1

На правах рукописи

Гейхман Михаил Григорьевич

РАЗРАБОТКА И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ РЕМОНТА

ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ПОНИЖЕННЫХ ПЛАСТОВЫХ

ДАВЛЕНИЙ И ИНТЕНСИВНОГО ОБВОДНЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Тюмень – 2005

2

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научный руководитель -

доктор технических наук, профессор Зозуля Григорий Павлович

Официальные оппоненты: -

доктор физико-математических наук, профессор Федоров Константин Михайлович

- кандидат технических наук Кряквин Александр Борисович

Ведущая организация – Государственное унитарное предприятие «Научно-исследовательский институт по повышению нефтеотдачи пластов» (ГУП «НИИНефтеотдача»)

Защита состоится 17 декабря 2005 года в 14 часов на заседании диссертационно-го совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72. Автореферат разослан 17 ноября 2005 г. Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор В.П. Овчинников

3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Перспективы развития газодобывающей от-

расли страны и ее основы – ОАО «Газпром», связаны с освоением месторожде-

ний газа на севере Тюменской области, где в настоящее время добывается 90 %

российского газа, что составляет 20 % его мировой добычи.

Растущий спрос на природный газ у нас в стране и за рубежом обуслав-

ливает необходимость увеличения его годовой добычи в России к 2030 году до

830-840 млрд.м3.

Однако в газовой отрасли наметилось объективное уменьшение газодо-

бычи, обусловленное вступлением в позднюю стадию разработки основных по-

ставщиков газа, каковыми в России являются крупнейшие газовые и газокон-

денсатные месторождения (ГКМ) – Уренгойское, Медвежье и Ямбургское.

Для решения имеющихся проблем в ОАО «Газпром» приняты кратко-

срочная и долгосрочная программы развития газовой отрасли, предусматри-

вающие поддержание на проектном уровне добычу газа в стране.

При неизбежном снижении пластового давления и поступлении воды в при-

забойную зону скважин существенно уменьшается ее устойчивость, ухудшаются

фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, интенсифицируется образование

минеральных отложений, песчаных и газогидратных пробок, повышается коррози-

онная активность продукции и др. В результате существенно снижаются добывные

возможности эксплуатационных газовых скважин. С этих позиций решение указан-

ных проблем продолжает оставаться актуальным для газодобывающей отрасли.

Цель работы – увеличение добывных возможностей газовых скважин

путем разработки новых и совершенствования применяемых технологий их

ремонта в условиях пониженных пластовых давлений и интенсивного обводне-

ния залежей.

Основные задачи исследований:

1. Анализ проблем эксплуатации и ремонта скважин в условиях понижен

ных пластовых давлений на поздней и заключительной стадиях разработки га-

зовых и газоконденсатных месторождений.

2. Обобщение опыта применения гибких труб (ГТ) с целью совершенст-

вования технологий ремонта обводняющихся газовых скважин.

4

3. Разработка новых составов технологических жидкостей на водной и

углеводородной основе для вскрытия продуктивных пластов и ремонта газовых

скважин в высокообводненных коллекторах.

4. Разработка составов водоизолирующих композиций, способов установ-

ки мостов и крепления призабойной зоны газодобывающих скважин.

5. Разработка методики оценки технологической эффективности капи-

тального ремонта газовых скважин.

Научная новизна выполненной работы:

1. Для решения проблемы временного блокирования интенсивно обвод-

няющегося газоносного терригенного пласта большой мощности (отложения

сеномана) и предупреждения образования глинисто-песчаных пробок в услови-

ях АНПД (до 0,4-0,6 от условного гидростатического) разработан состав облег-

ченной инвертной дисперсии (ОИД).

2. Разработаны новые составы технологических жидкостей для промыв-

ки при первичном и вторичном вскрытии продуктивных пластов (на основе

фурфурилового спирта), для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных

скважин (эмульсионный состав на основе газоконденсата и гидрофобизирую-

щей кремнийорганической жидкости).

3. Предложены новые способы изоляции поступающих в газодобываю-

щие скважины пластовых и конденсационных вод (с помощью гидромонитора

МГСК-168 в вертикальных и с помощью гибких труб в субгоризонтальных и

горизонтальных скважинах), новый способ установки цементных мостов, новые

изолирующие и закрепляющие составы (на основе пенополиуретана и поливи-

нилового спирта).

Практическая ценность работы. По результатам выполненных исследо-

ваний разработаны: РД 00158758-208-99 «Технологический регламент на глуше-

ние скважин при капитальном ремонте» (г. Тюмень, 1999 г.); «Технологический

регламент по ремонту скважин с помощью колтюбинговой техники на месторож-

дениях ООО «Надымгазпром» (г. Надым, 2000 г.); «Технологический регламент

по ремонту скважин с помощью колтюбинговой техники на месторождениях ООО

«Ямбурггаздобыча» (г. Новый Уренгой, 2000 г.); «Технологический регламент по

безпакерной эксплуатации скважин Заполярного месторождения» (г. Тюмень,

2000 г.); РД 51-31323949-2000 «Методика оценки степени освоения газовых сква-

жин и состояния их призабойной зоны» (г. Москва, 2000 г.); «Технологический

5

регламент по глушению скважин технологическим раствором на основе полимера

Praestol на месторождениях ООО «Надымгазпром» (г. Надым, 2001 г.); «Рекомен-

дации по интенсификации притока газа в скважинах, вскрывающих карбонатные

коллекторы» (г. Москва, 2001 г.); СТО ОАО «Газпром» 32-21-2002 «Технологиче-

ский регламент на проведение водоизоляционных работ композициями на основе

поливинилового спирта в вертикальных и наклонно направленных скважинах» (г.

Тюмень, 2002 г.); СТО ОАО «Газпром» 39-21-2003 «Технологический регламент

на проведение водоизоляционных работ в горизонтальных участках стволов экс-

плуатационных скважин» (г. Тюмень, 2003 г.); «Временный технологический рег-

ламент по приготовлению и применению ОИД при капитальном ремонте скважин

в условиях низких пластовых давлений для сеноманских залежей Ямбургского

ГКМ» (г. Новый Уренгой, 2004 г.); «Методическое руководство. Оценка техноло-

гической эффективности ремонтных работ на скважинном фонде газовых и газо-

конденсатных месторождений» (г. Москва, 2004 г.); комплексная технология глу-

шения высокообводненных газовых скважин в условиях аномально низких пла-

стовых давлений (АНПД).

Основные результаты работы реализованы на производстве в виде технико-

экономических обоснований, проектов, регламентов, технологий производства работ

по вскрытию, глушению, при интенсифицирующих обработках пластов и водоизо-

ляционных работах, в том числе с применением колтюбинговых установок на Урен-

гойском, Ямбургском и Медвежьем ГКМ. Экономический эффект от применения

комплексной технологии глушения с использованием облегченной инвертной дис-

персии только на 3-х скважинах Ямбургского ГКМ в 2004 году за счет сокращения

времени на глушение и повышения качества работ составил более 8 млн. рублей.

Применение современных технологий ГТ при ликвидации водопритоков,

ликвидации песчаных пробок и выводе скважин из бездействия позволило в

2002 году в ООО «Ямбурггаздобыча» получить экономический эффект в размере

20 654 105 руб. В целом в рамках краткосрочной программы развития газовой

отрасли, в соответствии с планом реализации которой выполнена данная работа,

затраты времени по освоенным видам ремонтов с помощью ГТ снизились от 1,1

до 2,0 раз.

Результаты диссертации внедрены в учебный процесс в ТюмГНГУ в виде

2-х учебных пособий и 2-х методических указаний при изложении теоретиче-

ской и практической частей дисциплин: «Ремонт и восстановление скважин»,

6

«Технологии и материалы для РИР», «Нетрадиционные технологии ремонта

скважин», «Осложнения и аварии при ремонте скважин», читаемых для студен-

тов направления «Нефтегазовое дело» со специализацией «Капитальный ре-

монт скважин» (КРС).

Публикации. По теме диссертации опубликована 41 печатная работа, в том

числе: 7 тематических обзоров, 2 учебных пособия, 11 статей в сборниках трудов и

реферируемых журналах, 2 авторских свидетельства и 7 патентов РФ на изобретения.

Апробация работы. Основные положения и результаты докладывались на

различных конференциях и конгрессах: Всероссийской конференции «Проблемы

совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для

Западно-Сибирского НГДК» (Тюмень, 2000); III конгрессе нефтепромышленни-

ков России (Уфа, 2001); Всероссийской НТК, посвященной 45-летию высшего

профессионального образования Республики Татарстан (Альметьевск, 2001); Все-

российской НТК «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном

этапе» (Тюмень, 2001); региональной НТК «Повышение эффективности работы

нефтегазодобывающего комплекса Ямала» (Салехард, 2002); Международной

НТК, посвященной 40-летию ТюмГНГУ «Проблемы развития ТЭК Западной Си-

бири на современном этапе» (Тюмень, 2003); Международных совещаниях и се-

минарах (Москва, 2004, Тюмень, 2005).

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введе-

ния, 4 разделов, основных и выводов и рекомендаций, списка использованных

источников, содержащего 218 наименований, приложения. Общий объем рабо-

ты составляет 199 страниц, в том числе 25 рисунков, 25 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении кратко обосновывается актуальность диссертационной ра-

боты, цели и задачи исследования, объект и предмет исследования, информа-

ционная база исследования, научная новизна и практическая значимость рабо-

ты, апробация результатов исследования, основные положения, выносимые на

защиту.

Первый раздел посвящен обобщению и анализу работ по проблемам экс-

плуатации и ремонта газовых скважин, который показал, что их можно классифи-

цировать по следующим направлениям: состояние и перспективы развития газо-

7

вой отрасли; научный подход к ремонту газовых скважин для сохранения и нара-

щивания объемов его добычи в условиях падения пластового давления; снижение

текущей обводненности продукции путем совершенствования технологий водога-

зоизоляционных работ; укрепление призабойной зоны дренированных терриген-

ных коллекторов и установка цементных мостов; предупреждение образования и

ликвидация глинисто-песчаных, газогидратных и парафиногидратных пробок;

разработка и совершенствование перспективных технологий ремонта с помощью

гибких труб, в том числе конструкций забоев в горизонтальных участках основ-

ных и боковых стволов; методическое обеспечение расчетов технологической эф-

фективности ремонтных работ с учетом созданного банка данных эксплуатацион-

ного фонда скважин в ОАО «Газпром».

Анализ показал, что выработанность запасов (например, на Медвежьем

ГКМ - 77 %) и падение пластового давления (с 11,7 до 3,0 МПа и более) предо-

пределяет падение дебита, рост объемов и сложности ремонтных работ, эффек-

тивность которых только на сеноманских скважинах снизилась с 95 до 81 %, а

отдельно по РИР она не превышает 62 %. При этом количество ремонтов сква-

жин в целом по ОАО «Газпром» за 2001 – 2004 годы возросло в 2,05 раза, в том

числе и по Западно-Сибирскому газодобывающему региону - в 1,68 раза.

В газодобывающей отрасли началось активное внедрение передовых тех-

нологий мирового уровня, в развитие и применение которых большой вклад вне-

сли ведущие ученые отраслевых научно-исследовательских и проектных НИИ,

вузов нефтегазового профиля, производственных объединений, совместных

предприятий и зарубежных фирм.

Анализ показал, что в процессе длительной эксплуатации скважин все

возрастающее отрицательное воздействие на продуктивные коллекторы оказы-

вает пластовая вода. Это подтверждает опыт разработки залежей Уренгойского,

Ямбургского и Медвежьего ГКМ, где в период падающей добычи возникли и

прогрессируют отрицательно влияющие на фильтрационно-емкостные свойства

(ФЕС) продуктивных пластов процессы. К характерным причинам увеличения

бездействующего фонда скважин относятся: в сеноманских скважинах – низкий

дебит, приток пластовых вод и негерметичность эксплуатационных колонн; в

нефтяных – низкий дебит или отсутствие притока. При этом уменьшение коли-

чества и сложности ремонтов должно планироваться с учетом накопленных ос-

8

ложнений в процессе всего периода «жизни» скважины: от бурения – до капи-

тального ремонта ее в процессе эксплуатации.

Если следствием воздействия осложнений в процессе бурения в основном

являются низкая продуктивность объекта эксплуатации и негерметичность экс-

плуатационных колонн, то в процессе добычи газа падение пластового давле-

ния и поступление пластовых и конденсационных вод приводит к изменению

структуры порового пространства коллектора, ухудшению его ФЕС и интенси-

фикации процесса разрушения скелета породы.

Разрушение сопровождается интенсивным выносом механических приме-

сей (в 57 % фонда скважин Уренгойского и 27 % на Ямбургском ГКМ). Высокий

темп подъема (до 4-6 м в год) газо-водяного контакта (ГВК), активное разрушение

пород в призабойной зоне и возможность гидратообразования способствуют фор-

мированию в скважинах различного рода пробок, что в итоге является основной

причиной снижения объемов добычи газа и газового конденсата.

Таким образом, объективно необходимой стала разработка классификации

осложнений в системе «скважина-пласт», изучение как причин, их вызывающих,

так и способов предупреждения и ликвидации нарушений ФЕС пласта на всех

стадиях существования добывающих газовых скважин. Это позволило уточнить

подход к выбору стратегии планового своевременного ремонта газовых скважин,

который должен осуществляться не «фрагментарно», а по схеме: явление – ос-

новные и сопутствующие причины – природа явления – профилактика – борьба с

происшедшим явлением.

В целом, представленный в первом разделе анализ позволил выбрать на-

правления исследований, обосновать цель и сформулировать задачи, решаемые в

диссертационной работе.

Во втором разделе проведен анализ и обобщение опыта, перспектив и

особенностей применения технологий ГТ (колтюбинга) при эксплуатации, ре-

монте и бурении скважин, который показал, что в настоящее время в мире экс-

плуатируется немногим более 1000 установок ГТ. В нашей стране их количество

приблизилось к 100, в том числе в Западной Сибири – превысило 70 единиц. По

оценкам отечественных и зарубежных экспертов освоенных технологий ГТ в

нефтегазовом деле насчитывается около 100, в то время как в России таковыми

можно считать 26-30. Из их общего количества на очистку ствола и забоев сква-

жин, продувку скважин азотом и кислотные обработки приходится 70 %, на ло-

9

вильные работы – 13 %, каротаж и перфорацию – 7 %, на цементирование – 5 %,

на бурение – 2 %, на другие виды – 3 %.

Область применения технологий ГТ расширяется прежде всего за счет

преимуществ, связанных с возможностью работ под давлением без глушения

скважин, что особенно важно для газодобывающих скважин.

Такие технологии повышают эффективность ремонтных работ, увеличи-

вают их производительность (в 2-3 раза), снижают затраты на один КРС (в 1,63-

2,76 раза), сокращают простои бригад (в 1,3-1,5 раза), уменьшают технологиче-

ские и эксплуатационные риски.

В настоящее время на месторождениях, эксплуатируемых ОАО «Газ-

пром», ежегодно выполняется более 1500 различных видов ремонтов скважин.

Из них преобладают: работы по изоляции и ограничению зон водопритоков;

очистке забоев и восстановлении приемистости скважин; установке цементных

мостов; ликвидации песчаных, песчано-глинистых, гидратных и асфальтено-

смоло-парафиновых пробок; приобщению дополнительных интервалов и пла-

стов; физико-химическому и гидродинамическому воздействию на пласт. При

этом на технологии ГТ в среднем по отрасли приходится около 40 % (в газовых

скважинах – до 48 %, газоконденсатных и нефтяных – до 30 %).

Применение ГТ эффективно в условиях АНПД и интенсивного обводнения за-

лежей, когда необходимо снижение гидростатического давления на забой и стенки

скважин. Положительные результаты получены при спуске на ГТ струйных насо-

сов и закачивании азота, который осуществляется через гибкие трубы, спускаемые

под давлением внутрь колонн лифтовых труб. Совершенствование очистки стволов

и забоев скважин с помощью ГТ достигается за счет применения пен и вспененных

жидкостей, в которые добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ).

Технологии удаления парафиновых пробок и асфальтено-смолисто-

солевых отложений при применении ГТ существенно повышают эффектив-

ность, особенно при применении полимерных гелей, нагретой нефти или то-

луола, пенных систем, очистке от осадконакоплений при помощи забойного

двигателя и расширителя, спускаемых на ГТ в любые по профилю скважины.

Перспективной технологией ремонта является спуск ГТ в кольцевое про-

странство скважин, эксплуатируемых механизированным способом. При этом

ремонт совмещается с работой скважин.

10

Возросла эффективность и успешность установок цементных пробок и мос-

тов, а также удаления жидкости из газовых скважин. Актуальность последней

технологии существенно возрастает для месторождений газа на поздней стадии

эксплуатации, когда при реальном режиме работы скважины при использовании

обычных лифтовых труб не удается обеспечить минимально необходимую ско-

рость восходящего потока (не менее 3 м/с), в то время как меньший диаметр ГТ

позволяет при прочих равных условиях обеспечить условие выноса из скважины

скопившийся на забое жидкости (конденсата, нефти, воды).

Перспективна технология применения ГТ в качестве сифонной колонны,

спущенной в скважину внутрь обычной лифтовой колонны и закрепленной на

устье. Данная технология позволяет удалять жидкость по лифтовой колонне не

останавливая скважину, из которой газ подается в промысловую систему сбора

газа по колонне ГТ.

Расширились возможности технологий по интенсификации обработок пла-

стов, избирательной обработке призабойной зоны отдельных интервалов и про-

пластков, обработке вспененной кислотой большого по мощности интервала

ствола скважины при пониженном давлении на забое и ухудшении эксплуата-

ционных свойств пласта, гидроразрыве пласта с применением ГТ большего диа-

метра (60,3 мм и более).

Улучшены технологии заканчивания скважин с применением ГТ, особенно

при необходимости применения изменения направления течения потока, уста-

новке надувных пакеров или мостовых пробок в процессе РИР.

С применением ГТ освоены технологии ловильных работ. Эффективны техно-

логии проработки и расширения ствола скважины, спуска хвостовика из ГТ в сква-

жину при ремонте обсадной колонны, в том числе с помощью потока жидкости.

Доказана эффективность применения ГТ в эксплуатационных скважинах с

песконакоплением, когда при условии сохранения в скважине забойного обору-

дования имеется возможность проводить очистку перфорационных отверстий,

осуществлять закрепление песка и удаление материала образовавшейся забой-

ной «пробки» через обсадную колонну по кольцевому пространству.

В настоящее время с помощью ГТ освоено исследование скважин, длина го-

ризонтальных участков которых достигает 1000 м и более, а измерения можно

проводить в процессе спуска и подъема ГТ со скоростью до 0,5 м/с без глушения

скважины.

11

Прогрессирует направление применения ГТ как в процессе буровых работ

при ремонте скважин (разрушение плотных пробок из песка, парафина, кри-

сталлогидратов, цементного камня), так и сооружении боковых стволов из ре-

конструируемых скважин, включая многоствольное горизонтальное бурение.

Целесообразно бурение с помощью ГТ стволов скважин малого диаметра с по-

следующим их расширением. Развивается в газовой отрасли бурение на депрес-

си основных и дополнительных стволов скважин на месторождениях в услови-

ях пониженных пластовых давлений и интенсивного обводнения залежей.

Анализ проведенного во 2 разделе опыта и особенностей применения ГТ

позволил выделить приоритетные направления их применения при ремонте

скважин в газодобывающей отрасли (РИР и исследования в вертикальных, на-

клонных и горизонтальных скважинах, очистка стволов и забоев от пробок и

жидкости, гидродинамическое и физико-химическое воздействие на пласт, ус-

тановка гравийно-намывных фильтров и мостов, зарезка вторых и бурение го-

ризонтальных участков стволов и др.).

Таким образом, применению ГТ в газовой отрасли нет альтернативы, но

оно должно осуществляться при правильном выборе приоритетных технологий,

тщательном планировании и проектировании работ, реконструкции сложив-

шихся отношений между предприятиями КРС ОАО «Газпром» на современной

сервисной основе.

Третий раздел содержит результаты исследований различных по назна-

чению технологических жидкостей и изолирующих композиций, а также ком-

плексных технологий их применения для условий АНПД и интенсивного об-

воднения газодобывающих скважин, для которых характерно разрушение при-

забойной зоны пласта (ПЗП) и образование глинисто-песчаных и парафино-

гидратных пробок.

Такая специфика высокопроницаемых коллекторов крупнейших газовых

и газоконденсатных месторождений Западной Сибири обусловлена снижением

пластового давления , что требует разработки технологических жидкостей по-

ниженной плотности и облегченных (по мере снижения давления в процессе

эксплуатации ГКМ) для глушения скважин, обладающих способностью блоки-

ровать обводняющиеся коллектора. Поэтому в работе, с учетом накопленного в

других регионах опыта, проведены исследования новых рецептур на основе

различных реагентов.

12

Для условий АНПД на месторождениях, эксплуатируемых ООО «Надым-

газпром», разработана совместно с сотрудниками ООО «ТюменНИИгипрогаз»

рецептура технологической жидкости пониженной плотности для глушения

(ЖГ) скважин на основе анионоактивного полимерного реагента марки Praestol-

2530 и технологический регламент на ее применение. Состав раствора (%, мас.)

следующий: Praestol-2530 – (0,20-0,50); сульфацелл – (0,50-2,00); сульфат алю-

миния – (0,15-0,50); АСМ (алюмосиликатные микросферы) – (2,50-10,0); вода –

остальное. Основные технологические свойства разработанного состава ЖГ из-

меняются в пределах: плотность по АБР-1 (940-1010 кг/м3); фильтратоотдача по

ВМ-6 (1,6-2,0 см3/30 мин.); пластическая вязкость (28,0-58,0 мПа·с); динамиче-

ское напряжение сдвига (167,6-392,6 дПа); показатель среды рН (6,70-7,35).

Данная ЖГ успешно применена при глушении скв. № 804 Медвежьего

ГКМ и скв. А-1 Ямсовейского ГКМ.

Для глушения скважин в условиях АНПД разработан (в соавторстве) сле-

дующий эмульсионный состав ЖГ пониженной плотности (%, мас.): газокон-

денсат – (25,0-30,0), эмультал – (4,5-5,0), АСМ – (15,0-20,0), гидрофобизирую-

щая кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11Н – (2,5-3,0), минирализованная

вода – остальное. Параметры технологических свойств состава изменяются в

пределах: плотность ρ = 900-960 кг/м3; условная вязкость по ВБР-1 Т = 344-540

с; фильтратоотдача от 0 до 1,0 см3/30 мин. при нормальных условиях (22 0С);

статическое напряжение сдвига через 1/10 мин.: от 43/67 до 215/249 дПа; рН от

10,90 до 11,90.На состав получен патент на изобретение (Пат. № 2213762 РФ) и

разработан регламент на его применение.

Необходимость обеспечения ремонтных работ в условиях низких пласто-

вых давлений (до 0,4-0,6 от гидростатического), разрушения ПЗП и возможных

поглощений явилась основой для разработки (совместно с сотрудниками ООО

НТЦ «Современные газовые системные технологии») облегченной инвертной

дисперсии (ОИД) и комплексной технологии ее применения для условий сено-

манских залежей Ямбургского ГКМ. Состав ОИД (%, мас.) следующий: углево-

дородная жидкость (инверно-эмульсионный раствор – ИЭР) – (20-52) стеклянные

полые микросферы (МС) – (2,0-30,0); ПАВ – (0,5-3,0); вода – остальное. На состав

(в соавторстве) получен патент на изобретение (Пат. № 2176261 РФ).

Технологические свойства разработанной ОИД представлены в табл. 1.

Плотность ОИД определяется свойствами исходного инвертно-эмульсионного

раствора (ИЭР) и объемным содержанием МС (таблица. 2).

13

Таблица 1 – Показатели технологических свойств ОИД

Показатели Значение 1. Объемное содержание МС, %об 15-55 2. Вязкость по Брукфильду, Па·с 0,3-1,06 3. Плотность, кг/м3 900-550 4. Электростабильность, В 240-260 5. Термостабильность, 0С 100 6. Отделение УВ, %об/сут 0 7. Фильтрация (ФП-100) при ∆Р=5,0 МПа, см

3/ч (установившийся режим) Менее 1

8. Состав фильтрата 98 % внешняя среда ИЭР Таблица 2 –Расчётные значения плотности ОИД при различном содержании МС

Плотность ОИД (кг/м3) при содержании МС, %об Плотность исходного ИЭР, кг/м3 15 25 50

1100 980 900 700 1050 938 863 675 1000 895 825 650 950 853 788 625 900 810 750 600

Комплексная технология глушения газовых скважин с использованием

ОИД включает промывку ее водно-спиртовым раствором ПАВ, закачивание в

околоскважинную зону мицеллярного углеводородного раствора ПАВ, блокиро-

вание пласта структурированной высоковязкой дисперсией (плотностью не бо-

лее 650 кг/м3) и заполнение ствола маловязкой ОИД, в которой природный газ

практически не растворяется. При этом, в зависимости от состава применяемых

жидкостей, возможна реализация технологии в различных вариантах, сохра-

няющих устойчивость ПЗП в зависимости от степени обводненности пласта.

Эффект от применения ОИД достигается прежде всего за счет блокирова-

ния облегченным дисперсным наполнителем (МС) поровых каналов продуктив-

ного пласта. Размер фракций наполнителя составляет от 15 до 200 мкм и соизме-

рим с размерами поровых каналов. Образование «сводовых» пробок на входе в

эти каналы предотвращает «загрязнение» порового пространства пласта, сокра-

щает расход компонентов при ремонте и уменьшает время на освоение скважин

после ремонта.

Для эффективного осуществления ремонтов, связанных с буровыми рабо-

тами, разработан (совместно с А.А. Яковенко и В.Е. Дубенко) комплекс специ-

альных инструментов: алмазный калибратор с левосторонней навивкой КЛС-

139,7, гидравлический монитор МГСК-168, гидромеханический расширитель,

14

которые прошли промысловые испытания на скв. № 138 Щелковского подземно-

го хранилища газа (ПХГ). Сведения о комплексе опубликованы в открытой печа-

ти.

Для повышения эффективности первичного и вторичного вскрытия про-

дуктивных пластов разработан состав высокоингибированного бурового рас-

твора на основе фурфурилового спирта, обеспечивающего гидрофобизацию по-

верхности порового пространства коллектора и снижающего поверхностное на-

тяжение на границе раздела «вода – углеводородная фаза». На состав (в соав-

торстве) получен патент на изобретение (Пат. № 2203920 РФ).

Для совершенствования ремонтных работ по креплению обводняющейся

ПЗП скважин проведены исследования закрепляющих составов и фильтрую-

щих материалов, сохраняющих приемлемыми условия фильтрации газа через

искусственно создаваемую среду. В результате совместных с сотрудниками

ОАО «ВНИИГАЗ» исследований разработана рецептура пенополиуританового

материала (таблица 3).

Таблица 3 – Результаты исследований свойств пенополиуританового фильт-рующего материала

Содержание компонентов, масс. %

Состав полиэфир (П-2200)

толуилен-диизоциа-нат (ТДИ)

карбамид вода

Время поли-мериза-ции, ч.

Давле-ние, МПа

Напряжение сжатия при деформации 40 %, МПа

Эффек-тивность очистки

1 50 27 4 19 3 0,7 4,0 Есть песок 2 52 27 4 17 4 2,1 1,0 3 58 27 4 11 1 1,5 3,0 4 60 27 4 9 3 0,8 - 5 55 24 4 17 2 0,3 6,0 6 55 26 4 15 6 2,3 7,0 Нет песка 7 55 29 4 12 4 2,7 3,0 8 55 31 4 10 7 0,6 4,0 9 55 27 3 15 4 0,5 4,0

10 55 27 4 14 4 2,3 4,0 11 55 27 5 13 4 2,6 12,0 Есть песок 12 60 27 1 12 4 0,9 4,0 13 55 27 4 14 5 2,4 10,0 Нет песка 14 56 26 5 12 5 2,3 2,0

извест-ный *

68 26 2,7 0,17 До 24 0,0025 – 0,0075

0,1

* Другие добавки – остальное Реализация разработанного фильтрующего материала в промысловых усло-

виях позволила обеспечить производительность скважины по газу до 121 м3/сут.

15

На данный способ получено авторское свидетельство на изобретение (А.с.

1608330 СССР).

Для совершенствования технологии крепления ПЗП газовых скважин

разработан (в соавторстве) способ доставки гравия в фильтровую зону скважи-

ны в жидкости-носителе с последующим его закреплением. В качестве жидко-

сти-носителя рекомендован водный раствор минеральной соли или 30-32 %

водный раствор окисленного таллового пека (ОТП). Закрепление гравия осуще-

ствляется за счет закачивания буферной жидкости, активной по отношению к

жидкости-носителю, при этом фазовая проницаемость по газу закрепляемой

ПЗП восстанавливается до 86,7 % от первоначальной. На способ получено ав-

торское свидетельство на изобретение (А.с. № 1611401 СССР).

Для повышения качества установки цементных мостов при заканчивании

и ремонте скважин разработан способ, реализуемый с помощью гидромонитора

МГСК-168. Способ предусматривает спуск гидромонитора в заполненную жид-

костью скважину до нижней границы интервала установки моста, прокачивание

тампонажного раствора с одновременным подъемом к верхней границе уста-

новки цементного моста с расчетной скоростью.

Гидромонитор формирует неразрывную струю из всей порции тампонажно-

го раствора в направлении от оси колонны труб между наружной поверхностью

монитора и стенками скважины. При этом неразрывную струю тампонажного рас-

твора направляют из гидромонитора в сторону верхней границы интервала уста-

новки цементного моста относительно оси колонны труб под углом β, пределы

изменения которого определяются неравенством:

0 < β < 900, (1)

где ( )

−

⋅⋅

⋅

−⋅⋅⋅⋅=

12

arcsin00

000

крVD

VdQ

dDVdAπβ , (2)

где β - величина угла наклона начального участка неразрывной струи тампо-

нажного раствора к оси колонны труб, град; А - коэффициент, характеризую-

щий расширение неразрывной струи тампонажного раствора по ее течению; do -

наружный диаметр щелевой насадки гидромонитора, м; Vo - начальная скорость

истечения неразрывной струи тампонажного раствора при выходе из щелевой

насадки, м/с; D - диаметр ствола скважины, м; Q - расход промывочной жидко-

сти при продавливании тампонажного раствора через гидромонитор, м3 /с; Vкp -

16

критическая скорость неразрывной струи тампонажного раствора при контакте

со стенкой скважины, м/с.

Скорость подъема из скважины гидромонитора труб определяют для рас-

считанного по формуле (2) для наклона β на основе следующего неравенства:

( )

−+

−−=≤

βπ

ρρρ

π sin21

4 000

00 Q

dDdAVdkV

DdV

QV

тр

трч

чкрп, (3)

где Vп - скорость подъема гидромонитора на колонне труб, м/с; k - коэффици-

ент, зависящий от формы шламовой частицы; dч - диаметр шламовой частицы,

м; ρч - плотность шламовых частиц, кг/м3; ρтр - плотность тампонажного рас-

твора, кг/м3.

На данный способ установки цементных мостов получен (в соавторстве)

патент на изобретение (Пат. № 2170334 РФ).

Для повышения эффективности РИР в высокопроницаемых коллекторах

сеноманских отложений основных ГКМ Западной Сибири, в которых газопро-

ницаемость «промытых» зон составляет от 1 до 5 мкм2 и более, разработан со-

став, включающий: ГКЖ-11Н, водный раствор поливинилового спирта (ПВС),

АСМ. Сведения о составе и свойствах получаемого изолирующего материала

представлены в таблице. 4.

Таблица 4 – Состав рецептур и результаты определения времени форми-

рования и характеристики изолирующего материала

Состав рабочего раствора, % (массовая доля)

Объемное соот-ношение раство-ра ПВС + АСМ и

ГКЖ - 11Н

Время образо-вания изоли-рующего ма-териала, ч

Качественная характери-стика образовавшегося изолирующего материала

(5 %-ный раствор ПВС + 2,5 % АСМ) + ГКЖ-11Н

1,0:0,5 24 Гелеобразная масса

(5 %-ный раствор ПВС + 2,5 % АСМ) + ГКЖ-11Н

1,0:1,0 24 Резиноподобный гель

(7,5 %-ный раствор ПВС + 2,5 % АСМ) + ГКЖ-11Н

1,0:1,0 24 -«-

(7,5 %-ный раствор ПВС + 5,0 % АСМ) + ГКЖ-11Н

1,0:1,0 24 Плотный резиноподобный

гель (10,0 %-ный раствор ПВС + 5,0 % АСМ) + ГКЖ-11Н

1,0:1,0 24 -«-

На состав получен (в соавторстве) патент на изобретение (Пат. №

2211306 РФ).

17

Для проведения водоизоляционных работ в пологих (субгоризонтальных)

и горизонтальных скважинах разработан способ (рисунок 1), основанный на

применении ГТ.

3

1 5

4

2

6

7

8

9

9

9

2

10

Рисунок 1 – Схема реализации способа изоляции притока пластовых вод с по-

мощью ГТ в субгоризонтальных и горизонтальных скважинах

Реализация способа осуществляется за счет обеспечения условий прове-

дения водоизоляционных работ при прорыве пластовой воды в центральный

участок ствола, оборудованного фильтром 5. Фильтры 6 и 7 находятся в необ-

водненных частях горизонтального ствола.

На первом этапе с помощью традиционной канатной техники открывают

циркуляционный клапан (на схеме не показан). В скважину, горизонтальный

участок которой обсажен хвостовиком (либо НКТ) 8 с центраторами 9, спуще-

ны фильтры 5, 6 и 7.

Далее производят спуск ГТ 1 до забоя и методом «уходящей заливки» по-

следовательно закачивают блокирующую жидкость 2 (зона фильтра 6), водо-

изолирующую композицию 4 (зона фильтра 5), блокирующую жидкость 2 (зона

фильтра 7), поднимая ГТ по мере заполнения ствола до башмака НКТ 10. Ствол

скважины выше башмака НКТ заполняют жидкость глушения 3, осуществляя

циркуляцию по НКТ и кольцевому пространству. По окончании операции ГТ

поднимают с промывкой жидкостью глушения и оставляют скважину под дав-

лением на время протекания реакции между компонентами водоизолирующей

композиции.

Способ применим в скважинах как с открытым, так и с обсаженным забо-

ем. На разработанный способ получен патент (в соавторстве) на изобретение

(Пат. № 2232265).

18

В четвертом разделе приведена методика, содержащая обоснование едино-

го методологического подхода к оценке технологической эффективности всех ви-

дов ремонтов на скважинном фонде ОАО «Газпром», содержащихся в созданном

на научной основе с участием автора банке данных.

В качестве основных критериев эффективности предлагается применять:

фактический эффект за счет дополнительной добычи газа с момента проведения

ремонта; ожидаемый эффект за счет дополнительной добычи газа с момента про-

ведения расчетов до момента окончания действия эффекта от ремонта; общий эф-

фект за счет дополнительной добычи газа с момента проведения ремонта до мо-

мента окончания действия эффекта от ремонта; период времени положительного

эффекта от ремонта; период времени с момента проведения одного ремонта до

момента проведения следующего ремонта; фактическое изменение коэффициентов

эксплуатации вследствие проведения ремонта; фактическое изменение коэффици-

ента падения дебита газа вследствие проведения ремонта.

По данной методике произведен расчет эффективности применения раз-

работанного состава ОИД, который по трем скважинам, заглушенным по пред-

лагаемой комплексной технологии на Ямбургском ГКМ, составил 8202174 руб.

Приложение к диссертации содержит сведения об эффективности выпол-

нения краткосрочной программы КРС в целом по ОАО «Газпром», включая ба-

зу данных по скважинам за 2004 г. на месторождениях газа на севере Тюмен-

ской области, находящихся на поздней стадии разработки. Приводится динами-

ка послеремонтного дебита на примере ряда скважин Медвежьего месторожде-

ния, а также сведения о материалах и современных технологиях, внесенных в

базу данных эксплуатационного фонда скважин ОАО «Газпром» и применяе-

мых, либо рекомендуемых к применению.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Предложен и реализован в рамках краткосрочной программы развития

ОАО «Газпром» (2001-2005 гг.) новый подход к выбору стратегии своевремен-

ного капитального ремонта газовых скважин, учитывающий причины возникно-

вения осложнений в системе «пласт-скважина» и базирующийся на информации

о технологиях и эксплуатационном фонде скважин, накапливаемой в созданном

банке данных.

2. Изучен зарубежный и отечественный опыт, проанализированы пер-

спективы и эффективность применения колтюбинговых технологий при ремон-

19

те нефтяных и газовых скважин, что позволило определить приоритетные на-

правления их применения в газодобывающей отрасли (от промывки забоев до

бурения вторых стволов). Удельный вес таких технологий за время реализации

краткосрочной программы составил 40 % от общего объема ремонтных работ, а

затраты времени и средств за счет внедрения разработанных на них регламен-

тов сократились в 1,1-2,0 раза.

3. С целью совершенствования технологий ремонта обводняющихся га-

зовых скважин на уровне изобретений разработаны следующие новые составы

технологических жидкостей и (или) регламенты на их применение:

- бурового ингибирующего раствора для первичного и вторичного вскры-

тия продуктивных пластов на основе фурфурилового спирта (Пат.№ 2203920

РФ.);

- облегченной жидкости (плотность 940-1010 кг/м3) глушения скважин на

основе реагента Praestol (технологический регламент);

- эмульсионного состава пониженной плотности (900-960 кг/м3) для глу-

шения газовых скважин в условиях АНПД (Пат.№ 2213762 РФ);

- облегченной инвертной дисперсии (плотность 550-900 кг/м3), обладаю-

щей способностью временного блокирования обводняющегося высокопрони-

цаемого газоносного пласта, для обеспечения его устойчивости в условиях

АНПД (снижение пластового давления до 0,6-0,4 от условного гидростатиче-

ского) и предупреждения образования глинисто-песчаных пробок (Пат.№

2176261 РФ). Разработаны временный технологический регламент и инструк-

ция на приготовление и применение ОИД для условий Ямбургского ГКМ

4. Для эффективного крепления призабойной зоны пласта механическими

(бурение ствола малого диаметра и его расширение) и гидродинамическими ме-

тодами (воздействие струей жидкости) разработан специальный технологиче-

ский инструмент (долота типа КЛС-139,7, расширители, гидромониторы МГСК-

168), а для химического крепления предложен новый фильтрующий материал на

основе пенополиуретана (А.С. № 1608330 СССР).

5. Для повышения качества установки цементных мостов предложен

гидромониторный способ их установки в скважинах, дано аналитическое опи-

сание процесса (Пат. № 2170334 РФ).

6. Для ограничения водопритоков скважины разработаны эффективные

изолирующие композиции на основе поливинилового спирта (Пат. № 2211306

20

РФ.) и способы их применения с помощью гибких труб в вертикальных, на-

клонных и горизонтальных газовых скважинах (Пат. № 2232265 РФ, Пат. №

2244115 РФ)

7. Разработана методика оценки технологической эффективности ре-

монтных работ в газовых скважинах, позволяющая объективно оценивать ожи-

даемый (плановый) и рассчитывать фактический эффект от применения любого

вида КРС (Отраслевое методическое руководство).

8. Применение современных технологий ГТ по разработанным регламен-

там при ликвидации водопритоков, глинисто-песчаных пробок и выводе скважин

из бездействия позволило только в 2002 году в ООО «Ямбурггаздобыча» полу-

чить экономический эффект в размере более 20 млн. рублей. Экономический

эффект от применения технологий ОИД за счет сокращения времени на глуше-

ние и обеспечения качества работ при вызове притока на трех скважинах Ямбур-

ского ГКМ составил в 2004 году более 8 млн. руб.

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 41 пе-

чатной работе, основные из которых:

1. Оськин В.Н. Двадцатилетний опыт борьбы с пескопроявлением на Ка-

симовском ПХГ / В.Н. Оськин, М.Г. Гейхман, В.П. Казарян, О.Г. Семенов // 40

лет – Калужскому, 20 лет – Касимовскому подземным хранилищам газа: Юби-

лейный сб. тр. // Обзорная информ. Сер. Транспорт и подземное хранение газа.

– М.: 1998. – С. 74-81.

2. Клюсов А.А. Классификация осложнений в системе «пласт-скважина»

и причин, их вызывающих / А.А. Клюсов, В.А. Клюсов, М.Г. Гейхман, А.А.

Ахметов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море,

2000. – № 2. – С. 35-39.

3. Зозуля Г.П. Опыт и особенности технологий ремонта скважин и обра-

ботки пластов с помощью установок «гибкая труба» на месторождениях Запад-

ной Сибири / Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман, В.М. Шенбергер, К.В. Бурдин.: Извес-

тия вузов. Нефть и газ, 2000. – № 5. – С. 100-107.

4. Гейхман М.Г. Технология проведения водоизоляционных работ в сено-

манских скважинах колтюбинговыми установками М-10 / М.Г. Гейхман, А.С.

Зотов, А.И. Райкевич. – М.: Нефть и Капитал. Технологическое приложение к

журналу, 2001. – № 1. – С. 36-37.

21

5. Зозуля Г.П. Перспективы применения колтюбинговых технологий при

капитальном ремонте скважин / Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман, А.В. Кустышев.:

Известия вузов. Нефть и газ, 2001. – № 6. – С. 55-59.

6. Шенбергер В.М. Бурение боковых горизонтальных стволов при ремон-

те скважин в Федоровском УПНП и КРС / В.М. Шенбергер, В.А. Гауф, Г.П. Зо-

зуля, М.Г. Гейхман, О.Н. Подкорытов. – Тюмень: Известия вузов. Нефть и газ,

2001. – № 6 – С. 65-70.

7. Зозуля Г.П. Теория и практика выбора технологий и материалов для

ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: Учебное по-

собие для вузов / Г.П. Зозуля, И.И. Клещенко, М.Г. Гейхман, Л.У. Чабаев –

Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. – 138 с.

8. Клещенко И.И. Составы для ограничения водопритоков в нефтяные и

газовые скважины / И.И. Клещенко, А.К. Ягафаров, М.Г. Гейхман.: Известия

вузов. Нефть и газ, 2003. – № 3. – С. 56-60.

9. Зозуля Г.П. Расчеты при капитальном ремонте скважин: Учебное посо-

бие для вузов / Г.П. Зозуля, В.М. Шенбергер, М.Г. Гейхман. – Тюмень:

ТюмГНГУ, 2003. – 188 с.

10. Гасумов Р.А. Технология очистки забоев газовых скважин на месторо-

ждениях Западной Сибири в условиях аномально низких пластовых давлений /

Р.А. Гасумов, М.Г. Гейхман, В.З. Минликаев // Обзорная информ. Сер. Бурение

газовых и газоконденсатных скважин, 2004. – 108 с.

11. Гасумов Р.А. Проведение капитального ремонта в скважинах место-

рождений Крайнего Севера, предотвращающего образование песчаных пробок

и разрушение призабойной зоны пласта / Р.А. Гасумов, М.Г. Гейхман, З.С. Са-

лихов, В.Г. Моисенко // Обзорная информ. Сер. Бурение газовых и газоконден-

сатных скважин., 2004. – 108 с.

12. Нифантов В.И. Эффективность ремонта газовых скважин на завер-

шающей стадии разработки месторождений / В.И. Нифантов, М.Г. Гейхман, С.И.

Иванов, Г.Н Либерман, А.Н. Харитонов, Ю.Н. Попов, Н.Е. Середа, А.А. Соколов.

// Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсат-

ных месторождений., 2004. – 65 с.

13. А.с. 1608330 СССР, А 1 Е 21 В 33/138, 33/13. Способ крепления при-

забойной зоны скважины / А.И. Бережной, М.Ф. Каримов, А.Г. Латыпов, В.А.

Кайгородов, М.Г. Гейхман, Г.Н. Либерман, В.В. Марчук, Н.А. Каланчина, О.А.

22

Тихомиров, Л.П. Табанина. - № 4394531; Заявлено 10.02.88; Опубл. 23.11.90,

Бюл. № 42.

14. А.с. 1611401 СССР, А 1 Е 01 D 39/00, Е 03 В 3/18. Способ получения пе-

нополиуретанового фильтрующего материала / А.М. Полещук, В.Н. Оськин, М.Г.

Гейхман, Н.В. Иванов. - № 4369919; Заявлено 24.12.87; Опубл. 07.12.90, Бюл. № 45.

15. Пат. 2170334 РФ, МКИ Е 21 В 33/13. Способ установки цементного

моста / В.Е. Дубенко, Н.И. Андрианов, В.И. Шамшин, М.Г. Гейхман. - №

99118277; Заявлено 24.08.99; Опубл. 10.07.2001, Бюл. № 19.

16. Пат. 2176261 РФ. Облегченная инвертная дисперсия / В.М. Кучеров-

ский, Г.С. Поп, А.С. Зотов, А.И. Райкевич, М.Г. Гейхман, Е.Г. Леонов, А.Н. Ко-

валев. – № 2000111828/03; Заявлено 15.05.2000; Опубл. 20.02.2005, Бюл. № 5.

17. Пат. 2203920 РФ, МКИ6 С 09 К 7/00. Буровой раствор / Г.П. Зозуля, М.Г.

Гейхман. Т.В. Грошева и др.- № 2001113592; Заявлено 18.05.2001; Опубл. 10.05.2003,

Бюл. № 13

18. Пат. 2232265 РФ, МКИ7 Е 21 В 43/32. Способ изоляции притока пла-

стовых вод в скважину / С.К. Сохошко, В.К. Романов, И.И. Клещенко, М.Г.

Гейхман. - № 2003107662; Заявлено 20.03.2003; Опубл. 10.07.2004, Бюл. № 19.

19. Пат. № 2213762 РФ, МКИ7 Е 21 В 43/12. Эмульсионный состав для

глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин / И.И. Клещенко,

С.К. Сохошко, Н.Е. Юшкова, А.В. Кустышев, М.Г. Гейхман, В.В. Дмитрук,

Я.И. Годзюр. - № 2002105033/03; Заявлено 26.02.2002; Опубл. 10.10.2003, Бюл.

№ 28.

20. Пат. № 2211306 РФ, МКИ7 Е 21 В 33/138. Состав для ремонтно-

изоляционных работ в скважинах / И.И. Клещенко, С.К. Сохошко, А.В. Кусты-

шев, М.Г. Гейхман, В.В. Дмитрук, Я.И. Годзюр. – Заявлено 11.03.2002; Опубл.

27.08.2003, Бюл. № 24.

21. Пат. 2244115 РФ, МПК7 Е 21 В 43/32, 33/13. Способ изоляции притока

пластовых вод / Я.И. Годзюр, А.В. Кустышев, И.А. Кустышев, М.Г. Гейхман,

А.В. Афанасьев. - № 2003117291; Заявлено 09.06.2003; Опубл. 10.01.2005, Бюл.

№ 1.

Соискатель М.Г. Гейхман

23

Подписано к печати _______ 2005 г. Бум. писч. №1

Заказ № ____ Уч.-изд. л.

Формат 60×84 1/16 Усл. печ. л.

Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж 100 экз.

Издательство «Нефтегазовый университет»

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

625000, Тюмень, ул. Володарского, 38

Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет»

625039, Тюмень, ул. Киевская, 52