49 МПа и Т = 126 °С) объем газовой пачки мгновенно возрастает на 6,5 %, давление же повысится на 3,2 МПа. Это существенно осложнит дальнейший ремонт и эксплуатацию скважины, а при неучете указанного явления может привести к интенсивному поглощению ГЖС, а затем газовому выбросу.
В качестве примера выполнена предварительная оценка возрастания объема газовой пачки, поступившей на глубине 3272 м в промывочную жидкость (пласт Ш;+2 нефтегазо-конденсатного месторождения Русский Хутор Северный) и растворившейся в ней, а затем выделившийся из нее на глубине 2000 м (табл. 2). Распределение давления по стволу скважины рассчитывалось для промывочной жидкости плотностью 1200 кг/м3; Ту принималась равной
60 °С и по стволу скважины рассчитывалась
по температурному градиенту 0,0212 °С на 100 м [1].
Видно (см. табл. 2), что на глубине 2 км в 1 м3 образовавшейся парогазовой смеси содержится 7,13 дм3 парообразной влаги. По мере подъема промывочной жидкости выше 1 км происходит постепенное возрастание доли водяного пара в газовой пачке. Сравнительно резкое возрастание доли парообразной влаги в парогазовой смеси происходит с глубины 100 м и до устья.
Таким образом, полученные результаты свидетельствуют о необходимости учитывать фазовые переходы воды при подземном капитальном ремонте глубоких скважин, в особенности в интервалах с высоким геотермическим градиентом [1, 2].
Сжимаемость и расширение пенных систем в скважине существенно отличаются от термодинамического поведения ГЖС. Вопросам экспериментального изучения сжимаемости двух- и трехфазных пен посвящены работы Б.В. Гулиева, В.Е. Шмелькова, Б.П. Минеева, Н.А. Демяненко и др. [3-8]. В основу этих исследований положено определение коэффициента (степени) сжимаемости пены сп по результатам
Таблица 1
Количественное соотношение метана и паров воды и их парциальные давления на различных глубинах при устьевой температуре Ту = 20 °С
Глубина, км Р, МПа Т, °С Молярная доля СН4 Молярная доля Н20 (тар) Парциальное давление, МПа
СН4 Н20
1 9,8 41,2 0,9986 0,0014 9,78 0,02
3 29,4 83,6 0,9873 0,0127 29,03 0,37
5 49 126,0 0,9348 0,0652 45,80 3,20
6 59 147,8 0,878 0,122 51,80 7,20
Таблица 2
Термобарические параметры и влагоемкость газа, движущегося по стволу скважины
Глубина, км Р, МПа Т, °С Влагоемкость газа
г/м3 дм3/м3
0 0,01 60,0 673 900
0,02 0,24 60,42 65,2 87,1
0,04 0,47 60,85 33,6 44,9
0,06 0,71 61,27 23,0 30,7
0,08 0,94 61,70 17,75 23,7
0,1 1,18 62,12 13,84 18,5
0,2 2,35 64,24 8,39 11,21
0,4 4,71 68,48 4,66 6,22
1 11,77 81,20 4,30 5,74
2 23,54 102,40 5,34 7,13
3 35,32 123,60 - -
изотермического сжатия постоянной ее массы, т.е. установление зависимости вида
V„ AP
(1)
где Уп - исходный объем пены; АУп - изменение (уменьшение) объема пены при увеличении давления сжатия на величину АР.
Б.В. Гулиев [3] вместо изменения объема пены предлагал оценивать изменение ее удельного веса, и в этом случае формула (1) принимает вид
1 Ду AP у '
(2)
где у - удельный вес объема пены; Ду - его изменение с ростом давления.
Б.П. Минеевым и Н.А. Демяненко [5] предложена формула, связывающая текущее изменение объема пены в зависимости от объема пенообразующей жидкости (ПОЖ) и степени аэрации (газосодержания) системы
V =
(aP„ + P)Vm P
(3)
где а = 1 - степень аэрации; P0 и P - начальное и текущее значения давления в ГЖС соответственно; Уж - объем ПОЖ, из которой образована пена.
Экспериментальные исследования показали, что при сжатии двухфазной пены до давлений 2,5...3,0 МПа происходит резкое снижение сп, а затем темп его изменения замедляется. С увеличением степени аэрации а коэффициент сп возрастает [3]. Из опытов Б.П. Минеева и Н.А. Демяненко следует, что интенсивное уменьшение объема двухфазной пены происходит при изменении давления от 0,098 до 2,0 МПа.
По данным В.Е. Шмелькова [4], сп трехфазной пены, у которой 2,1 < а < 6,2, существенно уменьшается при увеличении давления до 8,0.10,0 МПа. Затем кривая изменения кп выполаживается, и при давлениях выше 15,0 МПа изменение этого параметра пены становится незначительным. Установлено наличие гистерезисных изменений параметров термодинамического состояния пенной системы, проявляющихся в повышении давления и уменьшении температуры после резкого увеличения объема с постоянной исходной массой. В случае обратного воздействия происходит плавное снижение давления и рост
температуры пены. Причем флуктуации температуры и в том и в другом случае незначительные во времени, а изменения давления составляют около 30 % от первоначального перепада и происходят в течение трех-четырех минут.
Перечисленные результаты экспериментальных исследований сжимаемости пенных систем объясняют ряд явлений, происходящих в скважине, заполненной пеной. Однако применение их для решения задачи моделирования взаимодействия пены с пористой средой вызывает большие затруднения, так как зависимость сп от термодинамических параметров, записанная формулами (1) или (2), имеет дифференциальную форму.
Для решения этой задачи потребовалось в широком диапазоне изменения давления и температуры экспериментально установить проявление гистерезисных явлений при многократном сжатии и расширении, а также оценить влияние температуры, твердой фазы и других факторов на изменение степени сжимаемости аэрированных жидкостей с добавкой поверхностно-активных веществ (ПАВ) и пенных систем. Эксперименты проводились К.М. Тагировым, В.И. Нифантовым и др. на установке УГК-3 в «бомбе» равновесия PVT1 - сосуде высокого давления и температуры - с изменением объема исследуемой системы [7, 8].
После заполнения «бомбы» PVT пеной тер-мостатированием создавалась заданная температура и производился процесс сжатия трехфазной пены постоянной массы. В процессе изменения объема пены в «бомбе» PVT периодически фиксировалось давление. Плотность аэрированных и пенных систем в стандартных условиях изменялась в пределах 352.780 кг/м3. В качестве ПАВ в составе ПОЖ использовались сульфонол, а также полимер карбоксиме-тилцеллюлоза (КМЦ) и бентонитовая глина. Пенообразование осуществлялось методом В. А. Амияна и Н.П. Васильевой [9].
Приготовленная трехфазная пена загружалась в «бомбу» PVT и сжималась до давлений 23,42.23,89 МПа при температурах 293, 323, 328, 353, 363 К. Цикл сжатия и расширения пенной системы при постоянной температуре повторялся несколько раз в течение 3 сут. Начальный темп сжатия пенной системы
1 PVT - акроним от англ. pressure, volume, temperature (давление, объем, температура).
в «бомбе» РУТ во всех случаях был постоянным и равнялся 16,7 см3/с.
В процессе сжатия пенных систем замечено, что в момент остановки движения поршня статическое давление пены в течение некоторого времени изменялось. В начальный период сжатия установившееся статическое давление пены превышало динамическое, а при сжатии выше 1,19...3,1 МПа наблюдалось незначительное снижение статического давления, которое возрастало при увеличении динамического давления свыше 7,0 МПа [8].
Поскольку изменение давления после прекращения процесса сжатия происходило медленно, то для группировки данных использовалась скорость флуктуации давления у^:
Р - Р
Удр = , (4)
где t¡ - время восстановления давления до статического после остановки процесса сжатия пены в «бомбе» РУТ; - статическое давление сжатой пены; Р - среднее динамическое давление в диапазоне АР,,
С использованием величин и АР, весь диапазон изменения давления при сжатии пенной системы был разбит на три характерных интервала. В первом интервале наблюдалось увеличение статического давления Рст, во втором изменение Рст либо не наблюдалось, либо было незначительным, и в третьем интервале происходило заметное снижение Рст по отношению к Р. Средние значения давления в каждом у-том интервале Р ¡р среднеквадратичное отклонение с, и коэффициент вариации кп определялись по известным формулам математической статистики.
По данным И.Г. Венецкого и Г.С. Кильди-шева [10], кп < 10 % указывает на слабую изменяемость исследуемого признака. В рассматриваемом случае кп, характеризующий изменение давления при постоянном объеме пены после прекращения ее сжатия, не превышал 9,53 %. Следовательно, при неинтенсивном сжатии трехфазной пены с низкой степенью аэрации а до давлений 0,86.1,30 МПа после остановки процесса сжатия происходит рост давления в системе, затем при сжатии до 2,1.3,1 МПа дисперсия и коэффициент вариации признака стремятся к нулю, а при дальнейшем сжатии наблюдаются отрицательные флуктуации давления.
Для оценки влияния сжимаемости трехфазных пен с высокими значениями а также
проведен цикл экспериментальных исследований [8]. При многоразовом сжатии и расширении постоянной массы выбранных пенных систем характер изменения их термодинамических параметров оставался неизменным. Этот экспериментально установленный факт является чрезвычайно важным, так как позволяет существенно упростить интерпретацию и прогнозирование процесса взаимодействия пенного промывочного агента с ПЗП.
В качестве критерия подобия сп при моделировании сжимаемости пенных систем принята безразмерная величина, равная отношению произведения Уп на давление пены Рп в системе к произведению этих же величин в начальных (стандартных или нормальных) условиях, т.е.
РЛ
РП,К,
(5)
Величина сп в ряде случаев используется для оценки степени сжимаемости газов. Предложено с помощью этой величины оценивать сжимаемость трехфазной пены [7, 8]. Степень сжимаемости пены в стволе скважины спс удобнее определять по следующей формуле [8]:
Рс РП.0 Р0 Рп.с
(6)
где рп.0 и рпс - плотность пены в нормальных и сважинных условиях, кг/м3, соответственно; Рс - давление в стволе скважины на заданной глубине, Па.
Экспериментально установлено также, что интенсивное изменение объема пенной системы сопровождается изменением давления от 0,098 до 2,0 МПа (рис. 1). С ростом температуры сжимаемость системы изменяется, но на значении сп (или спс) это сказывается незначительно.
Исследованию подверглись также трехфазные пены с высокими значениями а (а1 = 40,4; а = 49,7; а, = 89,5; а4 = 92,3; а5 = 135,1) с добавкой и без добавки КМЦ (рис. 2) и двухфазные пены с добавкой КМЦ со значениями степени аэрации а1 = 15,5; а'2 = 58,1; а'3 = 104,8. Пена сжималась под давлением в пределах 0.12,0 МПа при температурах 303 и 333 К.
Для сравнения использовались результаты исследований сжимаемости двухфазной пены [5], а также промысловых исследований на скв. 62 Северо-Ставропольского газового месторождения [6, 8]. В процессе экспериментов
2,6
2,5
2,4
2,3
2,2
2,1
Т = 298 К: К — а п.с Т= 320 К: К — а п.с Т= 363 К: К — а п.с
У
-
100
80
60
40
20
0
10 12
Р, МПа
с'
Рис. 1. Изменение объема и степени сжимаемости трехфазной пены при а ~ 2 в зависимости от давления и температуры
не обнаружено флуктуации давления при сжатии исследуемых пенных систем со скоростью 1,0 см3/с в контейнере-разделителе экспериментальной установки УИПК-1М после остановки движения поршня.
Анализ полученных результатов показал, что в исследованном диапазоне изменения термодинамических параметров значения сп для пенных систем, имеющих а > 80, близки к таковым для газа. С увеличением а на изменение величины сп существенное влияние оказывает температура сжатия. Причем влиянием температуры на величину сп в исследованном диапазоне изменения давления можно пренебречь для пенных систем, характеризующихся а < 20. Таким образом, выполненные исследования позволили установить существенное отличие при сжатии и расширении трехфазных пен от обычных ГЖС, а также необходимость проведения дальнейших исследований в этом направлении.
Применение ПАВ для удаления жидкости с забоев скважин имеет ряд преимуществ, обеспечивая следующие возможности:
• эксплуатации скважин с низкими де-битами газа, при которых скорость газа
Р ,МПа
с'
Рис. 2. Изменение степени сжимаемости трехфазной пены с добавкой КМЦ в зависимости от давления, степени аэрации и температуры
в эксплуатационной колонне находится в диапазоне 0,5.2 м/с;
• простой, доступной и малозатратной эксплуатации малодебитных скважин с наличием жидкости на забое;
• обработки скважины без изменения конструкции;
• поддержания стабильности работы скважины в ожидании перевода ее на другую технологию эксплуатации при водопроявлениях;
• использования свободной для спуска глубинных приборов лифтовой колонны;
• применения традиционно используемого скважинного оборудования (за исключением автоматической системы подачи ПАВ в скважину).
Давление на забое скважины Рз, при заполнении ее ГЖС, определяют согласно формуле2
Р2 = Р2
Т„ + аЬ
Т
1,377 А. гжс у2рв6, ^ [рг
^РГЖС Рв " 29,27 2сра]
( Ту + аЬ ^
Т,,
( Ту + аЬ ^
Т,,
(7)
где Ру - давление на устье скважины, МПа; Ту К; а - потери температуры ГЖС при ее движении
См. Р Газпром 086-2010. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин; СТО Газпром 2-3.2-935-2015. Эксплуатация газовых скважин месторождений Надым-Пур-Тазовского региона с использованием поверхностно-активных веществ.
от забоя до устья, К/м; Ь - глубина забоя, м; -параметр, учитывающий вес ГЖС; ХГЖС - коэффициент гидравлического сопротивления лифтовой колонны для ГЖС (определяется опытным путем); Zср - средний по длине коэффициент сжимаемости газа; рв - относительная плотность газа по воздуху; QГЖС - расход ГЖС, тыс. м3/сут; й?вн - внутренний диаметр лифтовой колонны, м; рГЖС - плотность ГЖС, кг/м3.
Графики, приведенные на рис. 3, показывают, что зависимость Рз от дебита носит нелинейный характер и темп роста Рз обусловлен
I 5'0
0,4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5
1 а , вн' мм:
— 48,0 — 60,3 — 73,0 - — 88,9 |
0 20 40 60 80 100 120
Дебит газа, тыс. м3/сут
Рис. 3. Условия непрерывного выноса жидкости с забоя скважины при изменении дебита газа и забойного давления
диаметром лифта (в насосно-компрессорных трубах (НКТ) или эксплуатационной колонне).
Изменение давления в работающей скважине в зависимости от дебита газа на глубине верхних и нижних перфорационных отверстий показано на рис. 4. Длина вертикальной проекции участка кривой между точками Б и В равна 0,19 МПа, т.е. перепаду давления столба воды, скопившейся в фильтровой зоне между нижними отверстиями перфорации (см. В) и башмаком НКТ (см. Б). При перепаде давления 0,19 МПа для обсадной колонны 219 мм объем зоны между нижними отверстиями перфорации и башмаком НКТ составит 0,51 м3. Количество воды, находящейся в НКТ выше башмака, определяется в интервале между точками А и Б. В этом случае перепад давления, создаваемый столбом жидкости, составляет 0,1 МПа.
Количество ПАВ, подаваемого в скважину, определяется индивидуально в зависимости от параметров ее работы (расхода газа, темпа накопления жидкости). Необходимо оптимально дозировать подачу ПАВ в скважину. Единовременный избыточный ввод ПАВ замедляет вывод скважины на нормальный режим работы, так как при этом из-за превышения концентрацией ПАВ критической концентрации мицеллообразования образуется неустойчивая пена, создающая высокое сопротивление потоку газа в НКТ.
Периодичность обработки скважины ПАВ определяется исходя из времени максимального роста объема жидкости, скопившейся
¿3 3,2
/ Й
/ ! а
/ Г 1 °
| Б г Й ;; 1 с
1 1 ! % 1 у
"""А! 1 1
1 1 1 1 1 1
1 1 | 1 1 |
3,1
3,0
2,9
2,8
2,7
800 850 900 950 1000 1050 1100 1150 1200
Глубина, м
Рис. 4. Забойное давление в работающей скважине на глубине верхних и нижних отверстий перфорации
на забое. На основе проведенных исследований в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» разработан СТО Газпром 2-3.2-935-20152, который предназначен для обоснования оптимального режима эксплуатации газовых скважин в условиях скопления жидкости (пластовой и конденсационной) на забое и в стволе скважины. Стандарт устанавливает требования к скважинному и вну-трискважинному оборудованию, применяемому при эксплуатации скважин в условиях водопрояв-лений, типам, составам, свойствам и параметрам пенообразователей, технологическому режиму эксплуатации газовых скважин с использованием ПАВ, методам и средствам контроля параметров технологического процесса. Эффективность эксплуатации таких скважин достигается за счет снижения затрат на ремонт с привлечением дополнительного оборудования и агрегатов, получения дополнительной добычи газа благодаря продлению периода безводной эксплуатации
и предотвращения экологического ущерба.
***
Таким образом, на основании проведенных исследований установлены закономерности изменения параметров ГЖС при ремонте и эксплуатации скважин. Показано, что в глубоких (более 3000 м) скважинах в результате межфазовых переходов воды происходят накопление жидкости на забое и возрастание объема газовой фазы, что приводит к мгновенному росту забойного давления и снижению дебита углеводородов.
Наличие пены в скважине существенно изменяет динамические процессы выноса жидкости и твердых частиц с забоев, а также параметры ГЖС при циркуляции и в статических условиях. Экспериментально доказано, что даже при высоких давлениях в системе (15,0.20,0 МПа и выше) не происходит полного растворения газа в пленке пены. При остановке циркуляции наблюдаются флуктуации давления в ту или другую сторону, которые также необходимо учитывать при обосновании перепада давления в системе скважина-пласт. На устойчивость пены существенное влияние оказывает концентрация ПАВ, которая для облегчения выноса жидкости и твердых частиц из скважины не должна превышать критической концентрации мицеллообразования.
Использование полученных результатов при выборе оптимальных параметров промывки в ходе ремонта газовых скважин
и технологического режима их эксплуатации позволит обеспечить проектные дебиты и увеличить межремонтный период работы.
Список литературы
1. Петренко В.И. Предварительная оценка влияния фазовых переходов воды на газопроявления при бурении / В.И. Петренко, В.И. Нифантов,
B.Я. Зленко // Геология, бурение и разработка газовых месторождений: сб. науч. трудов ОАО «СевКавНИПИгаз». - Ставрополь:
РИЦ ОАО «СевКавНИПИаз», 2003. - Вып. 38. -
C. 349-353.
2. Нифантов В.И. Исследование сжимаемости и растворимости газа в газожидкостных потоках и пенных системах / В.И. Нифантов,
A.А. Сингуров, В.М. Пищухин и др. // Материалы IV Международной конференции «Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии
к нанотехнологиям». - М.: Нефть и газ, 2014. -С. 201-206.
3. Гулиев Б.В. Исследование некоторых свойств двухфазной пены и применение ее при промывке песчаных пробок: дис. ... к. т. н. / Б.В. Гулиев. - Баку: АзИ нефтехим, 1970. - 117 с.
4. Шмельков В.Е. Исследование и разработка технологии глушения газовых скважин
на завершающей стадии разработки месторождений: дис. ... к.т.н. /
B.Е. Шмельков. - М.: ВНИИГАЗ, 1977. - 224 с.
5. Минеев Е.П. Исследование некоторых свойств пенных систем под давлением / Е.П. Минеев, Н.А. Демяненко // РНТС ВНИИОЭНГа.
Сер. Бурение. - 1980. - № 8. - С. 19-21.
6. Тагиров К.М. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями / К.М. Тагиров, А. Н. Гноевых,
A.Н. Лобкин. - М.: Недра, 1996. - 183 с.
7. Тагиров К.М. Определение степени сжимаемости трехфазной пены / К.М. Тагиров, З.К. Клименко, В.И. Нифантов и др. //
ЭИ ВНИИЭГазпром. Сер. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. - 1980. -Вып. 24. - С. 12-15.
8. Нифантов В.И. Разработка
и совершенствование технологии промывки скважины пеной при вскрытии газовых пластов с аномальными давлениями: дис. ... к.т.н. /
B.И. Нифантов. - Уфа: УНИ, 1983. - 120 с.
9. Амиян В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов / В.А. Амиян, Н.П. Васильева. - М.: Недра, 1972. - 380 с.
10. Венецкий И.Г. Теория вероятностей
и математическая статистика / И.Г Венецкий, Г.С. Кильдишев. - М.: Статистика, 1975. - 264 с.
Repair and operation of wells using gas-liquid and foam systems
S.A. Melnikov1*, V.I Nifantov1, A.A. Singurov2, V.M. Pishchukhin1, Yu.V. Kaminskaya1, S.A. Kuznetsov1,
0.V. Makaryev3
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
2 Sakhalin Energy Investment Company Ltd, Bld. 35, Dzerzhinskogo street, Yuzhno-Sakhalinsk, 693020, Russian Federation
3 Gazprom PJSC, BOX 1255, St.-Petersburg, 190000, Russian Federation * E-mail: S_Melnikov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. The article deals with the motion of gas-liquid systems (GLSs) in the wellbore. It is demonstrated that due to phase transitions at changing of the thermobaric conditions significant modification of gas-phase volume in the GLS, as well as bottom-hole and wellbore pressures occur. If this effect is not taken into account, the technological progress in the well can be substantially complicated, the loss of GLS may occur, which will lead to a gas kick.
Unlike common GLSs foam systems are being compressed when moving without slipping of the gas phase relative to the liquid. Intensive compression of foam systems occurs when pressure changes to 2.0-3.0 MPa, depending on the temperature and the composition of the foaming fluid and the initial gas content. The authors of the paper experimentally proved the appearance of pressure fluctuations during compression of a foam system, and this effect must be considered for killing, washing and exploration of wells.
Basing on the results of conducted studies the authors developed technologies for exploiting gas wells in conditions of bedded water inflow, when a foaming agent, being fed to the well bottom and mixed with native and condensed waters and native gas, generates a foam of reduced density but giving a flotation effect.
As a result, the foamed formation fluid brings to the surface both a liquid phase and solid particles, which accumulate at the well bottom due to corrosion of metal pipes and destruction of a cement stone and a rock in a wellbottom area of the formation.
Keywords: gas-liquid foam systems, repair and operation of wells, carry-over of foam liquid from a well bottom. References
1. PETRENKO, V.I., V.I. NIFANTOV, V.Ya. ZLENKO. Draft estimation of water phase transitions impact to gas manifestations in course of drilling [Predvaritelnaya otsenka vliyaniya fazovykh perekhodov vody na gazoproyavleniya pri burenii]. In: Geology, drilling and development of gas wells [Geologiya, bureniye i razrabotka gazovykh skvazhin]: collected proc. of SevKavNIPIgaz OJSC. Stavropol: SevKavNIPIgaz Publishers, 2003, is. 38, pp. 349-353. (Russ.).
2. NIFANTOV, V.I., A.A. SINGUROV, V.M. PISHCHUKHIN et al. Research of gas compressibility and solubility in gas-liquid flows and foam systems [Issledovaniye szhimayemosti i rastvorimosti gaza v gazozhidkostnykh potokakh i pennykh sistemakh]. In: NANOTECHOILGAS Proceedings. Moscow: Neft i gaz, 2014, is. 5, pp. 201-206.
3. GULIYEV, B. V. Research of some properties of a double-phase foam and its application for washing of sand plugs [Issledovaniye nekotorykh svoystv dvukhfaznoy peny i primeneniye eye pri promyvke peschanykh probok]. Candidate thesis (engineering), Institute of Oil and Chemistry named after M. Azizbekov, Baku, 1970. (Russ.).
4. SHMELKOV, V.Ye. Exploration and elaboration of procedure for gas well killing at closing of fields [Issledovaniye i razrabotka tekhnologii glusheniya gazovykh skvazhin na zavershayushchey stadia razrabotki mestorozhdeniy]. Candidate thesis (engineering), VNIIGAZ, Moscow, 1977. (Russ.).
5. MINEYEV, Ye.P. and N.A. DEMYANENKO. Studying few properties of pressurized foam systems [Issledovaniye nekotorykh svoystv pennykh system pod davleniyem]. RNTS VNIIOENGa. "Drilling" Series [Seriya "Bureniye"]. 1980, no. 8, pp. 19-21. (Russ.).
6. TAGIROV, K.M., A.N. GNOYEVYKH, A.N. LOBKIN. Exposing of productive oil-gas beds with abnormal pressures [Vskrytiye produktivnykh neftegazovykh plastov s anomalnymi davleniyami]. Moscow: Nedra, 1996. (Russ.).
7. TAGIROV, K.M., Z.K. KLIMENKO, V.I. NIFANTOV et al. Estimation of compressibility for a triple-phase foam [Opredeleniye stepeni szhimayemosti trekhfaznoy peny]. EI VNIIEGazprom. "Geology, drilling and development of gasfields " Series [Seriya "Geologiya, bureniye i razrabotka gazovykh mestorozhdeniy"]. 1980, is. 24, pp. 12-15. (Russ.).
8. NIFANTOV, V.I. Development and perfection of a well foam-washing procedure aimed for application while exposing gas beds with abnormal pressure [Razrabotka i sovershenstvovaniye tekhnologii promyvki skvazhiny penoy pri vskrytii gazovykh plastov s anomalnymi davleniyami]. Candidate thesis (engineering). Ufa State Petroleum Technological University, 1983. (Russ.).
9. AMIYAN, V.A. and N.P. VASILYEVA. Exposure and development of oil-gas beds [Vskrytiye i osvoyeniye neftegazovykh plastov]. Moscow: Nedra, 1972. (Russ.).
10. VENETSKIY, I.G. and G.S. KILDYSHEV. Probability theory and mathematical statistics [Teoriya veroyatnostey i matematicheskaya statistika]. Moscow: Statistika, 1975. (Russ.).
