Мазанов Сергей Владимирович. Технологии восстановления и повышения производительности газовых скважин : на примере месторождений Крайнего Севера

Краткое описание

Мазанов Сергей Владимирович. Технологии восстановления и повышения производительности газовых скважин : на примере месторождений Крайнего Севера : диссертация ... кандидата технических наук : 25.00.17.- Ставрополь, 2006.- 163 с.: ил. РГБ ОД, 61 07-5/1257

СЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ
НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И ПРОЕКТНЫЙ
ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
(СсвКавНИПИгаз)
На правах рукописи
МАЗА НО В Сергей Владимирович

ТЕХНОЛОГИИ ВОССТАНОВЛЕНИЯ И ПОВЫШЕНИЯ
ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
(НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА)
Специальность: 25.00Л7 Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений
Диссертация на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Научный руководитель:
доктор технических наук, профессор академик РАЕН, АГП РФ, МАИ ГАСУМОВ Рамиз Алиджавад оглы
Ставрополь - 2006
С О Д Е Р Ж А И И Е
ВВЕДЕНИЕ 4
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 водо газоконденсатных смесей 38
2.3 Разработка составов для интенсификации притока пластового флюида 49
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 Оценка экономической эффективности разработок 129
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 133
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 136
ПРИЛОЖЕНИЯ 148
Приложение 1 149
Приложение 2 151
Приложение 3 153
Приложение 4 156
Обозначения и сокращения:
АПАВ - анионоактивные ПАВ
АНПД - аномально низкое пластовое давление
ПЗП - призабойная зона пласта
гвк -газоводяной контакт
ГПУ - газопромысловое управление
ГСК - газосборный коллектор
клт - колонна лифтовых труб
НГКМ - нефтегазоконденсатное месторождение
НПАВ - пеионогенные ПАВ
ПАВ - поверхностно-активные вещества
ТП - твердый пенообразователь
нкт - насосно-компрессорные трубы
УВ - углеводород
ГКМ - газоконденсатное месторождение УКПГ- установка комплексной подготовки газа
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность работы
Повышение степени извлечения газа и газового конденсата из недр - одна из важ-нейших проблем в области рациональной разработки газовых и газоконденсатных место-рождений. Разработка месторождений показывает, что газоогдача при существующих ме¬тодах составляет 50 % - 90 %. Кроме природных, имеется много факторов, существенно влияющих на газоотдачу. Особенно остро эта проблема стоит при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки месторождений.
Для решения задачи обеспечения уровня добычи газа и газового конденсата нема¬ловажное значение имеет поддержание эксплуатационного фонда скважин в рабочем со¬стоянии. При этом особое внимание уделяется совершенствованию технологии повыше¬ния и восстановления производительности скважин, в том числе: своевременное удаление жидкости из ствола скважин, интенсификация притока углеводородных флюидов, ликви¬дация водопритоков, укрепление ПЗП и т.д.
Особые трудности возникают при проведении работ на месторождениях, находя-щихся на завершающей стадии разработки. На поздней стадии эксплуатации месторожде¬ний в газовых скважинах имеет место интенсивное поступление и накопление пластовой жидкости на забое скважины, что при определенных условиях может привести к глуше¬нию 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 накоп¬ление 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 пре¬дотвращения этих негативных явлений приходится в процессе эксплуатации скважин кор¬ректировать 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 пено-образователей для удаления жидкости из скважины и интенсификации притока в процессе эксплуатации и капитального ремонта скважин посвящено значительное число исследова¬ний, но они далеки от своего разрешения. Предложенные способы в полной мере не ре¬шают эти проблемы и требуют их постоянного совершенствования.
Наиболее полно вопросы повышения и восстановления производительности газо¬вых и газоконденсатных скважин путем интенсификации притока флюида и удаления жидкости из скважин рассматривались в работах З.С. Алиева, Р.М. Алиева, В.А. Амияна,
А.Г. Амияна, II.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, А.М. Ясашина и др.
Цель работы
Исследование и разработка комплекса технологических решений по удалению жидкости из скважины и интенсификации притока углеводородных флюидов с примене-нием физико-химических методов, направленных на повышение и восстановление произ-водительности газовых скважин.
Основные задачи работы
Изучение состояния эксплуатации газовых скважин месторождений Крайнего Се¬вера, находящихся на поздней стадии разработки, и причин снижения их производитель¬ности.
Исследование механизма скопления жидкости на забое газовых скважин.
Разработка составов твердых пенообразователей для удаления жидкостей из газо-вых скважин.
Разработка технологии удаления скопившейся жидкости с помощью твердых пено¬образователей 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 обеспе¬чением.
Научная новизна
На основании обобщения теоретических, экспериментальных исследований разра¬ботаны составы и способ получения твердых пенообразователей для удаления жидкости из газовых скважин с регулируемыми скоростями растворения для пластовых вод с раз¬личной минерализацией для месторождений Крайнего Севера.
1 Разработаны составы твердых пенообразователей для удаления жидкости из газо¬вых скважин, отличающиеся от ранее применяемых, с регулируемыми скоростями рас¬творения для пластовых вод различной минерализации с учетом эксплуатации месторож¬дений Крайнего Севера, а также способы их получения.
2 Разработана новая технология удаления скапливающейся в стволе скважины в процессе ее эксплуатации жидкости с использованием твердых пенообразователей с раз¬личной скоростью растворения, применительно для сеноманских залежей месторождений Крайнего Севера.
3 На основе анализа работы эксплуатационных скважин предложена методика их выбора для эффективного удаления скопившейся жидкости с помощью твердых пенооб-разователей с учетом геометрических параметров скважин и пластовых условий.
4 Разработана высокопроизводительная установка для изготовления твердых пено¬образователен, позволяющая за счет улучшения интенсивности перемешивания и обеспе¬чения гомогенности смеси получить продукцию с заданными геометрическими парамет¬рами и скоростью растворения (защищена патентом РФ № 2269644) и технология их при¬менения.
5 Разработана технология изоляции водопритока, предусматривающая создание изоляционного экрана путем закачивания в водопасыщспный пласт водного раствора вы¬сокомодульного силиката натрия и кислотного гелеобразователя в необходимом объеме (защищена патентом РФ № 2271444).
6 Разработана установка для исследоваЕіия газовых скважин, позволяющая автома¬тически производить запись измеряемых МІ югопараметрическими датчиками технологи¬ческих параметров работающих скважин, расчет их дебитов и передавать информацию в сеть одновременно для нескольких работающих скважин (куст) - патент на полезную мо¬дель №44743.
Основные защищаемые положении
1 Составы и способ получения твердых пенообразователей для удаления жидкости из газовых скважин.
2 Технология удаления жидкости из газовых скважин в процессе их эксплуатации с помощыо твердых пенообразователей с регулируемой скоростью растворения.
3 Методика выбора скважин для эффективного удаления скопившейся жидкости с помощью твердых пенообразователей.
4 Установка для изготовления твердых пенообразователей.
5 Технология изоляции водопритока.
6 Установка для исследования газовых скважин (патент на полезную модель №44743).
Практическая ценность и реализация работы
Практическая значимость работы характеризуется соответствием направлений ис¬следований 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 докумен¬ты:
«Временные рекомендации по составу, способу приготовления твердых пенообра¬зователей и вводу их в скважины»;
«Рекомендации по технологии удаления жидкости из скважин с помощью твердых пенообразователей»;
«Регламент по применению технологии интенсификации притока газа эксплуата-ционного фонда скважин Ямбургского НГКМ»,
Результаты проведенных исследований и разработок, выполненные по теме дис-сертации, широко внедряются при эксплуатации скважин и интенсификации притока газа на месторождениях ООО «Ямбурггаздобыча», ООО «Уренгойгазпром», ООО «Ноябрьск- газдобыча», ООО «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 научио-практи1ческой конференции «Проблемы эксплуатации и ремонта скважин месторождений и ПХГ» (г. Кисловодск, 20 - 25 сентября 2004 г.), отрас-левой научно-практической конференции «Актуальные проблемы и новые технологии ос-
воения месторождений углеводородов Ямала в XXI веке» (Ямбург, 7-10 июня 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 па¬тента РФ.
Объем работы
Диссертация изложена на 147 страницах машинописного текста, включает 48 ри-сунков, 24 таблицы.
Работа состоит из введения, пяти глав, заключения и списка использованных ис-точников из 150 наименований.
При работе над диссертацией автор пользовался советами и консультациями со-трудников 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.

Список литературы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1 Мониторинг динамики газоводяного контакта сеноманских залежей свидетельствует о том, что в зонах отбора газа происходит активное дифференциальное внедрение подошвенной во¬ды в газовую часть залежи, что способствует заметному снижению темпа уменьшения пластового давления.
2 Существующие перетоки газа внутри эксплуатационных кустов обусловлены значитель¬ными депрессиями в верхней части сеноманского горизонта. Наличие перетоков из нижней части горизонта приводит к развитию депрессионной воронки вниз по разрезу, что в конечном итоге приводит к более быстрому внедрению подошвенной воды.
3 Низкая скорость газового потока является основной причиной скопления жидкости в скважинах, приводящей не только к снижению производительности, но и самопроизвольному их глушению (остановке).
4 Установлено, что применение (сброс в скважину) 2-3 твердых пенообразователей (1,5 - 2 кг) в скважине сеноманской залежи, работающей с ограничением устьевых параметров из-за на¬копления жидкости, обеспечивает полный вынос её при продувке на факел через шайбы 19 - 25 мм, стабилизируя работу скважины с повышенной производительностью.
5 Результаты внедрения наЯмбургском НГКМ показали, после ввода твердых пенообразо¬вателей и удаления жидкости, получен прирост дебита газа по скважинам 101.3 - 155 тыс.м3/сут, 101.6-125,1 тыс.м3/сут, 109.7- 108,8 тыс.м3/сут, 102.1 -21,4 тыс.м3/сут.
6 Выявлено, что при использовании твердых пенообразователей с диаметром до 50 мм не отмечено ни одного случая зависания их в фонтанной арматуре и НКТ как в вертикальных, так и наклонных скважинах, что подтверждается полным выносом жидкости с забоев скважин.
7 Установлено, что количество жидкости, скопившейся в скважине, можно определить по разности пластового и статического давления после 15 - минутной остановки скважины (без предварительной продувки её на факел), что позволяет исключить использование для этой цели поиитервальные замеры АМТ.
8 Необходимо широкое использование твердых пенообразователей для стабилизации рабо¬ты и интенсификации притока как в низкодебитных, так и высокодебитных скважинах при накоп¬лении в них жидкости любой минерализации.
9 Установлено, что использование твердых пенообразователей для удаления жидкости из скважин с колоннами 168 мм позволяет ослабить режим продувки на факел или вовсе исключить ее при своевременном вводе твердых пенообразователей, когда давления в скважине еще доста¬точно дія выброса столба накопившейся жидкости, переведенной в пену. Это исключит примене¬ние высокой депрессии на пласт при продувке, создающей угрозу разрушения призабойной зоны и образования песчаной пробки.
10 Выявлено, что избыточный единовременный ввод твердых пенообразователей (более 2 кг) замедляет вывод скважин на нормальный режим работы, так как при этом образуется вязкая пена, создающая высокое сопротивление потоку газа в НКТ.
11 Для уточнения времени действия твердых пенообразователей в обработанных скважи-нах необходимо продолжать замеры устьевого давления и температуры через 1 -2 суток до дости¬жения параметров, зафиксированных перед обработкой.
12 Рекомендован порядок определения диаметра твердых пенообразователей: 45 - 50 мм для НКТ диаметром 16S мм, 40 - 45 мм для НКТ 114 - 89 мм.
13 Установлено, что использование для удаления жидкости из скважин твердых пенообра¬зователей в оптимальных количествах не создает угрозы для системы очистки газа, что подтвер¬ждается проведенными исследованиями НИЛ химического анализа УНИПР ООО «Ямбурггаздо¬быча».
14 На основе анализа генезиса попутных вод и их влияния на условия эксплуатации сква-жин рекомендуется следующее:
• минимально-необходимая скорость потока газа в стволе скважины для выноса жидкости и механических примесей должна быть более 2 м/с;
і
• по скважинам с удельным накопленным отбором более 300-400 млн. м па 1 метр рабо-тающего "суперколлектора" и наличием динамического уровня жидкости в интервале перфорации, допустимая депрессия должна быть не более 0,3 МПа;
л
• по скважинам с удельным накопленным отбором менее 300 млн.м на 1 метр работаю-щего "суперколлектора" и отсутствием динамического уровня жидкости в интервале перфорации, допустимая депрессия может быть сохранена на уровне начальной (5-6 МПа);
15 Проверка на вспениваем ость ДЭГа при содержании в нем до 0,5 % неонола - основного материала твердых пенообразователей, показала незначительное влияние последнего на этот па¬раметр. При прогреве ДЭГа с неонолом в процессе регенерации последний подвергается деструк¬ции и полностью теряет вспенивающие свойства, поэтому накопления его в ДЭГе не происходит.
16 Испытания подтвердили хорошую выносящую способность твердых пенообразователей даже высокоминерализоваииых жидкостей, используемых при ремонте скважин.
17 Предложены методы определения эффективности ПАВ для удаления водо газоконден-сатных смесей в виде псноэмульсий. Критерием эффективности АПАВ является способность по-верхностно-активного вещества образовывать с удаляемой жидкостью обычную пеноэмульсию; критериями эффективности неионогенных ПАВ являются образование маслорастворимой частью исследуемого ПАВ гидрофильной пеноэмульсии и образование прозрачного или слабоопалесци¬рующего водного слоя после седиментации этой пеноэмульсии.
18 Установлено, что применение пенообразователей позволяет восстанавливать производи¬тельность низкодебитных скважин, облегчать освоение самозаглушеиных и интенсифицировать процесс удаления отработанных кислотных растворов.
19 Рекомендуется комбинированное использование твердых пенообразователей с различ-ной скоростью растворения, что значительно повышает эффективность удаления: быстрораство-римые стержни сокращают время начала действия ПАВ и обеспечивают вынос значительной доли скважинной жидкости за малый промежуток времени; медленно растворимые стержни обеспечи¬вают удаление оставшейся и вновь накапливающейся жидкости,
20 Разработан и внедрен на Ямбурге ком НГКМ способ изоляции водопритока, заключаю¬щийся в создании водоизоляционного экрана путем закачивания в пласт водного раствора высо¬комодульного силиката натрия и кислотного гелеобразователя с выдержкой его в пласте на необ¬ходимое время гелеобразован ия,
Проведены испытания результатов диссертационной работы в 95 скважинах месторож¬дений Крайнего Севера и получен экономический эффект в размере 12,518 млн. рублей.