CC BY
16УДК 622.691.24.
Д.В. Пшеничный, заместитель начальника (по геологии) - начальник геологической службы филиала, ООО «Газпром ПХГ», Песчано-Уметское управление подземного хранения газа, e-mail: [email protected]; Д.Л. Сорокин, ведущий инженер, ЗАО «Нефтемаш», e-mail: [email protected]
РЕЗУЛЬТАТЫ И ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ОБОРУДОВАНИЮ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА ПРОТИВОПЕСОЧНЫМИ ФИЛЬТРАМИ
Одной из существенных проблем при эксплуатации газовых хранилищ является вынос песка и породы из скважин. Используемые в скважинах фильтры не в полной мере удовлетворяют требованиям по устойчивости к воздействию абразивного потока флюида и механических примесей, прочности, ремонтопригодности, применению кислотных составов для очистки, возможности эффективной эксплуатации в гетерогенной среде.
Разработаны и внедрены технологии и технические решения, позволяющие успешно проводить работы по оборудованию скважин фильтрами. Применение предлагаемых рекомендаций и технологий позволяет сократить время, снизить затраты и повысить качество капитального ремонта скважин. Обеспечение промышленной безопасности при эксплуатации опасных производственных объектов является приоритетным направлением на предприятиях ОАО «Газпром». Одним из негативных моментов, сопровождающих процесс добычи газа, является разрушение призабойной зоны продуктивной части сла-босцементированного коллектора и, как следствие, абразивное воздействие механических примесей на промысловое оборудование (рис. 1). Результатом рассматриваемого процесса в лучшем случае являются сокращенный срок и преждевременный выход из эксплуатации материально-технических ресурсов, в худшем - аварии и инциденты, несущие как утрату имиджа добывающего
предприятия, так и экономические и природные потери.
Все более важную роль начинают играть вопросы безопасности и экологии. Разрушение коллектора может приводить к просадке земной поверхности, деформации обсадных колонн и другим тяжелым техногенным процессам [1]. Особенно эти вопросы актуальны при эксплуатации подземных хранилищ газа (далее - ПХГ), испытывающих за сезон «отбор - закачка» значительные знакопеременные нагрузки. На основании результатов моделирования предполагается, что в реальных условиях в процессе закачки газа происходит частично необратимое разрыхление породы, окружающей укрепленную область [2]. В связи с особенностями литологического состава пород-коллекторов Саратовских ПХГ бобриковского и тульского возраста, представленными слабосцементиро-ванными разностями, многие скважины выносят породу. Для борьбы с выносом разрушенных разностей коллекторов
используются противопесочные фильтры (далее - фильтры, ППФ) различной конструкции.
Изначально попытки ликвидировать вынос песка были связаны с закреплением призабойной зоны пласта смолами. Такие работы были выполнены на четырех скважинах Елшано-Курдюмского и двух Песчано-Уметского ПХГ в 1978 и 1979 гг. Породопроявление уменьшилось, но полностью устранено не было. Впоследствии эти скважины были оборудованы противопесочными фильтрами. Следует отметить, что работы по закреплению призабойной зоны пласта (ПЗП) смолами до начала 1980-х гг. были основным способом борьбы с пескопроявлениями и на многих других ПХГ [3]. В дальнейшем такой способ не применялся по причине недостаточной эффективности и кратковременного результата действия. Последующие годы эксплуатации ПХГ характеризуются устранением рассматриваемого дефекта путем оборудования скважин фильтрами.
Первые фильтры были каркаснопроволочные, в простейшем виде представляющие собой перфорированную трубу, на которую наматывается проволока с заданным зазором между витками. В период с 1987 по 2003 г. подобными фильтрами было оснащено 18 скважин обоих ПХГ приблизительно в равных количествах. Многие фильтры работают до сих пор. Одна скважина на Елшано-Курдюмском ПХГ была оборудована ППФ с титановыми фильтроэ-лементами диаметром 114 мм. Фильтр эксплуатировался с 1982 до 2008 г. При извлечении и ревизии он оказался сильно разрушенным и был заменен. Были попытки использовать и монолавсано-вые фильтры. Однако ввиду достаточно быстрого снижения продуктивности скважин и недостаточной прочности апробация данного изделия не подтвердила необходимость дальнейшего применения фильтров с лавсановым барьером.
В 1970-1990-х гг. при строительстве и ремонте скважин с конструкцией, не предусматривающей перекрытия эксплуатационными колоннами продуктивных отложений, стали активно применяться так называемые фильтры-хвостовики. Последние представляли собой 114 мм НКТ с прорезанными щелями в шахматном порядке и размещались в открытом стволе и несколько выше башмака эксплуатационной колонны. Однако данная технология не оправдала себя ввиду ограниченной пропускной способности и в одних случаях приводила к снижению производительности скважин ввиду кольматации щелей фильтра, в других
- не обеспечивала эксплуатацию без выноса породы.
С 2004 по 2010 г. 18 скважин были оборудованы фильтрами ФСК-73 и ФСК-
а б
Рис. 1. Результат абразивного воздействия механических примесей на кран-регулятор (а) и насосно-компрессорные трубы (б)
114 Фильтры близки по конструкции к каркасно-проволочным.
В период с 2005 по 2011 г. 9 скважин на Елшано-Курдюмском ПХГ и 17 скважин Песчано-Уметского ПХГ были оборудованы фильтрами на основе комбинированного состава металлических и полимерных порошков, проволочнощелевыми - бескаркасными и коррозионностойкими. Здесь все технологические операции - подготовка скважины к ремонту, глушение, установка противо-песочной компоновки, освоение - рассматриваются не в качестве отдельных технических решений, а как единый комплекс мероприятий, включающий следующие основные этапы:
• проведение на скважине геофизических исследований для определения интервалов газонасыщенности, уточнения разреза и привязки глубин;
• проведение работ по гидрофобизации пород пласта коллектора и выравниванию профиля приемистости в процессе закачки газа;
• подбор рецептур растворов глушения и промывки скважины от песчаноглинистых отложений;
• глушение и работы по подготовке ствола скважины к спуску противопе-сочной компоновки;
• выбор схемы ППК и установка подземного скважинного оборудования;
• проведение работ по освоению и исследованию скважин.
Для стабилизации глинистого пласта, уменьшения отрицательного воздействия рабочего раствора на продуктивные отложения при глушении (промывках) и с целью улучшения фазовой проницаемости добываемого флюида предварительно на скважинах проводятся работы по гидрофобизации пород коллектора, а также, параллельно, выравниванию профиля приемистости. Перед выводом скважины в ремонт за 1-2 месяца в призабойную зону закачивают пачку нефти в объеме 3-5 м3 с катионо-активным ПАВ (катамин, катапин).
Для оценки определения параметров пласта скважины, эффективности проведения отдельных технологических процессов и качества проведения работ по капремонту в целом перед рассматриваемыми мероприятиями и после них проводятся газодинамические исследования.
Об итогах влияния данного технологического процесса на призабойную зону и рабочие характеристики объекта, а также проведенного ремонта можно судить по результатам данных пяти газодинамических исследований (табл. 1) эксплуатационной скважины № 226 Песчано-Уметского ПХГ.
Таблица 1. Результаты газодинамических исследований
Этап исследования Р п . к "1 с 32 А В Q ас., тыс. м3 Примечание
До ремонта 26.01.2005 91,16 0,0857 0,0018 2130 В газопровод, порода
До гидрофобизации 18.07.2005 86,32 0,2820 0,00194 1887 В пласт
После гидрофобизации (1-е исследование) 27.07.2005 94,28 0,1300 0,0066 1148 В пласт
После гидрофобизации (2-е исследование) 08.08.2005 101,6 0,418 0,00466 1444 В пласт
После капремонта 22.11.2005 110,3 1,437 0,00064 3375 В атмосферу, породы нет
Таблица 2. Свойства растворов ПАВ
№ Конц. КССБ, % Конц. солей, % Тех-вода, % Плотность, кг/м3 Т500, сек СНС, мгс/см2 1 мин. 10мин. В, см3/30м РН
1 5 - 95 1002 20 0 0 12 S
2 5 5 90 1014 22 0 5 10 7,5
3 10 5 S5 10б0 35 10 15 S-10 S
4 10 10 S0 1094 50 25 40 10 S
5 10 1S 70 11S0 S5 б0 70 12 7,5
б 15 1S б5 11S0 б5 30 45 S S,5
7 10 23 5S 1230 4б 21 3б 12 S,0
Таблица 3. Составы растворов полиакриламида и их параметры
№№ пп Состав раствора, % СаС12 Состояние раствора полимера Параметры
ПАА Ацетат хрома Вода Плотн., кг/м3 У.вяз., сек СНС, мг/см3 Водоот. см3/30м рН
1 1,0 - 99,0 Структуро-образован 1140 3S 0/0 1б б,5
2 1,5 - 9S,5 2S Структуро-образован 1230 20/35 10 б,5
3 1,5 0,10 9S,4 37 Структуро- образован 1300 S0 1S/26 7 б,5
4 2,0 0,15 97,S 20 Жесткий гель 1200 Не текуч. 0 б,5
Исходя из анализа выполненных исследований следует, что достигнуто значительное улучшение условий фильтрации газа в пласте. Несколько увеличилось сопротивление непосредственно в призабойной зоне скважины (далее - ПЗС), связанное с оборудованием забоя ППФ. После капитального ремонта, возможно, сказывается влияние недоосвоения скважины.
Необходимо отметить, что после проведения гидрофобизации приемистость скважины снижается на 20-30%, однако, спустя 2-4 месяца она достигает первоначальных значений. В случае сохранения показателей приемистости после гидрофобизации можно было бы говорить о том, что раствор ушел в пласт «языком» и желаемого результата не получено. Рассматриваемый этап подготовки скважин позволяет проводить основные технологические операции (глушение, очистка ПЗС) в более щадящих для пласта условиях. Следующим этапом рассматриваемой технологии является использование разработанных для условий Саратовских ПХГ рецептур жидкостей, применяемых при глушении и промывке ствола скважины от песчано-глинистых отложений и обеспечивающих проведение технологических операций без осложнений и простоев.
Важной задачей используемых рецептур является минимизация отрицатель-
ного воздействия рабочих жидкостей на породы пласта - коллектора. Так, при нестабилизированных, с неконтролируемой фильтрацией растворах на основе солей поглощения достигают нескольких объемов скважины (примером является скважина № 460 Елшано-Курдюмского ПХГ, где поглощения за время ремонта составили до 6 объемов
- 90 м3).
В качестве промывочных жидкостей разработаны и внедрены водополимерные жидкости на основе сульфированной целлюлозы и полиакриламида. При капремонте скважин №№ 350 Елшан-ского, 99 и 167 Песчано-Уметского ПХГ внедрены водополимерные жидкости на основе эфиров целлюлозы. Практика применения различных промывочных реагентов для разглинизации ПЗС показывает, что достаточно эффективным способом сопровождения этих работ является использование водных растворов ПАВ (табл. 2) в виде мице-лярных растворов, т.е. когда концентрация ПАВ в них достаточно велика. Подобные рецептуры применены при ремонте скважин №№ 225, 226 Песчано-Уметского ПХГ.
С 2008 г. стали применяться водополимерные структурированные жидкости на основе реагентов полиакриламидов (ПАА). Основанием для перехода на данные растворы послужили следующие преимущества: меньший расход поли-
мера, возможность получения жестких гелей при тампонировании коллекторов с высокими фильтрационно-емкостными свойствами, повышенная стабильность в течение длительного времени ввиду меньшей степени ферментативного разложения полимера (по сравнению с КМЦ, лигносульфонатами и др.), более простая технология приготовления растворов по сравнению с мицелярными и на основе сульфоцела. Порошкообразный полиакриламид при перемешивании легко растворяется в воде при нормальной температуре, образуя вязкий прозрачный раствор (реагенты данной серии являются флокулянтом глинистых частиц, препятствуя их пептизации).
Из приведенных результатов в таблице 3 следует, что промывочные жидкости на основе полиакриламидов являются эффективными стабилизаторами минерализованных растворов без твердой фазы. С использованием разработанных рецептур проведены работы по капремонту на скважинах №№ 11 бис, 95, 134 бис Песчано-Уметского и №№ 347, 359, 363 Елшано-Курдюмского ПХГ.
С целью исключения негативного воздействия реагентов и глинистых фракций, включенных в состав песчаного барьера, применяемого для обеспечения безопасности технологических операций по работам с устьем скважины и опрессовке эксплуатационной колонны,
на правах рекламы
№ 8 \\ август \ 2012 Таблица 4. Свойства фильтров в зависимости от состава
№№ Состав Свойства
Размер зерен наполнителя, мм Концентрация полимерного материала, % Время термообработки, час-мин. Прочностьт на сжатие, кг/см2 Проницае мость, Мдс
1 0,25-0,5 15-25 2—20 460 50—120
2 О 5 1 О 15—20 2—25 420 200—500
3 1О О 1 О 5 10-30 2—25 350 500—1000
4 2О 5 1 О О 10—30 2—30 230 »3000
на скважине № 76 Песчано-Уметского УПХГ успешно применена технология создания искусственного забоя. Намыв песчаного моста по традиционной технологии ранее проводили с промывочной жидкостью на водной основе (или водном солевом растворе с заданной плотностью), т.к. считается, что при этом происходит лучшее оседание песка. Вследствие воздействия на продуктивные отложения жидкости с неконтролируемой фильтрацией и содержанием глинистых частиц от 10 до 20 % в составе песка происходит кольма-тация призабойной зоны (ПЗ). Степень снижения проницаемости достигает 70-95 %. Время на подготовку, закачку смеси, установку песчаного моста,
Рис. 2. Показатели работы эксплуатационных скважин Песчано-Уметского и Елшано-Курдюмского ПХГ, оборудованных противопесочными фильтрами
«Воронежский
механический
завод»
394055, г. Воронеж, ул. Ворошилова, 22 (473) 234-87-49, 234-82-73, 234-80-41 e-mail: [email protected] www.vmzvrn.ru
* сертификация АР1 и 180
І ж
і ІД
о
о
о
о
КН»Т»У»]№
НАШИ ПАРТНЕРЫ: ОАО «Газпром»
«ТНК-ВР»
Таблица 5. Растворимость терригенных пород
Массовая концентрация кислотного раствора, % Отношение объема кислоты к массе аргиллита, мл/г Массовое содержание растворенного аргиллита в % за время реакции
НС1 HF 3 ч 12 ч 24 ч
10 5 0,5 4 4,5 4,81
15 14,3 21,07 26,5
10 10 0,5 6,54 6,9 6,05
15 23,1 39,54 48,9
10 15 0,5 6,28 8,99 9,4
15 33,8 49,71 58,8
15 10 0,5 6,02 6,04 7,25
15 34,24 43,08 50,2
ожидание оседания песка, определение головы моста, домыв с последующим ожиданием оседания или срезки головы моста достигает нескольких суток. Реализация предлагаемой технологии заключается в следующем: выше головы «фильтра-хвостовика» на Н КТ спускается устройство для создания искусственного забоя (впоследствии разбуриваемое) и проводится его отсоединение. За время одной спускоподъемной операции (СПО) сразу после установки искусственного забоя проводят установку цементного моста. Применяемая комплексная технология позволяет предотвратить проникновение больших объемов пластовой воды в пласт при проведении ремонта и тем самым облегчить последующее освоение скважины, а также обеспечить вывод объекта на проектный режим эксплуатации. В результате в большинстве случаев после ремонта продуктивность скважин сохраняется, а если применяются мероприятия по наращиванию производительности (расширение ПЗ, дополнительная перфорация и т.п.) - увеличивается. Фильтры изготавливаются согласно запрашиваемым параметрам (табл. 4) на основе комбинированного состава окислов металлов (плавленый пери-клаз) и полимерных порошков, нанесенных методом пластического формования на перфорированный патрубок с последующей термообработкой.
После подготовки ствола скважины к спуску ППК, на основании промысловых данных и ГИС определяется схема «подвески», состоящей из традиционного набора элементов - башмака с обратным клапаном, отстойника, фильтроэлемен-тов, центраторов, разъединителя колонн и циркуляционного клапана. Секции ППФ располагают в ПЗП исходя из условий перекрытия интервала перфорации выше и ниже не менее 0,5-1,0 м. Фильтр устанавливается на каждой скважине без вращения НКТ до заданной глубины по индивидуальному плану работ, которым предусмотрена технология проведения работ: спуск лифтовой колонны в обсаженной части ствола скважины не должен превышать
0,5 м/сек, в интервале перфорации - не более 0,3 м/сек. Через каждые 150 м производится долив раствора, через 250-300 м - промежуточные промывки. Для уменьшения кольматации фильтра высокоструктурированным полимерным раствором перед спуском противопе-сочной компоновки меняют рабочую жидкость в скважине на водный раствор хлористого кальция соответствующей плотности, оставив при этом в интервале перфорации и выше него гелеобразный блокирующий раствор.
После установки фильтра в заданном интервале производится освоение по затрубному пространству путем смены раствора в скважине на более легкий
или закачкой в трубное пространство пачек газа, чередующихся с раствором, и продавки их в затрубное пространство. Для предотвращения кольматации фильтра и с целью удаления из ствола скважины остатков промывочного раствора и мехпримесей освоение проводится по затрубному пространству при минимальной депрессии.
Для определения эффективности и качества выполненных работ на протяжении нескольких лет скважины с установленным оборудованием находятся под постоянным контролем исследовательских групп геологических служб ПХГ.
На рисунке 2 приведены показатели работы эксплуатационных скважин Песчано-Уметского и Елшано-Курдюмского ПХГ, оборудованных противопесочными фильтрами, в циклах отборов газа 2007-2011 гг. без выноса породы (по результатам исследований в газопровод) в сравнении с режимами, ограниченными выносом породы до ремонта и максимальной производительностью усредненной скважины при максимальных режимах эксплуатации хранилищ 190-230 тыс. м3/сут.
В последнее время все чаще применяются технологии по расширению ПЗ с созданием гравийного барьера. Классические схемы оборудования ПЗС гравийной обсыпкой наиболее распространены прямым/обратным намывом и
Таблица 6. Сравнительные характеристики металлов и сплавов
ВЕЩЕСТВО Т, 0С Ст. 40 Тип 304 Монель Хастеллой АШ (07Х18Н10W3)
Уксусная кислота 20% +21 Не уст уст уст уст
Соляная кислота +21 Не уст Не уст уст уст
Азотная кислота +21 Не уст уст Не уст уст
Серная кислота 10% +21 Не уст Не уст уст уст
Рис. 3. Результаты испытаний образцов фильтров на устойчивость к пескоструйному воздействию
!«*М*
1ИШ
ими
■В"
•т
В!» **..«■ №.«
LlUV.IV
1 **.!*
> ■п
дош м» в»
а б
Рис. 4. Индикаторные диаграммы газодинамических исследований скважин 76 (а), 79 (б)
путем вмыва противопесочной компоновки в намытый гравийный массив, что требует применения дополнительного сложного технического оборудования и характеризуется достаточно большими временными рамками.Технология создания гравийного барьера ППФ производится обратным намывом. Недостатком существующих технических и технологических решений по оборудованию эксплуатационных скважин противопесочными фильтрами применяемых технологий НЕФТЕМАШ, СевКавНИПИгаз и ВНИИГАЗ является отсутствие газо-гидродинамической связи «пласт - скважина» в результате кольматации ПЗС, не позволяющей эксплуатировать скважину без дорогостоящего ремонта ввиду следующих причин:
• при попытке промывки, как правило, фильтр деформируется и разрушается;
• сказываются и недостатки конструкции проволочно-щелевых фильтров, связанные с невозможностью отмывки пространства между каркасом и обмоткой;
• невозможность эффективного использования кислот для обработки ПЗС ввиду применения оборудования, выполненного из черного металла;
• невозможность перевода в растворимое состояние основного объема кольматанта и его удаления из ПЗС.
В таблице 5 приведены результаты исследования по растворению терриген-ных пород в традиционно применяемых кислотных составах (работа Тюменского нефтяного института):
Следовательно, перевести более 50% кольматанта в растворимое состояние даже в идеальных условиях (лабораторных) невозможно, а в условиях анизатропности ПЗС и ПЗП результат на порядок ниже. То есть декольматиро-вать ПЗС невозможно за счет удаления кольматанта, переведя его в растворимое состояние, а если кольматантом являются пылевидные фракции кварцевого песка, задача становится неосуществимой даже с использованием 40%-ной плавиковой кислоты.
Таким образом, для получения желаемого эффекта объем кислоты к породе должен составлять пропорцию 15 к 1, что не выдержат существующие оборудование и пласт.
Кроме того, при наличии карбонатного материала, присутствующего в бобриковских и кизеловских отложениях, применение плавиковой кислоты может привести к образованию фторидов кальция - водонерастворимой соли, что может снизить проницаемость пласта.
В связи с вышеназванными проблемами проведены работы по совершенствованию технических и технологических решений: Применены и разработаны:
1. Новые конструкции фильтров.
2. Новые составы гравийных обсыпок.
3. Технологии сооружения деколь-матируемых ППК.
1. Изготовлено оборудование на основе фильтроэлементов и опорных несущих конструкций в кислотостойком исполнении, выполненных из профилированной проволоки А1Б1 (07Х18Н10Ш3), характеристики которой представлены в таблице 6.
В конструкции фильтров трубный перфорированный каркас отсутствует.
2. Выпущена опытная партия фильтров на основе салицированных карбидов, обладающих повышенной прочностью и кислотостойкостью, с открытой пористостью более 20%. Проволочно-щелевой и карбид-кремниевые (различных составов) фильтры были испытаны на устойчивость к пескоструйному воздействию с использованием кварцевого песка (ПБ-150 ГОСТ 22551-76.). Все представленные образцы испытывались в идентичных условиях. В проволочно-щелевом фильтре образовалось эррозионное разрушение через 2,5 минуты воздействия пескоструйного потока, в результате воздействия на карбид-кремниевые образцы в течение 6-8 минут сквозного эрозионного разрушения не получено (рис. 3).
Ни для кого не секрет, что кольматация ПЗП является одним из основных негативных моментов при эксплуатации скважин, влияющих на снижение дебита вплоть до полной потери производительности. В таком случае возникает необходимость вывода скважины в объемный капитальный ремонт.
3. С целью сокращения экономических затрат и для возможности скорейшего возвращения в эксплуатацию предлагается следующая технология обустройства ПЗС.
В скважину спускают представленные выше фильтры, выполненные из материала, инертного к кислотам. Обсыпают гравием из инновационного состава. Для предупреждения разрушения фильтров целесообразно применение гравийного экрана (обсыпки, намыва и др.), способного снизить высокие скорости движения газа при прохождении через фильтр. В качестве состава гравия нами предлагается использовать смесь кварцевого песка и карбонатов щелочно-земельных металлов. В случае кольматации призабойной зоны пласта восстановление проницаемости осуществляется за счет избирательного растворения карбонатного вещества обсыпки и частичного растворения кольматанта в результате воздействия соляной кислоты, что позволит неоднократно восстанавливать газогидродинамическую связь «пласт - скважина».
В 2011 г. данный состав применен в качестве гравийного массива при оборудовании призабойной зоны противо-песочными комплексами скважин №№ 76 и 79 Песчано-Уметского ПХГ. Выполнены сравнительные характеристики до и после ремонтов (рис. 4).
В результате выполненных мероприятий производственные характеристики объектов улучшились в 1,5-2 раза. Отработка скважины 79 была необходима в связи с длительностью воздействия промывочных и рабочих растворов (около года) на ПЗП, учитывая сложность проведения ремонтных
работ (извлечение прихваченных ранее НКТ, геофизического оборудования, фильтра-хвостовика, ликвидация заколонного перетока).
Однако о возможности и эффективности декольматации можно будет судить после некоторого времени эксплуатации скважин.
Разработанная технология по оборудованию ПЗС противопесочными компоновками позволяет проводить их декольматацию, не выводя объект в капитальный ремонт. Рассматриваемые оборудование и технология внедряется с 2008 г. на скважинах №№ 363, 347, 359, 459 Елшано-Курдюмского и №№ 44, 99, 197, 79, 76 Песчано-Уметского ПХГ. Для всех скважин с фильтрами ЗАО «Нефте-маш» характерно незначительное мгновенное падение давления в фильтрах, не превышающее 0,2 МПа [4].
В результате внедрения комплексных решений и технологий по оборудованию забоев противопесочными фильтрами на Саратовских ПХГ получены высокопродуктивные скважины с дебитами от 230 до 600 тыс. м3/сут. при отсутствии выноса песка.
Таким образом, повышается безопасность проведения работ и надежность эксплуатации скважины, а также снижаются эксплуатационные затраты.
ВЫВОДЫ
1. Используемые на скважинах ПХГ фильтры не в полной мере удовлетворяют следующим требованиям: устойчивости к воздействию абразивного потока флюида и механических примесей, прочности к механическому напряжению, ремонтопригодности, ограничению по применению кислотных составов,
возможности эффективной эксплуатации в гетерогенной среде.
1. Применяемая комплексная технология подготовительных работ позволяет предотвратить проникновение больших объемов пластовой воды в пласт при проведении ремонта и тем самым облегчить последующее освоение скважины и выход на проектный режим эксплуатации.
3. Основной причиной снижения производительности скважин при продолжительном фонтанировании газоводяной смесью с примесями породы является кольматация фильтров и существенное осложнение технологических условий эксплуатации скважин, связанное с активизацией пескопроявлений.
4. Технология установки разработанных конструкций фильтров в ПЗС проста, не требует специального оборудования, что значительно упрощает работы по созданию противопесочных фильтров.
5. Разработаны и внедрены технологии и технические решения, позволяющие успешно проводить работы по оборудованию скважин фильтрами. Технологии предусматривают подготовку забоя скважин - создание искусственной призабойной зоны (фрезерование колонн, извлечение хвостовиков, расширение забоя, в зависимости от особенностей конструкции скважин), предотвращение загрязнения пласта, оборудование фильтрами, в том числе гравийными.
6. Применение предлагаемых рекомендаций и технологий позволяет сократить время проведения капремонта, повысить качество проводимых работ и снизить затраты на проведение капремонта скважин.
Литература:
1. Пятахин М.В., Шеберстов Е.В., Бузинов С.Н., Казарян В.П. Упруго-пластическая деформация и разрушение пласта в окрестности цилиндрического открытого забоя при нелинейном законе фильтрации. ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ», Подземное хранение газа. Проблемы и перспективы. - М., 2003, с. 279.
2. Коротаев И.П. Механизм разрушения призабойной зоны пласта. Избранные труды в трех томах, том 2 / Под ред. академика Академии горных наук России, профессора Р.И. Вяхерева. - М.: Недра, 1999, с. 433.
3. Опыт борьбы с выносом песка на скважинах подземных хранилищ газа. Обзор информаци ВНИИЭгазпрома, сер. Транспорт и хранение газа,1983, вып. 9, с. 1-33.
4. Никитин Р.С., Никишов В.В. Оценка эффективности оборудования скважин противопесочными фильтрами на Елшано-Курдюмском ПХГ/ Газовая промышленность. № 11, 2006, с. 89-90.
Ключевые слова: скважина, песок, фильтр, призабойная зона, ремонтопригодность, прочность, технологические решения.
газо
Всегда Ваш ц надежный партнер
