Авторефераты диссертаций >> Разработка технологических основ и совершенствование ремонтов газовых скважин в сложных климатических и геокриологических условиях крайнего севера
ле выполняются дополнительные перфорационные отверстия, через которые за колонну закачивается под давлением облегченная герметизирующая композиция 3. Интервал негерметичности и дополнительные перфорационные отверстия перекрываются порцией расширяющегося цементного раствора. После завершения периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) цементный мост разбуривается, скважина осваивается и запускается в эксплуатацию. В качестве облегченной герметизирующей композиции рекомендуется применять композицию, состоящую из тампонажного портландцемента (ПТЦ), эпоксиполиуретанового полимера (ЭПУ), АСМ, латекса, триметилхлорсилоксана (ТМХС) и отвердителя. В качестве материала для цементного моста предлагается использовать расширяющийся цементный раствор, состоящий из ПТЦ, АСМ, гидрокарбоалюминатной добавки (ГКА), гипса, пластификатора и воды (или 4 %-ного раствора хлористого кальция).
Ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны спуском дополнительной колонны меньшего диаметра осуществляется по известной технологии. Недостатками такой технологии являются неизбежное увеличение высотных размеров устьевого оборудования и переобвязка устья трубопроводами. Особен-
Рисунок 7 – Технологическая схема ликвидации притока пластовых вод |
ностью предлагаемой технологии является способ подвешивания дополнительной обсадной колонны (патент РФ № 41490) в ранее установленной колонной головке с помощью посадочного и подвесного переводников, соединенных между собой резьбовым соединением. При этом увеличения габаритных размеров устьевого оборудования не происходит. Ликвидацию притока верхних пластовых вод рекомендуется осуществлять за счет использования энергии пластовых вод, поступающих в скважину через места негерметичности эксплуатационной колонны (патенты РФ № 2309462 и № 58608). В скважине ниже интервала негерметичности 1 (ри- |
сунок 7) эксплуатационной колонны размещают пакер 2, отсекая с его помощью поступление пластовых вод из вышележащего пласта 3.
Над пакером создают давление, препятствующее подъему по затрубному пространству скважины пластовых вод 4.
При этом поступающая из вышележащего пласта вода скапливается над пакером 2 и создает дополнительное противодавление газу, движущемуся с забоя скважины вверх. Предлагаемый способ позволяет эксплуатировать скважину в условиях поступающей из вышележащего продуктивного горизонта пластовой воды и не проводить малоэффективные ремонты скважин по ликвидации этих притоков.
Консервация скважин установкой цементного моста из нового расширяющегося тампонажного материала. Как показывают результаты обследования, на законсервированных скважинах месторождений Крайнего Севера наблюдаются случаи недостаточной герметичности заколонного пространства в интервале продуктивного пласта. В скважинах имеются давления в межколонном, затрубном и трубном пространствах, что свидетельствует о несовершенстве применяемых технологий консервации скважин. С целью повышения надежности консервации предлагается (патент РФ № 2301880) первоначально заполнить забой скважины в интервале продуктивного пласта блокирующей композицией и установить цементный мост, а после ОЗЦ закрепить установленный цементный мост дополнительной порцией тампонажного раствора. При этом в качестве дополнительной порции тампонажного раствора следует применять композицию, содержащую ПТЦ, ГКА, гипс, пластификатор и воду. Этот состав обладает повышенной подвижностью и обеспечивает надежное заполнение дефектов цементного моста, которые возникают в процессе ОЗЦ. После повторного ОЗЦ ствол скважины, в том числе интервал МП, заполняется газовым конденсатом.
Консервация скважин с использованием внутрискважинного оборудования. Консервацию скважин, оборудованных по пакерной схеме, допускается осуществлять с использованием глухих мостовых пробок. С целью сокращения продолжительности работ предлагается проводить консервацию с использованием забойного клапана-отсекателя (патент РФ № 35816). При реализации этого способа затрубное пространство скважины герметизируется с помощью эксплуатационного пакера (патент РФ № 2209295), конструкция которого обеспечивает надежность извлечения его после окончания срока консервации, а трубное пространство перекрывается забойным клапаном-отсекателем в закрытом положении (патент РФ № 1348503), устанавливаемым в посадочном ниппеле. Надпакерное пространство заполняется незамерзающим эмульсионным раствором (патент РФ
№ 2211306).
Освоение скважин. В условиях АВПД вызов притока в обсаженных газовых скважинах (патент РФ № 2220280) предлагается проводить следующим образом. Лифтовая колонна с пакером спускается до забоя скважины, в интервал перфорации закачивается углеводородная жидкость. После этого лифтовая колонна с пакером приподнимается до кровли продуктивного пласта, эксплуатационная колонна перфорируется, ПЗП очищается методом обратных промывок на разных режимах с поддержанием противодавления на пласт по замкнутому циклу. Затем скважина оставляется на расчетное время, после которого на ПЗП осуществляется воздействие методом переменных давлений (до 20 циклов). Скважина промывается с поддержанием противодавления в течение не менее двух циклов. Затем осуществляется вызов притока пластового флюида из пласта, устанавливается пакер, в затрубное пространство скважины закачивается надпакерная жидкость, а в интервал МП незамерзающая жидкость, и скважина отрабатывается на факел. При этом время промывок в процессе очистки ПЗП на каждом режиме составляет не менее двух циклов. Снижение давления осуществляется ступенчато (через 0,3…0,5 МПа), а величина депрессии при вызове притока и отработке скважины на факел рассчитывается из условия:
| Рпл > Рзаб 0,7 Рпл, | (7) |
где Рпл, Рзаб соответственно пластовое и забойное давления, МПа.
Перфорация эксплуатационной колонны проводится при соблюдении условия
| Рзаб ~ Рпл. | (8) |
Вывод скважин из бездействующего фонда. В настоящее время большинство месторождений природного газа Крайнего Севера осваиваются методом «опережающего» бурения, когда скважины сооружают, не дожидаясь обустройства промыслов и подвода к ним внутрипромысловых трубопроводов. В таких скважинах перфорируется интервал продуктивного пласта, осуществляется вызов притока газа из пласта, после чего скважина вновь глушится глинистым или солевым раствором соответствующей плотности. Длительное нахождение скважин (до 8…10 лет на Ямбургском месторождении) в ожидании подключения к внутрипромысловому трубопроводу под воздействием глинистого или солевого раствора негативно сказывается на их продуктивности. Успешно освоить скважину обычными методами, например снижением противодавления на пласт, как правило, не удается. По этой причине в бездействующем фонде находится достаточно большое количество скважин (например, только на Ямбургском месторождении около 7 % от общего фонда скважин). В таких случаях для вывода скважин практикуется повторное вскрытие продуктивного пласта бурением БС, проведением ГРП и (или) повторной перфорацией.
С целью ввода в эксплуатацию и восстановления продуктивности простаивающих газовых скважин с коллекторами, обладающими низкими ФЕС, в особенности расположенных вблизи газоводяного контакта (ГВК), разработана новая комплексная технология (патент РФ № 2231630), предлагающая первоначальное проведение «щадящей» перфорации эксплуатационной колонны в интервале на 1…2 м ниже текущего ГВК. Затем в обводнившуюся часть продуктивного пласта через образованные отверстия закачивается водоизолирующая композиция, формирующая водоизолирующий экран.
| Ликвидация скважин с использованием устьевого оборудования. Обследование территории ликвидированных скважин показывает, что бетонные тумбы на устье разрушены, а на ряде скважин наблюдаются грифоны с газо- и водопроявлениями. С целью повышения надежности ликвидации скважин и увеличения сроков сохранности устьев скважин предлагается следующая технология (патент РФ № 2225500). Первоначально проводится глушение скважины, в интервале продуктивного пласта и над ним устанавливается цементный мост 1 (рисунок 8), ствол скважины заполняется глинистым раствором 2, в башмаке кондуктора устанавливается второй цементный мост 3, интервал МП заполняется незамерзающей жидкостью 4. Затем ФА демонтируется до трубной головки 5. |
Рисунок 8 – Технологическая схема ликвидации газовых скважин с использованием устьевого оборудования |
В стволе скважины на глубине от 3 до 5 м от устья, соответствующей глубине за-легания нейтрального слоя, устанавливается глухая пробка 6. Внутренние полости колонной 7 и трубной 5 головок и ствол скважины над глухой пробкой 6 заполняются цементным раствором 8, а боковые отводы и верхний фланец трубной головки герметизируются глухими фланцами 9. Такой способ ликвидации за счет установки на устье колонной и трубной головок устраняет вероятность разрушения цементного камня в ранее установленной на устье бетонной тумбе и позволяет повысить надежность ликвидации скважин.
Ликвидация скважин с использованием подземного оборудования. Для ликвидации скважин, оборудованных по пакерной схеме, в связи со сложностью и трудоемкостью извлечения эксплуатационного пакера предлагается технология (патент РФ № 2222687), предусматривающая использование пакера в качестве основы при установке цементного моста над продуктивным пластом. После отсоединения лифтовой колонны от пакера и извлечения ее из скважины цементный раствор закачивается во внутреннюю полость пакера и подпакерного хвостовика, а после ОЗЦ дополнительно выше пакера на 20…30 м, создавая надежный цементный мост. Дальнейшие работы по ликвидации скважины осуществляются по вышеприведенной технологии.
Предлагаемые технологии технологически сложных ремонтов использовались при проведении более 700 скважино-операций. Успешность КРС увеличилась в среднем на 10…15 %, а продолжительность сократилась в среднем на 25 %.
В четвертом разделе рассматриваются проблемы технически сложных ремонтов газовых скважин, необходимость в которых вызвана появлением более современных технических средств, в частности колтюбинговых установок.
Глушение пакеруемых скважин. Сложность глушения газовых скважин заключается в том, что они вскрывают газовую залежь большой толщины, а лифтовые колонны обычно спущены до верхних отверстий интервала перфорации. В этом случае продавить блокирующую композицию на всю толщину интервала перфорации проблематично. Блокирующая композиция будет проникать в наиболее проницаемую часть пласта. После этого жидкость глушения будет циркулировать над оставшейся частью блокирующей композиции, не продавливая ее в ПЗП, то есть продуктивный пласт будет заблокирован не полностью. Это может привести к неконтролируемому притоку газа из пласта, т.е. к открытому фонтану и, возможно, к пожару.
Для обеспечения надежного глушения пакеруемых газовых скважин предлагаются несколько технологий с использованием ГТ (разработанных совместно с Обидновым В.Б.).
Во внутреннюю полость лифтовой колонны (заявка РФ № 2006122789*) до нижних отверстий перфорации спускается ГТ, через которую в трубное пространство скважины закачивается жидкость глушения с одновременным выпуском газа через кольцевое пространство между лифтовой колонной и ГТ на факельную линию. Затем перекрывается внутренняя полость ГТ, последовательно закачиваются в кольцевое пространство блокирующая композиция и жидкость глушения. Затем блокирующая композиция продавливается в ПЗП, после чего из скважины извлекается ГТ. В случае вскрытия скважиной пласта большой толщины или нескольких пластов ГТ спускают до нижних отверстий интервала перфорации, а блокирующая композиция продавливается в пласт при одновременном подъеме ГТ в интервале перфорации.
При невозможности открытия циркуляционного клапана и создания циркуляции в трубном и затрубном пространствах глушение скважин предлагается проводить по следующей технологии (заявка РФ № 2006122803*). В скважину до нижних перфорационных отверстий спускается ГТ, через которую в трубное пространство скважины первоначально закачивается жидкость глушения. Затем через ГТ закачивается блокирующая композиция, продавливается в ПЗП с одновременным передвижением ГТ в интервале перфорации и поддержанием противодавления в кольцевом пространстве. После извлечения из скважины ГТ затрубное пространство скважины над пакером заполняется жидкостью глушения. Скважина оставляется на технологически необходимое время, после чего скопившийся газ выпускается из трубного и затрубного пространств скважины.
Наиболее оптимальной технологией глушения пакеруемых скважин следует считать технологию так называемого «щадящего глушения» (заявка РФ
№ 2006123985* совместно с Ткаченко Р.В.). По этой технологии первоначально в скважину через ГТ закачивается блокирующая композиция в объеме, необходимом для заполнения забоя в интервале перфорации, после чего ГТ приподнимается над интервалом перфорации, и кольцевое пространство заполняется жидкостью глушения с одновременным выпуском газа на факельную линию. После извлечения из скважины ГТ открывается циркуляционный клапан, и затрубное пространство скважины над пакером заполняется жидкостью глушения с одновременным выпуском газа из затрубного пространства через факельную линию в атмосферу.
При глушении скважин, не оборудованных пакером (заявка РФ
№ 2006122773*), в затрубное пространство скважины рекомендуется закачивать жидкость глушения с одновременным выпуском газа через трубное пространство на факельную линию, а также блокирующую композицию из расчета заполнения ею всего интервала перфорации. Блокирующая композиция продавливается на забой скважины жидкостью глушения. Затем во внутреннюю полость лифтовой колонны до нижних перфорационных отверстий спускается ГТ, в которую закачивается жидкость глушения, блокирующая композиция продавливается в пласт с одновременным подъемом ГТ в интервале перфорации и поддержанием противодавления в затрубном и кольцевом пространствах.
Изоляция притока пластовых вод. Сложность изоляционных работ с использованием ГТ заключается в необходимости прокачивания через ее небольшое поперечное сечение быстросхватывающихся и вязких тампонажных растворов. Для обеспечения надежного прокачивания таких растворов предлагаются несколько новых технологий.
При закачивании тампонажного раствора в водопроявляющую часть пласта рекомендуется следующая технология (патент РФ № 2244115). В трубное пространство скважины, находящейся под давлением, спускается до забоя ГТ 1 (рисунок 9). Ствол скважины заполняется газовым конденсатом 2.
| Готовится тампонажный раствор смешиванием цементного раствора с замедлителем схватывания и реагентом, понижающим вязкость. Через ГТ 1 закачивается буферная жидкость 3 (метанол) в объеме 0,3…0,6 от объема ГТ, а затем тампонажный раствор 4 в необходимом количестве. После подъема тампонажного раствора в скважине на заданную высоту трубное пространство перекрывается, и тампонажный раствор продавливается в водопроявляющую часть пласта последовательно закачиваемыми буферной жидкостью 3 и продавочным раствором (газовым конденсатом) 2. Затем одновременно в трубное и затрубное пространства закачива- ется газовый конденсат 2 для предотвращения подъема тампонажного раствора выше интервала водопроявляющей части пласта. |
Рисунок 9 – Технологическая схема изоляции притока пластовых вод |
