Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ состояния фонда скважин, применяемых методов повышения и восстановления производительности газовых скважин месторождений крайнего севера 9
1.1 Особенности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений 9
1.2 Основные причины снижения производительности газовых скважин 11
1.3 Изучение механизма скопления жидкости в газовых скважинах 17
1.4 Методы повышения и восстановления производительности газовых скважин 25
2 Исследование влияния поверхностно-активных веществ на процесс пенообразования жидкости и ее выноса из скважины 28
2.1 Исследование используемых ПАВ для удаления жидкости из скважин 28
2.2 Исследования условий образования пеноэмульсионных систем, обеспечивающих вынос из скважин водогазоконденсатных смесей 38
2.3 Разработка составов для интенсификации притока пластового флюида 49
3 Разработка технологии и технических средств, обеспечивающих стабильность работы газовых скважин месторождений крайнего севера 60
3.1 Разработка технологии удаления скопившейся жидкости с помощью твердых пенообразователей 60
3.2 Разработка технологии восстановления и повышения производительности скважин месторождений 75
3.3 Разработка установки для исследования газовых скважин 86
4 Разработка технических средств и технологии для изготовления твердых пенообразователей 90
4.1 Разработка установки для изготовления твердых стержней-пенообразователей 90
4.2 Разработка технологии изготовления твердых пенообразователей 97
5 Применение разработок на месторождениях крайнего севера и оценка их экономической эффективности 100
5.1 Результаты опытно-промысловых испытаний 100
5.2 Опенка экономической эффективности разработок 129
Заключение 133
Список использованных источников 136
Приложения
- Особенности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений
- Исследование используемых ПАВ для удаления жидкости из скважин
- Разработка технологии удаления скопившейся жидкости с помощью твердых пенообразователей
- Результаты опытно-промысловых испытаний
Введение к работе
Актуальность работы
Повышение степени извлечения газа и газового конденсата из недр - одна из важнейших проблем в области рациональной разработки газовых и газоконденсатних месторождений. Разработка месторождений показывает, что газоотдача при существующих методах составляет 50 % - 90 %. Кроме природных, имеется много факторов, существенно влияющих на газоотдачу. Особенно остро эта проблема стоит при эксплуатации газовых и газоконденсатних скважин на поздней стадии разработки месторождений.
Для решения задачи обеспечения уровня добычи газа и газового конденсата немаловажное значение имеет поддержание эксплуатационного фонда скважин в рабочем состоянии. При этом особое внимание уделяется совершенствованию технологии повышения и восстановления производительности скважин, в том числе: своевременное удаление жидкости из ствола скважин, интенсификация притока углеводородных флюидов, ликвидация водопритоков, укрепление ПЗП и т.д.
Особые трудности возникают при проведении работ на месторождениях, находящихся на завершающей стадии разработки. На поздней стадии эксплуатации месторождений в газовых скважинах имеет место интенсивное поступление и накопление пластовой жидкости на забое скважины, что при определенных условиях может привести к глушению продуктивного пласта и прекращению процесса добычи газа.
На начальной стадии эксплуатации месторождений и при сравнительно небольших объемах поступающей жидкости, ее вынос из скважины осуществляется за счет высокой скорости лифтирования газа.
В последующем, при отработке месторождения и снижении пластового давления, наблюдается увеличение объемов поступления пластовой жидкости и постепенное накопление ее на забое скважины. По этой причине растет бездействующий фонд скважин. Это характерно для сеноманских отложений месторождений Крайнего Севера, и приводит к снижению производительности действующих скважин, а иногда к их остановке. Для предотвращения этих негативных явлений приходится в процессе эксплуатации скважин корректировать технологический режим, что приводит к уменьшению объема добычи газа, а также снижению коэффициента газоотдачи продуктивных пластов.
В связи с вышеизложенным, поддержание производительности скважин, вопросы предупреждения накопления жидкости на забое скважин и технология ее своевременного удаления становятся весьма актуальными и являются основной задачей диссертационной
работы. Указанные вопросы рассмотрены на примере газовых скважин месторождений Крайнего Севера.
Способам повышения производительности скважин с применением твердых пенообразователей для удаления жидкости из скважины и интенсификации притока в процессе эксплуатации и капитального ремонта скважин посвящено значительное число исследований, но они далеки от своего разрешения. Предложенные способы в полной мере не решают эти проблемы и требуют их постоянного совершенствования.
Наиболее полно вопросы повышения и восстановления производительности газовых и газокоиденсатных скважин путем интенсификации притока флюида и удаления жидкости из скважин рассматривались в работах З.С. Алиева, P.M. Алиева, В.А. Амияна, А.Г. Амияна, Н.Р. Акопяна, Р.А. Гасумова, В.П. Ильченко, Г.А. Зотова, Б.С. Короткова, Т.А. Липчанской, В.Н. Маслова, П.П. Макаренко, А.С. Сатаева, К.М. Тагирова, Ю.С. Те-нишева, В.Е. Шмелькова, Р.С. Яреймчука, A.M. Ясашина и др.
Цель работы
Исследование и разработка комплекса технологических решений по удалению жидкости из скважины и интенсификации притока углеводородных флюидов с применением физико-химических методов, направленных на повышение и восстановление производительности газовых скважин.
Основные задачи работы
Изучение состояния эксплуатации газовых скважин месторождений Крайнего Севера, находящихся на поздней стадии разработки, и причин снижения их производительности.
Исследование механизма скопления жидкости на забое газовых скважин.
Разработка составов твердых пенообразователей для удаления жидкостей из газовых скважин.
Разработка технологии удаления скопившейся жидкости с помощью твердых пено* образователен из газовых скважин.
Разработка методики выбора скважин для эффективного удаления скопившейся жидкости с помощью твердых пенообразователей.
Разработка техники ввода твердых пенообразователей в газовые скважины.
Разработка технологии повышения и восстановления производительности газовых скважин.
Разработка технологии изоляции водопритока в газовых скважинах.
Разработка стационарной высокопроизводительной установки для изготовления твердых пенообразователей.
Разработка установки для исследования газовых скважин.
Разработка методики исследований с использованием современных лабораторных приборов, установок, математических методов и моделирования с программным обеспечением.
Научная новизна
На основании обобщения теоретических, экспериментальных исследований разработаны составы и способ получения твердых пенообразователей для удаления жидкости из газовых скважин с регулируемыми скоростями растворения для пластовых вод с различной минерализацией для месторождений Крайнего Севера.
Разработаны составы твердых пенообразователей для удаления жидкости из газовых скважин, отличающиеся от ранее применяемых, с регулируемыми скоростями растворения для пластовых вод различной минерализации с учетом эксплуатации месторождений Крайнего Севера, а также способы их получения.
Разработана новая технология удаления скапливающейся в стволе скважины в процессе ее эксплуатации жидкости с использованием твердых пенообразователей с различной скоростью растворения, применительно для сеноманских залежей месторождений Крайнего Севера.
На основе анализа работы эксплуатационных скважин предложена методика их выбора для эффективного удаления скопившейся жидкости с помощью твердых пенообразователей с учетом геометрических параметров скважин и пластовых условий.
Разработана высокопроизводительная установка для изготовления твердых пенообразователей, позволяющая за счет улучшения интенсивности перемешивания и обеспечения гомогенности смеси получить продукцию с заданными геометрическими параметрами и скоростью растворения (защищена патентом РФ № 2269644) и технология их применения.
Разработана технология изоляции водопритока, предусматривающая создание изоляционного экрана путем закачивания в водопасыщеиный пласт водного раствора высокомодульного силиката натрия и кислотного гелеобразователя в необходимом объеме (защищена патентом РФ № 2271444).
Разработана установка для исследования газовых скважин, позволяющая автоматически производить запись измеряемых многопараметрическими датчиками технологических параметров работающих скважин, расчет их дебитов и передавать информацию в сеть одновременно для нескольких работающих скважин (куст) - патент на полезную модель №44743.
Основные защищаемые положении
Составы и способ получения твердых пенообразователей для удаления жидкости из газовых скважин.
Технология удаления жидкости из газовых скважин в процессе их эксплуатации с помощью твердых пенообразователей с регулируемой скоростью растворения.
Методика выбора скважин для эффективного удаления скопившейся жидкости с помощью твердых пенообразователей.
Установка для изготовления твердых пенообразователей.
Технология изоляции водопритока.
Установка для исследования газовых скважин (патент на полезную модель №44743).
Практическая ценность н реализация работы
Практическая значимость работы характеризуется соответствием направлений исследований и составляющих ее частей содержанию научно-технических программ, в том числе перечня приоритетных тем ОАО «Газпром».
На основании обобщения и проведения автором теоретических, лабораторных и промысловых исследований разработаны следующие нормативно-методические документы:
«Временные рекомендации по составу, способу приготовления твердых пенообразователей и вводу их в скважины»;
«Рекомендации по технологии удаления жидкости из скважин с помощью твердых пенообразователей»;
«Регламент по применению технологии интенсификации притока газа эксплуатационного фонда скважин Ямбургского НГКМ»,
Результаты проведенных исследований и разработок, выполненные по теме диссертации, широко внедряются при эксплуатации скважин и интенсификации притока газа на месторождениях ООО «Ямбурггаздобыча», 000 «Уренгой Газпром», 000 «Ноябрьск-газдобыча», 000 «НадымГазпром» и др.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на международной конференции «Газовой отрасли - новые технологии и новая техника» (г. Ставрополь, 2002 г.), международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и ремонта скважин месторождений и ПХГ» (г. Кисловодск, 20 - 25 сентября 2004 г.), отраслевой научно-практической конференции «Актуальные проблемы и новые технологии ос-
воения месторождений углеводородов Ямала в XXI веке» (Ямбург, 7-10 нюня 2004 г.); международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти» (г. Кисловодск, 22 - 22 октября 2005 г.).
Публикации
По теме диссертации опубликовано 17 печатных работ, в том числе получено 4 патента РФ.
Объем работы
Диссертация изложена на 147 страницах машинописного текста, включает 48 рисунков, 24 таблицы.
Работа состоит из введения, пяти глав, заключения и списка использованных источников из 150 наименований.
При работе над диссертацией автор пользовался советами и консультациями сотрудников ОАО «СевКавНИПИгаз» и ООО «Ямбурггаздобыча» кандидатов наук З.С. Са-лихова, В.А. Зинченко, Ю.С.Тенишева, Т,А. Липчанской и др. Всем им автор выражает глубокую признательность.
Особую благодарность автор выражает своему научному руководителю доктору технических наук, профессору, академику РАЕН, АГН РФ, МАИ Гасумову Рамизу Алид-жавад оглы.
Особенности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений
В настоящее время основным газодобывающим регионом России является Западно-Сибирский нефтегазоносный мегабассейн.
Основные разведанные запасы мегабассейна приурочены к терригенным отложениям сено-манской продуктивной залежи. Толщины пород коллекторов продуктивных отложений сеномана составляют от 0,4 до 25 м. Максимальная газонасыщенная толща пород в сводовой части месторождений достигает 300 м. Суммарное содержание проницаемых пород в газонасыщешюй толще уменьшается с востока на запад от 80 % до 20 %. С увеличением глубины залегания кровли продуктивных отложений происходит глинизация и уплотнение горных пород, что приводит к ухудшению их фильтрационно-емкостных свойств. Физические свойства коллекторов изменяются в широких пределах: коэффициент пористости 0,1-0,45, проницаемость от 0,0001 до 3-Ю"1 м , коэффициент газонасыщешюсти 0,2-0,96.
Анализ динамики газоводяного контакта (ГВК) сеноманских залежей Западной Сибири свидетельствует о том, что в зонах отбора происходит активное дифференцированное внедрение подошвенной воды в газовую часть пласта, что способствует заметному снижению темпа падения пластового давления. При снижении пластового давления и дебита ухудшаются условия выноса жидкости с забоя скважин. Появление жидкости в скважине связано как с подтягиванием подошвенных и контурных вод, недостаточной герметичностью цементного камня, так и с конденсацией паров воды в стволе скважины и призабойной зоне пласта [1].
Аналогичного мнения придерживаются авторы [2], считающие, что ссномапские газовые скважины обводняются подошвенной пластовой водой в результате подъема ГВК, коиусообразо-вания, подтягивания воды по заколонпому пространству из-за дефектов его цементирования.
Одним из главных отрицательных последствий обводнения продуктивных интервалов является разрушение призабойной зоны скважин, вследствие размыва глинистого цементирующего материала.
Гидрогазодинамическими исследованиями установлено, что на забоях многих исследуемых скважин присутствует псевдоожиженная пробка ниже башмака насосно-компрессорных труб (НКТ), положение которой зависит от режима эксплуатации скважины. Параметры режимов исследований скважин задавались, исходя из анализа их предыстории, и находились в следующих диапазонах: дебит газа: 179-1003 тыс. м3/сут; скорость у башмака лифтовой колонны: 3,9 - 14,5 м/с; скорость в эксплуатационной колонне: 1,4 - 8,2 м/с; депрессия: 0,03- 1,24 МПа.
Минимальные скорости потока, при которых были зафиксированы выносы воды и механических примесей газовыми скважинами Уренгойского и Ямбургского месторождений, варьировали в пределах 1,4-1,6 м/с.
Результатами промысловых исследований, лабораторными экспериментами и теоретическими оценочными расчетами для различных моделей и размеров частиц установлено, что минимально-необходимые скорости потока для устойчивого выноса жидкости и механических примесей должны быть более 2 м/с, а для полного очищения забоя скважины от псевдоожиженной песчаной пробки - более 5 м/с.
Скорости потока в лифтовой колонне при исследованиях скважин были выше минимально-необходимых, чего нельзя сказать о скоростях в эксплуатационной колонне. По этой причине систематические замеры положений текущих забоев в скважинах с высокой подвеской НКТ свидетельствуют об их подъеме во времени. И это закономерный процесс, предотвратить который технологическими мероприятиями не представляется возможным в связи с падением дебитов скважин и характером распределения скоростей - уменьшения их до нулевого значения в районе нижних отверстий интервала перфорации.
По результатам газогидродинамических исследований ни по одной скважине не наблюдалось продолжительного «обвального» выноса продуктов разрушения коллектора призабойной зоны. При существующих и контролируемых режимах работы скважин, по теоретическим представлениям о природе и механизме разрушения коллектора, а также в связи с тем, что эксплуатация скважин производится через фильтр, этот процесс маловероятен. Значительный вынос при кратковременных режимных испытаниях связан преимущественно с выносом «шлама» из зумпфа скважины и продуктов предшествующего разрушения. В пользу данного заключения говорят результаты замеров положения текущих забоев и уменьшение количества выносимых механических примесей при переходе на более интенсивный режим работы скважины.
Скважинами выносится водоглинопесчаная смесь в виде «шлама», в котором количество абразивных компонентов незначительно, а негативное их воздействие на износ оборудования «компенсируется» частично присутствием жидкой фазы, оказывающей смазывающий эффект. Нецелесообразно ограничивать дебиты скважин, это не улучшает ситуацию, а приводит к более нега тивным последствиям. Проблема заключается в «поиске» наименее устойчивого к абразивному износу элемента технологической цепи и в планомерной его ревизии или замене.
Разработка сеноманских залежей Ямбургского НГКМ находится на стадии падающей добычи, вызванной значительным снижением пластового давления. Вследствие небольшой разницы давлений статического и шлейфового режим работы разнодебитных скважин куста при их бесштуцерной эксплуатации в один газосборный коллектор полностью определяется противодавлением со стороны ГСК.
В этих условиях периодические колебания давления в шлейфе приводят к тому, что дебит отдельных скважин с относительно низкими продуктивными характеристиками снижается ниже достаточного для выноса капельной жидкости, и на забоях скапливается конденсационная вода совместно с технической или пластовой, причем интенсивность поступления последней со временем увеличивается. При этом даже сравнительно небольшой столб воды, 10 - 30 м, в колонне лифтовых труб (КЛТ) или интервале перфорации может быть причиной резкого снижения дебита газа, и даже остановки скважины. Поэтому эксплуатация скважин куста с относительно низкими продуктивными характеристиками осложнена скапливающейся в их подъемниках жидкостью. Ситуация осложняется в различной степени разрушением пласта, одной из основных причин которого является повышенная водонасыщепность призабойной зоны.
В наиболее неблагоприятных условиях находятся скважины с большим диаметром КЛТ (168 мм), в которых дебит газа, необходимый для выноса жидкости, должен превышать 200 тыс. м/сут, а в интервале не перекрытой КЛТ обсадной колонны диаметром 219мм - 450 тыс. м/сут.
Нередко в скважинах после капитального ремонта и замены КЛТ на меньший диаметр де-биты газа также остаются близкими к критическим, вследствие снижения проницаемости фильтровой зоны и повышения гидравлического сопротивления подъемника.
Исследование используемых ПАВ для удаления жидкости из скважин
Пенообразователи для удаления скважинной жидкости
Для удаления скапливающейся па забое жидкости применяются различные поверхностно-активные вещества (ПАВ), относящиеся к четырем основным классам: анионактивные (АПАВ), неионогенные (НПАВ), катионактивные (КПАВ) и амфолитные поверхностно-активные вещества. Ассортимент ПАВ, используемых для удаления скважинной жидкости, достаточно широк, но наибольшее распространение получили анионактивные и неионогенные поверхностно-активные вещества.
АПАВ содержат в молекуле одну или несколько гидрофильных групп и диссоциируют с образованием углеводородного аниона (R - СОО ; R - ОБОз"; R - S03 , где R - углеводородный радикал).
Чаще всего для удаления скапливающейся жидкости применяют следующие группы АПАВ: алкилсульфаты (R - OSO3", где М - катион металла) - Прогресс, Волгонат; ал-кил(арил)сульфонаты (R- SO3M) - сульфонол, а- олефипсульфонаты; алканэтоксисульфаты.
Сульфонол (несколько модификаций) - алкиларилсульфонат, выпускается как в порошкообразном виде, так и виде концентрированного раствора [31]. Эффективен в низкоминерализованных растворах; с катионами поливалентных мегаллов образует нерастворимые соли, а- олефинсульфонаты (несколько модификаций) - выпускаются в виде водного раствора; наличие в углеводородной цепи двойной связи приводит к увеличению критической концентрации мицелло-образования и солестой кости; широко используется в различных технологических процессах в России и за рубежом [32].
Прогресс - вторичные алкилсульфаты - представляет собой прозрачную, слабоокрашенную жидкость, нетоксичен, невзрывоопасен; устойчив до 80 С; при 0 С выпадает осадок алкилсуль-фатов и сульфат натрия [31].
Кроме представленных ПАВ, используются анионактивные азотсодержащие реагенты: три-этаноламиновые соли первичных жирных кислот [33], смеси триэтаноламиновых солей сложных эфиров фосфорной кислоты [34]. Триэтаноламиновые соли жирных кислот (реагенты ТЭАС - М, ТЭАС - ABC и другие модификации) обладают высокой пенообразующей способностью и довольно высокой солестойкостью. Эффективность этих соединений в газокоиденсатных скважинах зависит от минерализации удаляемых водогазокопдепсатных смесей.
Неионогенные ПАВ при растворении в воде не диссоциируют на ионы. В зависимости от строения углеводородного радикала выделяются несколько групп пеионогепных поверхностно-активных веществ: оксиэтшшрованные производные спиртов, алкилфенолов, карбоновых кислот, аминов, амидов, блоксополимеров оксидов этилена и пропилена. НПАВ на основе окиси этилена получили наибольшее распространение [31, 35-37]. ОП-10 - о ксиэтилиро ванный алкилфенол (средняя степень оксиэтилирования равна 10). Неонолы (несколько модификаций со степенью оксиэтилирования больше девяти) - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена. Синтаиолы - моноалкиловые эфиры полигликоля на основе первичных жирных спиртов. Хорошие результаты дает использование блоксополимеров окисей этилена и пропилена для удаления высокомииералшованных водогазоконденсатных смесей [38-41].
АПАВ обладают более высокой пенообразующей способностью, чем НПАВ, отличаются эффективностью в широком температурном интервале, но область их применения ограничена из-за высокой чувствительности к минерализации удаляемых вод, особенно при наличии газоконденсата. Неионогенные ПАВ используют обычно для удаления высокоминерализованных жидкостей как из газовых, так и газоконденсатных скважин.
Катионактивные ПАВ в водных растворах диссоциируют с образованием углеводородного гидрофобного (обычно азотсодержащего) поверхностно-активного катиона и неорганического аниона. Выделяются следующие группы КЛАВ: амины, четвертичные аммониевые основания, окиси аминов.
Для удаления жидкости из широкого ассортимента КПАВ применяют в основном окиси аминов [31, 42-44].
Амфолитные (амфотерпые) ПАВ содержат в молекуле основные и кислотные группы, поэтому в зависимости от рН водной среды проявляют свойства катионактивпых или аиионактивпых ПАВ.
Амфолитные ПАВ предложены для удаления жидкости из газоконденсатных скважин [44], но так и не нашли промышленного внедрения.
Анализ промысловых материалов показал, что эффективность удаления жидкости с помощью ПАВ зависит от свойств пенообразователя, наилучшим образом соответствующих составу удаляемой жидкости и степени обеспечения дозированного ввода ПАВ в удаляемую жидкость.
Применяемые методы исследования эффективности ПАВ для удаления искважинной жидкости
Для удаления скважинной жидкости в лабораторных условиях исследования пенообразую-щих свойств ПАВ проводили на установке, в определенной степени моделирующей скважинные условия, а также с использованием лопастной мешалки.
Методика оценки эффективности ПАВ в динамических условиях аналогична методикам, приведенным в работах [40-42, 45, 46]. Исследования проводили на стеклянной колонке с внутренним диаметром 0,028 м, длиной 2,3 м, нижняя часть которой на глубину 0,7 м помещена в водяную баню, заданная температура в которой поддерживалась теплоэлектронагревателсм. Подогретый воздух с регулируемой с помощью ротаметра скоростью подавался снизу через слой исследуемой жидкости объемом 250 см . Время проведения эксперимента составляло обычно 30 минут. Данные о процессе образования иены и выносе жидкости фиксировались в журнале через каждые 5 минут.
Определяли процент выноса жидкости как отношение объема вынесенной жидкости к начальному ее объему.
В статических условиях пенообразующую способность ПАВ определяли по значениям кратности образующейся пены (отношение объема пены к объему пенообразующеи жидкости) и ее стабильности (выраженной величиной, обратной скорости выделения 50 % образующей жидкости [38]-с/см3.
В исследованиях оценивалось влияние па эффективность удаления скважинной жидкости с помощью ПАВ скорости газового потока, температуры, состава удаляемой жидкости. Для удаления пластовой воды исследовали как АПАВ, так и НПАВ.
Для удаления высокоминерализованных водогазоконденсатных смесей были опробованы различные НПАВ - серийно выпускаемые и опытные образцы (ОП-10, неонол ACVu, ГДПЭ, образцы сополимеров окиси этилена и пропилена).
В таблице 2.1 дана характеристика используемых ПАВ; на рисунках 2.1 - 2.3 - результаты исследований эффективности опытных образцов сополимеров окиси этилена и пропилена.
На диаграммах видно, что хорошие результаты с водой состава (г/л): NaCl - 45; СаСЬ - 1 дают образцы блоксополимеров с высокой молекулярной массой. Увеличение минерализации приводит к снижению эффективности всех ПАВ, но в различной степени. Это связано с изменением гидрофилыюсти ПАВ.
Разработка технологии удаления скопившейся жидкости с помощью твердых пенообразователей
Определение количества ТП для удаления жидкости
Количество твердого пенообразователя, необходимое для удаления из скважины жидкости, зависит от её объема, содержания активной массы ПАВ в ТП и рассчитывается по формуле V -С н = 100- - - , (3.1) a-q где п - число ТП, необходимых для удаления жидкости, шт; Уж - объем удаляемой жидкости, находящейся в КЛТ и интервале перфорации, м ; С - концентрация ПАВ, необходимая для вспенивания удаляемой жидкости, 0,07-0,15 кг/м3; а - активная масса ПАВ в составе ТП, % ; q - вес одного ТП, кг. Объем скопившейся жидкости в скважине, близкой к остановке, определяют по замерам АМТ по формуле: і/ _г W нф i баш) г Ш Цгкпч "цю) /1 )\ ж - ,к ; +і,нкт ; » \s-1) I ж a f ж & где Уж - объем скопившейся жидкости в пространстве от нижних отверстий интервала перфорации до башмака КЛТ и в 100 м над ним, м ; у FHKT - площадь внутреннего сечения КЛТ, м ; 10 - коэффициент перевода МПа в Па; F. - площадь внутреннего сечения эксплуатационной колонны, м2; Рнф - давление у нижних отверстий интервала перфорации, МПа; Р{щ1н - давление у башмака КЛТ, МПа; уж - плотность скопившейся жидкости, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с ; Рт - давление на 100 м выше башмака КЛТ, МПа.
Следует отметить, что завышение расчетного количества вводимых ТП в скважину может вызвать образование концентрированной вязкой пены, создающей большое гидравлическое сопротивление потоку и временное снижение дебита скважины, но на эффективность выноса жидкости это не оказывает влияния.
Подготовка скважины к вводу пенообразователей
Заранее, до первого ввода ТП в скважину, отвечающую требованиям, провести в пей работы: определить минерализацию воды, полученной при продувке па факел; отбить глубину забоя, прошаблонировать КЛТ грузом длиною не менее 400 мм и диаметром не менее 1,1 от диаметра ТП; определить давление по стволу прибором АМТ: с остановками выше башмака КЛТ на 100 м, у башмака КЛТ, в середине и нижней части интервала перфорации; проверить режим работы замерами устьевой температуры и давления трубного (и затрубного при беспакерной эксплуатации); проверить исправность буферной и шлейфовой задвижек, при необходимости заменить. Перед обработкой: за сутки до ввода ТП установить самопишущие приборы на буфере (и в затрубном пространстве при отсутствии пакера) для записи давлений и температуры. При отсутствии указанных приборов произвести замеры образцовыми манометрами и термометром, при возможности, определить дебит скважины; при закрытой буферной задвижке 2 (рисунок 3.1) установить на неё лубрикатор 1 для ввода ТП и опрессовать давлением газа скважины. При повторных вводах в скважину ТП подготовительные работы ограничить замерами устьевых параметров и установкой лубрикатора, если он после обработки скважины снят. Ввод в скважину твердых пенообразователей и проведение процесса удаления жидкости
Работа выполняется двумя операторами, в зимнее время с использованием ППУ для отогрева оборудования.
В случае использования стандартного лубрикатора с вентилем (рисунок 3.1) при закрытой буферной задвижке 2 и навернутой заглушке 7 стравить давление из лубрикатора с помощью вентиля, отвернуть заглушку и ввести расчетное количество ТП, очищенных от полиэтиленовой оболочки.
Навернуть заглушку на лубрикатор, закрыть шлейфовую задвижку, постепенным открытием буферной задвижки сообщить трубное пространство с лубрикатором, полностью открыть буферную задвижку для ввода ТП в скважину.
Закрыть буферную задвижку, отвернуть заглушку лубрикатора и убедиться в падении всех ТП, после чего навернуть заглушку.
Время ожидания падения и частичного растворения ТП на забое 0,5 часа, после чего пустить скважину в работу открытием шлейфовой задвижки.
Контроль за работой скважины после ввода ТП
Последовательность проведения обработки скважин ТП. Контроль за работой скважины после ввода ТП,
Для оценки степени очистки скважин от скопившейся жидкости за счет ввода ТП необходимо продолжать контролировать: давление трубное (затрубное при возможности); температуру устьевую, дебит газа (при возможности).
Замеры устьевого давлення и температуры осуществлять после обработки скважины через каждые полчаса в течение 2 часов, а также во время резких изменений указанных параметров.
Перед окончанием рабочего дня (но не ранее, чем через 2 часа после ввода ТП) произвести замеры по стволу скважины прибором АМТ.
Независимо от контроля устьевых параметров электронными приборами производить замеры давления и температуры образцовым манометром и термометром каждый день до окончания действия ТП.
Временем окончания действия ПАВ считать установление предельно допустимых параметров работы скважины - температуры, устьевых давлений, резкое снижение дебита газа. Если ввод ПАВ осуществлялся с целью интенсификации притока газа - до достижения параметров, с которыми скважина работала перед вводом ПАВ.
В скважинах, не оборудованных пакером, эффективность работы ТП определяется по изменению давления в затрубном пространстве и шлейфе. Подъем давления в затрубном после сброса ТП в скважину свидетельствует о начале действия ПАВ, уменьшение давления в последующем - об очистке скважины от воды. Дополнительно процесс контроля дублировать показаниями температуры газа в шлейфе.
В скважинах, оборудованных пакерами, при отсутствии диафрагмы на шлейфе, изменение режима до и после ввода ТП следует определять по изменению температуры газа в обвязке скважины шлейфа с учетом влияния температуры воздуха. В работающей скважине температура должна быть не ниже плюс 4 С.
Результаты опытно-промысловых испытаний
Опробование технологии удаления жидкости с помощью твердых пенообразователей было произведено первоначально на Выпгапуровском, а затем на Уренгойском и Ямбургском месторождениях [135,138,140,141,143,144,145,147,150].
С начала разработки Вьшгапуровского месторождения среднее пластовое давление снизилось с 10,15МПа до значений порядка 2,0 МПа. Депрессии на пласт изменяются в пределах от 0,03 до 0,05 МПа, но в некоторых скважинах депрессии - до 0,1 - 0,15 МПа. По данным ГИС выявлен неравномерный подъем ГВК. в различных частях месторождения, что связано со сложным литоло-гическим строением сеиомаиской газовой залежи. Около трети эксплуатационного фонда скважин [134,135] работает с накоплением пластовой воды на забое.
Анализ промысловых данных показал, что при дебитах газа менее 60 тыс. м /сут. и скорости газового потока менее 4,1 м/с (промысловые данные) происходит накопление жидкости на забое скважин.
При удалении низкоминерализованных вод из газовых скважин с высокой скоростью газового потока одной из причин низкой эффективности твердого пенообразователя может быть следующая: после сбрасывания стержней и запуска скважин в работу происходит интенсивное растворение стержней и вспенивание раствора. Уменьшение массы стержней и плотности удаляемой жидкости при большой скорости восходящего потока может привести к выбросу остатков стержней в шлейф, поэтому плотность стержней должна быть больше единицы. Другой причиной низкой эффективности стержней может быть недостаточная концентрация пенообразователя в удаляемой жидкости для образования мелкодисперсной пены: при высокой скорости газового потока увеличивается межфазная поверхность, поэтому требуется больший расход ПАВ. Во избежание срыва ценообразования концентрация ПАВ в удаляемой жидкости должна быть 0,3 % - 0,5 %.
Исходя из этих соображений, для проведения промысловых испытаний была изготовлена партия стержней твердого пенообразователя на основе НПАВ массой около 0,4 кг, длиной - около 0,3 м; диаметром - 0,04 м, плотностью - около 1200 кг/м .
Технология удаления жидкости с помощью твердых стержней пенообразователей включает: - выбор скважин для удаления скопившейся жидкости; - подготовительные работы; - ввод стержней пенообразователя в скважину; - контроль за параметрами работы скважины после ввода пенообразователя. Выбор скважин для удаления скопившейся жидкости:
Объектами для одноразового или эпизодического использования ТП являются скважины с производительностью, недостаточной для выноса жидкости из КЛТ и фильтровой зоны скважины ниже КЛТ, осваиваемые после капремонта и в которых накопление жидкости произошло в процессе временного снижения производительности. Как правило, последние, после очистки призабойной зоны и стабилизации температурного режима, работают длительно без остановки.
С учетом различных конструкций подъемного лифта определить минимально необходимый дебит газа (Q) для непрерывного выноса жидкости с забоев и КЛТ можно по формуле [110]: Q = 65 4P, (5.1) где Q - минимально необходимый дебит газа, тысм /сут.; d - внутренний диаметр трубы, м; Р - давление в начале или конце лифта, ПМа, Т - температура газа, К; Z-коэффициент сжимаемости газа. Рассчитав необходимый дебит по формуле 5.1 и, сравнив его с фактическим дебитом, определяемым по данным исследований, можно сделать вывод о присутствии жидкости в скважине. В беспакерных скважинах количество жидкости в КЛТ рекомендуется определять по разности давлений в затрубном и трубном пространстве при минимальной производительности (небольших потерях на трение), а распределение жидкости по глубине - по данным замеров прибором АМТ. В скважинах, оборудованных пакером, высоту столба жидкости в интервале перфорации и выше, рекомендуется определять по разнице пластового давления и суммы давлений столба газа в скважине с устьевым давлением, замеренным через 15 минут после закрытия шлейфовой задвижки (без предварительной продувки скважины).
Похожие диссертации на Технологии восстановления и повышения производительности газовых скважин : на примере месторождений Крайнего Севера
