Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ современных представлений образования и способах ликвидации глинисто-песчаных пробок 11
1.1 Основные причины разрушения призабойной зоны пласта и образования глинисто-песчаных пробок на месторождениях Западной Сибири 11
1.2 Специальные технологические жидкости, используемые для очистки скважины от глинисто-песчаных пробок 18
1.3 Технические средства, применяемые для удаления глинисто-песчаных пробок 25
1.4 Технологии удаления глинисто-песчаных пробок из газовых скважин при АНПД 28
1.4.1 Технологии удаления глинисто-песчаных пробок из газо вых скважин с предварительным глушением 28
1.4.2 Технологии удаления глинисто-песчаных пробок из газо вых скважин с использованием колтюбинговых установок 31
1.5 Постановка задач исследований 36
2 Разработка технологических жидкостей для промывки глинисто-песчаных пробок и временного блокирования продуктивного пласта в условиях АНПД 39
2.1 Разработка наполнителя для жидкостей, используемых при бло кирования продуктивного пласта 40
2.1.1 Выбор необходимого материала для изготовления наполнителя 40
2.1.2 Подбор способа химической и термической обработки наполнителя и исследование его блокирующих свойств
2.2 Разработка технологической жидкости для блокирования продуктивного пласта в условиях АНПД 54
2.3 Исследование и разработка пенообразующих составов для промывки глинисто-песчаных пробок
2.3.1 Предпосылки применения пенных систем для промывки глинисто-песчаных пробок 65
2.3.2 Разработка пенообразующих составов, исходя из особенностей применения в условиях Западной Сибири 78
3 Разработка технических средств для очистки газовых скважин от глинисто-песчаных пробок 80
3.1 Разработка технических средств для очистки газовых скважин от
глинисто-песчаных пробок 80
3.1.1 Гидроударное устройство УГ-С-56 82
3.1.2 Гидроударное устройство УГ - 50 87
3.2 Разработка стенда и проведение стендовых испытаний и макет
ных образцов гидроударного устройства 93
4 Разработка технологии удаления глинисто песчаных пробок в импульсном режиме с использо ванием колтюбинговой установки 96
4.1 Определение технологических параметров процесса промывки глинисто-песчаных пробок в импульсном режиме 97
4.2 Технология удаления глинисто-песчаных пробок в импульсном режиме 104
4.3 Устройства для соблюдения технологического процесса импульсной промывки глинисто-песчаных пробок 111
5 Результаты применения разработок на месторожде ниях западной сибири и оценка их экономической эффективности 115
5.1 Временное блокирование продуктивного пласта жидкостью глушения с разработанным наполнителем 115
5.2 Опытно-промышленные испытания гидроударного устройства 120
5.3 Технология импульсной промывки глинисто-песчаных пробок с использованием гидроударного устройства 124
5.4 Расчет экономической эффективности от внедрения гидроударно го устройства 125
Заключение 126
Список использованных источников
- Специальные технологические жидкости, используемые для очистки скважины от глинисто-песчаных пробок
- Выбор необходимого материала для изготовления наполнителя
- Гидроударное устройство УГ-С-56
- Устройства для соблюдения технологического процесса импульсной промывки глинисто-песчаных пробок
Введение к работе
Актуальность работы. В настоящее время основные газовые месторождения Западной Сибири находятся на завершающей стадии эксплуатации, которая характеризуется высокими темпами падения пластового давления, дебитов, продвижением подошвенных и законтурных вод, нарастающим обводнением добывающих скважин и интенсивным разрушением призабойных зон, что, как правило, приводит к образованию глинисто-песчаных пробок (ГГШ), сокращению сроков эксплуатации. В этих условиях ликвидация ГГШ является наиболее распространенным видом ремонтно-восстановительных работ (РВР).
В настоящее время разрушение ГГШ, в основном, осуществляется традиционным способом с предварительным глушением скважины, что в условиях АНПД зачастую сопровождается резким падением проницаемости коллектора, снижением эффективности РВР.
При проведении РВР с использованием колтюбинговых установок потери давления в безмуфтовой длинномерной трубе (БДТ) не позволяют реализовать значительную часть гидравлической мощности насосов на разрушение ГГШ. Возникает настоятельная необходимость разработки новых технологий и технических средств для успешного удаления ГГШ в этих условиях.
Цель работы. Разработка технологий и технических средств, направленных на снижение фонда бездействующих газовых скважин в условиях АНПД за счет существенного роста эффективности ликвидации ГГШ различными способами.
Основные задачи работы.
Исследование и разработка составов блокирующих жидкостей для глушения газовых скважин в условиях АНПД.
Исследование и разработка составов промывочных жидкостей для удаления ГГШ из газовых скважин.
Разработка технологии разрушения ГГШ с использованием колтюбинговой установки в газовых скважинах месторождений, находящихся на завершающей стадии эксплуатации.
Разработка технических средств, обеспечивающих высокую эффективность разрушения ГПП при применении колтюбинговых установок.
Практическая реализация разработок и оценка эффективности их внедрения.
Методы решения поставленных задач.
Поставленные задачи решались на основе анализа и обобщения имеющихся теоретических, лабораторных и промысловых материалов по данной проблеме, а также на результатах собственных аналитических, лабораторных, стендовых и промысловых исследований с использованием современных лабораторных приборов и установок.
Научная новизна.
Разработана технологическая жидкость для временной изоляции высокопроницаемого продуктивного пласта при глушении скважин в условиях АНПД (заявка на изобретение с решением о выдаче патента Российской Федерации от 27.06.06. № 2005117601/03(020040); заявл. 07.06.05).
Предложен наполнитель на основе древесной коры, для технологических жидкостей, используемых при глушении газовых скважинах в условиях АНПД, способный создать прочный экран в призабойной зоне пласта и легко удаляться из призабойной зоны при минимальных депрессиях.
Создана новая технология удаления ГПП с использованием колтюбинговой установки, отличающаяся возможностью попеременной подачи порций ПОЖ заданного объема и давления в поток инертного газа и позволяет проводить очистку ствола скважины при депрессии на пласт, на месторождениях с коэффициентом аномальности менее 0,4.
Разработаны гидроударные устройства, используемые в составе БДТ колтюбинговой установки, конструктивные возможности которых позволяют сочетать гидромониторное и механическое воздействие на разрушаемую поверхность, что обеспечивает ускорение процесса удаления глинисто-песчаной пробки (Заявка на изобретение с решением о выдаче патента Российской Федерации от 12.01.07. № 2005126269/03; заявл. 18.08.05; опубл. 27.02.07. - Бюл. № 6).
Основные защищаемые положения.
1. Блокирующая жидкость для глушения газовых скважин в условиях АНПД.
Технология удаления глинисто-песчаных пробок в импульсном режиме с использованием колтюбинговой установки.
Технические средства для разрушения плотных глинисто-песчаных пробок: гидроударное устройство УГ-С-56; гидроударное устройство УГ-50.
Практическая ценность и реализация работы.
1. Выявлены основные причины, определяющие эффективность удаления глинисто-песчаных пробок на Вынгапуровском газовом месторождении с использованием колтюбинговой установки.
Разработанная блокирующая жидкость предложена для глушения скважин на газовых месторождениях Западной Сибири в условиях АНПД.
Разработанный наполнитель (на основе древесной коры) к незамерзающей пено-образующей жидкости нашел широкое применение при глушении скважин на месторождениях ООО «Ноябрьскгаздобыча».
Предложена методика для определения реологических характеристик пенных систем. На основании лабораторных исследований получены уравнения для определения реологических показателей с учетом изменения газосодержания. Предложена методика определения выносных и удерживающих свойств пенных систем. Подобраны составы пе-нообразующих жидкостей исходя из особенностей их применения в условиях Западной Сибири.
Разработаны технические средства для разрушения плотных глинисто-песчаных пробок с использованием колтюбинговой установки. Результаты опытно-промышленных испытаний на месторождениях 000 «Ноябрьскгаздобыча» свидетельствуют об эффективности внедряемых разработок.
Разработанная методика расчета технологического процесса удаления глинисто-песчаных пробок в импульсном режиме нашла широкое применение при промывке скважин на Вынгапуровском газовом месторождении.
Апробация работы.
Результаты и основные положения диссертационной работы докладывались на международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ» (г. Кисловодск, 2003 - 2004 гг.); на XXXIII и XXXIV научно-технической конференции по результатам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СевКавГТУ (г. Ставрополь, 2003 -2004 гг.); на XIII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов Тю-менНИИгипрогаза «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири» (г. Тюмень, 2004 г.); на научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Инновационный потенциал молодых специалистов ОАО «Газпром», как условие повышения эффективности разработки и эксплуатации углеводородных месторождений Ямала» (п. Ямбург, 2004 г.); на VIII региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону» (г. Ставрополь, 2004 г.); на межотраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Пути повышения эффективности техники и технологии строительства, эксплуатации и ремонта нефтегазовых скважин» (г. Краснодар, 2005 г.), в полном объеме диссертационная работа была доложена и обсуждена на заседании секции ученого совета «Бурение, и капитальный ремонт скважин, ПХГ и экологии» ОАО «СевКавНИПИгаз» и на совместном заседании кафедры
«Бурение нефтяных и газовых скважин» и кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» СевКавГТУ.
Публикации. Основные научные положения и результаты диссертационной работы освещены в 17-ти печатных работах, в том числе в 8 статьях и 7 тезисах докладов, в том числе две заявки на изобретение с решением о выдаче патентов Российской Федерации.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения, списка литературы, включающего 91 наименований.
Работа изложена на 139 страницах машинописного текста, содержит 25 рисунков, 16 таблиц и 3 приложения.
В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и консультациями своего научного руководителя кандидата технических наук Ю.А. Пули, которому автор глубоко благодарен. Автор выражает благодарность за научные консультации и ценные рекомендации, академику РАЕН, АГН и МАИ, доктору технических наук, профессору Р.А. Гасумову. Автор считает своим долгом выразить признательность кандидатам технических наук В.А. Машкову, В.М. Пищухину, В.А. Васильеву и Н.Б. Козлову, сотрудникам ООО «Ноябрьскгаздобыча» Н.Д. Дубровскому и А.С. Карпенко, а также сотрудникам лаборатории технологических жидкостей ОАО «СевКавНИПИгаз», оказавшим неоценимую помощь в работе над диссертацией.
Специальные технологические жидкости, используемые для очистки скважины от глинисто-песчаных пробок
В настоящее время эксплуатация крупнейших газовых и газоконден-сатных месторождений Западной Сибири ведется на завершающей стадии разработки. Данная стадии характеризуется снижением пластового давления, обводнением призабойной зоны пласта (ПЗП) конденсационными и пластовыми водами, интенсивным выносом механических примесей в ствол скважины, образованием глинисто-песчаных пробок на забое и в стволе насосно-компрессорных труб, гидратным режимом работы шлейфов, снижением рабочих дебитов. Разрушение призабойной зоны и образование глинисто-песчаных пробок является одним из наиболее распространенных видов осложнений на месторождениях Западной Сибири.
В работах [2-5] отмечается, что механизм разрушения ПЗП представлен широким многообразием причин, ведущих к интенсификации выноса пластового песка в ствол скважин, и обуславливается геологическими, техническими, технологическими, физико-химическими и механическими факторами.
Эксплуатация месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, сопровождается снижением пластового давления. Падение пластового давления ведет к увеличению эффективного сжимающего давления, напряжений в приствольной зоне продуктивного пласта, к изменению поро-метрических характеристик продуктивного интервала. Увеличение эффективного сжимающего давления в призабойной зоне пропорционально снижению пластового давления [6]. Наличие порового цемента ведет к тому, что при изменении пластового давления в процессе эксплуатации происходит ощутимая деформация пород коллектора. Вследствие изменений структуры породы снижаются силы сцепления между песчаными частицами. А в результате изменения структуры пласта снижается коэффициент проницаемости. При постоянном градиенте давления потока газа происходит значительное увеличение скоростей его движения, что в совокупности с другими факторами усугубляет процесс разрушения скелета породы.
По мнению специалистов ГПУ ООО "Уренгойгазпром" в начальный период эксплуатации в скважинах разрушения продуктивных коллекторов не происходило, так как депрессия на пласт не превышала предельной ее величины для данного типа коллекторов. Для "суперколлекторов" предельная величина составляла 0,5-0,6 МПа. Для более плотных коллекторов 1,0-1,2 МПа. При увеличении объемов добычи газа до 300-400 млн.м и более, а также при наличии скопившихся конденсационных вод призабойная зона пласта разрушается при депрессии 0,3 МПа. В условиях поступления пластовой воды разрушение призабойной зоны происходит при меньших объемах накопленной добычи и депрессии 0,1 МПа. По мере роста объема накопленной добычи газа, увеличения водопритока, снижения пластового давления величина предельной депрессии снижается [7].
В период завершающей стадии разработки в связи с закономерными проявлениями естественных признаков "старения" месторождений большое количество скважин работают с выносом механических примесей на всех режимах исследований. В 1994 году на основании результатов исследований специалистов ВНИИгаза по 881 эксплуатационным сеноманским скважинам установлено, что вынос пластового песка в количестве выше 5 г/сут присутствовал в 504 скважинах [8]. Механизм выноса таких фракций описан в работе [9] на основе физической модели псевдосжижения. Условие выноса мелких фракций - равенство градиента сил трения градиенту силы тяжести.
На основании результатов промысловых исследований работы газовых скважин Уренгойского и Ямбургского месторождений за 2000-2001 годы выявлено, что основной причиной пескопроявлений в скважинах является их обводнение как пластовой, так и в первую очередь конденсационными водами. При снижении производительности скважин на забое происходит образование песчано-жидкостных пробок. А так как приток газа в скважину носит пульсирующий характер, то пробка (или песчано-водяная пульпа) находится в псевдосжиженном состоянии на забое. Следствием этого является увеличение влагосодержания в призабойной зоне пласта, приводящее к размыву по-рового цемента, выносу пластового песка и образованию отдельных каналов повышенной проводимости.
В настоящее время на месторождениях Западной Сибири наблюдается интенсивный подъем газо-водяного контакта к интервалам перфорации эксплуатационных объектов.
В процессе эксплуатации скважин пластовая вода конусообразно подтягивается к фильтровой зоне, вторгаясь в газонасыщенную часть пласта, обводняет ее, и вследствие этого дебит по газу существенно снижается из-за интенсивного разрушения призабойной зоны пласта [10].
Обводнение скважин происходит по отдельным, наиболее проницаемым пропласткам продуктивного пласта из-за крайне неравномерной выработки послойно-неоднородных продуктивных пластов, характерных для данных месторождений. Прорыв воды в скважины и полное их обводнение (до пределов рентабельной эксплуатации) в подавляющем большинстве случаев происходит задолго до достижения потенциально возможного отбора пластового флюида. Следовательно, обводнение призабойной зоны пласта играет определяющую роль в процессах развития интенсификации выноса пластового песка и разрушения слабоцементированных пород продуктивного горизонта сеноманской залежи месторождений Западной Сибири. На рис. 1 представлена динамика роста количества эксплуатационных скважин (сено-ман), работающих с ограничением дебита из-за выноса пластового песка и воды.
Выбор необходимого материала для изготовления наполнителя
Рациональный выбор жидкости глушения осуществляется с учетом горно-геологических и технических условий работы скважины, что способствует разработке различных мероприятий по предупреждению таких осложнений, как поглощение жидкости глушения продуктивным пластом, газопроявления, снижение продуктивности скважин в послеремонтный период, коррозионное разрушение подземного оборудования и др.
Для разработки жидкости глушения автором предложено использовать полимер-гелевые системы. Это обусловлено их способностью к сохранению, восстановлению естественных коллекторских свойств пласта, широким спектром плотности, структурно-реологических, фильтрационных и других технологических свойств, а также доступностью составляющих компонентов [30,31,56-60].
Основной компонент этих систем - полимер, молекулы которого состоят из двух и большего числа молекул повторяющихся структурных единиц (звеньев), которые связаны друг с другом химической связью. Молекулы полимеров могут иметь линейную (цепную), разветвленную или трехмерную структуру.
Полимеры - представлены очень широко: это синтетические и природные, часто модифицированные для придания определенных свойств: - полисахариды - эфиры целлюлозы, крахмалы, камеди, биополимеры, получаемые с помощью биологического синтеза; - азотосодержащие синтетические полимеры (полимеры акрилового ряда, сополимеры с метакриловой кислотой и т.д.); - полимеры винилового ряда (поливиниловый спирт, поливиниламид и т.д.); - полимеры оксиэтилового ряда (полиоксиэтилен, эпоксиды и т.д.); - кремнийорганические жидкости; - всевозможные модификации полимеров различных групп. Каждый из полимеров имеет свою область применения, что связано с его физико-химическими свойствами: термо- и солестойкостью, различные агенты -отвердители для получения реологических показателей растворов, степенью разрушения в пластовых условиях и т.д.
Полимер-гелевые системы кроме полимеров включают гелеобразовате-ли (сшивающие или отверждающие агенты). В качестве гелеобразователей используются катионы многовалентных металлов (А13+ , Сг3+ , Са2+ и т.д.), бор и некоторые органические соединения.
Изменение структуры полимеров под влиянием сшивающих агентов связано с разрывом химических связей и возникновением макрорадикалов, способных рекомбинировать с образованием новых макромолекул. Рекомбинация может привести к сшиванию и постепенному переходу системы в полимер сетчатого строения. При изменении структуры полимера из линейной формы в трехмерную или сетчатую - теряется подвижность макромолекулы и фундаментальные группы оказываются связанными или «сшитыми».
В качестве прототипа выбран гелеобразующий состав (ГОС) для глушения скважин [60], рецептура которого имеет следующее соотношение ингредиентов, мае. %:
Лигносульфонаты технические, модифицирован ные гексаметилентетрамином и карбамидом 40,98 - 43,31 Хлорид калия 3,70 - 4,32 Сульфат алюминия 0,52 -1,03 Пластовая вода Остальное, Недостатком указанного ГОС является недостаточная эффективность глушения скважин, ухудшение естественной проницаемости продуктивных пластов после деблокирования, повышенные затраты времени на приготовление состава. Обусловлено это следующими причинами: ГОС обладает невысокими значениями условной, пластической вязкости и динамического напряжения сдвига. Сульфат алюминия в составе выполняет роль комплексо-образователя, однако использование его в заявленном интервале не обеспечивает полного связывания (сшивки) незначительным количеством молекул сульфата алюминия на единицу массы лигносульфонатов технических, модифицированных гексаметилентетрамином и карбамидом. Молекулы сульфата алюминия загущают, а не структурируют систему. В итоге ГОС не обладает необходимой вязкостью, не образуется прочная структура геля. Это обусловлено недостатком содержания водородных ионов в растворе, необходимых для повышения скорости окислительно-восстановительных процессов с образованием катионов алюминия А1+ , иницирующего структурирование. Не образуется прочной структуры геля, ухудшаются блокирующие свойства ГОС. Данный ГОС имеет хорошую подвижность, легко проникает в пласт по высокопроницаемым каналам, что приводит к снижению естественной проницаемости продуктивного пласта и затрудняет процесс деблокирования, увеличивается время освоения. Кроме того, состав неэкономичен из-за стоимости и высокого расхода лигносульфонатов технических, модифицированных гексометилентетрамином и карбамидом.
Для глушения скважин автором совместно с лабораторией технологических жидкостей и Западно-Сибирским отделением сервисного центра ОАО «СевКавНИПИгаз» предложен блокирующий состав, состоящий из лигно-сульфонатного реагента (ЛР), гелеобразователя, воды и наполнителя «НДК-ЛХ». В качестве гелеобразователя содержит материал полимерный «Конкре-пол» (МП «Конкрепол») при следующем соотношении ингредиентов, мае. %:
В качестве ЛР он содержит реагент, выбранный из группы; лигносуль-фонат технический (ЛСТ), КССБ, феррохромлигносульфонат (ФХЛС) и лиг-наз.
Для приготовления состава используют лигносульфонат технический ЛСТ по ТУ 54-028-00279580-97, КССБ-2 по ТУ 39-094-75, КССБ-4 по ТУ 39-095-75, ФХЛС по ТУ 39-01-08-348-78, лигназ по ТУ 17-06-311-94, МП «Конкрепол» по ТУ 9365-001-13802-623-2003 [61-64]. ЛР - отходы целлюлозно-бумажной промышленности, по химическому составу являются солями лигносульфоновых кислот. Действующим началом их является укрупненные конденсацией лигносульфоновые кислоты, соединенные углерод-углеродными или эфирными связями и содержащие сульфо-новые, гидроксильные и метоксильные функциональные группы .
Гидроударное устройство УГ-С-56
Гидроударное устройство УГ-50 через переводник 3 подсоединяют к нижнему концу гибкой колонны труб, и спускают в осевой канал лифтовой колонны труб до контакта зубьями 24 на торце полого корпуса 1 с поверхностью глинисто-песчаной пробки (рис. 17).
В колону гибких труб подают рабочую жидкость, с заданным расходом и расчетным давлением, которая поступает в осевой канал переходника 3 и подается в кольцевой зазор 13, где через радиальные каналы 14 в теле полого штока 10 подается в осевой канал кольцевого поршня 5 и далее в осевой канал 21 коронки 16. Через радиальные отверстия 20 рабочая жидкость из осевого канала 21 коронки 16 подается в кольцевую камеру 19
Принцип работы гидроударного устройства УГ-50 гидромониторной насадки 18, которая приводится во вращение за счет реакции струй, истекающих из тангенциальных каналов 22 и воздействует на поверхность глинисто-песчаной пробки по всему периметру осевого канала лифтовой колонны труб. Часть от суммарного расхода рабочей жидкости, подаваемой в гибкую колонну труб, непрерывно подается в дроссель 23, с воздействием на поверхность плотной глинисто-песчаной пробки по центру.
При этом суммарный расход рабочей жидкости через дроссель 23 и тангенциальные каналы 22 в гидромониторной насадки 18, принимается меньше расхода рабочей жидкости подаваемой с поверхности по колонне гибких труб, что приводит к плавному росту перепада давления в их осевом канале.
С ростом перепада давления, которое воспринимается площадью сечения кольцевого поршня 5, со стороны кольцевого зазора 13, который поджат к конической поверхности 7 седла 2 усилием сжатой пружины 12. При превышении усилия пружины 12 отжимается от с поверхности и избыточное давление воспринимается кольцевым поршнем 5 по большему диаметру. Это приводит к резкому перемещению кольцевого поршня 5 вместе с коронкой 16, в направлении поверхности глинисто-песчаной пробки, с механическим воздействием на нее зубьями 17. При перемещении кольцевого поршня 5 в осевом канале полого корпуса 1, последний проходит циркуляционные отверстия 8 с дополнительным сжатием пружины 12, и рабочая жидкость с увеличенным расходом подается в осевой канал лифтовой колонны труб, что способствует эффективному перемещению-подъему механических частиц из скважины. Давление рабочей жидкости в осевом канале гибкой колонны труб, снижается и усилием сжатой пружины 12 сборка полый шток 10, кольцевой поршень 5 с коронкой 16 и с гидромониторной насадкой 18 перемещаются вверх относительно циркуляционных отверстий 8 полого корпуса 1, с прекращением подачи через них рабочей жидкости.
Усилием сжатой пружины 12 кольцевой поршень 5 своим конусом 6 садиться на коническую поверхность 7 седла 2. Давление рабочей жидкости в осевом канале гибкой колонны труб и внутри устройства плавно возрастает и, после увеличение давление до расчетного значения, процесс гидромеханического воздействия на поверхность глинисто-песчаной пробки повторяется. При возвратно-поступательном перемещении кольцевого поршня 5 в сборе с коронкой 16 и вращении гидромониторной насадки 18, струя рабочей жидкости, истекающая из тангенциальных каналов 22, совершает относительно стенки лифтовой колонны труб синусоидальное перемещение, что способствует интенсификации процесса разрушения плотной глинисто-песчаной пробки на периферии. 3.2 Разработка стенда и проведение стендовых испытаний макетных образцов гидроударного устройства
Для проведения стендовых испытаний макетных образцов гидроударного устройства на базе экспериментальной скважины ОАО «СевКавНИПИ-газ» разработана конструкция стенда, позволяющая проверить работоспособность гидроударного устройства [80].
Стенд для испытания макетных образцов гидроударного устройства монтируется из узлов, приближающих работу гидроударного устройства к скважинным условиям. Стенд, в соответствии с рис. 18, включает буровой станок, систему оборудования для циркуляции промывочной жидкости, кон Рисунок 18 - Стенд для испытания макетных образцов гидроударного устройства
Стендовые испытания гидроударного устройства УГ-С-56 и проводились на стенде в условиях опытно-экспериментальной базы института ОАО «СевКавНИПИгаз». Цель испытаний - определение соответствия гидроударного устройства техническому заданию, требованиям стандартов и технической документации, а также решение вопроса о возможности постановки изделий на промысловые испытания.
Работоспособность гидроударного устройства УГ-С-56 проверили прокачиванием через гидроударное устройство жидкости с расходом 5 л/сек. Гидроударное устройство сработало при давлении 1,5-2,0 МПа. При дальнейшем росте давления до 2,5-3,0 МПа сработал внутренний ударник, и коронка гидроударного устройства плавно вернулась в исходное положение. При этом частота ударов составляла 25-30 мин"1.
Затем, в соответствии с рис. 18, установили и закрепили на устье скважины патрубок с глухим фланцем. Пропустили через гидропатрон буровой установки ведущую трубу с вертлюгом и соединили ее с циркуляционным клапаном. Опустили гидроударное устройство в патрубок (с песчаной пробкой в осевом канале) ниже бокового отвода. Обвязали насос с гибким шлангом вертлюга, а боковой отвод с приемной емкостью.
Включили насос и дождались циркуляции промывочной жидкости. При циркуляции промывочной жидкости опустили гидроударное устройство на забой. По динамометру, установленном на талевом канате, фиксировали вес инструмента, а по манометру - давление промывочной жидкости.
Устройства для соблюдения технологического процесса импульсной промывки глинисто-песчаных пробок
Гидроударное устройство было использовано при ремонте на скважинах №№195, 160, 204,201, 133, 168, 152, 146, 122, ПО, П-301, 190 Вынгапу-ровского месторождения и на скважинах №№1034, 1471 Комсомольского месторождения (табл. 16) [81].
Опытно-промышленные испытания (ОПИ) позволили выявить некоторые недостатки в конструкции устройства.
На скважине № 160 осуществлен спуск устройства и разрушение, и размыв глинисто-песчаной пробки (в интервале 1015 - 1036) до искусственного забоя. Однако после подъема и разборки устройства было визуально определенно, что три из четырех боковых отверстий забиты, а также внутри внешнего ударного механизма обнаружены кусочки резины и дерева.
Произошло размягчение уплотнительных резиновых колец. На внутреннем ударнике обнаружены размытые канавки напротив боковых отверстий. В связи с этим принято решение об установке фильтра на входе в БДТ, замене ударных коронок и уплотнительных колец (рис. 25). После устранения недостатков на скважине №195 были проведены работы по удалению глинисто-песчаной пробки. За время удаления глинисто-песчаной пробки с использование Рисунок 25 - Изменения - внесенные в конструк гидроударного устройства были получены две цию гидроудариого уст. посадки, которые были удалены путем проработки ройства интервала. Глинисто-песчаная пробка была удалена до искусственного забоя. В результате проведенных работ всего потрачено 2,0 м ПОЖ при средней затрате 10,0 м . Продолжительность ремонта составила 52 часа при средней продолжительности 122 часа.
Результаты ОПИ гидроударного устройства УГ-С- № п/п Месторождение № скважины Интервал перфорации, м Пластовое давление, МПа Дебит доремонта,тыс.м3/сут Дебит послеремонта,тыс.м3/сут Цель ремонта Интервал промывки, м Продолжит ремонта, ч Примечание
Продолжение таблицы 16 № п/п Месторождение № скважины Интервал перфорации, м Пластовое давление, МПа Дебит доремонта,тыс.м3/сут Дебит послеремонта,тыс.м /сут Цель ремонта Интервал промывки, м Продолжит ремонта, ч Примечание
На скважине № 1034 Комсомольского месторождения, в начале был осуществлен спуск БДТ с пером и осуществлена промывка в интервале 880 -899 м до жесткой посадки. После чего было спущено на БДТ гидроударное устройство УГ-С-56 и осуществлена промывка глинисто-песчаной пробки в интервале 899 - 965 м (до искусственного забоя). Продолжительность ремонта составила 108 часов, из них простой составил 5 часов.
Так же гидроударное устройство применялось при использовании комплексной технологии, а именно промывка ГПП и водоизоляция и освоение скважины. Данные работы проводились на скважине № 166 Вынгапуровско-го месторождения. Работы проводились в следующей последовательности. Спуск в скважину БДТ с насадкой-перо, но углубление не получено до нужной отметки, затем спущено гидроударное устройство и осуществлено углубление до нужного интервала. После этого поднято гидроударное устройство и проведены водоизоляционные работы. Далее работы проводились по основному плану работ.
В настоящее время, доработанное гидроударное устройство успешно применяется на скважинах ООО «Ноябрьскгаздобыча».
Гидроударное промывочное устройство УПГ-54 изготовлено и поставлено в адрес ООО «Ноябрьскгаздобыча» для проведения опытно-промышленных испытаний. Технология импульсной промывки глинисто-песчаных пробок с использованием гидроударного устройства
По предложенной технологии удаления глинисто-песчаной пробки в импульсном режиме работы проводились на скважине № 195,160 Вынгапу-ровского месторождения (рис. 24). Однако в обвязку устья скважины не вошли дополнительные технические средства для осуществления технологического процесса согласно схемы представленной на рис. 23. Поэтому удаление ГПП пробки проводили, только основываясь на результатах расчета по предложенной модели процесса (без учета технических средств). На скважине №195 Вынгапуровского месторождения были проведены следующие работы: Спуск БДТ с гидроударным устройством УГ-С-56 до посадки на глубине 1017 м, промывка до глубины 1048 м. При промывке велась закачка пе-нообразующей жидкости в БДТ в объеме 60 - 70 л с продавкой газом от сепаратора в течение 4-5 мин, затем операция повторялась. Выполнено 30 - 35 подобных циклов. Давление на агрегате ЦА-320 10,0-11,0 МПа, давление газа на сепараторе 8,5 - 9,5 МПа. При промывке израсходовано 2,0 - 2,5 м3 пено-образующей жидкости. Наблюдался выход газа с пенным раствором по факельной линии, с установленным штуцером 22 мм. После получения жесткой посадки на глубине 1048 м (искусственный забой) произведена продувка забоя чистым газом.
