Повышение эффективности капитальных ремонтов скважин с целью совершенствования разработки и эксплуатации газовых залежей

Краткое описание

Содержание
Введение... 4

1 Обзор и обобщение научных исследований по проблемам повышения 8 эффективности разработки месторождений и эксплуатации скважин...

1.1 Принципы рациональной разработки газовых месторождений... 8

1.2 Промыслово-геологические особенности разрабатываемых газовых 9 месторождений...

1.3 Теория и практика эксплуатации газовых скважин... 12

1.4 Существующие методы повышения эффективности эксплуатации 14 скважин...

1.5 Методы проведения ремонтных работ в скважинах... 16

1.6 Способы эксплуатации и ремонта скважин на Медвежьем 21 месторождении...

1.7 Выводы по первой главе... 24

2 Особенности геологического строения и разработки Медвежьего 26 месторождения...

2.1 Краткие сведения о геологическом строении... 26

2.2 Характеристика газосодержащих пластов... 30

2.3 Анализ динамики начальных и остаточных запасов газа... 32

2.4 Особенности состояния разработки газовой залежи и эксплуатации 36 скважин на поздней стадии...

2.5 Анализ продуктивности эксплуатационных скважин в условиях 40 дефицита пластовой энергии...

2.6 Совершенствование методики, оценки продуктивности газовых 47 скважин на поздней стадии эксплуатации...

2.7 Оценка обводнения залежи и скважин... 49

2.8 Основные выводы и рекомендации по второй главе... 54

3 Анализ эффективности техники и технологии добычи газа и 57 капитального ремонта скважин на месторождении Медвежье...

3.1 Характеристика технического состояния газодобывающих скважин.. 57

3.2 Анализ динамики КРС на месторождении Медвежье... 62

3.3 Технологии КРС, применяемые на месторождении... 68

3.4 Основные выводы по главе 3... 73

4 Методические основы и практика повышения эффективности работы 75 газодобывающих скважин за счет совершенствования технологий КРС...

4.1 Методы ограничения притока пластовых вод в газодобывающие 75 скважины...

4.2 Разработка и опробывание нового метода проведения 83 водоизоляционных работ...

4.3 Исследование причин образования песчано-глинистых пробок... 89

4.4 Новый способ промывки песчаных пробок... 91

4.5 Предложения по компоновке лифтовых колонн на поздней стадии 94 эксплуатации...

4.6 Выводы и предложения по четвертой главе... 96

5 Лабораторные исследования и практика создания водоизолирующих 99

композиций для капитального ремонта скважин...

5.1 Водоизолирующие составы на основе спиртов... 99

5.2 Водоизолирующие составы на основе этилсиликатов... 104

5.3 Водоизолирующие составы на основе неорганических полимеров... 108

5.4 Эмульсионный состав для глушения скважин и производства водо- 117 изоляционных работ...

5.5 Новый состав для ремонтно-водоизоляционных работ в скважинах... 121

5.6 Основные выводы и рекомендации по главе 5... 124

Заключение... 125

Список источников... 133
Введение

ВВЕДЕНИЕ

Медвежье месторождение явилось первенцем газовой промышленности на Крайнем Севере России. Оно было введено в разработку в начале семидесятых годов прошлого столетия и фактически на нем апробировались новые нетрадиционные подходы к проблемам освоения, эксплуатации и рациональной разработки. Практически впервые в мире, на промысле нашли широкое применение такие технические решения, как эксплуатация скважин увеличенного диаметра, центрально-групповая схема размещения эксплуатационных скважин, дифференцированная система вскрытия продуктивного горизонта, поэтапный ввод в разработку отдельных участков залежей ремонт скважин в условиях слабоцементированного коллектора и многие другие.

Сегодня сеноманская газовая залежь выработана на 80%. Пропорционально уменьшился запас пластовой энергии, возросло обводнение залежи и отдельных скважин, вплоть до полного обводнения интервалов перфорации и выхода их из эксплуатации. В условиях слабосцементированных коллекторов это привело к снижению прочностных характеристик призабойных зон, разрушению скелета породы, выносу песка и других механических примесей в продукции скважин и, как следствие, абразивному износу оборудования. В сочетании с физическим и моральным износом скважинного оборудования, значительно обострились проблемы рациональной разработки месторождения на заключительной стадии эксплуатации, что потребовало дополнительного изучения проблемы и выработки рекомендаций по повышению текущей и конечной газоотдачи залежи.

Аналогичные проблемы возникают и на других промыслах севера Западной Сибири. Так Вынгапуровское месторождение выработано на 78%, уникальное Уренгойское - на 65%, Ямбургское на 46%. На очереди падение добычи газа на Комсомольском, Юбилейном, Западно-Таркосалинском месторождениях, что подтверждает актуальность проблемы необходимости повышения эффективности разработки и работы газовых скважин на поздних стадиях эксплуатации месторождений за счет совершенствования методов капитального ремонта.

Сказанное подтверждает актуальность проблемы повышения эффективности работы газодобывающих скважин и совершенствования на этой основе разработки газовых залежей. Для решения этой проблемы, автором, в качестве полигона для исследований, выбрана система разработки сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения.

Целью настоящей работы является повышение эффективности капитальных ремонтов скважин для совершенствования разработки месторождений и эксплуатации скважин. Из поставленной цели вытекают задачи, которые необходимо решить в процессе исследований, а именно выявление особенностей геологического строения залежи и их влияния на разработку месторождений в целом, отдельных участков и эксплуатацию скважин. Решение данной задачи особенно важно на поздней стадии разработки, когда геологические особенности, в сочетании со снижением запаса пластовой энергии и износом промыслового оборудования, начинают оказывать определяющее влияние на процессы фильтрации жидкости и газа в пласте и особенно в призабойной зоне.

Другой важной задачей, без решения которой, по мнению автора, нельзя достичь поставленной цели, является оценка технического состояния фонда добывающих скважин на месторождении и анализ ранее проведенных работ по их восстановлению.

На основе изучения особенностей геологического строения, анализа текущего состояния разработки сеноманской газовой залежи, оценки технического состояния скважин и выявления причин их отказов в работе необходимо дать рекомендации по реанимации или ликвидации скважин, повышению их производительности, что в итоге позволило дать прогноз рациональной доразработки залежи, обеспечивающей максимальное извлечение газа.

Обобщение и осмысление полученных результатов позволило автору дать теоретическое обоснование влияния геолого-промысловых особенностей на процессы, происходящие в пласте при разработке газовых залежей, предложить концепцию выбора оптимальных и допустимых технологических режимов работы газодобывающих скважин, уточнить величину остаточных запасов газа и их распределение по площади газоносности.

Анализ продуктивности скважин на заключительной стадии эксплуатации позволил автору сделать вывод о неприменимости двучленного уравнения притока к забою скважины в конкретных условиях и предложить новый метод обработки результатов исследования газовых скважин.

На основе анализа выявлено, что образование песчано-глинистых пробок не зависит от глубины спуска НКТ, а зависит от глубины залегания газоотдающего пропластка.

Разработаны новые составы для глушения скважины (Praestol) и изоляции притока пластовых вод (ПВС), которые легли в основу новых технологий по глушению скважин, водоизоляции и промывке песчано-глинистых пробок.

Большое внимание уделено вопросам организации добычи газа из скважин в условиях их морального и физического износа. В частности, на уровне изобретений, предложен новый способ очистки призабойных зон скважин при их капитальном ремонте, способ освоения скважин, разработаны теоретические основы проведения водоизоляционных работ в обводняющихся газовых скважинах.

Результаты проведенных исследований реализованы при непосредственном участии автора в следующих документах:

1. Уточненный проект разработки сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения на заключительной стадии эксплуатации. ООО «ТюменНИИгипрогаз», Тюмень 2000г. (протокол № 34-р/01 от 14.06.01г.).

2. Технологический регламент по ликвидации и консервации скважин на месторождениях ООО «Надымгазпром» (РД 08-347-00).

3. Авторское сопровождение разработки сеноманских газовых залежей месторождений ООО «Надымгазпром» (ООО «ТюменНИИгипрогаз», 1999, 2000, 2001,2002,2003 гг.).

4. Технологический регламент на проведение водоизоляционных работ композициями на основе поливинилового спирта в вертикальных и наклонно-направленных скважинах. - Тюмень. ТюменНИИгипргаз. 2002. (РД 00158758-234-2002).

Практическая ценность представленной диссертационной работы заключается в том, что на основе анализа видов и объемов КРС автором

выполнен прогноз ремонтно-изоляционных работ на промысле, даны предложения по совершенствованию технологии КРС на месторождении; разработаны мероприятия и предложения по консервации и ликвидации скважин, не подлежащих капремонту; выработаны рекомендации по предупреждению осложнений и компоновке лифтовых труб на поздней стадии эксплуатации; разработан технологический регламент по ремонту скважин с помощью колтюбинговых установок; получен экономический эффект от внедрения авторских предложений в объеме 300 млн.руб.

Основные результаты и положения диссертационной работы докладывались автором и обсуждались: на научно-практической конференции «Энергосбережение при освоении и разработке северных месторождений Западно-Сибирского региона» (г.Тюмень, 1997г.); на Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (г.Тюмень, 1998г.); на Международной научно-технической конференции «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России (г.Тюмень, 1999г.); на заседаниях Комиссии по разработке газовых и газоконденсатных месторождений и использованию недр (Москва, 2000г.); на заседаниях научно-технического совета ООО «Надымгазпром» (г.Надым, 1998-2003гг.), на заседании Ученого Совета ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г.Тюмень, 2002г.); на Всероссийской конференции «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (г. Надым, 2003г.).

Автор выражает глубокую признательность ученым и специалистам, оказавшим всемерную помощь в выполнении работы: академику РАН А.Э. Дмитриевскому, чл. корреспонденту РАН О.М. Ермилову, д.т.н. Г.И. Облекову, д.т.н. Б.В. Дегтяреву, к.т.н. В.И.Кононову, к.т.н. А.В. Кустышеву, к.т.н. В.Н.Маслову, к.г-м.н. А.Н. Лапердину, к.г-м.н. И.М. Чуповой, к.т.н. В.Н. Гордееву, к.т.н. В.К. Голубкину, к.т.н. А.И. Березнякову и др.

1 ОБЗОР И ОБОБЩЕНИЕ НАУЧНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ПРОБЛЕМАМ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

1.1 Принципы рациональной разработки газовых месторождений

В разные годы проблемами рациональной разработки месторождений нефти и газа занимались такие крупные ученые, как М.Т. Абасов, З.С. Алиев, К.И. Басниев, Л.Ф. Дементьев, А.Э. Дмитриевский, О.М. Ермилов, С.Н. Закиров, Г.А. Зотов, Ю.П. Желтов, Ю.П. Коротаев, P.M. Кондрат, Е.М. Нанивский, М.М. Сатаров, P.M. Тер-Саркисов, П.Т. Шмыгля, В.Н. Щелкачев и

ДР-

Под рациональной системой разработки месторождения понимается такая система, которая запроектирована и выполняется на современной научно-технической и методологической основе и реализуется на принципах получения максимальной доходности, обеспечения наименьшего ущерба недрам, окружающей среде, при условиях неукоснительного соблюдения действующего законодательства /1/.

Разработка крупных газовых месторождений в настоящее время связана с рядом особенностей. К ним относятся: поэтапный ввод в эксплуатацию отдельных участков, значительная степень истощения запасов газа на многих месторождениях, высокая обводненность продуктивных пластов и добывающих скважин, большой фонд бездействующих скважин, увеличение числа капитальных ремонтов скважин и другие факторы.

Проблемами стадийности обустройства и разработки месторождений в свое время занимались С.Н. Закиров 121, А.П. Крылов /3, 4/. Согласно их представлениям скважины первой очереди бурятся по разряженной сетке для доизучения геологического строения пласта и определения их коллекторских свойств по площади и разрезу. Скважины второй очереди размещаются в наименее дренируемых, проблемных зонах пласта, что позволяет сохранять или наращивать темпы добычи углеводородного сырья, повышать нефте- и газоотдачу. Аналогичные выводы получены в работах /5, 6/, где показана

8

целесообразность использования этапа оптимально-промышленной эксплуатации (ОПЭ) при освоении месторождений севера Тюменской области.

Применительно к Медвежьему месторождению этот принцип реализован в значительной мере. Если первым проектным документом (1971г.) предусматривалось бурение 280 скважин, то фактический фонд на сегодняшний день превышает ранее принятый почти в 2 раза. Дополнительное бурение позволило задренировать новые участки залежи (УКПГ - 8а), увеличить объемы добычи газа на участках УКПГ, обеспечить оптимальные технологические режимы работы скважин. Однако для недропользователя это явилось вынужденным решением, связанным с недоизученностью залежи. В трудах О.М. Ермилова, Е.М. Нанивского, В.К. Голубкина /7, 8/ показано, что при отборе более 30% от начальных запасов газа, данное решение экономически необоснованно.

Одной из особенностей разработки газовых месторождений на севере Тюменской области является центрально - групповая схема размещения скважин в присводовой части структуры и дифференцированная схема вскрытия продуктивных отложений /9, 10,11, 12/. Проблемами отработки залежей по площади и разрезу занимались Н.Л. Шешуков, В.Н. Масло в, Г.И. Облеков, Г.А. Зотов и др. С одной стороны подобные технические решения положительно сказываются на технико-экономических показателях работы промыслов, и на экологической обстановке в районе работ, с другой, - приводят к формированию локальных депрессионных воронок, затрудняют контроль за разработкой, уменьшают степень дренирования залежи по разрезу. Проблемы усугубляются еще и тем, что в последнее время подавляющее большинство скважин бурятся наклонно направленным способом, что предопределяет особые требования к качеству проводки скважин.

1.2 Промыслово-геологические особенности разрабатываемых газовых месторождений

Анализу особенностей геологического строения сеноманских газовых залежей посвящены научные исследования А.Н. Кирсанова /13, 14, 15/. Им в частности доказано, что эффективность разработки любого месторождения

определяется в значительной степени геологической изученностью залежи, а также емкостными и фильтрационными параметрами продуктивного пласта, поскольку значения этих параметров определяют запасы газа, продуктивные характеристики эксплуатационных скважин, эффективный прогноз технологических показателей разработки, и, в конечном итоге, коэффициент газоотдачи залежи или месторождения. В процессе разработки газовых месторождений Тюменской области очень остро встает проблема получения непрерывной (поинтервальной) информации о коллекторских свойствах продуктивной толщи по разрезу каждой скважины. Основным источником такой информации являются результаты промыслово-геофизических исследований скважин (ГИС), так как при бурении эксплуатационных скважин керн практически не отбирается, а данные газодинамических исследований дают только интегральную характеристику разреза и, как правило, искажены вследствие недостаточного освоения призабойной зоны.

Г.И. Облековым /16/ разработаны принципы изучения и построения различных элементов геолого-промысловых моделей залежи на основе структурного анализа качества коллекторов, включающие: методы получения первичной промыслово-геофизической и геотехнологической информации и обобщения ее в рамках информационных моделей компьютерных баз данных; дифференциальные методы оценки запасов газа; оценку качества работы перфорированных интервалов продуктивного пласта в скважину. Разработана методика выделения газоотдающих интервалов в продуктивном разрезе на основе оценки распределения коэффициентов газонасыщенности призабойных зон. Показано, что для сеноманских газовых залежей принципиально важной информацией, для выбора эффективной системы разработки, является дифференцированная структура запасов по типам коллекторов и распределение запасов по площади и разрезу. Использование новых дифференциальных методов оценки запасов газа для месторождения Медвежье позволило внести принципиальные изменения в схему размещения эксплуатационных скважин и распределения отборов газа по зонам УКПГ. Разработана методика выделения газоотдающих интервалов в продуктивном разрезе на основе оценки распределения коэффициентов газонасыщенности призабойных зон,

10

позволяющая принимать обоснованные решения по дополнительной перфорации с целью увеличения продуктивности скважин. Показано, что возникающие осложнения при эксплуатации и капитальном ремонте (самозадавливание, песко-и водопроявления) и освоении скважин можно устранять с помощью разработанных и внедренных на Медвежьем месторождении технологий, способов и технических средств (специальные ПАВ, забойные фильтры, технологии освоения при низких пластовых давлениях, технологии изоляции пластовых вод и

ДР-)-

Ю.Г. Тер-Саакяном в 1996-2002гг. на основе комплексного изучения

геологического строения и петрофизических характеристик сеноманских газовых залежей месторождений Крайнего Севера установлено их подобие и разработан единый методологический подход к определению фильтрационно-емкостных свойств пород методами промысловой геофизики. В результате проведения геолого-геофизического мониторинга геологических систем (на примере месторождения Медвежье) установлена статистическая зависимость коэффициента остаточной газонасыщенности и конечной газоотдачи обводненных пород от их литологической характеристики и предполагаемого "давления забрасывания" залежи. Разработаны и внедрены нетрадиционные многофакторные методики анализа и интерпретации геологической, геофизической и промысловой информации для решения задач разведки, освоения и контроля за разработкой газовых месторождений.

В.В. Масленниковым проведены многочисленные исследования по анализу влияния качества призабойных зон скважин (наличие песчано-глинистых пробок, качество цементирования скважин, состояние обводнения) на продуктивные характеристики скважин. Доказано, что на поздних стадиях эксплуатации вопросы промыслово-геофизического контроля за состоянием призабойных зон приобретают особое значение. Им выполнена оценка геофизических характеристик залежей в связи с эксплуатацией скважин. Большое внимание уделено прогнозированию поведения скважин в процессе разработки.

А.Н. Лапердиным /17, 18/ в течении 1980-1987гг. рассмотрены возможности разрушения пород-коллекторов газа в эксплуатационных скважинах. Проведен комплекс лабораторных исследований по изучению прочностных

11

характеристик и нахождению зависимостей прочности горных пород на одноосное сжатие и на растяжение от их открытой пористости, плотности и влажности. Для испытания использовались образцы пород продуктивных залежей месторождений севера Тюменской области. При этом предпочтение отдавалось наиболее слабосцементированным породам, как основному источнику проявления осложнений при бурении, испытании и эксплуатации скважин, вскрывших рыхлые коллекторы. Приведены обобщенные по месторождениям севера Тюменской области результаты.

Также проводились испытания искусственно водонасыщенных пород. Анализ результатов исследований показал, что при прочих равных параметрах слабосцементированных пород (таких, как плотность, открытая пористость и т.д.) прочность водонасыщенных пород составляет 0,0-0,6 прочности в сухом состоянии.

Полученные зависимости позволяют с достаточной надежностью определять прочностные характеристики пород месторождений севера Тюменской области по их открытой пористости и плотности. В результате проведенных исследований имеется возможность прогнозировать прочностные характеристики пород при обводнении эксплуатационного объекта.

1.3 Теория и практика эксплуатации газовых скважин

В 1997-1999гг. М.Г. Жариковым предложен новый метод расчета и обоснования режима работы горизонтальных газовых скважин (ГГС), подключенных в общий коллектор, с учетом влияния каждой скважины на работу других, при различных схемах подключения к коллектору и отвода газа к УКПГ. Проведенные исследования позволили дать рекомендации по обоснованию и выбору рационального режима работы горизонтальных газовых скважин вскрывших однородные и неоднородно-многослойные залежи массивного и пластового типов. Выявлены закономерности продвижения подошвенной и краевой воды в газоносную часть залежи вскрытой горизонтальной или наклонной скважиной. Рекомендована оптимальная схема расположения и конструкции

12

скважин, с учетом емкостных и фильтрационных параметров пласта, и величины депрессии, позволяющей избежать ее преждевременного обводнения.

В 1995-2000гг. К.Л. Каприеловым установлены основные тенденции и закономерности числа и тяжести последствий технологических отказов и остановок скважин и другого оборудования на Медвежьем и Уренгойском месторождениях. Разработана методика оценки вероятности безотказной работы элементов скважинной системы с учетом содержания механических примесей в добываемой продукции и методика расчета оптимального числа профилактических мероприятий на скважинах эксплуатационного фонда на основе минимизации ущерба от простоев и затрат на проведение мероприятий по реанимации скважин и другого технологического оборудования. Выявлена закономерность появления воды и песка на Медвежьем месторождении. Разработана методика расчета оптимального числа профилактических мероприятий на скважинах. Разработана методика определения эффективности и эксплуатационной надежности.

Н.В. Михайловым в 1989-1996гг. установлена зависимость темпов накопления конденсационной воды в стволе скважин и призабойной зоне пласта от дебита газа и пластового давления. Разработаны методы оперативного диагностирования и прогнозирования накопления жидкости в скважине и призабойной зоне пласта (ПЗП) по текущим замерам дебита, устьевых давлений и температур. Предложена методика установления технологического режима работы скважин, обеспечивающего полный вынос конденсационной воды. На основе анализа данных гидродинамических исследований скважин показано, что на месторождении Медвежье одной из основных причин увеличения объема попутно добываемой воды является повышение влагосодержания газа в пластовых условиях.

В.Л. Сливневым в 1990-2000гг. предложены методики оценки и технологии ликвидации прорывов воды или газа к забоям добывающих скважин из выше- и нижележащих горизонтов. Усовершенствована методика оценки минимального времени осаждения конуса воды после остановки газовых скважин. Показано, что временную остановку скважин как способ борьбы с конусообразованием рекомендуется применять только на скважинах с большой начальной

13

водонасыщенной толщиной.

Л.С. Чугуновым в 1993-1998гг. проведено изучение условий самозадавливания скважин и дан прогноз основных технико-экономических показателей разработки месторождений с учетом эффекта самозадавливания скважин. Сформулирован комплекс научно-технических задач, которые необходимо решить при переходе на стадии падающей добычы и в период падающей добычи для газовых месторождений Крайнего Севера.

А.В. Кустышевым в 1990-2000гг. разработан комплекс эффективных технологий по эксплуатации и ремонту газовых и газоконденсатных скважин, обеспечивающий повышение надежности работы, снижение потерь пластовой энергии по стволу и увеличение дебитов скважин. Разработан комплект малогабаритного оборудования и инструментов для ремонта скважин. Обоснована возможность и целесообразность беспакерной эксплуатации скважин, эксплуатации скважин с межколонными давлениями. Предложены технологии глушения скважин, предотвращения выноса механических примесей, ограничения водопритока в скважину, интенсификации, освоения, консервации скважин, обеспечивающие уменьшение загрязнения ПЗП на 25-50%, сокращение продолжительности ремонтных работ на 25-30%.

1.4 Существующие методы повышения эффективности эксплуатации скважин

Под эксплуатацией скважин понимается комплекс работ, обеспечивающий регулируемое и безопасное извлечение газа, газового конденсата и нефти из пласта на поверхность. От надежной и безопасной работы скважины и скважинного оборудования во многом зависит бесперебойная работа газонефтедобывающих промыслов и, в конечном итоге, объемы добычи углеводородов.

Для борьбы с пескопроявлениями в скважинах применяются методы закрепления прискважинной зоны химическим способом или механическим, с

14

помощью противопесочных фильтров различной конструкции, а также производится ограничение рабочего дебита пескопроявляющих скважин /19, 20/.

Глушение скважин при капитальном ремонте /21-24/ производится в основном жидкостями, имеющими плотность, достаточную для создания противодавления на пласт. На газовых месторождениях Оренбургской области для глушения скважин используются растворы хлористого кальция или высокоминерализованные рассолы /25/. В условиях сильно дренированных пластов, эффективны высоковязкие эмульсионные и гидрогелевые растворы с добавкой наполнителей. При глушении газовых скважин месторождений Северного Кавказа обычно применяют меловые растворы, растворы хлористого натрия и калия, а также водные и керосиновые растворы ПАВ с добавкой понизителей фильтрации (мел, КМЦ и др.) /26/. На газовых и газоконденсатных месторождениях севера Тюменской области в основном используется раствор хлористого кальция, а также инвертно-меловые дисперсии /27/.

С целью интенсификации притока газа или жидкости к забоям скважин широко используются следующие способы воздействия на ПЗП: установка кислотных ванн; кислотные обработки; физико-химические и термохимические обработки; кислотные обработки с акустическим воздействием; обработки с углеводородными растворителями /28-32/.

С целью повышения эффективности обработок ПЗП в отечественной и мировой практике применяются способы: последовательной закачки карбида кальция и соляной кислоты; внутрипластового сжигания асфальтосмолистых отложений с поддержанием процесса горения; обработки обратной эмульсией, содержащей до 25-100% углеводородного растворителя /33/; обработки растворителем с последующей кислотной обработкой /34/; обработки растворами аммиачной селитры и соляной кислоты /35/; обработки пенокислотой с одновременным ее нагревом /36/; воздействия жидкостью под статическим давлением, равным давлению разрыва пласта с последующим воздействием акустическими волнами /37/. В условиях низких пластовых давлений и

15

преимущественно при капитальном ремонте используется состав аэрированной промывочной жидкости, содержащий бентонитовую глину, газовый конденсат, сульфанол, воздух, воду и добавку диэтиленгликоля /38/.

Для повышения нефте- и газоотдачи пласта с низкими коллекторскими свойствами применяется гидроразрыв пласта (ГРП) /39/. Так массированный ГРП в США позволил ввести в промышленную разработку целый ряд месторождений с низкими коллекторскими свойствами. Работы в области совершенствования этого метода направлены на создание трещин большой протяженности и пропускной способности при одновременном уменьшении материальных затрат и быстрой окупаемости процесса обработки. Важное значение при разработке способов ГРП имеет состав рабочей жидкости. Для повышения эффективности ГРП часто проводится кислотный гидроразрыв, равновесный кислотный разрыв или гидроимпульсное воздействие на ПЗП /40, 41/. Для месторождений с аномально низкими пластовыми давлениями наиболее перспективным является разрыв пласта с использованием сжиженных газов и пороховых генераторов давления, а также комбинированная закачка пен и жидкостей. В связи с разработкой более глубоких месторождений с высокими пластовыми температурами и низкими коллекторскими свойствами все более актуальной становится задача применения гелеобразных термостойких растворов с высокой пескоудерживающей способностью /42/.

1.5 Методы проведения ремонтных работ в скважинах

Проведение капитального ремонта скважин обычно связано с ликвидацией негерметичности эксплуатационной колонны, работами по изоляции притока пластовых вод и повышением продуктивности скважин.

Классификация тампонажных материалов и способов изоляции пластовых вод приведены в работах Б.А. Блажевича, Н.Г. Иманаева, И.И. Клещенко, И.И. Кравченко, А.В. Маляренко, Е.Н. Умрихиной и др. Способы изоляции контурных и подошвенных вод классифицируют по их селективности. Под

16

селективным обычно понимают такой метод изоляции, при котором при общем воздействии на всю вскрытую толщу продуктивного разреза изолируются в большей степени обводненные интервалы.

В настоящее время для водоизоляции широко применяются методы установки в скважине мостов, обычно цементных, и создания искусственных водоизоляционных экранов из материалов, не обладающих селективными свойствами. Эти методы относятся к неселективным.

Ремонтно-изоляционным работам посвящены труды В.А. Блажевича /43, 44/. Для изоляции притока пластовых вод им было предложено использовать гидроокиси поливалентных и щелочных металлов, растворы сложных эфиров, мыла высокомолярной кислоты и др. Методы изоляции, связанные с образованием осадка в результате реакции гидролиза отличаются тем, что реакция гидролиза происходит во взаимодействии материала с водой, а не с содержащимися в ней солями, количество которых может быть невелико. В качестве реагентов, подвергающихся гидролизу, предлагается использовать хлористую серу, некоторые металлы, эфир титана, органические силикаты и др. В категорию изоляционных материалов, связанную с коагуляцией и флокуляцией при смешении с пластовой водой входят коллоидные системы, неорганические золи на основе окислов железа, алюминия, кремниевой кислоты, натуральные и синтетические латексы, суспензия гелактомановой смолы. Сюда входят также материалы и методы, связанные со свойствами высаливания полимеров, хотя механизм образования осадка в этом случае отличается от коагуляции типичных коллоидных систем. Используются производные акриловой кислоты - гипан, метас, К-4, К-9, сополимеры виниловой смолы и др.

Обращение эмульсий с пластовой водой, из-за увеличения концентрации водной фазы и изменения кислотности (рН) среды, сопровождается выпадением в водонасыщенном пласте асфальтосмолистых веществ, малорастворимых в воде солей или образованием гелеобразных структур.

Образование закупоривающей структуры в результате реакции конденсации или полимеризации в присутствии воды в качестве основного реагента предполагает использование акроидной кислоты, полиизоционатов, смол алкидного типа, силанов.

17

Список литературы