Дополнение с описанием технологий (стр. 1 )

Дополнение с описанием технологий

1.1. Технология активного многофункционального водородно-импульсного воздействия на зону вскрытия продуктивного пласта горюче-окислительными смесями (ГОС), содержащими высокоэнергетические компоненты гидрореагирующих составов (ГРС) и катализаторы разложения парафина (КРП).

1.

Разработанная технология направлена на решение проблемы повышения производительности скважин путём активного (многофункционального) водородно-импульсного физико-химического воздействия на зону вскрытия продуктивного пласта различными горюче-окислительными смесями (далее за текстом – ГОС), содержащими высокоэнергетические компоненты гидрореагирующих составов (далее за текстом – ГРС) и катализаторы разложения парафина (далее за текстом – КРП).

ГРС – вещества, которые при определённых условиях могут гореть в воде с выделением атомарного и молекулярного водорода. Синтезируются на основе активированных соединений, бора, лития и их гидридов. Реакции ГРС с водой всегда первичны даже в среде кислорода, азотной кислоты и других сильных окислителей.

ГОС – смеси, основу которых составляют комплексные соединения нитратов аммония, мочевины, нитритов натрия и соединений с сопряжёнными (¾ C º N =)n связями, относящихся к классу полимерных нитрилов. В смеси вводят добавки, ускоряющие или замедляющие процесс их разложения, а также антикоррозионные присадки.

КРП – химическая система запуска и стабилизации, последовательно идущих реакций высокомолекулярных парафинов с компонентами ГОС. Составляющие КРП относятся к классу многоатомных спиртов и полимерных аминонитрилов с включениями интерметаллидов и добавками комплексных солей железа и щелочных металлов.

Скорость горения и разложения системы ГРС – ГОС и, соответственно, снижение температуры теплоносителей, регулируется введением аммиачных растворов и солей, подверженных щелочному гидролизу.

Приготовленные реагенты представляют собой высокоэнергетические источники тепла и химически активного газа. Их закачивают в призабойную зону (а при необходимости и в пласт), где под действием внутрипластовой температуры они начинают окисляться и, разлагаясь выделять атомарный и молекулярный водород, оксиды азота и углерода, пары азотной и соляной кислот. Они многофункционально действуют на пласт и флюид.

Горячие газы обеспечивают плавление парафина, его изомеризацию и дальнейшее превращение и разложение АСПО на бензиновые фракции и метан. В реакциях системы ГРС – ГОС газы выделяются импульсно, создавая импульсы давления, а дискретно-импульсная подача энергии во много раз превосходит действие любого взрывчатого вещества. В породе возникают новые системы трещин и расширяются имеющиеся. В них конденсируется паровая фаза, газы - СО2; NO2; N2O3; HCl образуют c водой кислоты, которые растворяют поверхность породы и аморфные образования.

При неравномерном нагреве песчинки и частицы породы расширяются также неравномерно, изменяют положение, «закрепляя» трещину при падении внутрипластового давления.

Доказано, что уникальные свойства химических источников энергии способны обеспечить при одной обработке ПЗП разложение до 1900 кг парафина.

В результате многостадийного физико-химического воздействия на породу пласта и его органическую часть пористость и проницаемость коллектора резко возрастает и, соответственно, повышается приток флюида.

Но главное - в условиях внутрипластовых давлений и температур при каталитическом влиянии песчаных пород, глин и алевролитов вода становится источником – водорода, а его образование в смеси с газообразными оксидами – цепным процессом. Под их влиянием разрушается связь: порода – углеводород и повышается полнота извлечения флюида.

Таким образом, производительность скважин растёт за счёт:

§  крекинга - пиролиза парафинов разрушения АСПО и связи порода - углеводород,

§  дополнительного трещинообразования и расширение пор,

§  растворения остатков бурового раствора и пенообразователей органического и неорганического происхождения, используемых при бурении и освоении скважин;

§  снятия скин-эффекта;

§  укрепление сыпучих пород и пр.

2.

В зависимости от состояния скважины и ее геолого-технических параметров подбирается химический состав используемых веществ и технологический режим обработки зоны вскрытия продуктивного пласта.

Суспензии рабочих растворов (системы ГОС - ГРС) готовятся непосредственно у скважины и закачиваются по НКТ, согласно утвержденного плана работ.

Водород, который выделился при реакции ГРС с водой, - является теплоносителем. Он с высокой скоростью проникает в микротрещины и поры, увеличивая проницаемость пропитанной флюидом пластовой породы в призабойной зоне коллектора. При этом, газообразные продукты, которые являют собой тяжелые газы: NО2, О2, пары НNОз и за водородом проходят в пласт, избирательно окисляют там высокомолекулярные углеводороды, потому что их энергия активации наименьшая. В призабойной зоне в самом начале процесса создается кислая среда - идет растворение основных окислов и карбонатов, в конце обработки термохимии в конденсируемом состоянии образуется щелочь, которая способствует растворению алевролитовых пород и песчаников. Таким образом, функциональные возможности обработки пластовой породы повышаются.

Выделяющиеся при сгорании в процессе ВИФХВ газообразные продукты (водород, азот, оксиды углерода и азота) образуются также в результате естественных геохимических процессов и входят в состав природных пластовых флюидов (грунтовых и подземных вод, природного газа и нефти). Изменения концентрации газов – продуктов ВИФХВ – в природных средах даже при максимальном использовании исходных реагентов не превышает их начальных (природных) концентраций. Это можно объяснить тем, что большая часть природных окислов сорбируется либо химически связывается в пласте и призабойной зоне, а также жидкостях, находящихся в стволе скважины.

Основным рабочим телом процесса является атомарный и молекулярный водород, обладающий чрезвычайно высокой проникающей способностью в породу пласта.

Асфальтосмолопарафиновые отложения превращаются в бензиновые и газовые фракции. Разрушаются полимерные связи буровых растворов.

Конденсированные продукты реакций ВИФХВ – хорошо гидролизируемые и легко вымываемые соли, которые более безопасны для окружающей среды и здоровья человека, чем традиционные отрасли солянокислотные и глинокислотные обработки.

Химические источники энергии синтезированы в лабораторных условиях.

В технологиях ВИФХВ сведены в один комплекс три типа влияния на пласт:

§  термогазохимическое воздействие,

§  физико-химическое воздействие,

§  гидроимпульсное и репресионно-депрессионное воздействие.

1.2. Ограничение водопроявлений гидрофобизацией порового пространства ПЗП с последующей их ликвидацией облегченными спирто-цементными суспензиями в режиме неполного глушения газовых скважин.

На основе оценки основных направлений продвижения пластовой воды в призабойную зону сеноманских газовых скважин Уренгойского и Ямбургского месторождений, всестороннего анализа результатов водоизоляционных работ и установления основных факторов, способствующих повышению их эффективности, нами, с использованием методов математического моделирования, разработаны современные водоизоляционные составы и технология их использования на месторождениях Западной Сибири Тюменской области.

1.2.1. Гидрофобизация порового пространства прискважинной зоны пласта

С целью уменьшения капиллярного давления и капиллярно-связанной воды на начальном этапе обводнения рекомендуется проводить гидрофобизацию породы-коллектора ПЗС и изменение характера смачивания порового пространства. Вследствие гидрофобизации капиллярное давление, направленное в сторону несмачивающей жидкости – воды, препятствует ее проникновению, тогда как фильтрационное сопротивление для углеводородов, в небольшой по размерам зоне пласта вокруг скважины уменьшается, что улучшает условия притока нефти, конденсата и газа к скважине и способствует повышению степени извлечения углеводородов.

Основными критериями подбора добывающих скважин для обработки призабойной зоны гидрофобизующими композициями является снижение или отсутствие притока углеводородной продукции из-за внедрения в продуктивные пласты воды и формирования в прискважинной области зоны повышенной водонасыщенности.

Существенным отличием предлагаемых гидрофобизирующих композиций от известных, является использование высокоэффективных неионогенных и катионактивных ПАВ растительного происхождения в виде разбавленных растворов или инвертных эмульсий с повышенным содержанием углеводородной фазы.

Технология гидрофобизации заключается в порционной закачке углеводородных растворов ПАВ в газовую скважину через заданные промежутки времени в режиме неполного глушения скважины. После обработки наблюдается частичное или полное возобновление фильтрационных свойств и увеличение притока углеводородной продукции из пласта, в том числе из низкопроницаемых прослоек. При этом обводненность уменьшается.

Одним из основных моментов при проведении ОПЗ добывающих скважин является адаптация гидрофобизирующих композиций для каждой выбранной скважины. В лабораторных условиях для кернового материала данного пласта конкретного месторождения подбирают состав и концентрацию компонентов в гидрофобизирующей композиции. После приступают к промышленным работам.

1.2.2. Ликвидация водопроявлений облегчёнными суспензиями на водно-органической основе

На заключительной стадии разработки сеноманских залежей в результате значительного снижения текущего пластового давления и высокой проницаемости (до 2 мкм2) отдельных дренируемых пропластков, вскрытых перфорацией протяженностью до 45-55 м, из-за большого превышения гидростатического давления столба цементного раствора и продавочной жидкости над пластовым давлением в процессе проведения водоизоляционных работ традиционным методом происходит полное или частичное поглощение жидкости и цементного раствора. При переводе скважины на вышележащий объект расстояния между прежним и новым интервалом перфорации колеблются от 6–10 м до 89–104 м и в среднем составляет 33 м. Это приводит к необходимости многократной установки цементных мостов, бесконтрольной закупорке поровых каналов необводненной части пласта–коллектора цементным раствором и существенному снижению производительности скважин после освоения.

Предотвращение отрицательных последствий и продление периода безводной эксплуатации достигается созданием расширяющихся облегчённых цементных суспензий (РОЦС) на водно-органической основе.

Водоизоляционные работы проводятся одним агрегатом ЦА-320 при скоростях, не позволяющих производить глушение газовой скважины в процессе порционной закачки РОЦС. Используемые химически активные исходные составы и специфические полимерные материалы по своим свойствам обладают комплексом полезных физико-химических и технологических свойств. К ним относятся хорошая фильтруемость в пласт, селективность проникновения и отверждения, полнота отверждения, высокая адгезия к породе, применимость в скважинах с самыми различными геологическими условиями, простота закачки и другие свойства, обеспечивающие очень широкий диапазон применения составов, их технологическую и экономическую эффективность. Водоизоляционные составы широко испытаны при строительстве байкало-амурской магистрали и доказали свою эффективность при всех видах обводнения.

Технология с использованием предлагаемых составов применима при всех видах обводнения - по прослоям, подошвенном, по негерметичному цементному кольцу,- а также для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и паронагнетательных скважинах. Работы проводятся с подъемом и без подъема внутрискважинного оборудования в скважинах с любым способом эксплуатации.

1.2.3. Закрепление слабо сцементированных пород продуктивного пласта

Как известно, обводнение вызывает резкую потерю устойчивости рыхлых, слабосцементированных коллекторов с образованием на забое и в стволе скважины пробок из твёрдых частиц скелета и цемента горных пород, технологических жидкостей и пластовых флюидов. Поэтому в комлексе РИР актуальной является, особенно на завершающем этапе разработки месторождений, проблема закрепления слабоустойчивых коллекторов.

Нами разработана и предлагается к использованию новая технология закрепления слабосцементированных пород продуктивного пласта сеноманской залежи, предупреждающая вынос песка. Сущность новой технологии состоит в нагнетании в интервал продуктивного пласта, сложенного слабосцементированными песчано-глинистыми породами, инвертной эмульсии на базе газоконденсата или нефтепродуктов, включающей спецреагент с активным мономером, который в пластовых условиях полимеризуется в заданном промежутке времени с прочным закреплением слабосцементированной породы. Сроки объемного отверждения легко регулируются небольшими добавками инициаторов в диапазоне от 1-2 часов до суток. Это выгодно отличает предлагаемую технологию от известных.

1.3. Декольматация ПЗС путем совместного действия комплексообразующих фосфорсодержащих активных сред и переменных давлений в скважине.

Нами разработаны и апробированы на газоконденсатных месторождениях поверхностно-активные композиции, отработана технология их применения. Главными преимуществами разработанных композиций является:

1.  Отказ от традиционных высокоактивных кислот и замена их кислыми солями фосфорной и фосфоновой кислот, которые связывают ионы кальция, железа, алюминия и других поливалентных металлов без осаждения.

2.  Использование оксиэтилированных фосфоновых или фосфатидных кислот, которые наряду с эффективным связыванием ионов Са+2, Fe+3, Al+3 в процессе приготовления и растворения карбонатов и железосодержащих минералов (пирит, сидерит, шамозит и др.), обладают высокой комплексообразующей способностью и предупреждают вторичное осадкообразование.

3.  Использование поверхностно-активных веществ неионного и катионного типов как самостоятельно для очистки прискважинной зоны, ствола скважин и оборудования от остатков технологических жидкостей, так и в композиции с кислыми солями для повышения фильтрации, комплексообразования и предупреждения блокирования пористой среды продуктами реакции, а также облегчения их последующего удаления из ПЗС.

Опытно-промышленные испытания разработанных композиций на многочисленных скважинах показали наивысшую эффективность среди использованных реагентных обработок. С их помощью десятки неработающих скважин переведены в действующий фонд з высокими параметрами продуктивности – тыс. м3/сут. На сотнях низкопродуктивных скважин дебиты увеличились на 19-66 %. При этом температура на устье увеличилась от 7,5-12,5 до 10,8-14,1 оС, устьевые и забойные давления увеличились на 1,2-9,4 атм., а депрессия снизилась на 0,71-10,5 атм. Успешность очистки ПЗС превысила 90 %.

Такая высокая эффективность является результатом не только хорошо подобранных рецептур поверхностно-активных композиций, а й достигнута благодаря ряду технологических прийомов с поддержанием динамического режима ОПЗ. Среди самих важних из них можна виделить:

1.  Предварительное закачивание и выдержку в ПЗС определенного объема 0,05-1,0 %-ных растворов емульсионных композицій ПАВ для растворения АСПО и других органических отложений, а также для очистки скважин от загрязнений буровыми и тампонажными растворами.

2.  Закачиванием в промотую зону скважины поверхностно-активной композиции с продавливанием ее в пласт и обеспечением постоянного движения в поровом пространстве (свабирование) через эжектор газом из суседней скважины или цементировочным агрегатом.

3.  Освение и отработка скважины на факел с использованием 0,05-0,1 %-го раствора катионного ПАВ для удаления продуктов реакции, без выведения на робочий режим.

4.  Завершение процесса очистки прокачиванием подогретых поверхностно-активных композиций в органических растворителях продавливанием их газоконденсатом и последуюшей промывкой ПЗС в режиме репрессия ó депрессия цементировочным агрегатом.

5.  Освоение скважин с использованием азотной установки АГ-8 с полным удалением продуктов взаимодействия и стабилизации устьевых параметров.

Таким образом, активные фосфорорганические поверхностно-активные композиции обладают комплексом позитивных свойств. Кислые соли разрушают полимерглинистые образования, поровый и порово-пленочный цемент, не нарушая при этом целостности скелета породы-коллектора, а ПАВ, образуя хелатные комплексы с поливалентными металлами предупреждают вторичное осаждение и облегчают удаление продуктов реакции вместе с загрязнениями из скважины.

1.4. Комплексная технология глушения, освоения и консервации скважин в условиях высокопроницаемых коллекторов и переменных пластовых давлений инвертными дисперсиями (эмульсии, суспензии) плотностью (550÷1450) кг/м3.

1.

Технология реализуется за счет закачивания на забой специальной суспензии, при необходимости утяжеленной кислото-растворимыми карбонатными утяжелителями, при чем гидролиз и последующая клейстеризация происходит при опускании раствора к поглощающему пласту, где с ростом температуры происходит образование густого (до “нетекучести”) геля с заранее заданными параметрами.

Отличие данной технологии заключается в том, что раствор для блокирования призабойной зоны поглощающего пласта набирает необходимую вязкость во время движения в глубину скважины с ростом температуры, или со временем. Порция такого гелевого раствора доходит до продуктивного горизонта и блокирует его, поскольку за счет большой вязкости не проникает в поры коллектора. Раствор большой вязкости легко выталкивается из скважины во время освоения. Продавка может быть осуществлена технической водой или рассолом. В скважину с высоким пластовым давлением, при необходимости может быть закачан утяжеленный раствор, который реализуется дополнительным вводом на поверхности кислоторастворимых карбонатных утяжелителей, - например мела, доломита или измельченного мрамора. Высокая стабильность и термостойкость данного раствора обеспечивается до температуре 1400С.

Преимущества предложенного способа блокирования призабойной зоны поглощающих пластов по сравнению с известными следующие:

1.  - повышение качества блокирования призабойных зон поглощающих пластов;

2.  - снижение трудоемкости работы при блокировании;

3.  - сокращение срока и стоимости ремонта скважины;

4.  - сохранение фильтрационных свойств коллектора за счет непроникновения блокирующего раствора в пласт.

2.

Предлагаемые технологии глушения и освоения скважин в сложных геолого-технических условиях высокопроницаемых коллекторов и аномальных пластовых давлений основаны на использовании полидисперсных инвертных дисперсий (ИД), состоящих из эмульсионного раствора и дисперсного наполнителя в виде газонаполненных и/или цельных стеклянных, алюмосиликатных или полимерных микросфер. Эффект от применения ИД обеспечивается образованием дисперсным наполнителем сводовых перемычек и блокированием поровых каналов продуктивного пласта структурированной инвертной дисперсией микросфер.

Конкретная рецептура ИД подбирается для каждой скважины с учетом предыстории скважины, литологического строения, глубины залегания, петрофизических и коллекторских свойств продуктивных пластов, пластовых давлений, температуры и других факторов. С учётом решаемых задач и состава ИД подразделяются на облегченные (ОИД), которые применяются при низком пластовом давлении и утяжеленные (УИД), использующиеся в скважинах с высоким пластовым давлением.

ОИД предназначены для глушения скважин в сложных геологических условиях высокопроницаемых коллекторов (Кп>30%) и низких или аномально низких пластовых давлениях. На сегодняшний день они являются единственной технологической системой, обеспечивающей надежное и качественное глушение скважин в условиях высокопроницаемых сеноманских газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири Тюменской области.

Отсутствие фильтрации в пласт ОИД и технологических жидкостей применяемых при ремонте скважин – ключевой фактор при ремонте скважин с дефицитом пластовой энергии. Все современные существующие системы ("Превоцел", УТЖ-VIP, "АФРОНИКС", "Аэроник" и т. п.) основаны на проникающем блокировании порового пространства песчаников в прискважинной зоне пласта. В связи с этим полное деблокирование зоны проникновения затруднено из-за дефицита пластовой энергии. ОИД блокирует поровые каналы по типу сводовых перемычек на входе в пористую среду и заполнения пространства между ними деформируемыми глобулами эмульсий, что исключает фильтрацию жидкостей глушения в поровое пространство.

ОИД обеспечивает максимальный уровень противофонтанной безопасности ремонтных работ так как при применении ОИД обеспечивается циркуляция жидкости в скважине и визуальный контроль уровня жидкости на устье.

ОИД - промывочная жидкость многократного использования. Очистка ОИД от шлама производится стандартными методами с использованием вибросит, сепараторов, центрифуг. Для приготовления ОИД не требуется специального оборудования и дополнительного обучения персонала.

Справедливость указанных преимуществ ОИД подтверждена опытно-промышленными испытаниями технологии глушения на 27 сеноманских газовых скважинах Ямбургского газоконденсатного месторождения с текущими параметрами: пластовое давление в скважинах на момент проведения ремонтных работ - 3-4 МПа, средневзвешенная проницаемость песчаника по газу –1,5 Д. Все скважины успешно заглушены с уровнем жидкости на устье. При этом среднее время глушения скважины составило 6-8 часов. После окончания ремонтных работ скважины освоены методом компрессирования в течение 12-18 ч. Экономический эффект от внедрения ОИД составил от 4 до 8 млн рублей на 1 скв.-ремонт.

Нашими специалистами разработаны и успешно испытаны на трёх неокомских скважинах ЯГКМ (глубина м) с коэффициентом аномальности Ка=0,48-0,6 эффективные ОИД.

Для глушения ачимовских скважин с высоким пластовым давлением разработаны утяжеленные составы с одновременным переходом на экологически более безопасные биоразлагаемые эмульгаторы-стабилизаторы. Созданы рецептуры УИД, предназначенные для ликвидации поглощений промывочных жидкостей при бурении скважин и вскрытия продуктивных пластов.

Отличительной особенностью УИД является использование цельных микросфер с плотностью кг/м3, а при плотностях превышающих 1700 кг/м3 - цельных микросфер в сочетании с традиционными утяжелителями.

Комплексная технология включает:

1.  Экологически чистый “Реагент для инвертных эмульсий, суспензий и эмульсионно-суспензионных систем”, совместимый с большинством технологических жидкостей.

2.  Создание на базе “Реагента…” высокоустойчивых нефильтрующихся композиций на маслянной основе с регулированными плотностью в пределах кг/м3 и структурно-реологическими свойствами от легко текучей жидкости до гелеобразной системы.

3.  Высокопроизводительное малогабаритное эжекторно-вакуумное диспергирующее устройство с регулированными рабочими параметрами для быстрого приготавливания устойчивых многокомпонентных систем и облегчения освоения скважин.

4.  Специальную технологию и способ приготовления облегчённых или утяжелённых инвертных дисперсий с заданными свойствами как на основе твердых частиц заданного фракционного состава, так и с использованием полидисперсных материалов и коллоидных систем.

5.  “Способ глушения скважин в условиях низких пластовых давлений” (до 0,15 от гидростатического) или “Способ глушения скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений” (до 2,5 от гидростатического) комплексным использованием физических и коллоидно-химических свойств отдельных ингредиентов и композиций на их основе.

6.  Технологию проведения работ на скважине (глушение, консервация) в условиях высоко - и низкопроницаемых коллекторов, низких или аномально высоких пластовых давлений.

7.  Технологию освоения скважин как на стадии ввода в эксплуатацию после бурения, так и после завершения ремонтных работ.

·  КОНСЕРВАЦИЯ СКВАЖИН НЕФИЛЬТРУЮЩИМИСЯ ИНВЕРТНЫМИ МИЦЕЛЛЯРНЫМИ ДИСПЕРСИЯМИ (ИМД) на растительной масложировой основе позволяет защитить внутрискважинное оборудование от коррозии, предотвратить загрязнение продуктивного пласта фильтратами и частицами твёрдой фазы, способствовать очистке ПЗС от остатков бурового раствора.

1.5. Вторичное вскрытия продуктивных пластов в поверхностно-активных и химически активных кислотных системах регулируемой плотности (490 – 2100 кг/м3) на углеводородной основе.

Детальный учет факторов, снижающих эффективность кумулятивной перфорации, позволил нам предложить несколько вариантов эффективной перфорации и освоения скважин в системах на углеводородной основе.

1.  По первому из них, необходимым условием успешного проведения работ является очистка ствола скважины, резервуаров, манифольда, задвижек и других элементов циркуляционной системы от остатков бурового раствора и использование активных жидкостей перфорации для очистки фильтрационных каналов. Наиболее мягкими по степени воздействия, и в то же время достаточно эффективными среди них, оказались растворы маслорастворимых и водомаслорастворимых поверхностно-активных веществ, которые, благодаря существенному снижению межфазного натяжения на границе раздела с проникшим фильтратом, способствуют его последующему удалению. При этом вместе с жидкостью частично удаляются и твердые кольматанты. Это подтверждено многочисленными лабораторными и промысловыми испытаниями. При перфорации в углеводородном микроэмульсионном растворе таких, специально разработанных ПАВ на растительной основе, снижающих межфазное натяжение до мН/м продуктивность скважин увеличивается в среднем на 18 %. При этом в послеремонтный период эксплуатации не происходит cнижения продуктивности скважин, как это происходило при использовании водорастворимых ПАВ. Напротив, отмечается стабилизация работы скважин, а в отдельных случаях - увеличение дебита во времени, вероятно, вследствие диспергирования частиц-кольматантов при движении в пористой среде и постепенного их выноса из пласта в скважину.

Технология требует строгого учёта предыстории вскрытия пласта, освоения и разработки скважин. Прежде всего это относится к оценке природы и качества технологических растворов, применявшихся ранее при заканчивании скважин и проведении капитальных ремонтов. В случае использования растворов на водной основе, скважину и оборудование предварительно очищают от остатков бурового раствора и продуктов коррозии, а затем производят закачку в пласт органических или водно-органических растворов ПАВ, не образующих устойчивых эмульсий с пластовыми флюидами, но обладающих низким межфазным натяжением на границе раздела с ними. Благодаря этому обеспечивается диспергирование и удаление фильтрата технологических растворов из пласта.

Наряду с этим, перед проведением работ, кроме оценки состава и свойств жидкостей перфорации, необходим тщательный анализ:

·  емкостно-фильтрационных и литолого-фациальных характеристик пласта, его расчлененности;

·  расстояния интервалов, намеченных к перфорации от газонефтеводонасыщенных горизонтов, газонефтяного и газоводяного контактов;

·  состояния обсадной колонны и цементного камня за ней.

2.  В условиях низких пластовых давлений рекомендуется технология проведения прострелочных работ в облегчённых дисперсиях (ОИД) на углеводородной основе.

Отличительной особенностью предлагаемых облегчённых перфорационных сред является:

·  Использование для облегчения инвертных эмульсий высокопрочных (до 180 МПа) газонаполненных микросфер, позволяющих регулировать плотность ОИД в диапазоне 900-500 кг/м3;

·  Регулируемая фильтрация ОИД от 0 до 24 см3/30 мин (в фильтрате только углеводородная среда или тонкодисперсная суспензия);

·  Высокая термическая, агрегативная и седиментационная устойчивость.

1.6. Ликвидация межколонных перетоков и газопроявлений в скважинах с использованием маловязких химически активных реагентов или герметизирующих полимерных растворов на органической основе.

1.

Технология широко опробована в скважинах газовых и газоконденсатных месторождений Украины и получила высокую оценку промысловиков.

Применение технологии обеспечивает:

— высокое качество герметизации межтрубного пространства за счет использования широкого спектра разработанных рецептур.

Преимущества перед аналогами:

§  полное закупоривание каналов малых и средних размеров на достаточную глубину;

§  высокая проникающая способность закупоривающих рецептур;

§  проведение работ без участия бригад капитального ремонта скважин.

Описание технологии

Проведенные исследования показали, что наиболее приемлемым методом исключения межколонных давлений является закачка блокирующих смесей на основе водных растворов солей. Имея большую проникающую способность, насыщенный солевой раствор под действием давления газа проникает в глубь каналов перетока.

Технология ликвидации межколонных давлений разработана на основании лабораторных исследований насыщенных растворов солей получаемых на установке очистки газа и промышленных веществ, а также известных технологий тампонирования скважин.

Выбор закупоривающих смесей зависит от величины и интенсивности межколонного давления. Оптимальный объем определяется размером кольцевого сечения между эксплуатационной колонной и НКТ и составляет 2-2,5 м3.

По результатам исследований наиболее приемлемыми являются смеси "карбонат" и "карбосиликат".

Составы закупоривающих смесей.

Закупоривающие смеси на основе водных растворов солей имеют вязкость воды, что обеспечивает их высокую проникающую способность. Закупорка микроканаллов кристаллами солей объясняется их свойствами. Известно, что растворимость многих солей повышается при повышенных температурах. Эта способность и положена в основу образования закупоривающих смесей

Исследованиями установлено, что глубина проникновения закупоривающей смеси на основании насыщенных солевых растворов зависит от:

- размеров канала;

- разности температур растворов и окружающей среды;

- перепада давления в системе скважина - окружающая среда.

Растворы солей большой концентрации имеют высокую закупоривающую способность при наличии цементного камня и отсутствии притока воды.

Двухкомпонентная смесь "карбонат".

При поступлении в межколонное пространство воды кристаллы соли могут растворяться и возобновлять межколонное давление. В таких условиях необходимо использовать закупоривающую смесь, в которой твердая фаза была бы нерастворима в воде и углеводородах.

Образованная смесь представляет водную тонкодисперстную суспензию.

Многокомпонентная смесь "карбосиликат"

В связи с тем, что смесь "карбонат" имеет низкую вязкость, то поддержание его закупоривающих свойств возможно при постоянном движении раствора и приготовлении его непосредственно у скважины. Эти недостатки устранены в смеси "карбосиликат". Она имеет высокую седиментационную стойкость, что позволяет использовать ее на длительном промежутке времени и приготавливать заранее.

Смесь "карбосиликат" получают путем реагирования растворов солей и силикатов. Полученная смесь имеет гелеподобную суспензионную форму нерастворимых солей, которые кольматируют газопроводящие каналы. Вязкость смеси 20-25 с, что обеспечивает высокую проникающую способность под действием перепада давления.

При большой проницаемости каналов, с целью повышения кольматации, перед закачкой солевых растворов возможно введение наполнителей.

Технология проведения работ на скважинах

Перед началом работ проводят подготовительные и исследовательские операции:

- проверка исправности манометров на фонтанной арматуре и целостность задвижек;

- установление времени удаления межколонного давления стравливанием газа до минимальной величины и набор его до максимальной;

- проведение геофизических исследований с целью установления перетока газа;

- обвязка трубного пространства с цементировочным агрегатом;

- опрессовка обвязки на 1,5-кратное рабочее давление;

- приготовление закупоривающей смеси.

Для приготовления солевого раствора используется цементировочный агрегат (ЦА-320) и транспорт для подвоза материалов и при необходимости паропередвижная установка (ППУ).

После приготовления (объем и температура отвечают заданным условиям) раствор с максимальной скоростью закачивают в затрубное пространство.

Столб жидкости, двигаясь по кольцевому разрезу под действием давления газа проникает в микроканалы закупоривая их. Через 15-20 минут смесь необходимо поднять к устью и дать возможность вновь пройти через дефекты колонны, после чего смесь удаляют из скважины.

Обычно объем смеси составляет 1,5-2 м3.

Результаты внедрений технологии ликвидации межколонных перетоков.

Основными показателями эффективности использования закупоривающих смесей и технологии внедрения служит уменьшение величины межколонного давления (или полное его отсутствие), а также долговечность действия закупоривающей смеси.

Внедрение солевых растворов в качестве закупоривающих смесей работы по ликвидации межколонных давлений проводились на скважинах подземного хранения газа (ПХГ):

На скважинах 7 и 56 Червонопартизанского ПХГ

На скважинах № 000, 142 и 168 Солоховского ПХГ

Внедрение технологии карбонат проведено:

На скважине № 16 Розпашновского ГКМ

На скважине № 1 Южно-Яблуновского ГКМ

На скважине № 52 Машевского ГКМ

Внедрение технологии смеси "карбосиликат":

На скважине № 4 Новотроицкого ГКМ

На скважине № 6 Абазовского ГКМ

Полученные положительные результаты подтверждают возможность использования разработанной технологии и рецептуры при ликвидации межколонных давлений на большинстве газовых и газоконденсатных скважин. Для повышения надежности проводимых работ каждую скважину необходимо исследовать. Определив точное место перетока, наличие цементного камня, время стравливания и набора межколонного давления выбирают методику проведения работ и рецептуру раствора для каждого конкретного случая.

2.

Основываясь на ранее апробированных технологиях ликвидации межколонных перетоков газа с помощью инвертних меловых дисперсий (ИМД), для устранения газопроявлений нами предлагаются новые подходы, которые базируются на использовании микроэмульсий и эмульсионно-суспезионных систем на органической основе с предварительной гидрофобизацией разгерметизированного порового пространства. Технология реализуется в двух вариантах.

По первому из них, после гидрофобизации, тампонирование проводят маловязкими дисперсными системами, целостность и состав которых в затрубном пространстве поддерживаются гелевой висячей пробкой с высокой когезионной прочностью, которая обеспечивает технологичность скользящей заливки и предупреждает загрязнение и кольматацию ПЗС.

По второму варианту, после гидрофобизации, прифильтровую зону заполняют высоковязкой блокирующей тиксотропной инвертной дисперсией (условная вязкость по СПВ – не течет, фильтрация в пластовых условиях – отсутствует), а затрубное пространство заполняют герметизирующей дисперсией под давлением, равным пластовому, с выдержкой в течение 2-5 часов.

Герметизация газопереточных каналов происходит, благодаря низкому межфазному натяжению и высокой проникающей способности тампонирующего материала на органической основе, закупорки их гидрофобизированными частицами твердой фазы-каркаса, размеры которой изменяются от 0,1 до 500 мкм и последующим структурированием дисперсии. Высокая прочность и длительность герметизации обусловлена, на наш взгляд, структурированностью дисперсии и прочностью ее адгезионного контакта с поверхностями как металлических труб, так и порового пространства ПЗС. С другой стороны, благодаря мицеллярной сорбции и солюбилизации воды с поверхности поровых каналов, которые герметизируются, обеспечивается хороший контакт чистой поверхности с герметиком, надежная и длительная герметизация газопроводящих участков хемосорбированными молекулами и структурированной системой с высокой когезионною прочностью.