ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

По результатам стендовых испытаний установлено, что устройство соответствует заявленным техническим характеристикам, требованиям стандартов и технической документации.

Список литературы

1.Суковицын В.А. Совершенствование технологий восстановления герметичности крепи и промывки скважин в условиях значительного падения пластовых давлений. спец. 25.00.15 г.Ставрополь, 2013 г.

2.Патент РФ на изобретение № 2060356 Поршневая желонка для очистки забоя скважины. Авт. Ларионов Г.В., Вшивков А.М., Миков Ю.И. Заявка №

93026826/03 от 26.05.1993.

3.Кабдешева Ж.Е. Разработка технологий эксплуатации скважин и обработки призабойной зоны струйными насосами.Автореф. дисс. канд. техн. наук.спец. 25.00.17 г Москва, 2003 г.

ПРОМЫВКА ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК С ПОМОЩЬЮ КОЛТЮБИНГОВЫХ УСТАНОВОК

Ваганов Ю.В., Юнингер Я.А., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

В настоящее время газ является неотъемлемой частью стратегических природных запасов, определяющих энергетическую жизнеспособность и стабильность Российской Федерации, и в обозримом будущем его роль будет непрерывно возрастать, поэтому поддержание на должном уровне и увеличение добычи природного газа и газового конденсата является важнейшей задачей отрасли.

Разработка газовых и газоконденсатных месторождений с газовым режимом работы характеризуется тремя периодами эксплуатации: периодом нарастающей добычи газа, периодом постоянной добычи газа и периодом падающей добычи газа. Если периоды нарастающей и постоянной добычи газа характеризуются относительно стабильной работой эксплуатационных скважин, то период падающей добычи, как правило, сопровождается осложнениями в работе скважин. Наиболее характерные из них: накопление воды на забое скважин, образование песчано-глинистых пробок, разрушение призабойной зоны, деформация эксплуатационных колонн и др., что может привести к сокращению сроков эксплуатации и снижению экономически рентабельного промышленного коэффициента газоотдачи.

Появление песка на забое происходит практически во всех газовых скважинах и связано в основном с механическими свойствами продуктивного пласта. При снижении пластового давления в процессе разработки газовых месторождений происходит ускоренное разрушение скелета горных пород продуктивного пласта и, как следствие, вынос песка из пласта в скважину. Иногда глинисто-песчаная пробка достигает нескольких десятков и даже сотен метров. Пробка перекрывает интервал перфорации, пре-

81

пятствует движению газа из пласта, вплоть до полного прекращения добы-

чи [1].

Удаление глинисто-песчаных пробок из скважин является наиболее распространенным видом ремонтно-восстановительных работ (РВР) на ряде газовых и газоконденсатных месторождений, находящихся на завершающей стадии эксплуатации. В последние годы в мировой практике проведения РВР все чаще используются колтюбинговые установки с колонной гибких труб (КГТ).

Разработанные на основе использования КГТ технологии имеют существенные преимущества по сравнению с традиционными методами в следующих аспектах:

технологический– возможность проведения работ без предварительного глушения скважин, а также выполнение различных работ в сильно искривленных скважинах, что предопределяет увеличение производительности агрегатов в несколько раз;

экономический– высокая эффективность оборудования, реализующего данную технологию спускоподъемных операций колонны труб; сокращение времени выполнения капитального ремонта скважин

(КРС);

экологический– уменьшение загрязненности непосредственно устьевой площадки, сокращение объёмов применяемых технологических жидкостей, сохранение герметичности устья скважины, исключение приготовления жидкости для глушения скважин;

социальный– улучшение условий труда бригады за счет полного исключения работ, выполняемых под открытым небом (свинчиваниеразвинчивание резьбовых соединений насосно-компрессорных труб (НКТ), выброс труб на мостки и т.п.). При этом обеспечивается полное исключение ручного труда (кроме работ по монтажу-демонтажу агрегата) при сокращении численности обслуживающего персонала.

Тем не менее, применяемые агрегаты не лишены недостатков. Опыт эксплуатации колтюбинговых установок показывает, что не все скважины можно отремонтировать с их помощью. Применение гибкой трубы для очистки скважины от глинисто-песчаных пробок имеет следующие ограничения:

− допустимая глубина спуска КГТ зависит от соотношения длины и диаметра, которые, в свою очередь, определяют ее пропускную способность;

− допустимые подача и давление закачки; − возможность достижения гидромониторного эффекта для размыва

глинисто-песчаной пробки; − достижение скорости восходящего потока и радиальный зазор

между КГТ и НКТ, которые обеспечивают удовлетворительную очистку забоя и вынос шлама на дневную поверхность.

82

Для эффективного размыва песчаной пробки с использованием колтюбинговой установки необходимо обеспечение гидромониторного истечения жидкости из насадок промывочного устройства, но из-за больших потерь давления в КГТможно добиться. Поэтому для решения вопроса промывки прочных глинисто-песчаных пробок большой толщины, возникает необходимость разработки специальных устройств и технологии, ускоряющих процесс размыва глинисто-песчаных пробок с применением колтюбинговых установок.

При использовании колтюбинговых установок технически возможно осуществление только прямой циркуляции. При промывке песчаных пробок нужно предусмотреть расход промывочной жидкости, обеспечивающий скорость восходящего потока жидкости с песком, превышающую скорость падения частиц пластового песка в статических условиях. Кроме того, процесс выноса пластового песка значительно зависит от структурной вязкости применяемой жидкости.

Для очистки ствола скважины лучше всего подходят промывочные жидкости с высоким отношением предельного динамического напряжениясдвига к пластической вязкости, тем самым можно снизить потери давления в КГТ. В условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД) наилучшие результаты по промывке глинисто-песчаных пробок достигаются с использованием пенных систем. Использование пенных систем в качестве промывочного агента позволяет: быстро изменять забойное давление путем регулирования плотности пены; повысить механическую скорость промывки пробки; снизить расходы жидкости на 20-30 % вследствие высокой удерживающей способности пены; минимально воздействовать на продуктивный пласт.

Внастоящее время около 75 % колтюбинговых установок, используемых в России и СНГ, произведено компанией «Fidmash» (Республика Беларусь). Это предприятие является ведущим производителем колтюбингового оборудования в Евразии.

Внастоящее время предприятие выпускает колтюбинговые установки трех классов (легкого, среднего и тяжелого) для работы на суше или морских платформах.

Для проведения работ по ликвидации гидратных, парафинистых, глинисто-песчаных отложений и пробок, кислотной обработке призабойной зоны и др.

Применяются колтюбинговые установки лёгкого класса (МК10Т-10,

МК10Т-30).

При промывке глинисто-песчаных пробок в качестве промывочных жидкостей используют ньютоновские и неньютоновские типы жидкостей [2, 3]. К первой группе относятся вода, соляные растворы на воде, углеводородные жидкости (дизельное топливо, очищенная нефть и т.п.). Все они имеют постоянную вязкость. Вторую группу составляют буровые раство-

83

ры и гели. Для них характерно наличие зависимости вязкости от условий течения, они обладают ярко выраженными релаксационными свойствами, а зависимость между скоростью и напряжением сдвига у них нелинейно.

Помимо описанных групп используют сжимаемые жидкости, содержащие газ. К ним же, правда, с определенной условностью могут быть отнесены и пены, поскольку они представляют собой газожидкостную эмульсию. В качестве жидкости для образования пен используют воду или нефть, в качестве газа – азот.

Вкачестве промывочного агента используют также и газ, в подавляющем большинстве случаев – это азот. К положительным его свойствам следует отнести нетоксичность, инертность, плохое растворение в воде и углеводородных жидкостях. Использование газа позволяет резко снизить величину гидростатического давления на забой скважины.

Технология промывки глинисто-песчаной пробки с использованием пенных систем заключается в следующем [4].

Промывку пробки проводят под давлением без глушения скважины, Размывглинисто-песчаной пробки ведется струей пены через насадку на конце ГКТ. Продукты разрушения пробки выносятся пеной по кольцевому пространству между КГТ и колонной НКТ. Причем плотность пены подбирается такимобразом, чтобы обеспечить промывку скважины на равновесии. Это исключает загрязнение призабойной зоны продуктами разрушения глинисто-песчаной пробки.

Впроцессе промывки песчаной пробки накладываются следующие ограничения.

Допустимое давление нагнетания промывочной жидкости не должно превышать:

− давление опрессовкиКГТ; − давление, допустимое на превенторе;

− давление, допустимое на герметизаторе колтюбинговой установки.

Давление на выкиде скважины со сбросом пены в сепаратор не должнопревышать 0,3 МПа.

Допустимая скорость пенной системы, исключающая абразивный износ оборудования, не должна превышать 10 м/с.

Впроцессе промывки глинисто-песчаной пробки применяются азотно- компрессорные установки. Работа самоходной азотной компрессорной станции СДА-20/251 основана на получении из атмосферного воздуха инертной смеси, путем удаления большей части кислорода в мембранных картриджах, с целью использования при проведении работ по освоению и ремонту нефтяных и газовых скважин, при проведении различных технологических операций в нефтегазодобывающей промышленности, а так же

вобщепромышленных целях. При подаче воздуха в мембранный картридж, молекулы кислорода, воды и прочее проникают через молекуляр-

84

ное «сито» полых волокон и выводятся наружу, а большие по размерам молекулы азота попадают в напорную линию (рис. 1).

В зависимости от структуры, поперечных размеров и прочих условий полые волокна обладают определенной селективностью, т.е. способностью выдать азот большей степени очистки.

Рис. 1. Принципиальная схема газоразделения в мембранном картридже азотной установки

Установка СДА-20/251 монтируется на высокопроходимом четырёхосном шассиМЗКТ. Регулирование производительности осуществляется изменением частоты вращения двигателя.

При работах по ремонту скважин азот используется для обеспечения взрыво- и пожаробезопасности и применяется обычно в виде пенных растворов. Использование азота позволяет гарантировать безопасность при выполненииработ, а также сократить время ремонта скважин и количество требуемых технологических операций.

После промывкиглинисто-песчаной пробки скважина вводится в

эксплуатацию без проведения каких-либо дополнительных работ (кроме извлеченияКГТ).

Список литературы

1.Проблемы и перспективы колтюбинговых технологий в газодобывающей отрасли / М.Г. Гейхман М.Г., Г.П. Зозуля, А.В. Кустышев, М.В. Листак // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, 2007,- 112 с.

2.Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб / С.М. Вайншток, А.Г. Молчанов, В.И. Некрасов, В.И. Чернобровин.- М.: Изд-во Академии горных наук, 1999.- 224 с.

3.А.И. Булатов. Колтюбинговые технологии при бурении, заканчивании и ремонте нефтяных и газовых скважин.- Краснодар: Изд-во «Просвещение-Юг», 2008.- 370 с.

4.Гасумов Р.А и др. Пенные системы для бурения и ремонта скважин / Р.А. Гасумов, А.В. Калинкин, М.Г. Гейхман,- М.: ИРЦ Газпром, 2008,- 269 с.

85

ПРИМЕНЕНИЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКОГО ПРОППАНТА ПРИ ГИДРОРАЗРЫВЕ ПЛАСТА: ПРЕИМУЩЕСТВА ТЕХНОЛОГИИ, ПУТИ ДАЛЬНЕЙШЕГО РАЗВИТИЯ

Кустышев А.В., Калинин В.Р., Козлов Е.Н., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Волго-Уральский нефтегазоносный бассейн является одной из наибольших нефтегазоносных областей России. В Оренбургской области, расположенной в Волго-Уральском регионе, разрабатывается более 100 нефтяных и газовых месторождений, которые характеризуются большим разнообразием свойств пласта. Для пластовых жидкостей характерны высокое значение пластового газосодержания и давления насыщения. В настоящее время большинство пластов истощены и работают при забойном давлении ниже давления насыщения. Это ведет к появлению многофазного и турбулентного потока в трещине ГРП, что значительно снижает добычу. В результате снижается эффективность ГРП с применением стандартных расклинивающих агентов.

Существенной проблемой является вынос проппанта из трещины после проведения ГРП. В настоящее время разработано несколько решений для предотвращения выноса проппанта, и одним из наиболее распространенных является применение проппанта с полимерным покрытием (RCP). Обычно полимерное покрытие активируется температурой, но для пластов с низкой пластовой температурой применение такого проппанта может быть неэффективно. Большинство пластов в Волго-Уральском регионе имеют низкую пластовую температуру, и для минимизации выноса проппанта необходимо применение специальной технологии [1].

Для решения вышеописанных проблем было предложение использование цилиндрического проппанта. По сравнению со сферическим проппантом, он обеспечивает значительно большую проницаемость и контроль выноса проппанта, что связано с особенностями неравномерной упаковки цилиндрического проппанта. В результате значительно улучшается очистка проппантной пачки от геля. Также, цилиндрическая форма проппанта способствует предотвращению выноса проппанта. Значительным преимуществом, по сравнению с проппантом с полимерным покрытием, является отсутствие ограничений по забойной температуре, а также отсутствие необходимости в специальных активирующих хим. реагентах и каких-либо специальных требований к отработке скважины.

В ходе пилотной кампании в России было закачано 10 успешных ГРП с использованием цилиндрического проппанта на Вахитовском, Лебяжинском, Восточно-Капитоновском и Сорочинско-Никольском месторождениях. Анализ добычи скважин подтверждает преимущество цилиндрического проппанта над сферическим: коэффициент продуктивности вы-

86

ше на 26-67%. Ни одного случая с выносом проппанта при применении цилиндрического проппанта зафиксировано не было.

У цилиндрического проппанта два основных преимущества над классическим сферическим проппантом: улучшенная проницаемость проппантной пачки (для увеличения добычи после проведения ГРП) и защита от выноса проппанта при освоении и добыче. Длина, диаметр и состав материала цилиндрического проппанта оптимизированы для обеспечения необходимого улучшения проницаемости и стабильности проппантной пачки.

Проводимость цилиндрического проппанта была протестирована согласно процедурам ISO 13503-5 при условиях, имитирующих забойные давление и температуру. Ячейка для определения проводимости позволяет тестировать разные загрузки проппанта под воздействием давления и температуры в течение продолжительного периода времени. Проницаемость проппантной пачки зависит от многих факторов. Для сферического проппанта это, в основном, размер зерен, их распределение и прочность проппанта. В случае цилиндрического проппанта, улучшенная проводимость достигается за счет большей пористости, обусловленной распределением зерен проппанта. На рис. 1представлены результаты тестов начальной проводимости для цилиндрического проппанта и их сравнение с проппантами 16/20 средней прочности (ISP), 12/18 ISP с полимерным покрытием и проппантом 12/18 высокой прочности (HSP). Согласно результатам тестов, цилиндрический проппант превосходит все протестированные проппанты на всем интервале приложенных напряжений [6].

Рис. 1. Результаты долгосрочной проводимости трещины с цилиндрическим проппантом по сравнению со сферическими

87

Кроме лучшей начальной проводимости, также было установлено, что цилиндрический проппант обеспечивает лучшую способность к очищению трещины от геля по сравнению со сферическим проппантом.

С точки зрения практического применения, закачка цилиндрического проппанта не усложняет процесс проведения ГРП. Но цилиндрический проппант является проппантом повышенной прочности с острыми краями, что может способствовать дополнительному износу оборудования ГРП. Необходимо придерживаться следующих рекомендаций:

1.Оборудование замеса: износ оборудования замеса должен быть оценен индивидуально для каждого типа смесителей. Необходимо определить, при прокачке какого объема проппанта износ становится критическим.

2.Оборудование закачки: комбинация высокого давления обработки

иплотного материала серьезно влияет на износ гидравлической части насосов высокого давления. Настоятельно рекомендуется проверять клапаны гидравлической части насосов после каждой работы с цилиндрическим проппантом.

3.Процедуры закачки. Обычно, перед закачкой цилиндрического проппанта подается некоторое количество сферического проппанта. Различие в плотностяхпроппанта может влиять на определение его концентрации. При проведении работ с различными типами проппанта значения плотности и размера проппанта должны быть скорректированы точно в момент перехода со стандартного на цилиндрический проппант, иначе будут наблюдаться скачки в концентрации.

При составлении дизайна необходимо учитывать следующее: Цилиндрический проппант имеет более высокую плотность по срав-

нению со сферическим. Обычно значение удельной плотности около 3,6. Таким образом, по возможности, должны быть предусмотрены более высокие концентрации проппанта.

Диаметр перфораций должен быть достаточным для прохождения проппанта. Рекомендуется следовать стандартным рекомендациям, применимым при закачке проппанта 12/18 [5].

Первые работы с применением цилиндрического проппанта в России были закачаны в Оренбургской области в 2011-2012 годах. Всего было проведено 10 работ ГРП на 4-х месторождениях. Все работы были проведены успешно, без получения преждевременного СТОПа.

Проведение ГРП с применением цилиндрического проппанта на Восточно-Капитоновском месторождении.

Восточно-Капитоновское является новым месторождением, недавно переведенным на стадию разработки. В настоящее время 4 скважины были

запущены в работу с пласта Д3 с обязательным проведением проппантного ГРП. Хотя пластовое давление еще достаточно высоко (78 % от первоначального), уже половина скважин работают при забойном давлении потока

88

ниже давления насыщения, по причине значительной депрессии и высокого давления насыщения. Оценочная проницаемость сравнительно высокая, около 25 мД. Несмотря на высокое пластовое давление, тесты мини-ГРП показывают низкую эффективность рабочей жидкости, в среднем менее 20%. Таким образом, на всех обработках использовался большой объем буферной стадии, что привело к низкой остаточной проводимости трещины, менее чем 30%. По причине высокой проницаемости пласта и низкой остаточной проводимости трещины сложно получить значение FCD больше 2. Даже проведение работ в режиме концевого экранирования трещины приводит к FCD около 1. Цилиндрический проппант использовался на Восточно-Капитоновском месторождении для улучшения проницаемости трещины и предотвращения выноса проппанта.

Две работы с применением цилиндрического проппанта были выполнены на Восточно-Капитоновском месторождении. Одна работа была закачана с 60% цилиндрического проппанта от общей массы. Другая, подобно Лебяжинскому месторождению, закачана по технологии ГРП с созданием высоко проводимых каналов с небольшим количеством цилиндрического проппанта (8% от общей массы) для предотвращения выноса проппанта и улучшения проводимости трещины в прискважинной зоне

[11].

Применение цилиндрического проппанта способствовало решению двух основных проблем, наблюдаемых при проведении ГРП в ВолгоУральском регионе:

1.Низкая проводимость трещины. По причине истощения пласта большинство скважин работают при забойном давлении потока значительно ниже, чем давление насыщения. Это ведет к появлению многофазного и нелинейного потоков, которые пагубно влияют на проводимость трещины. Данную проблему усложняет низкий коэффициент остаточной проводимости.

2.Вынос проппанта. Пластовая температура большинства месторождений меньше 70°С, таким образом применение проппанта с полимерным покрытием является не эффективным.

Проведенные лабораторные исследования свидетельствуют о значительно большей проницаемости трещины с цилиндрическим проппантом, по сравнению со сферическим. Что в свою очередь способствует улучшению очищения проппантной пачки. Лабораторные исследования также подтверждают улучшенные защитные свойства от выноса проппанта, независимо от пластовой температуры.

Первое применение цилиндрического проппанта в России включает 10 работ ГРП на четырех месторождениях в Оренбургской области. Все работы были закачаны успешно без каких либо проблем. Анализ добычи после проведенных работ ГРП свидетельствует об увеличении КП на 26-

89

67% по сравнению с соседними скважинами, где проводились ГРП со сферическим проппантом. Дальнейшее увеличение добычи возможно при совмещении двух технологий - ГРП с созданием высокопроводимых каналов в трещине и цилиндрического проппанта, как это было сделано на 2 из 10 скважин.

Представляет интерес использование цилиндрического проппанта для условий терригенного пласта на месторождениях Западной Сибири

Список литературы

1.Barmatov, Е.,Abbott, J., Golovin, A., Bnrukhin, A., Kalinin, S., Straz, E., Usova, Z. 2008. Setting the Standard for Resin Coated Proppant Testing. Paper SPE 115547 presented at the 2008 SPE Russian Oil & Gas Technical Conference and Exhibition, Moscow, Russia, 28-30 October.

2.Brannon, H.D. and Pulsinelli, RJ. 1990. Breaker Concentrations Required To Improve the Permeability of Proppant Packs Damaged by Concentrated Linear and BorateCrosslmked Fracturing Fluids. Paper SPE 21583 presented at the CIM/SPE International Technical Meeting, Calgary, Canada, June 10-13.

3.Cheremisin, A.N., Zinchenko, A., Lecerf, B:,Pavlova, S,, Thompson, K.E., Lane, N. 2011. A Unique, Large-Scale Computer Tomography Scanner: Investigation of Fracture Cleanup with Different Materials. Paper SPE 140448 presented at the SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference and Exhibition, The Woodlands, Texas, USA, 24-26 January.

4.Dedurin A.V., Majar, V.A., Voronkov A.A., Zagurenko A.G., Zakharov, A.Y., Palisch, T., Vincent, M.C. 2006. Designing Hydraulic Fractures in Russian Gil and Gas Fields To Accommodate Non-Darcy and Multiphase Flow. Paper SPE 101821 presented at the 2006 SPE Russian Oil & Gas Technical Conference and Exhibition, Moscow, Russia, 3-6 October.

5.Economides, M.J. and Nolte, ICG. 2000. Reservoir Stimulation. 3rd Edition. London: Wiley.

6.Gillard, M., Medvedev O., Pena, A., Medvedev, A., Penacorada, F., d’Huteay, E. 2010. A New Approach to Generating Fracture Conductivity. Paper SPE 135034 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Florence, Italy, 20-22 September.

7.Grace, J.D. 2005. Russian Oil Supply.Performance and Prospects. Ney York: Oxford University Press Inc.

8.Jianzhong, L. and Xiaoyu, L. 2009. A Review' of Research on Cylindrical Particulate Flows.International Journal of Multiphase Flow. Hangzhou: China Jiliang University, 8 May.

9.McDaniel, G., Abbot, J., Mueller, F., Mokhtar, A., Pavlova, S., Nevvonen, O., Parias, T., Alary, J.A. 2010. Changing the Shape of Fracturing: New Proppant Improves Fracture Conductivity. Paper SPE 135360 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Florence, Italy, 19-22 September.

10.ONAKO. 1997. Geological Structure and Oil - Gas Content of the Orenburg Region (Геологическое Строение и Нефтегазоность Оренбургской Области).Orenburg: Orenburg Book Publisher.

11.Parfenov, A.N., Sitdikov, S.S., Evseev, O.V., Shashel, V.A., Butula, K.K. 2008. Particularities of Hydraulic Fracturing in Dome Type Reservoirs of Samara Area in the Volga-Urals Basin. Paper SPE 115556 presented at the 2008 SPE Russian Oil & Gas Technical Conference and Exhibition, Moscow, Russia, 28-30 October.

90