автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Комплекс технологических и технических решений по рациональному использованию производственных мощностей газодобывающего региона в условиях истощения запасов газа

ПРЕДПРИЯТИЕ "КУБАНЬГАЗПРОМ

На правах рукописи УДК 622.279.23/4.001.24

МАКАРЕНКО ПЕТР ПЕТРОВИЧ

КОМПЛЕКС ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО РАЦИОНАЛЬНОМУ ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ МОЩНОСТЕЙ ГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО РЕГИОНА В УСЛОВИЯХ ИСТОЩЕНИЯ ЗАПАСОВ ГАЗА

Специальность 05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Диссертация в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва -1997

о

Сп О";

«-М <4/

Работа выполнена на Предприятии "Кубаньгазпром" РАО'Тазпром".

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор, Р.М.Тер-Саркисов

доктор технических наук, профессор, В.М.Максимов

доктор технических наук, профессор, А.Г.Калинин

Ведущее предприятие - ГАНГим.И.М.Губкин«^"}

¿ащита диссертации состоится Mi 997 г. вЮ час,

на заседании диссертационного совета Д 070.01.01 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора наук при Всероссийском научно-исследовательском институте природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ) по адресу: 142717, Москозская область, Ленинский район, пос. Развилка. ВНИИ ГАЗ.

С диссертационной работой можно ознакомиться в библиотеке ВНИИГАЗа.

Ваш отзыв на диссертацию в виде научного доклада в двух экземплярах, заверенный печатью, просим направлять по указацнш?у)адресу.

Диссертационная работа разослана ' "^-^bCöf'Cjf j 997 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, л.г-м.н.

Н.Н.Соловьев

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Ускоренное развитие газовой промышленности способствовало превращению ее в одну из ключевых отраслей топливно-энергетического комплекса России, оказывающую значительное влияние на рост производительности общественного груда и ускорение технического прогресса всей экономики. Доля газа в топливно-энергетическом балансе России к 2000 г. возрастет до 60%.

Для удовлетворения растущих потребностей отдельных регионов и страны в целом предстоит ускорить ввод в разработку новых газовых и га-зоконденсатных месторождений, повысить степень извлечения газа и газоконденсата, осуществить работы, связанные с организацией добычи газа на ряде истощенных месторождений, осуществить доразработку месторождений на поздней стадии освоения.

Заключительный этап разработки газовых и газоконденсатных месторождений потребовал решения комплекса вопросов по совершенствованию технологии и техники добычи газа, ремонта скважин, защиты обо рудования от коррозии, подготовки газа х транспорту, охране окружающей среды и ряда других.

В условиях истощения запасов газа в газодобывающем регионе и значительном уменьшении уровней добычи газа важное место занимают работы по ускоренному вводу в разработку вновь открываемых и ранее не используемых небольших по запасам (0.1-4 млрд.м3) месторождений. Это потребовало принятия специальных решений как по обустройству, так и по теории разработки этих месторождений.

Основным способом повышения эффективности использования построенных магистральных газопроводов, компрессорных станций и всей инфраструктуры газодобывающего региона явилось создание подземных хранилищ на базе законченных разработкой газовых и газоконденсатных месторождений. При этом потребовалось решение ряда сложных технических, технологических и теоретических задач по разработке технологических схем создания ПХГ и их обустройству.

Решению проблем доразработки группы месторождений Краснодарского края, увеличения добывных возможностей региона и создания новых технологий при обустройстве подземных хранилищ посвящен настоящий доклад.

Цель работы

Разработка комплекса технических, технологических и научных решений, направленных на рациональное использование производственных мощностей газодобывающего региона путем повышения эффективности

доразработки истощенных месторождений, ускорения ввода в разработку группы мелких месторождений и создания подземных хранилищ газа.

Основные задачи

1. Обобщение опыта и создание методических основ технологии и техники удаления жидкости из скважин на поздней стадии разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

2. Создание технологии и техники глушения скважин для производства капитального ремонта при аномально низких пластовых давлениях.

3. Разработка технических средств и научных основ ускоренного ввода в разработку малых по запасам месторождений.

4. Обоснование рациональных решений по обустройству подземных хранилищ газа с использованием наклонно направленных и горизонтальных скважин и повышением качества их строительства.

5. Разработка и осуществление комплекса мер по охране окружающей среды.

Научная новизна

1. Сформулированы основные принципы разработки и эксплуатации месторождений в газодобывающем регионе в условиях истощения запасов газа.

2. Разработана технология регулирования вспенивающихся свойств поверхностно-активных веществ (ПАВ) для удаления жидкости из ствола скважины при наличии в потоке углеводородного конденсата и пеногася-щих солей. Технология заключается в комплексном сочетании различных ПАВ, изменении их концентраций, чередовании закачки различных поверхностно-активных веществ. Разработаны новые поверхностно-активные вещества, обеспечивающие продление срока эксплуатации газовых скважин.

3. Обоснован новый способ удаления жидкости из ствола скважины за счет установки в лифтовых трубах диспергирующих устройств, совмещающих реверсную насадку и обратный клапан. Разработаны методы расчета их рациональной расстановки по длине колонны лифтовых труб.

4. Разработаны технология и методика расчетов использования двух-и трехфазных пен при глушении скважин в высокодепрессированных коллекторах.

5. Сформулированы принципы разработки малых месторождений в условиях падающей добычи газодобывающего региона.

6. Разработаны теоретические основы размещения и конструкции газовых скважин на подземных хранилищах газа в низкопроницаемых коллекторах малой мощности.

7. Доказана эффективность способа крепления скважин, основанного на обработке тампонажного раствора, закачанного в заколонное простран-

ство, пульсирующим давлением и температурой путем сжигания в скважине пороховых зарядов.

Практическая ценность работы

1. Определены основные направления использования производственных мощностей газодобывающего региона в условиях истощения запасов газа.

2. Разработан комплекс технических и технологических решений по эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки, основанный на применении поверхностно-активных веществ и диспергирующих устройств в лифтовых трубах, что позволило повысить конечные коэффициенты газо- и конденсатоотдачи.

3. Разработаны новые принципы создания крупных подземных хранилищ газа с использованием вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин.

4. Создан комплекс приборов и методика контроля за проводкой наклонно направленных и горизонтальных скважин. Организовано опытно-промышленное производство приборов и инструмента, позволившее обеспечить успешное бурение более 50 наклонно направленных и горизонтальных скважин.

5. Разработан комплекс технических и технологических решений по ремонту газовых и газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки месторождений, включающий технологию глушения скважин пенами, установку изоляционных мостов, перфорацию скважин в газовой среде, комплекс приборных средств и методов дефектоскопии крепи скважин, методы и средства установки пластырей на обнаруженный дефект обсадных колонн.

6. Обоснован комплекс обязательных мероприятий по защите оборудования от коррозии. Разработан специальный регулятор расхода ингибитора, применение которого в промысловых условиях повысило эффективность защиты оборудования от коррозии на 26-27%.

7. Разработан и внедрен комплекс технических, технологических и организационных мероприятий по закачке сточных вод в поглощающие пласты.

Реализация результатов работ в промышленности

Полученные автором методики по совершенствованию технологии эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки использованы при проектировании доразработки всех месторождений Краснодарского края и других регионов (Майкопское, Березанское. Каневское. Бейсугское, Ленинградское, Старо-Минское и др.).

■ Результаты исследования и опытно-промышленных испытаний стали составной частью "Временной инструкции по удалению жидкости из rato-

вых и газоконденсатных скважин с помощью пенообразующих веществ" и "Инструкции по технологии глушения и освоения скважин на месторождениях предприятия "Кубаньгазпром", которые утверждены РАО'Тазпром" и широко внедрены в других газодобывающих регионах.

С учетом предложенных технических и технологических решений обустроено уже около 20 месторождений с небольшими запасами газа, уровень добычи газа из которых превысил 40% от общей добычи по региону.

Результаты технологических и теоретических исследований по использованию истощенных месторождений для подземного хранения газа с применением кустового размещения вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин стали составной частью "Технологической схемы создания Кущевского ПХГ" и "Технологической схемы создания Краснодарского ПХГ".

Методика контроля за проводкой наклонных и горизонтальных скважин и повышением качества их строительства позволила за последние два года пробурить около 30 горизонтальных скважин.

Апробация работы

Результаты работ докладывались и обсуждались на:

- Научно-технических советах Мингазпрома, РАО'Тазпром", Сев-КавНИИгаза, ВНИИГАЗа, Кубаньгазпрома, Комигазпрома, КавказТранс-газа и других организаций (1976-1996 гг.);

- пленарном заседании Научно-технического совета Мингазпрома "Разработка газовых и газоконденсатных месторождений на заключительной стадии эксплуатации" (Краснодар, 1975 г.);

- Международной конференции "Разработка газоконденсатных месторождений" (Краснодар, 1990 г.);

- Международной конференции - выставке "Подземное хранение газа" (Москва, 1995 г.);

- Международной конференции "Состояние газовой промышленности России" (Лондон, 1993 г.);

-Межрегиональной научно-проектной конференции "Использование горизонтальных скважин при создании ПХГ" (Анапа, 1996 г.);

- Научно-технических совещаниях фирм "Газ де Франс" и "Винтерсхал" (1994-1997 гг.).

Положения диссертационной работы изложены в 68 печатных работах. в том числе 5 монографиях и 25 изобретениях.

2. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

За последние четыре десятилетия в Краснодарском крае введено в разработку более 50 газовых и газоконденсатных месторождений, на пятнадцати из которых уже завершена эксплуатация. Ускоренный ввод этих месторождений позволил стремительными темпами увеличить добычу газа с 56 млн.м3 в 1958 г. до 25.8 млрд.м3 в 1969 г. Однако, начиная с 1970 г., добыча газа стала падать, что было вызвано естественным уменьшением уровней отборов газа по группе основных месторождений (Майкопское. Березанское, Ленинградское, Каневское, Челбасское, Староминское и др.). а также отсутствием новых разведанных и подготовленных к разработке месторождений.

Особенностью разработки месторождений Краснодарского края является отсутствие периода постоянной добычи газа, что объяснялось интенсивным отбором газа с начала ввода месторождения в эксплуатацию и к моменту достижения максимальных отборов по месторождениям из них уже было извлечено более 50% первоначальных запасов газа.

На основании анализа разработки газовых и газоконденсатных месторождений Краснодарского края проведены исследования причин основных осложнений при эксплуатации и ремонте скважин на поздней стадии разработки:

- прекращение фонтанирования скважин из-за скопления жидкости на забое и в лифтовых колоннах;

- снижение продуктивной характеристики скважин после ремонтных работ из-за насыщения призабойной зоны промывочной жидкостью;

- ухудшение условий сепарации и подготовки газа в результате снижения пластовой энергии газа;

- снижение эффективности защиты оборудования скважин от углеки-слотной коррозии из-за низких скоростей восходящего потока газа;

- создание неблагоприятных условий для окружающей среды в результате увеличения объемов добычи и повышения степени загрязнения, пластовых вод.

По решению указанных проблем выполнены многочисленные научно-исследовательские, экспериментальные и промышленные работы. ;

Большой вклад в теорию и практику использования методов принудительного удаления жидкости из скважин внесли А.И.Гриценко, В.И.Шулятиков, Р.М.Кондрат, М.М.Билецкий, Ю.К.Игнатенко, А.С.Сатаев, И.ММуравьев, Н.К.Адамс, Г.М.Даннииг и другие исследователи. Вместе с тем, в настоящее время ряд вопросов теории и практики ис-

пользования способов принудительного удаления жидкости из скважин, особенно на поздней стадии разработки месторождений, решен в недостаточной степени.

Проблеме сохранения проницаемости продуктивных горизонтов посвящены работы советских и зарубежных ученых П.А.Ребиндера, В.А.Амияна, Н.Р.Акопяна, А.И.Бережного, Н.А.Мариампольского, Б.Е.Шмелькова, Р.Роджерса, А.Солидея и других, в которых установлены основные причины ее снижения.

В результате анализа данных о проведении ремонтных работ в скважинах на поздней стадии разработки газовых и газоконденсатных месторождений Краснодарского края установлено, что основными причинами снижения продуктивности скважин являются поглощение промывочной жидкости, вызванное низкими пластовыми давлениями и наличием высокопроницаемых, сильно дренированных коллекторов, и набухание глинистого материала пласта при контакте с промывочной жидкостью и ее фильтратом. Эти особенности требуют специфического подхода к выбору типов промывочных жидкостей и технологии применения пенных систем при глушении скважин на поздней стадии разработки.

Снижение пластовых давлений и дебитов газа, массовое обводнение скважин и увеличение объемов добываемых пластовых вод потребовали решения целого комплекса вопросов: улучшения технологии защиты скважин от коррозии, совершенствования технологии сепарации газа, защиты от загрязнения окружающей среды и др.

2.1. Технология и техника удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин

На истощенных месторождениях Краснодарского края основным способом удаления жидкости из скважин утвердился способ вспенивания ее жидкими растворами ПАВ для обеспечения выноса потоком газа на поверхность.

Анализом промыслового опыта применения и лабораторными исследованиями в широких промышленных масштабах способа удаления жидкости из скважин растворами ПАВ установлено, что на эффективность проводимых работ оказывают влияние: минерализация и состав пластовых вод: количественное соотношение воды и конденсата в удаляемой жидкости: тип используемого ПАВ; концентрация рабочего раствора ПАВ; частота ввода раствора ПАВ в скважину и другие факторы.

Проведенные анализы позволили установить значения общей минерализации и компонентного состава пластовых вод газовых и газоконденсатных месторождений. Общая минерализация увеличивается от 5.9 до 37.7 г/л. а содержание отдельных компонентов в пластовых водах изменяется в следующих пределах (г/л): С1'- от 5 до 35; НСОз' от 0.05 до 4.1; 80(3' от -0.01 до - 0.15; Са2+ от 0.05 до 2.2; Мд2+ от 0.03 до 0.47.

Из всех компонентов пластовых вод на пенообразующие свойства ПАВ наибольшее негативное влияние оказывают соли кальция и магния. Аналогичное влияние на пенообразующие свойства ПАВ и, соответственно, на эффективность удаления жидкости из скважин оказывает содержание в ней газового конденсата. Результаты исследований и обобщенные промысловые данные позволили разработать методическое руководство по эффективному ведению этих работ - "Временную инструкцию по удалению жидкости из газовых и газоконденсатных скважин с помощью пенообра-зующих веществ".

Пластовые воды, приуроченные к газовым и газоконденсатным месторождениям, по содержанию солей кальция и магния разделены на три типа. Первый - воды, где соли кальция и магния отсутствуют или их содержание в воде настолько мало (менее 0.1 г/л), что они не оказывают влияния на пенообразующие способности ПАВ. В водах второго типа суммарное содержание солей кальция и магния - от 0.1 до 1 г/л. К водам третьего типа относятся воды с содержанием указанных солей более 1 г/л.

В зависимости от типа вод для удаления жидкости из скважин подбираются определенный пенообразователь и его концентрация. Наиболее благоприятны условия для ценообразования при наличии вод первого типа: в качестве пенообразователей может быть использовано большинство ПАВ. Для удаления вод второго типа требуется повышение концентрации растворов ПАВ. Для удаления вод третьего типа применение анионоактив-ных ПАВ становится неэффективным. Это объясняется взаимодействием ПАВ с ионами Саг+ и в результате чего образуются нерастворимые

соединения и пенообразующая способность ПАВ ухудшается. Для удаления жидкости из газовых скважин нами подобраны пенообразователи и разработаны оптимальные концентрации их растворов для вод различной минерализации.

Наличие в удаляемой из газоконденсатных скважин жидкости углеводородной фазы способствует гашению пены и понижает эффект ценообразования. В зависимости от содержания углеводородной фазы жидкости, удаляемые из скважин, разделены на три группы с содержанием конденсата 10, 25 и 50% . Соответственно определены рекомендуемые пенообразователи и концентрации их растворов. Для предотвращения замерзания жидкостей нами предложено использовать антифризы, в качестве которых рекомендуются метанол, диэтиленгликоль (ДЭГ) и хлористый кальций. Метанол и ДЭГ можно вводить в растворы при использовании пенообразователей как неионогенного, так и ионогенного типа. Хлористый кальций используется с пенообразователями неионогенного типа. Для приготовления растворов, используемых для закачки в скважину, вначале готовится водный раствор антифриза, а затем в нем растворяется пенообразователь.

Разработана методика определения количества антифризов, которые необходимо добавить в раствор ПАВ для того, чтобы снизить температуру его замерзания. Правильность методики подтверждена практикой.

Для определения оптимального количества вводимого в скважину пенообразователя нами предложена апробированная на практике методика расчета. Объем и соотношение количеств скапливающихся в скважине воды и конденсата можно определить прямым замером их на замерном узле после продувки скважины через сепаратор в низконапорный коллектор или атмосферу. Подобрать ПАВ, обладающее комплексом свойств, необходимых для удаления жидкости, практически трудно, поэтому рассмотрена возможность использования различных композиций ПАВ. Добавление не-ионогенных ПАВ к анионным позволяет получить смеси, малочувствительные к действию минерализации и газового конденсата и снизить возможность образования стойких эмульсий.

В основе поиска эффективных композиций лежат современные научные представления о синергизме и антагонизме ПАВ. Выбор смесей базировался на определении критических концентраций мицелообразования (ККМ) исследуемых ПАВ, которые соответствуют максимуму их поверхностной активности и сопровождаются резким изменением поверхностного натяжения, плотности, пенообразующей способности и др.

Для оценки ККМ ПАВ определяли поверхностное натяжение их водных растворов методом стилагмометрии. При выборе композиций пользовались правилом: взаимное усиление поверхностно-активных свойств не-ионогенных и ионогенных ПАВ тем выше, чем больше разность значений ККМ исходных компонентов. Наибольшую разность ККМ имеют сульфа-нол и ОП-7; в этом случае следует ожидать синергегического эффекта. Тогда как ДНС-А и ОП-7 имеют сходные ККМ и антагонистический эффект, что и подтверждено серией экспериментов. В рецептуре смесей количество исходных компонентов нами принято пропорционально ККМ (сульфанол и ОП-7 - 1:3.35). Эта смесь проявляет синергетический эффект, ее пенообра-зующие свойства выше, чем у каждого компонента в отдельности: даже в присутствии 40-50% газового конденсата пенообразование остается удовлетворительным. Разработанная композиция ПАВ внедрена на ряде месторождений. На Березанском месторождении по скв. 74 и 44 при периодическом вводе растворов смеси сульфанола и ОП-7 была повышена стабильность их работы с увеличением дебитов соответственно на 2-3 и 15-20 тыс.м-'/сут.

Для повышения эффективности применения ПАВ необходима разработка новых видов пенообразователей, так как пенообразующие ПАВ не способны достаточно полно вспенивать высокоминерализованные воды и смеси воды и конденсата при содержании последнего 50% и выше.

На основании теоретических, лабораторных исследований и промысловых испытаний разработаны следующие базовые требования, которым должны удовлетворять создаваемые виды пенообразователей для удаления жидкости из газоконденсатных скважин: эффективно вспенивать водокон-денсатные смеси; эмульсии, получаемые при вспенивании водоконденсат-

ных смесей, не должны быть стойкими; пенообразующие свойства не должны ухудшаться при вспенивании высокоминерализованных вод.

Согласно нашим требованиям, ВНИИПАВом разработана опытная партия нового пенообразователя, лабораторные исследования которого показали его высокую эффективность по сравнению с известными ОП-1- п превоцеллом - ДУ-ОЯ-ЮО при вспенивании минерализованных вод до 50 г/л и при содержании конденсата в смеси до 50%, однако эмульсии, образующиеся при его использовании, были устойчивые и самопроизвольно не разрушались в течение нескольких месяцев. •

С учетом недостатков, выявленных в процессе проведения промысловых испытаний опытного пенообразователя, ВНИИПАВом совместно с СевКавНИИГазом и объединением "Кубаньморнефтегазпром" были созданы ПАВ двух новых видов: "Пенолифт" и "Пенолифт-2".

Лабораторные исследования новых пенообразователей на минерализованной воде (до 50 г/л) показали, что они обладают хорошими пенообра-зующими свойствами, а минерализация не более, чем на 10% снижает количество выносимой жидкости. Для определения их эффективности испытанию подвергались растворы водохонденсатных смесей с содержанием 50% конденсата Майкопского месторождения при 1 и 3%- ном содержании "Пенолифт-2" в растворе. Исследования проводились способом отсечек по следующей методике. В экспериментальную трубу направлялся воздух с определенным расходом. При стабилизации расхода в рабочий участок подавалось некоторое количество жидкости. Как только жидкость начинала вытекать из верхнего сечения измерительного участка, ее подача прекращалась. В результате формировался газожидкостный поток в режиме барбо-тажа - газ барботировал через динамический столб жидкости. Измерение истинного содержания жидкости производилось после мгновенного перекрытия отсекателей объемным методом.

Результаты исследований приведены на рис. 1. Для сравнения эффективности нового пенообразователя совместно с ВНИИГАЗом проведены испытания 4%-ного раствора превоцелла \V-OF-IOO. Как видно, характер зависимости истинного влагосодержания смеси от скорости движения газа аналогичен для всех исследованных жидкостей. Скорость газа, при которой достигается полный вынос жидкости, в гидродинамике смесей получила название "скорости реверса". Физическая сущность полученных зависимостей заключается в том, что до достижения указанной переходной точки в трубе существует пробковый режим течений газожидкостной смеси. После переходной точки жидкостные пробки разрушаются и течение переходит в кольцевой режим, в котором вынос жидкости происходит только за счет сил трения на поверхности раздела фаз.

Проведенные лабораторные исследования показали преимущество нового пенообразователя "Пенолифт-2" перед превоцеллом. Скорость реверса у "Пенолифт-2" равна 12 м/с, а у превоцелла - на 2 м/с больше.

Спорость движения газа, м/с

Рис. I. Зависимость истинного содержания жидкости от скорости движения газа. типа и концентрации ПАВ:

I - для воды с о = 0.075 Н/м (по ВНИИГАЗу): 2 - для 4%-ного раствора превоцелла М'-ОР-ЮО с а = 0.038 Н/и: 3 - для Г!о-ного раствора «Пенолифт-2» с о = 0.0037 Н/м ; 4 - для 3%-кого раствора «Пенолифт-2» с <з = 0.023 Н/м

При работе с превоцеллом кольцевой режим течения наступает при скорости газа 3 м/с, а раствор "Пенолифт-2" переходит в кольцевой режим при скорости газа 1.5-2 м/с. При одном и том же значении поверхностного натяжения минимум влагосодержания у превоцелла равен 0.085, а у "Пенолифта-2" - 0.050. Скорость газа при существовании минимума истинного влагосодержания у "Пенолифта-2" на 1 м/с меньше, чем у превоцелла. Подчеркнем, что снижение минимальных скоростей выноса жидкости на 12 м/с в период падающей добычи дает возможность продлить срок работы скважины на 6-10 мес., в отдельных случаях - и на 1-1.5 года. В результате исследований установлена оптимальная концентрация ПАВ "Пенолифт-2": 2.5-3% от объема раствора.

В практике эксплуатации скважин режим реверса пленки соответствует минимально допустимой скорости газа или минимально допустимому дебиту, при котором не происходит накопления жидкости в стволе скважины. Сопоставление кривых для жидкостей с различными значениями поверхностного натяжения (см.рис.1) показывает, что уменьшение <т приво-

дит к смещению границы перехода пробкового режима в область меньших скоростей газа и для пенных систем при одном и том же значении скорости газа количество жидкости в трубах резко уменьшится.

С целью повышения эффективности удаления из скважин жидкости с содержанием до 50% газового конденсата при непосредственном участии автора разработан новый способ, заключающийся в том, что закачку одного ПАВ чередуют с закачкой другого ПАВ, который при взаимодействии с первым способствует потере им эмульгирующих свойств; в качестве одного из ПАВ применяют оксиэтилированный алкилфенол, в качестве другого -солянокислотную соль высшего алифатического амина (АНП-2). Этот способ применяется в двух вариантах.

При первом варианте газоконденсатную скважину, в которой скопилась смесь воды и газового конденсата, обрабатывают ОП-Ю, что приводит к образованию устойчивой эмульсии, содержащей до 50% углеводородного конденсата. Эмульсия в виде пены выносится потоком газа из скважины и направляется в конденсатосборную емкость. Затем скважину обрабатывают АНП-2. Образованная эмульсия выносится из скважины и направляется в ту же конденсатосборную емкость. Эмульсии перемешиваются, происходит их взаимное деэмульгирование с выделением углеводородного конденсата.

При втором варианте подбираются две группы скважин, одна из которых обрабатывается постоянно ОП-Ю, а другая - АНП-2. Эмульгированные жидкости, выносимые из обрабатываемых скважин, перемешиваются в конденсатосборниках, конденсатопроводах, узлах разгазирования жидкости и резервуарных парках сбора конденсата, где происходит их деэмульгирование.

Внедрение этого способа позволило повысить стабильность работы газоконденсатных скважин и увеличить добычу газового конденсата при значительном экономическом эффекте.

Был исследован продукт переработки кислого гудрона от сернокислотной очистки трансформаторного масла водным раствором аммиака, получившего название сульфам. Пенообразующие свойства сульфаму придают сульфонаты аммония, получающиеся в результате переработки высших органических сульфокислот, содержащиеся в кислом гудроне, водным раствором аммония с катионами Са++ и Мц++, растворимые в конденсате и обладающие вспенивающей способностью по отношению к конденсату и жесткой воде. Результаты исследований пенообразующих свойств сульфама в водах различной жесткости в сравнении с сульфанолом дали положительные результаты.

Проведенные нами опытные работы и разработанная методика по использованию сульфама на газоконденсатных месторождениях показалп его высокую эффективность. С 1984-1985 гг. сульфам внедрен в широких промышленных масштабах. Внедрение этого способа решило проблему

удаления жидкости из скважины любой минерализации и с содержанием в ней до 80% газового конденсата.

Резкое изменение дебатов, давлений скважин или их остановка приводят к разделению фаз двигающегося дисперсного потока и сггеканию выделяющейся жидкости на забой. Повторный пуск скважин после восстановления прежних параметров в газопроводах связан с большими технологическими трудностями и эксплуатационными затратами. Для исключения этих недостатков разработан новый способ удаления жидкости из ствола скважины, заключающийся в том, что по длине колонны лифтовых труб устанавливаются устройства, совмещающие реверсную насадку и обратный клапан.

В колонне лифтовых труб устанавливаются насадки с посадочным седлом под шар. Крестовина является ограничителем хода шара. Первый клапан помещается в башмаке лифтовых труб, расположенных в зоне фильтра, а остальные - по длине лифтовой колонны.

Принцип работы клапана - диспергатора. Газ и жидкость проходят через суженное отверстие в клапане-диспергаторе, получают первичную диспергацию. Скоростной напор поднимает шар на определенную высоту, обеспечивающую заданную скорость потока в щели между шаром и его посадочным седлом в диспергаторе. В указанной щели происходит основное диспергирование потока. Проходя через крестовину, поток дополнительно диспергируется и направляется к следующему клапану-диспергатору. Одновременно за щелью происходит диспергирование жидкости, стекающей по стенкам лифтовых труб. При уменьшении дебитов газа и жидкости шар опускается, уменьшая высоту щели и обеспечивая необходимую скорость потока в ней. После остановки скважины каждый клапан закрывается практически мгновенно. Выделившаяся из потока жидкость остается над клапанами. При последующем пуске скважин в работу происходит ступенчатое разгазирование столбов жидкости, начиная с расположенного над самым верхним клапаном. Параметры работы клапанов-диспергаторов и места их установки описаны упрощенными уравнениями. Опытно-промышленные испытания показали положительные результаты.

2.2. Технология и техника ремонта скважин

При разработке месторождений на поздней стадии значительно увеличивается количество ремонтов скважин, а низкие пластовые давления способствуют такому загрязнению призабойной зоны, что в большинстве случаев не удается восстановить проницаемость пластов.

Основными условиями обеспечения наиболее глубокого решения проблемы полного использования добывных возможностей скважины являются сохранение и улучшение коллекторских свойств пласта в процессе воздействия на него скважин буровыми растворами и жидкостями глушения при заканчивании и ремонте скважин. Основные требования к послед-

ним состоят в том, чтобы они не снижали проницаемости ПЗП и обеспечивали успешное проведение операций.

В качестве жидкостей глушения используют газовый конденсат, пены, метанол, дизтопливо, сырую нефть, эмульсионные растворы, обратные эмульсии и др. При низких пластовых давлениях, составляющих менее 0.5 от гидростатического, для предотвращения загрязнения призабойной зоны положительные результаты дает применение в качестве рабочих жидкостей для глушения скважин трехфазных пен.

Однако для горно-геологических условий месторождений Краснодарского края, характеризующихся большими глубинами залегания продуктивных горизонтов, высокими забойными температурами, большим скоплением в стволах скважин пластовых флюидов (вода, газоконденсат) и возможностью частичного проникновения трехфазных пен в пласт, потребовалась разработка усовершенствованной технологии глушения скважин, предусматривающей применение (кроме трехфазных пен) двухфазных иен и газоконденсата для разрушения пены в призабойной зоне при освоении скважин и удалении жидкости из ствола скважин при их глушении.

Проведенный нами анализ источников информации и результатов промысловых исследований показал:

- давление, создаваемое столбом пены и бурового раствора меняется во времени: в общем случае активное гидростатическое давление столба пены или столба пены и бурового раствора уменьшается во времени, температурное расширение пены приводит к увеличению давления столба пены при постоянном ее объеме, а действие остальных факторов - к разгрузке этого давления;

- для сдвига столба пены или бурового раствора, находящихся в покое, необходимо приложить давление, достаточное для разрушения структуры;

- давление столба бурового раствора, залитого над пеной, находящейся определенное время в состоянии покоя, передается на забой скважины не полностью;

- изменение во времени активного гидростатического давления столба пены зависит от величины температурного расширения пены, скорости сте-кания межпленочной жидкости, коалесценции пузырьков, темпа роста структурно-механических свойств пены, а также от силы прилипания пузырьков воздуха к поверхности эксплуатационной колонны и насосно-компрессорных труб (НКТ) в результате адсорбции ПАВ и изменения смачиваемости этой поверхности.

Эти свойства пен могут быть использованы для совершенствования технологических процессов в скважине и, в частности, при глушении скважин с пластовым давлением ниже гидростатического.

Разработана технология глушения скважин пенами применительно к горно-геологическим условиям разработки газовых и газоконденсатных месторождений Краснодарского края.

С целью широкого промышленного внедрения разработанной технологии глушения и упрощения расчетов для ее проведения в промысловых условиях автором с коллегами составлена "Инструкция по технологии глушения и освоения скважин на месторождениях предприятия "Кубаньморнефтегазпром", находящихся на различной стадии разработки (Р„д = 0.1 -0.8 Рг)."

Промышленное внедрение разработанной технологии глушения скважин пенами начато с 1978 г. Уже первые результаты показали, что, в основном, все скважины, которые глушились трехфазными пенами, сразу после освоения подключались к газосборным сетям с дебитами не ниже до-ремонтных.

Полученные результаты позволили широко применить разработанную технологию глушения скважин на всех основных месторождениях Краснодарского края и обеспечить работоспособность эксплуатационного фонда скважин в сложных горно-геологических условиях, доведя коэффициент его эксплуатации до 0.9-0.9В.

С начала 70-х годов для установки изоляционных мостов по инициативе автора широкое применение нашли пакеры ВП-118. Технология их установки очень простая. Производится глушение скважины пеной или другой рабочей жидкостью. Геофизической партией осуществляется привязка места установки пакера и его установка. При взрыве заряда, заложенного в алюминиевый корпус пакера ВП-П8, последний расширяется, плотно прилегая к эксплуатационной колонне скважины. В связи с тем, что часто отмечались случаи недостаточной герметичности уплотнения между колонной и пакером, после установки пакера стали производить доливку цементного раствора до 100 л с помощью желонок, спускаемых к пакеру на каротажном кабеле.

После выдержки времени, необходимого для затворения цементного раствора, производятся дальнейшие работы по ремонту скважины.

В отечественной практике впервые в широких промышленных масштабах нашел применение способ вскрытия продуктивных горизонтов скважин путем перфорации в газовой среде. При непосредственном участии автора разработана и, начиная с конца 60-х гг., внедрена на месторождениях Кубани технология перфорации скважин в газовой среде. Наибольший' эффект от применения этого способа перфорации получен при проведении ремонтных работ в скважинах по переводу их на выше- или нижележащий, ранее не эксплуатировавшийся горизонт.

Технология ремонта скважин в этом случае выглядит следующим образом. Производится глушение скважин и выполняются изоляционные работы. После определения герметичности эксплуатационной колонны (если

все ранее вскрытые объекты должны быть изолированы) башмак насосно-компрессорных труб, оборудованный воронкой, устанавливается на 3-5 м над верхним интервалом перфорируемого горизонта. Устанавливается фонтанная арматура и производится сбвязка скважины для освоения и работы в газопровод.

С помощью воздушного компрессора и цементировочного агрегата производится полное удаление из скважины жидкости глушения. Газом из шлейфа для удаления воздуха производится продувка скважины. Устанавливается лубрикатор, через который в скважину по насосно-компрессорным трубам спускаются специальные разрушающиеся перфораторы (ПР-54 или ПР-43). О вскрытии горизонта свидетельствует быстрый подъем давления на трубном и затрубном пространствах скважины. В зависимости от величины интервала перфорации дополнительно производится необходимое число спусков перфораторов. Плотность перфорации составляет 10 отверстий на 1 м, а длина вскрываемого фильтра за один спуск достигает 15 м.

Практикой установлено, что перед производством выстрела желательно создать в скважине максимальное избыточное давление газа из шлейфа. В этом случае значительно уменьшается интенсивность поступления пластовых флюидов из вскрытых отверстий и предотвращаются имев ■ шие место случаи смятия' каротажного кабеля, расположенного ниже башмака НКТ.

После извлечения каротажного кабеля и демонтажа лубрикатора скважина для отработки "пускается" на факел, а спустя 1.5-2 ч - в коллектор для постоянной работы.

Высокая эффективность перфорации скважин в газовой среде и связанное с этим ее постоянное применение в промысловой практике обусловлено тем, что вскрываемый горизонт практически не контактирует с буровым раствором ,и скважины вводятся в эксплуатацию сразу же после перфорации с максимально возможными дебитами.

Как указывалось ранее, количество ремонтов скважин резко увеличивается с началом периода падающей добычи газа по месторождениям. Это, наряду с совершенствованием технологии ремонта скважин, потребовало повышения мобильности бригад капитального и подземного ремонта скважин.

Учитывая, что в ряде случаев подземный ремонт скважин по тем или иным причинам переходит в капитальный и во многих случаях трудно провести границу между подземным и капитальным ремонтом, в начале 70-х гг. промысловые бригады подземного ремонта скважин были переданы в состав цехов капитального ремонта. Это значительно улучшило использование трудовых и материальных ресурсов, а также обеспечило более квалифицированное руководство работами. В этот же период выполнены работы по повышению мобильности ремонтных бригад. С этой целью были

разработаны и изготовлены основные блоки легкотранспортируемогс оборудования для бригад.

Разработан и усовершенствован способ ремонта обсадных колонн с применением пластырей; определены перспективы дальнейшего совершенствования средств и технологии ремонта обсадных колонн пластырями и расширения области их применения.

При непосредственном участии автора разработаны эффективные методы и средства установки пластырей на дефект обсадных колонн (взамен или с учетом усовершенствования ДОРН-1, являющегося громоздким, металлоемким и труднообслуживаемым): установка пластыря на дефект обсадной колонны с постоянным его упором; установка пластыря после закачки тампонажного материала через дефект обсадной колонны при одной спускоподъемной операции; установка пластыря за счет гидравлического давления непосредственно на его внутреннюю поверхность; установка пластыря методом набухания материала, расширяющего пластырь при непосредственном контакте с его внутренней поверхностью; установка пластыря, изготовленного из материала, обладающего эффектом "памяти формы".

Разработан комплекс приборных средств и методов дефектоскопии крепи скважин, выгодно отличающийся от известных отечественных и зарубежных аналогов тем, что:

- он позволяет определить и фиксировать на диаграмме трещины колонн поперечной ориентации;

- компенсируются помехи от неоднородной намагниченности колонны:

- устраняются искажающие влияния скважинных условий;

- производится одновременная регистрация микрокавернометрии и шумометрии;

- определяется сообщаемость с внутренним пространством;

- определяется изоляция проперфорированного интервала от соседних пластов или газонефтяного, газоводяного или нефтеводяного контактов.

Весь комплекс аппаратуры широко используется в газовой промышленности.

Комплекс средств и методов контроля технического состояния скважин состоит из следующей аппаратуры:

- малогабаритный локатор муфт МЛМ-36;

- дифференциальный магнитный локатор;

- локатор потери металла ЛПМ-42(80);

- аппаратура механо-акустического каротажа СМШ-42;

- индукционный дефектомер'колонны ИДК.

На базе этого комплекса аппаратуры разработана технология комплексной оценки состояния колонн скважин, их крепи и качества перфорации.

2.3. Исследования и разработки по повышению эффективности эксплуатации газовых и газоконденсатиых месторождений

В течение всего периода разработки месторождений возникают технико-технологические осложнения. Особенно острыми они становятся для месторождений с форсированными отборами газа, интенсивным падением пластовых давлений, быстро увеличивающимися объемами извлечений пластовых вод, продолжающейся коррозией скважинного и газопромыслового оборудования. В указанных условиях возникает задача улучшения качества подготовки газа, повышения эффективности защиты оборудования от коррозии и др.

Практика показала, что уже в начальный период падающей добычи газа естественного запаса пластовой энергии недостаточно для обеспечения низкотемпературной сепарации и обработка газа проводилась при температурах сепарации 40-60°С, что приводило к охлаждению газа до 15-20"С в магистральных газопроводах и из газа выделялись вода и углеводороды.

С целью повышения эффективности сепарации газа на групповых установках определена возможность применения водяного охлаждения. Блок из шести технологических линий групповой установки № 6 Майкопского месторождения переоборудовали для использования водяного охлаждения. Из водоема объемом 100 м3 вода центробежным насосом подавалась в межтрубное пространство второй ступени теплообменника. Сброс воды из теплообменника в водоем осуществлялся через перфорированную трубу по периметру водоема. Охлажденный газ использовался после сепарации в качестве хладоагента в первой ступени теплообменника.

Результаты исследований скважин показали, что если при работе без водяного охлаждения снижение температуры газа происходит в основном за счет теплообмена с окружающей средой, то при применении воды эффект охлаждения возрастает соответственно до 22-49"С.

Также установлено, что дополнительное охлаждение газа на 10-14"С достигается заполнением межтрубного пространства водяного теплообменника неподвижной водой. Выход конденсата из газа при водяном охлаждении увеличивается в 2.5 раза. Изменение удельного выхода конденсата из газа в среднем по пяти скважинам в зависимости от средневзвешенной температуры сепарации показано на рис.2. На промыслах Кубани в 19711973 гг. были переоборудованы 72 технологические линии установок низкотемпературной сепарации газа, что позволило получать дополнительную добычу 10-13 тыс.т конденсата ежегодно и снизить затраты на транспорт газа по магистральным газопроводам. Водяное охлаждение газа может эффективно применяться на установках низкотемпературной сепарации с ис-

пользованием искусственного холода, что значительно сокращает энергозатраты на получение холода.

«

Л г»

м

5 5

X «

! 3

й Я

о ^

X

40 35 30 25

л Ш

15 10

>

20

50

25 30 35 40 45 Температура сепарации, ° С

Рис.2 График влияния температуры сепарации на выход конденсата из газа

В условиях повышенных температур сепарации газа на установках подготовки газа к транспорту особенно важное значение приобретает эффективность разделения газожндкостного потока скважин в сепараторах.

С целью уменьшения туманообразования и извлечения максимального количества высококипящих компонентов из газа путем вьфавнивания термодинамических параметров потока перед вводом в сепаратор разработан новый способ сепарации газожидкостной смеси, предусматривающий снижение скорости потока перед сепаратором и подачу отсеЛарированной жидкости в зону снижения скорости потока. Поток газожидкостной смеси подается в сепаратор, где происходит разделение на газовую и жидкую фазы. Перед входом в сепаратор поток попадает в расширительную камеру, [ де в него эжектируется или закачивается дополнительное количество отсе-парированной жидкости для уравнивания термодинамических параметров фаз газожидкостной смеси, уменьшения туманообразования, а следовательно. увеличения отбора тяжелых фракций из газа или повышения производительности единичного оборудования. Схема предусматривает также возможность йодачи в зону снижения скорости потока стабильной жидкости в случаях необходимости извлечения из газа низкомолекулярных углеводородов С?-Сд. .

В связи с наличием в газе большинства газоконденсатных месторождений Кубани до 6% (объемных) углекислоты возникла необходимость впервые в газовой промышленности в широких масштабах решить вопрос защиты скважинного и газопромыслового оборудования от углекислотной коррозии. В результате исследований и промышленных испытаний определен комплекс обязательных мероприятий по защите оборудования от коррозии.

- ввод в поток газа ингибиторов коррозии;

- армирование уплотнительных поверхностей запорной арматуры антикоррозионными сплавами;

- применение уплотнительных колец во фланцевых соединениях из нержавеющей стали;

- установка защитных колец в муфтовых соединениях насосно-компрессорных труб;

- строгое научно обоснованное соединение межремонтных периодов работы скважин и оборудования.

Ингибитор, подаваемый на забой скважины, подхватывается восходящим потоком газа и разносится по технологической линии, защищая ее. Существует несколько методов подачи ингибиторов на забой скважины. Так как установки УИ-1, которыми были оборудованы скважины, не позволяют обеспечить непрерывный дозированный ввод ингибитора, в связи с чем средняя эффективность защиты достигает только 60% при расходе ингибитора в 1.5-1.7 раза выше нормы, разработан специальный регулятор подачи жидкости.

Проведенные нами эксперименты в скв. 38 и 107 Майкопского месторождения показали высокую надежность работы регулятора и резкое увеличение эффективности защиты оборудования от коррозии. Из результатов эксперимента (табл.1) видно, что применение регулятора повышает эффективность защиты на 26-27% при неизменном расходе ингибитора и на 21% при уменьшении расхода ингибитора в 1.5. раза. Регулятор внедрен почти повсеместно.

Таблица I

Показатели эффективности защиты оборудования от коррозии

Показатель Скважина № 38 Скважина № 107

Концентрация железа, мг/л:

без ингибитора 121.4 132.3

при периодичном вводе 52.7 52.7

при непрерывном вводе 20.9 29.7

Эффективность защиты по железу, %

при периодичном вводе 56.6 56.8

при непрерывном вводе 82.8 77.6

Скорость коррозии по образцам, мм/год:

без ингибитора 0.6841 1.3X46

при периодичном вводе 0.3017 0.4572

Эффективность защиты по образцам, %:

при периодичном вводе 55.9 66.9

при непрерывном вводе 83.3 87.9

Применяемые ингибиторы коррозии ИКСГ-1, КС, ВЖС и другие при периодичном вводе в поток газоконденсатных скважин имеют срок последействия не более 3-5 суток, нередко вызывают эмульгирование, затрудняют добычу конденсата и его переработку. Нами разработан новый способ защиты оборудования от коррозии, не имеющий отмеченных недостатков. Сущность его заключается в том, что в поток газа вводится один или композиция двух, определенных щелочных агентов, приводящих к образованию на металле одно- или двухслойной оксидной пленки, в дальнейшем надежно защищающей его от коррозии и исключающей необходимость постоянного ингибироваиия. Защитная оксидная пленка образуется, в первую очередь. на корродирующих участках стали, т.е. там, где на ее поверхности присутствуют ионы железа, что позволяет защите распределяться в трубопроводах и на оборудовании в соответствии с необходимостью. При образовании защитной оксидной пленки происходит выравнивание поверхности металла, она принимает гладкий зеркальный вид, что улучшает гидродинамическую характеристику трубопровода.

2.4. Комплекс технических решений по охране окружающей среды

В последние годы в связи с постоянно растущими объемами промышленного производства все более важное значение приобретает проблема охраны природы, сохранения и улучшения окружающей среды, рационального использования природных ресурсов.

Опыт обустройства и разработки газовых и газоконденсатных месторождений Краснодарского края показал, что наиболее сложной задачей по охране окружающей среды является предотвращение попадания неочищенных промысловых сточных вод в естественные водоемы.

Проектами обустройства почти всех месторождений для сброса основного объема промысловых неочищенных вод предусматривалось 'сооружение полей испарения при сборных резервуарных парках подготовки и хранения конденсата. Однако они не обеспечили на весь период разработки месторождений предотвращение попадания сточных вод в естественные водоемы.

Массовое обводнение скважин в процессе разработки месторождений привело к значительному увеличению количества сбрасываемых вод, переполнению в связи с этим испарительных бассейнов и попаданию неочищенных вод в открытые водоемы. Помимо этого, в ряде случаев наблюдалась фильтрация сточцых вод в неглубокозалегающие водоносные горизонты из-за размывания или некачественного строительства глиняных тампонов на днище и обволования испарительных бассейнов.

Только на одном Майкопском месторождении в соответствии с проектом обустройства были построены очистные сооружения для сточных вод, включающие комплексы механической и биологической очистки, опыт эксплуатации которых показал бесперспективность строительства подобных сооружений на газовых и газоконденсатных промыслах.

Увеличение в сточных водах хлоридов с 5 до 29 г/л не позволило развести в аэротенках активный ил, в связи с чем нельзя было провести биологическую очистку, а следовательно, и полную очистку вод от фенолов, нефтепродуктов и других загрязняющих компонентов.

Учитывая изложенное, было принято решение осуществить закачку сточных вод в поглощающие горизонты. Первые опытные закачки стоков подтвердили правильность принятого решения, поэтому в кратчайший срок при непосредственном участии автора выполнен большой объем по исследованию и проектированию, строительству и вводу в эксплуатацию сооружений для сбора и закачки в поглощающие горизонты неочищенных сточных вод. На месторождениях края было построено 10 насосных станций, подготовлено 24 нагнетательные скважины, осуществлено строительство необходимых для сбора и закачки коммуникаций.

Для обеспечения закачки стоков в поглощающие горизонты были определены следующие основные решения:

- для захоронения сточных вод использовались, в основном, продуктивные горизонты обводненной части залежей, а в ряде случаев с целью уменьшения давления нагнетания - вышележащие поглощающие горизонты, согласованные с территориальной геологической организацией:

- для закачки сточных вод использовались разведочные и полностью обводненные эксплуатационные скважины;

- насосные оборудовались в основном насосами 9МГР и реже - 9Г;

- кроме имеющихся нефтеловушек не предусматривались другие способы подготовки сточных вод к закачке;

- в ряде случаев для близко расположенных двух-трех месторождений сооружалась одна насосная станция;

- работы по увеличению приемистости нагнетательных скважин проводились в редких случаях.

Однако выполненный комплекс работ не полностью решил задачу предотвращения попадания сточных вод в водоемы, так как имелись дополнительные источники загрязнения водоемов и почвы - земляные амбары для аварийных выпусков жидкости из технологических аппаратов на установках подготовки газа и пунктах улавливания жидкости из системы магистральных газопроводов.

Для устранения этих источников загрязнения после соответствующих исследований проведены следующие работы. На всех установках подготовки газа сооружены узлы улавливания жидкости, обеспечивающие сбор жидкости при аварийных выпусках и подачу ее в промысловые конденса-топроводы. В технологические схемы установок подготовки газа внесены усовершенствования, позволяющие при вынужденных продувках скважин на факел улавливать жидкую фазу. На трассах магистральных газопрово-

дов построено 114 пунктов сбора жидкости, обеспечивающих улавливание всей жидкости, удаляемой из магистральных газопроводов.

С пунктов сбора жидкость вывозится автоцистернами, а ряд пунктов, где улавливается большое количество жидкости, обустроен стационарными насосными установками и трубопроводами для откачки жидкости в промысловые резервуары или конденсатопроводы.

Наряду с решением вопроса утилизации сточных вод и нефтепродуктов и предотвращения их попадания в ест ественные водоемы и на почву проведены работу по уменьшению их тока мости. Как известно, в добыче и транспорте газа широко используется высокотоксичный реагент - метанол. предназначенный для предотвращения гидратообразования в скважинах. газопромысловых коммуникациях и газопроводах. Учитывая, что объемы использования метанола на промыслах Кубани достигают 2-3 тыс.т/ год и что основная масса его остается растворенной в сточных водах, проведены исследования по возможности его замены менее токсичными реагентами. Изыскан и испытан в промышленном масштабе новый, менее токсичный. ингибитор гидратообразования, позволяющий полностью заменить метанол. Предложенный реагент представляет собой смесь синтетических растворителей.

Исследования, направленные на уменьшение отрицательного воздействия работ по освоению нефтегазовых месторождений на природную среду. указывают на необходимость осуществления мер по предотвращению загрязнения воздушного бассейна. Одним из источников загрязнения атмосферы являются выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания.

Химический анализ выхлопных газов показывает, что в них содержатся следующие виды и количества (в % масс.) токсичных веществ: окислы азота - 0.2; окислы серы - 0.1; сажа - 0.05; углеводороды - 0.3; формальдегид - 0.08. Анализ существующих способов очистки выхлопных и других отходящих газов позволил сделать вывод, что в отработанном буровом глинистом растворе имеются все необходимые компоненты для его использования в качестве реагента для Очистки выхлопных газов дизелей, установленных на буровых.

Для проведения исследований был использован отработанный буровой раствор следующего состава (% масс.):

глинопорошок 27-30

углещелочной реагент 1.5-4

кальцинированная сода 0.25-0.5

вода остальное характеризующийся следующими параметрами: плотность 1.2 г/см-1 вязкость условная 40 с рН 7.5-10

Исследование проводилось следующим образом. Выхлопные газы дизельных установок буровой подавались в специальную камеру очистки, куда через центробежный распылитель поступал отработанный глинистый раствор. Суспензия раствора в камере разбивалась о крутящийся со скоростью 6-12 тыс.об/мин диск на частицы размером 50-100 мк для увеличения контакта раствора и газов.

Из полученных данных видно, что разработанный способ очистки выхлопных газов двигателей внутреннего сгорания позволяет обеспечить высокую степень очистки (до 70-99%) и является дешевым, так как для его осуществления используется отработанный глинистый раствор.

В связи с токсичностью применяемых буровых растворов и других отходов при бурении скважин в последние годы выполнен значительный объем работ по герметизации систем промывки скважин, повторному использованию отработанных буровых растворов и захоронению раствора и выбуренной породы в специально сооружаемых шламохранилищах. Несмотря на крупные дополнительные расходы по утилизации отходов бурения эти работы оказали значительное влияние на улучшение охраны окружающей среды.

Выполненный на месторождениях края комплекс мероприятий по охране окружающей среды позволил реализовать задания по предотвращению загрязнения бассейнов Черного и Азовского морей. Опыт и технические решения осуществления этих мероприятий могут быть использованы при проектировании и обустройстве газовых и газоконденсатных месторождений других районов страны.

3. УСКОРЕННЫЙ ВВОД В РАЗРАБОТКУ МАЛЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В период резкого уменьшения уровней добычи газа по основным крупным месторождениям Кубани (Майкопское, Березанское, Сердюков-ское, Ленинградское, Старо-Минское, Кущевское, Каневское и др.) важное место в повышении эффективности использования мощностей газодобывающего региона занимают работы по вводу в разработку так называемых малых месторождений с запасами газа 0.2-0.4 млрд.м3 и месторождений-сателлитов крупных месторождений, а также продолжение поисков таких месторождений. Наличие разветвленной сети газопроводов способствовало быстрому вводу этих месторождений. Результаты НИР позволили ежегодно подключать к сетям 1-2 месторождения. Для ускорения этого разработаны легкотранспортируемые блоки основного технологического оборудования газосборных пунктов. Это позволяет вводить в разработку вновь открываемые малые месторождения через год после их открытия, а часто даже в год их открытия.

Группа малых месторождений, приуроченных к отложениям понта и меотиса, разрабатывается в условиях водонапорного режима (Гривенское,

Элитное, Красноармейское, Западно-Красноармейское). Такой же режим характерен для нижнемеловых залежей Северо-Екатериновского и залежей отложений черкесской свиты Ильинского месторождений. Режим разработки, близкий к жесткому водонапорному, ожидается и по вновь вводимым в ОПЭ залежам Мостовянского, Лебединского, Мечетского, Роговско-го, Днепровского и др.месторождений.

Рассматриваемые месторождения приурочены к высокопроницаемым коллекторам, представленным песчаниками с прослоями алевролитов. Для получения промышленных притоков газа, как показали исследования, требуется создание незначительных депрессий на пласт (от 0.02 до 0.3 МПа по группе рассматриваемых месторождений).

Расчет процесса выработки залежей и технологических показателей разработки учитывает продвижение воды в газонасыщенную породу и количество защемленного газа. Технологический режим' работы скважин определяется допустимой депрессией на пласт, которая не должна вызывать разрушения породы в призабойной зоне скважин и подтягивания конуса воды от ГВК.

Опыт эксплуатации рассматриваемой группы месторождений показал, что проектные технологические показатели разработки залежей наиболее достоверны при правильно выбранном соотношении темпов отбора газа и падения пластового давления:

При разработке малых месторождений очень важно выбрать темп отбора газа, который не привел бы к преждевременному обводнению скважины и залежи в целом. Темп отбора газа определяет скорость продвижения контакта газ-вода, а превышение предельного безводного дебита скважины по газу при наличии подошвенной воды приводит в образованию конусов.

Выбор темпа отбора газа из залежи зависит, прежде всего, от литоло-гической характеристики (вертикальной проницаемости и наличия глинистых прослоев ) продуктивного пласта. Количество эксплуатационных скважин, необходимых для разработки пласта с заданным темпом отборов газа, определяется дебитом скважин и, соответственно, технико-экономическими показателями.

Анализ результатов разработки малых месторождений Кубани свидетельствует о том. что оптимальный темп отбора газа составляет 5-8% от начальных запасов.

Конечный коэффициент газоотдачи малых месторождений зависит от целого комплекса параметров, однако при прочих равных условиях определяется коэффициентом защемления газа внедряющейся водой и системой размещения эксплуатационных скважин на площади газоносности. Максимальный коэффициент газоотдачи малых месторождений не может превышать 85%, так как минимальное количество газа, которое защемляет вода -15% для относительно низких давлений (по данным ГИС для месторожде-

ний предприятия "Кубаньгазпром"). Отсюда следует, что газоотдача месторождений с более высоким пластовым давлением будет ниже.

Опыт ввода в разработку малых месторождений Кубани позволил сформулировать основные принципы освоения таких месторождений в условиях падающей добычи газа в газодобывающем районе.

1. Проведение разведочных работ должно сочетаться с задачами дальнейшей разработки месторождения. Размещение разведочных скважин и их конструкция должны обеспечить ускоренный ввод в разработку этих месторождений. Как правило, при этом не целесообразно оконтуривать газовые залежи разведочными скважинами. Для этого следует проводить необходимый комплекс работ по детальной сейсморазведке.

2. Ускорение сроков ввода в разработку мелких месторождений способствует повышению технико-экономической эффективности их использования.

3. Основными источниками информации при техно логическом проектировании должны быть результаты:

- геофизических и гидродинамических исследований скважин;

- сейсморазведки;

- анализа разработки аналогичных месторождений.

4. Запасы газа, как правило, уточняются в процессе разработки месторождения. На стадии разведки осуществляется лишь их оценка.

5. Такой способ освоения запасов газа мелких месторождений позволяет осуществлять их эксплуатацию малым числом скважин, что препятствует интенсивному отбору газа, который может привести к избирательному вторжению воды в залежь.

6. Для обустройства мелких месторождений необходимо применять легкотранспортируемые блоки основного технологического оборудования газосборных пунктов.

Благодаря вводу в разработку малых месторождений в последнее пятилетие удалось поддерживать добычу газа без падения по региону. Доля малых месторождений в общей добыче постоянно возрастала и в настоящее время составляет более 40%.

4. СОЗДАНИЕ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА НА БАЗЕ ИСТОЩЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НОВЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ

Важнейшей задачей повышения эффективности использования мощностей газодобывающего региона (развитая сеть магистральных газопроводов, компрессорных станций, газораспределительных станций, доразра-батываемых месторождений и сопутствующей инфраструктуры) является создание ПХГ на базе выработанных месторождений.

В восьмидесятые годы на базе ранее законченного разработкой Александровского месторождения было создано Краснодарское ПХГ. Уже при проектировании и создании этого ПХГ предпринимались попытки повышения его эффективности путем кустового размещения скважин и использования гравийных фильтров для повышения производительности отдельных скважин. Созданное хранилище успешно эксплуатируется, покрывая в зимний период свыше 30% потребности региона в газе.

Дальнейшее перемещение газодобывающей промышленности на север страны, удаление ее от газифицированных регионов потребовали создания дополнительных мощностей по хранению газа. Для этого было предложено использовать заканчиваемое разработкой Кущевское газоконден-сатное месторождение.

4.1. Совершенствование технологической схемы создания Кущевского ПХГ

После исследовательских и подготовительных работ, проведенных ВНИИГАЗом и предприятием "Кубаньгазпром" была разработана принципиальная схема создания Кущевского ПХГ. По принятой технологии газ из скважины по индивидуальным выкидным линиям поступает на установки отключающихся устройств, где на каждой технологической линии с помощью штуцеров регулируются дебиты скважин, замеряется их производительность и осуществляется переключение скважин на замерный коллектор. Далее газ по промысловым коллекторам поступает на площадку ДКС и головных сооружений, где осуществляется очистка от механических примесей и жидкости, затем газ редуцируется до давления 5.7-5.5 МПа. Перед дросселем в поток газа для предотвращения образования газогидратов вспрыскивается реагент, после чего газ направляется в установку осушки. Газ готов к дальнейшему транспорту и поступает на пункт хозрасчетного замера. Вода сбрасывается в санитарно-технические сооружения для подготовки к закачке в поглощающие пласты, а конденсат - в накопительные емкости. Для закачки и отбора газа использовался I эксплуатационный объект (пласты 1+la), а для сбора газа необходимо было пробурить 241 скважину.

В 1991-1993 гг. выполнен большой объем экспериментальных работ по созданию комплекса технологии и техники проводки горизонтальных скважин и использования их при строительстве Кущевского ПХГ.

Результаты этих работ позволили произвести корректировку утвержденной РАО'Тазпром" технологической схемы с уменьшением количества эксплуатационно-нагнетательных скважин до 155 и размещением их в кусты от 4 до 7 в каждом. Основные проектные показатели приведены в табл.2.

Таблица 2.

Варианты технологических схем Кущевского ПХГ

Показатели Единица измерения Первоначальный вариант технологической схемы Скорректир. вариант технологической схемы

Активный объем млн.м3 5000 5000

Максимальный отбор млн.м3/сут 42.1 42.1

Пластовое давление

максимальное МПа 12.39 12.39

минимальное МПа 7.45 7.45

Количество эксплуатационных скважин, шт 291 155

в т.ч.:

вертикальных шт 291 69

горизонтальных шт - 86

4.2. Сравнительная оценка работы горизонталыюй.и вертикальной

скважины

Для оценки целесообразности применения горизонтального бурения произведена сравнительная оценка работы горизонтальной и вертикальной скважины.

Технологические расчеты показали, что для наших условий наиболее рациональной длиной горизонтального участка скважины является расстояние приблизительно в 200 м, общее отклонение от вертикального ствола - 350-400 м. При этом дебит горизонтальной скважины по сравнению с дебитом ' средней" увеличивается более, чем вдвое.

Исследование газовых горизонтальных скважин подтвердило указанные расчеты, что видно из табл.3.

4.3. Управление бурением наклонных и горизонтальных скважин

Рассматриваемый регион по геолого-физическим особенностям разреза характеризуется разнообразными условиями, определяющими результативность проводки скважин, и в особенности - наклонных и горизонтальных.

Это потребовало разработки специальной технологии бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин, позволяющей на базе выбора оптимальных сочетаний режимных параметров бурения и промывки максимально обеспечить безаварийную проводку, а также повысить скорость наклонного и горизонтального участков ствола.

и> о

Таблица 3

Сопоставление дебитов горизонтальных и вертикальных скважин

Дата Суточный отбор газа, тыс.м3 Дебит "средней" скважины, тыс.м3/сут Дебит скв.№104, тыс.м3/сут 4/3 Дебит скв. №109, тыс.м3/сут 4/6

23.11.93 1993 41.5 95.8 2.29 32.0 2.97

30.11.93 1976 39.1 87.0 2.23 32.0 2.72

10.12.93 1721 35.9 82.0 2.28 30.0 2.73

Среднее значение 1863 38.8 88 2.27 31.3 2.81

Примечание: скв.№104 - горизонтальная;

скв.№109 - вновь пробуренная вертикальная

Автором совместно со специалистам предприятия "Кубаньгазпром" предложен способ управления бурением наклонных й горизонтальных учалив ствола скважин. Цель предложенного способа - повышение эффективности бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин на участках с интенсивным искривлением за счет предупреждения осложнений, связанных с нарушением устойчивости стенок скважин.

Указанная цель достигается тем, что при бурении участков ствола с интенсивным искривлением в наклонно направленных скважинах промывку производят буровым раствором, плотность которого рассчитывают с учетом суммарного угла, характеризующегося углом падения пластов и зенитным углом искривления скважины.

Однако, как показал опыт бурения наклонных и горизонтальных скважин, значение плотности бурового раствора р, определенное таким путем, зачастую оказывается недостаточным для обеспечения заданного времени устойчивости Ту. Сказывается влияние дополнительных напряжений на стенках скважины, обусловленных зенитным углом искривления самой скважины. i

Варианты схем взаимного расположения залегающего пласта и ствола скважины (см.рис.З) демонстрируют расположение ствола'скважины в зависимости от значений углов а и ß . В случае вертикальной скважины iß = 0°) в горизонтально залегающих пластах (а = 0°) (см.рис.За) плотность бурового раствора выбирают в зависимости от значений градиентов поро-вого давления согласно РД 39-0147009-723-88.

По вертикальной скважине (ß = 0°) в наклонно залегающих пластах^ >0°) (см.рис.Зб) технологически необходимое значение плотности бурового раствора выбирают с учетом дополнительных напряжений, обусловленных изгибом пластов ("Способ определения ориентации пластов в разрезе скважины" A.C. N1276117). На рис. Зв показана наклонно направленная скважина (ß >0°) в горизонтально залегающих пластах (а = 0°). Практика бурения, результаты проводки более 10 скважин предприятия "Кубаньгазпром" и "Краснодарнефтегаз" показывают, что плотность бурового раствора, выбранная по рекомендациям РД 39-0147009-723-88 для этого варианта, зачастую оказывается также недостаточной для предотвращения осложнений, связанных с нарушением устойчивости стенок скважины.

Это возможно объяснить тем, что при наборе кривизны условно верхняя стенка ствола скважины находится в более неустойчивом положении, чем нижняя. Рис.Зв условно может быть трансформирован в рис.Зб путем "поворота пласта" мощностью dh на угол а против часовой стрелки.

Рис.3. Варианты схемы взаимного расположения залегающего пласта и ствола скважины

В случае наклонно направленной скважины (у3 >0°) в наклонно залегающем пласте (а > 0°) мощностью сШ (см.рис. Зг) стенки ствола скважины испытывают напряжение, обусловленное суммой углов (а + /?).

Для установления корреляционной зависимости плотности бурового раствора от величины (а + /?) для подобного варианта были проанализированы данные бурения более 10 наклонно направленных и горизонтальных скважин, пробуренных на П"Кубаньгазпром" и "Краснодарнефтегаз", в процессе проводки которых имели место нарушения устойчивости стенок скважин. В результате была получена зависимость плотности бурового раствора от суммы углов залегания пласта и наклона скважины.

Коэффициент множественной корреляции между величинами р , и

(а + Р) составил 0.83 при уровне доверительной вероятности 0.95, что подтверждает адекватность полученной зависимости промысловым условиям.

Для наклонных скважин с горизонтальным стволом разработана технология бурения, позволяющая по реактивному моменту на долоте, значение которого постоянно регистрируется телеметрической аппаратурой,

разработанной автором совместно с сотрудниками, в любой момент времени определять фактические значения режимных параметров бурения.

Учитывая специфические геологические условия Кубани , характеризующиеся большой (до 70%) глинистостью разреза, поглощением, высоконапорными пластами и значительными температурами, коллективом специалистов при непосредственном участии автора разработаны специальные требования к буровым растворам, которые обеспечивают:

- создание оптимальных условий для работы долота с целью повышения скорости бурения и проходки на долото;

- сохранение устойчивости глинистых пород;

- минимальное диспергирующее действие на глинистые породы и исключение образования избыточных объемов раствора;

- качественное (с минимальным повреждением коллектора) вскрытие продуктивных пластов;

- стабильность свойств буровых растворов во времени для нормального прохождения геофизических снарядов.

Такой комплексный подход к строительству скважин способствовал их безаварийной проводке со значительным материально-технологическим эффектом.

4.4. Разработка и эксплуатация телесистем проводки наклонно направленных и горизонтальных скважин

Массовое бурение горизонтальных скважин сдерживается из-за отсутствия надежного технико-технологического обеспечения, главным образом, отечественных систем контроля за текущими координатами забоя скважины.

Что же касается зарубежных аналогов, то их стоимость настолько велика, что делает в принципе неэффективной проводку горизонтальных скважин. Имеющиеся отечественные телесистемы практически все являются опытными или одиночными образцами. При нашем непосредственном участии на предприятии "Кубаньгазпром" первые образцы созданы в 1994 г. и с их помощью пробурено более 50 наклонных и горизонтальных скважин.

Нами обозначены основные приоритетные направления создания телесистемы:

- разработка специальных посадочных устройств, включенных в компоновку низа бурильной колонны (КНБК);

- разработка скважинной аппаратуры и наземных панелей, позволяющих в цифровом виде получать забойную информацию о зенитном угле и азимуте скважины, о положении бурового инструмента при бурении;

- разработка программного обеспечения при построении проектного и фактического профиля скважины в реальном масштабе времени.

Идет работа над созданием более совершенной телесистемы, позволяющей. кроме измерения азимута, зенитного угла и угла установки откло-нителя, регистрировать осевую нагрузку на долото и давление на забое, что особенно важно на горизонтальных участках ствола скважины, а также температуру и геофизическую информацию о характеристиках проходимых пород.

Для проводки скважин с малыми радиусами искривления (И<40м) разработана система телеконтроля угла установки отклонителя и зенитного угла, получившая название "Ориентатор-Г. Характерными особенностями ее являются наличие "короткого" (длина 1.1м) скважинного снаряда и отсутствие магнитного датчика азимута, что позволяет, используя короткое посадочное устройство, максимально приблизить измерительный узел к забойному двигателю и уменьшить размер жесткой компоновки низа бурильной колонны для работы на участках с максимальной интенсивностью искривления. "Ориентатор-1" позволяет при использовании трехжильного кабеля работать при температуре выше 100°С и давлении до 100 Мпа. При этом можно проводить непрерывные измерения угла установки отклонителя в диапазоне 0-360° ± 2° и зенитного угла в диапазоне 0-120°+ 1°.

Зарезка из вертикального ствола скважины по заданному азимуту является ответственным моментом при проводке наклонно направленных и горизонтальных скважин вдоль проектного профиля. Поэтому специально для зарезки из вертикального ствола скважины была разработана телесистема. позволяющая непрерывно в процессе бурения контролировать направление плоскости отклонителя в пространстве в диапазоне 0-360° ± 1°. Отличительной особенностью этой системы является наличие в скважин-ном снаряде феррозондового датчика азимута. Данная телесистема работает с трехжильным кабелем в диапазоне температур 0-100°С и давлений до 100 МПа. Она получила название "ЭВС-1".

Все разработанные приборы являются автономными и могут использоваться каждый в отдельности для решения определенных технологических задач. Все они имеют унифицированный размер для посадки и специально разработанное посадочное устройство, входящее в состав компоновки низа бурильной колонны.

Разработано несколько модификаций посадочных устройств (ПУ). имеющих один принцип действия и отличающихся друг от друга линейными размерами.

Разработанное посадочное устройство отличается наличием:

- двух центраторов для более точного центрирования скважинного прибора по оси устройства".

- фиксатора, предотвращающего самопроизвольное высвобождение скважинного прибора при зенитных углах 90° и более;

- ориентатора, груза-ловителя и центратора с верхним магнитом, позволяющим производить бесступенчатую установку их в одной плоскости с отклонителем;

- устройства (с магнитным датчиком), передающего на устье скважины сигнал о посадке скважинного прибора и ориентации его в одну плоскость с отклонителем.

На рис.4 приведена схема разработанного посадочного устройства, все детали которого выполнены из немагнитной стали.

При разработке программы построения проектного профиля для ПЭВМ нами был применен новый подход, основанный на поиске по исходным данным нескольких вариантов построения профилей. Это дает возможность в процессе проектирования выбирать наиболее предпочтительный вариант профиля с учетом имеющихся геолого-технических ограничений (минимально допустимая кривизна или максимальная интенсивность искривления, максимальная длина скважины по инструменту и т.д.).

Что касается программы построения фактического профиля, то при ее разработке мы руководствовались двумя основными принципами.

1. Профиль должен строиться в реальном масштабе времени, т.е. практически одновременно с получением на наземных регистрационных панелях данных замеров скважинных приборов ("Трасса-1", "Ориентатор-1" и ЗВС-1).

2. Построение фактического профиля должно осуществляться в трехи двухкоординатных системах, и в зависимости от пожелания пользователя любые участки профиля могут быть масштабно увеличены и сравнены с проектными данными.

Предусмотрено также прогнозирование фактического профиля до момента окончания набора кривизны по каждым пяти последним замерам координат забоя и оперативного решения целого ряда задач по вопросам управления траекторией ствола скважины.

С высокой степенью достоверности в оперативном режиме нами были определены геобарические характеристики разбуриваемых отложений в сильно депрессированных пластах, обеспечивающие буровика необходимой для безаварийной проводки скважины информацией.

4.5. Технология проводки скважин в гранулярных высокодепрессированных коллекторах

Сущность разработанного нами совместно со специалистами предприятия "Кубаньгазпром" метода состоит в том, что при проводке скважин в высокодепрессированных гранулярных коллекторах (Кущевское ПХГ). в качестве аэрированного бурового раствора используется жидкость

Рис.4. Компоновка низа бурильной колонны

со степенью аэрации воздухом или газом 3-7% с плотностью, обеспечивающей гидростатическое давление несколько выше пластового, что созда-гг достаточное противодавление для проникновения газовой фазы и после-(ующего ее расширения в коллекторе.

Разработанная методика способствует снижению интенсивности по-лощения по мере разбуривания за счет уменьшения коэффициента фазо-юй проницаемости по жидкости до нуля вследствие расширения газовой [>азы в буровом растворе по мере движения по пласту и ее торможения из-)а малого коэффициента фазовой проницаемости пласта по газу, что при-юдит к повышению концентрации газа в приствольной зоне до необходимых величин (порядка 0.4-0.6 объемных долей), снижению перепада давле-шя и, тем самым, предотвращению прихватов колонн труб, обеспечению сачественной гидравлической связи скважины с пластом при вторичном ¡скрытии.

По составленному соотношению в зависимости от степени аэрации зпределяется минимально допустимое время бурения одного метра или для фипятого времени бурения метра уточняется степень аэрации в указанных феделах.

Технология реализуется на основании следующей последовательности действий.

Перед началом вскрытия гранулярного высокодепрессированного шаста производится аэрация бурового раствора, обработанного соответ-лъующими химреагентами для обеспечения нужной фильтрации и равномерного распределения газовой фазы, вводимой эжектированием на приеме исосов, до А = 0.03-0.07.

В начале разбуривания депрессированного гранулярного коллектора эграничивается механическая скорость, определяется интенсивность поглощения (индикатор расхода на выходе, уровень в емкостях или др.) и 1роизводится уточнение необходимого времени бурения метра или для тринятого времени бурения определяется необходимая степень аэрации в тределах до 0.03-0.07, а в случае, если требуется большая аэрация, то при-шмают ее предельной. Далее бурение продолжается с принятыми режимами и при необходимости производится уточнение времени бурения одного летра.

Постоянно осуществляется контроль расхода на выходе и. при росте штенсивносги поглощения, которая при нормальной реализации технологии должна быть менее 5% от подачи насосов, уточняется время бурения здно го метра.

Использование данного способа при бурении нагнетательных сква-кин с протяженным горизонтальным участком в высокодепрессированных ■ранулярных коллекторах для Кущевского газохранилища позволило оце-щть его высокую эффективность.

4.6. Повышение качества крепления скважин

Изучены некоторые особенности крепления горизонтальных скважи на ПХГ, выявившие необходимость уточнения центрирования скважин н ПХГ, расчета места установки центраторов, назначения требований к так понажным растворам и цементному камню в случае необходимости цеме; тирования горизонтального участка ствола скважины.

Для горизонтальных скважин рассчитана допустимая интенсивное! искривления ствола, разработана рациональная конструкция низа эксплу; тационной колонны, разработана рецептура тампонажного раствора с м1 нимальной водоотдачей и водоотстоем. С нашим непосредственным уч; стием и по нашей инициативе разработана инструкция по расстановке ца траторов на обсадных колоннах в вертикальных, наклонных и горизо: тальных скважинах. При ее разработке применены нетрадиционные пре, ставления о силах, действующих на колонну труб в скважине. Новая инс рукция позволяет значительно уменьшить количество центраторов б ущерба для качества цементирования обсадных колонн и крепления скв жин. Результаты исследований по мере их получения были использован при составлении регламентов на крепление скважин, проектов, а также п( строительстве скважин.

Приведенный ранее профиль , где показано расположение проду тивных и обводненных пластов, обуславливает необходимость разработ! при креплении скважин мероприятий по предупреждению газонефтепроя лений и межпластовых перетоков в заколонном пространстве.

Совместно со специалистами предприятия "Кубаньгазпром" и друп организаций для решения указанных задач разработан способ, включа] щий закачку в заколонное пространство тампонажного раствора, его обр ботку пульсирующим давлением и температурой и образование межпл стовых изоляционных перемычек. Обработку тампонажного раство; пульсирующим давлением осуществляют при его затухающей во време! частоте и амплитуде, а нагревание тампонажного раствора - при услов] превышения фоновых значений температур для данных глубин на 30-60° при этом образование межпластовых изоляционных перемычек контрол руют по термоакустическим измерениям в скважине в период ожидания : твердения тампонажного раствора.

Сущность способа заключается в своевременном, до уменьшения дг ления твердеющей тампонажной смеси в заколонном пространстве ни: пластовых давлений, а следовательно, до возникновения газонефтевод проявлений или межпластовых перетоков, создания в заданных наибох вероятных его интервалах возможного прорыва пластовых флюидов I ментных перемычек, обеспечивающих надежную герметизацию заколош го пространства. Соответствие по глубинам в заданных интервалах толп ны, скорости твердения и набора прочности создаваемых цементных пе] мычек оценивают по данным неоднократно проводимых в период ожи;

ия затвердения цементного раствора за обсадной колонной в скважине ЭЗЦ) замеров электротермометром и аппаратурой акустического контро-я цементирования (АКЦ) с регистрацией фазокорреляции диаграмм 5КД), т.е. по данным временных термоакусгических исследований в пери-дОЗЦ.

Для этого после закачки в заколонное пространство тампонажного аствора, но до начала его твердения, в заданных интервалах скважины жигают опущенные на каротажном кабеле специальные пороховые заряды например, из серийно выпускаемых: аккумулятор давления скважинный АДС), или пороховой генератор давления (ПГД, БК).

Пороховые заряды воспламеняются электрическим импульсом и в [роцессе горения одновременно создают в скважине пульсирующее, с зату-ающими частотой 0.5 Гц > V > 0 и амплитудой давления через колонну на ще не затвердевшую тампонажную смесь и обеспечивают ее интенсивное 1агревание. Низкочастотная затухающая пульсация давления в скважине оздает затухающие колебания тампонажной смеси, ускоряющие физико-имичеекие процессы уплотнения и упрочнения ее структуры.

При этом параметры порохового заряда подбираются так, чтобы яаксимапьная амплитуда избыточного пульсирующего давления в скважи-1е, образующегося при его сгорании, была достаточно велика для создания :олебаний тампонажной смеси, но не превышала зависящее от гидростати-(еского давления и диаметра обсадной колонны в интервале сгорания пре-1ельное давление, при котором нарушается целостность обсадной колонны ! ее резьбовых соединениях.

На зарегистрированных в процессе ОЗЦ исследований термограммах > интервалах воздействия сожженных пороховых зарядов отмечаются тем-тературные аномалии с превышением фоновой температуры в скважине на Ю-бОоС, уменьшающиеся со временем. На зарегистрированных в период ЭЗЦ диаграммах АКЦ и ФКД в интервалах баротеплового воздействия отмечается ускоренное образование твердых цементных перемычек с контактом с колонной и породой и с толщиной, достаточной для выдержива-1ия максимального перепада давления в скважине.

В настоящее время этот способ применяется практически по всем жважинам.

4.7. Экономическая оценка применения новых технических и технологических решений при создании Кущевского Г1ХГ

В настоящее время на Кущевском ПХГ реализуется утвержденная РАО "Газпром" технологическая схема его создания. Пробурено уже 30 горизонтальных скважин из 86 проектных и около 40 из 69 проектных верти-

кальных скважин. В прошлом сезоне в ПХГ уже закачано более одного млрд.м3 активного газа.

В результате внедрения комплекса новых технических и технологических решений (только по некоторым аспектам бурения) можно провести их экономическую оценку. От сокращения бурения 86 эксплуатационных скважин уменьшение капитальных вложений составит (при стоимости бурения 1 вертикальной скважины в среднем 3.2 млрд.руб.) около 280 млрд.руб. Удорожание горизонтальных скважин составит (20% от стоимости вертикальной скважины) около 70 млрд.руб. Уменьшение затрат на обустройство ПХГ за счет уменьшения строительства 86 технологических линий и шлейфов оценивалось в 40 млрд.руб. Уменьшение платы за отвод в постоянное пользование на 16 га меньше оценивалось в 16 млрд.руб.

Таким образом, общая оценка экономии средств на сооружение Ку-щевского ПХГ составит не менее 266 млрд.руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Доклад является обобщением результатов многолетних исследований автора, которые доведены до практических методик и рекомендаций при разработке газоконденсатных месторождений на поздней стадии и создании подземных хранилищ газа.

Методы решения задач и результаты, полученные автором , опубликованы в периодической печати: монографиях, обзорах, статьях, изобретениях, апробированы на международных конференциях и научно-технических советах и семинарах и рекомендуются для использования инженерно-техническими работниками, занятыми разработкой газоконденсатных месторождений и созданием подземных хранилищ газа.

Основные защищаемые положения

I. Методические основы создания технологии и техники удаления жидкости из скважин на поздней стадии разработки газовых и газоконденсатных месторождений в зависимости от ее химического и компонентногс состава.

2. Теория и практика использования двух- и трехфазных пен при глушении скважин с аномально низкими пластовыми давлениями для предотвращения загрязнения призабойной зоны при ремонте скважин.

3. Технологические и технические решения по охране окружающей среды при разработке группы газовых и газоконденсатных месторождений региона.

4. Принципы проектирования и освоения малых месторождений и сателлитов основных газоконденсатных месторождений региона.

5. Теоретические основы размещения вертикальных, наклонно на-гравленных и горизонтальных скважин на подземных хранилищах газа в 'словиях низкой проницаемости и малой мощности пласта-коллектора.

6. Технические и технологические решения по контролю за проводкой I качеством сооружения наклонно направленных и горизонтальных сква-кин в продуктивных горизонтах малой мощности.

Основные положения диссертации изложены в следующих работах:

Монографии

1.Макаренко П.П. Комплексное решение проблем развития газодо-Зывающего региона. М., Недра, 1996, 320 с.

2.Булатов А.И., Макаренко П.П., Шеметов В.Ю. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности, М., Не-ipa, 1997, 347 с.

3. Будников В.Ф., Булатов А.И., Макаренко П.П. Проблемы механики бурения и заканчивания скважин . М.: Недра, 1997, 495 с.

Статьи, обзоры

4. Завертайло М.М., Базлов Н.В., Коновалов В.А., Макаренко П.П. Черняк М.Е.. Повышение эффективности работы установок низкотемпературной сепарации газа - Разработка и эксплуатация газовых и газоконден-сатных месторождений. Реф.сб. М., ВНИИЭГазпрома, 1971, №3, с.17-22.

5. Шевчук В.Я., Макаренко П.П., Артамохин А.П. Эффективное средство очистки забоя газовых скважин. Газовая промышленность, 1975, №9, с.36-36.

6. Чашкин Ю.Г., Игнатенко Ю.К., Тернавский Н.И., Шевчук В.Я., Макаренко П.П., Кирильченко Н.Е. Опыт применения жидких ПАВ для удаления жидкости из газовых скважин месторождений Краснодарского края. Научно-технический обзор. М., ВНИИЭгазпром, 1977, с.22.

7. Горшнев B.C., Макаренко П.П., Игнатенко Ю.К., Сатаев A.C., Чистяков Б.Е., Плетнев М.Ю. Новые пенообразователи для удаления жидкости из скважин. - "Разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений". Реф.сб. М., ВНИИЭгазпром, 1981, №7, с.18-23.

8. Кирильченко Н.Е., Макаренко П.П., Тернавский Н.И. Повышение эффективности удаления жидкости из скважин. Газовая промышленность, 1977, с.35-36.

9. Мирошниченко O.A., Кутовая A.A., Макаренко П.П., Теплов А.П. Регулятор подачи ингибиторов коррозии. - "Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности". Реф.сб., М.: ВНИИЭгазпром, 1972, №6, с.14-16.

10. Чашкин Ю.Г., Сошнин Н.М., Макаренко П.П. и др. Удаление жидкости из газовых и газоконденсатных скважин. - "Разработка газовых и газоконденсатных месторождений". Реф.сб., М., ВНИИЭгазпром, 1977, № 9, с.26-31.

11. Кравцов H.A., Макаренко П.П. и др.. Экономическая оценка при менения ПАВ "Сульфам" на месторождениях ПС "Кубаньморнефтегазпром" - Реф.сб. Экономика газовой промышленности М„ ВНИИЭгазпром, 1983, № 6, с. 18-20.

12. Булатов А.И., Еремин Г.А., Макаренко П.П. Требования к це ментным растворам при горизонтальном бурении. Газовая промышлен ность, 1995, №7, с. 11-13.

13. Булатов А.И., Еремин Г.А., Макаренко П.П. Гидродинамика npi бурении и цементировании скважин. Газовая промышленность, 1995, № 11 с.23-25.

14. Ключко В.И., Макаренко П.П., Шмелев Д.Д. Апробация комплек са компьютерных программ при проводке скважины 108 Кущевского ПХГ Труды СКО Российской инженерной академии. Краснодар, 1997.

15. Григорьев A.B., Крапивина Г.С., Зуб A.B., Макаренко П.П., Черненко A.M. Методика расчета производительности горизонтальных скважин и ее практическое применение. Аннотации докладов Международной конференции "Подземное хранение газа", М., ВНИИГАЗ, 1955, с.50-51.

16. Макаренко П.П., Басарыгин Ю.М., Черненко A.M.., Крапивина Г.С. Особенности проектирования и эксплуатации хранилищ в обводненных истощенных месторождениях, Газовая промышленность, 1995, № 12, с. 14-15.

17. Макаренко П.П., Сугак В.М. Разработка и эксплуатация телесистем проводки наклонно-горизонтальных скважин. Газовая промышленность, 1995, № 12, с.51-53.

18. Макаренко П.П., Черненко A.M., Бузинов С.Н., Крапивина Г.С. Геолого-экономические предпосылки и особенности создания Кущевского ПХГ с использованием горизонтальных скважин. РАО "Газпром" , П"Кубаньгазпром". Труды семинара "Строительство и эксплуатация ПХГ горизонтальными скважинами" г.Анапа, 13-17 мая 1996, с.128-138.

19. Еремин Г.А., Макаренко П.П., Марченко Р.Н., Шипица В.Ф. Некоторые особенности проектирования скважин с горизонтальным окончанием ствола Кущевского ПХГ. РАО "Газпром", П "Кубаньгназпром". Труды семинара Строительство и эксплуатация ПХГ горизонтальными скважинами" г.Анапа, 13-17 мая 1996 ,с.16-27.

20. Булатов А.И., Дейкин В.В., Макаренко П.П., Будников В.Ф., Ху-сид Л.Б. Требования к физико-механическим характеристикам тампонаж-ного камня в горизонтальных скважинах. РАО "Газпром", П"Кубаньназпром". Труды семинара Строительство и эксплуатация ПХГ горизонтальными скважинами" г.Анапа, 13-17 мая 1996 ,с.128-207.

21. Бузинов С.Н., Григорьев A.B., Ковалев А.Л.,"Крапивина Г.С., Басарыгин Ю.М., Зуб В.П., Макаренко П.П., Черненко A.M. Эффективность применения горизонтальных скважин на Кущевском подземном хранилище

па. РАО "Газпром", ГТ "Кубаньгназпром". Труды семинара Строительст-о и эксплуатация ПХГ горизонтальными скважинами" г.Анапа, 13-17 мая 996 ,с.8-16.

22. Кравцов H.A., Макаренко П.П., Черненко A.M. Сравнительная ценка работы горизонтальной и вертикальной скважины в заданной об-асти дренирования. РАО "Газпром", П "Кубаньгназпром". Труды семи-:ара Строительство и эксплуатация ПХГ горизонтальными скважинами" .Анапа, 13-17 мая 1996 ,с.91-98.

23. Булатов А.И., Гераськин В.Г., Макаренко П.П. Определение ре-¡симных параметров бурения . Газовая промышленность, 1996, №3-4, с.45.

24. Булатов А.И., Макаренко П.П. Напряженно-деформированное со-ггояние крепи скважин при избыточных давлениях. Российская инженерная 1кадемия. Секция "Геология, добыча и переработка полезных ископаемых". Вып.2. "Инженерные проблемы разработки недр". М., Изд-во Всероссийской газеты "Нива России", 1996, с. 12-23.

25. Вознесенский A.C., Макаренко П.П. Вопросы прогноза деформа-1И0нных опасностей при разработке газовых месторождений. Российская шженерная академия. Секция "Геология, добыча и переработка полезных ископаемых". Вып.2. "Инженерные проблемы разработки недр". М., Изд-80 Всероссийской газеты "Нива России", 1996, с.23-36.

26. Ковалев А.Л.. Крапивина Г.С., Григорьев A.B., Зуб В.П., Макаренко П.П., Черненко A.M. Кустовое размещение наклонно направленных скважин на ПХГ. Газовая промышленность, 1996, сентябрь-октябрь, с.32-34.

27. Булатов А.И., Макаренко П.П., Шеметов В.Ю. Комплекс технических средств для экологически безопасного бурения скважин. СевероКавказское отделение Российской инженерной академии. Сб.научных трудов "Гипотезы, поиск, прогнозы". Краснодар, 1995,вып.2, с.1-24.

28. Макаренко П.П., Юрьев В.А., Царкова Л.М. Устройство для установки стальных пластырей на дефект обсадных колонн ДОРН-ЗМ. Северо-Кавказское отделение Российской инженерной академии. Сборник научных трудов "Гипотезы, поиск, прогнозы". Краснодар, 1995, вып.2, с.75-86.

29. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Макаренко П.П. и др. К вопросу о качестве цементировния горизонтальных скважин на Кущевском ПХГ П "Кубаньгазпром". Северо-Кавказское отделение Российской инженерной академии. Сборник научных трудов "Гипотезы, поиск, прогнозы". Краснодар, 1996, вып.З, с.4-15.

30. Булатов А.И., Гарбузов Г.Г., Будников В.Ф., Хусид Л.Б. Задачи и перспективы исследований гидромеханики углубления и цементирования скважин. Северо-Кавказское отд., 1996, с. 16-23.

31. Макаренко П.П., Булатов А.И., Будников В.Ф., Сугак В.М., Ге раськин В.Г., Вартумян Г.Т. Сравнительный анализ дебитов горизонталь ной скважины и прямолинейной батареи вертикальных скважин . Северо Кавказское отделение Российской инженерной академии. Сборник научны? трудов "Гипотезы, поиск, прогнозы". Краснодар, 1996, вып.З, с.24-30.

32. Макаренко П.П., Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. Еремин Г.А., Логвиненко C.B., Рябова Л.И. Хусид Л.Б. Сероводородная коррозия тампонажного камня в скважине. Северо-Кавказское отделение Российской инженерной академии. Сборник научных трудов "Гипотезы, поиск, прогнозы". Краснодар. 1996, вып.З, с.53-67.

33. Макаренко П.П., Мандель А.Я., Гераськин В.Г.. Проселков Е.Б. Определение площади контакта УБТ со стенкой скважины. Газовая промышленность , 1997 . № 1,

Авторские свидетельства, патенты

34. Сатаев A.C., Игнатенко Ю.К., Макаренко П.П., Фуки Б.И., Марков О.Н.. Горшнев B.C. Способ добычи углеводородного конденсата. A.c. 643626 СССР. БИ, 1979, №3.

35. Кузнецов В.П., Макаренко П.П., Тимофеев В.В. Способ защиты малоуглеводородистой стали от углекислой коррозии. A.c. 797264 СССР, БИ. 1978.

36. Колбуков Л.Ф., Макаренко П.П., Савельев В.Ф. Способ сепарации потока газожидкостной смеси. A.c. 850123 СССР, БИ, 1981. №28.

37. Сатаев A.C., Игнатенко Ю.К.. Акопян Н.Р.. Макаренко П.П., Кожемякин К.Ф.. Балакший В.И., Лоджевский Э.Э., Зобов B.C., Натаров H.A. Способ очистки выхлопных газов. A.c. 1005849 СССР, БИ, 1983, №11.

38. Островский Ю.М., Карепов A.A., Цатурянц Г.А.. Кравцов H.A., Замулко А.Ф.. Дидук Е.И., Макаренко П.П., Бережной И.В. Способ удаления (¡3 газовой скважины минерализованной жидкости с газоконденсатом.

A.c. 1151662 СССР. БИ. 1985. №15.

39. Кравцов H.A.. Янпольский В.И., Кутовая A.A., Ульянова А.Г., Светкин Ю.В.. Кузьменко М.Я., Фидоркова О.П., Безлюдный А.И, Мазаев

B.М.. Бережной И.В.. Макаренко П.П. Ингибитор гидратообразования. A.c. 1175178 СССР. БИ. 1985.

40. Матвеев Д.Ф.. Старикова Т.В.. Фуки Б.И.. Макаренко П.П., Сте-ценко Г.ИМ., Сергеев В.П. Гидрофобная эмульсионная композиция для пироразрыва пласта. A.c. 985019 СССР. БИ. 1982, №48.

41. Бойченко И.Г.. Кравцов H.A., Игнатенко Ю.К., Макаренко П.П. и др. Способ удаления жидкости с забоя газовой скважины. A.c. 1391201 СССР. БИ. 1987.

42. Виноградов Л.М., Игнатенко Ю.К., Макаренко П.П. и др. Пено-образуюоши раствор для удаления жидкости из газоконденсатных скважин. A.c. 1354813 СССР БИ, 1986.

43. Покровская-Духненко Е.М., Беслиней Х.Г., Макаренко П.П. и др. Способ селективной изоляции пластовых вод. A.c. 1371080 СССР, БИ, 1986.

44. Покровская-Духненко Е.М., Дыбова Т.Н., Макаренко П.П. и др.

Тампонажный состав для селективной изоляции притока пластовых

вод. A.c. 1390342 СССР, БИ, 1988, №15.

45. Покровская-Духненко Е.М., Дыбова Т.Н., Макаренко П.П. и др. Тампонажный состав для изоляции притока пластовых вод. A.c. 1314016 СССР, БИ, 1987, №20.

46. Галанин И.А., Шестерикова P.E., Ли Г.П., Макаренко П.П., Баса-рыгин Ю.М. и др. Способ получения абсорбента для очистки газа от сероводорода и двуокиси углерода. A.c. 1711953 РФ, БИ, 1992, №6.

47.Шипица В.Ф., Макаренко П.П. , Басарыгин Ю.М., Петерсон А.Я. Способ предотвращения газоводонефтепроявлений и межпластовых перетоков в заколонном пространстве скважин. А.с 2061169 РФ, БИ, 1996, №15.

48. Никитин Б.А., Макаренко П.П., Басарыгин Ю.М., Шипица В.Ф., Титаренко Н.В., Аветисов А.Г. Способ проводки вертикальных; наклонных и горизонтальных скважин в гранулярных высокодеприссированных коллекторах. A.c. 2073091 РФ, БИ, 1997, №4.

49. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Гераськин В.Г., Кульчицкий В.Н., Майчуб Ю.Г. Макаренко П.П., Сугак В.М. Способ контроля положения отклонителя при забуривании наклонных участков скважин и устройство для его осуществления. Заявка №95104391 от 24.03.95 г. Положительное решение о выдаче патента от 07.02.96.

50. Макаренко П.П., Басарыгин Ю.М. и др. Установка для очистки природного газа от сероводорода. Заявка №96110805/20 (016536) от 28.05.96. Положительное решение о выдаче патента на изобретение.

51. Макаренко П.П., Басарыгин Ю.М. и др. Установка получения абсорбента для очистки газа от сероводорода. Заявка №96111699/20 (017827) от 11.06.96.

52. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Макаренко П.П., Юрьев В.А. и др. Скважинный фильтр. Приоритетная справка №95109565 от 07.08.95. Имеется положительное решение.

53. Гринько В.М., Бойченко И.Г., Иванов В.А., Макаренко П.П., Басарыгин Ю.М., Игнатенко Ю.К. и др. Устройство для установки нижнего ограничителя плунжерного лифта. Газовая промышленность, 1975, №6,

54. Будников В.Ф., Булатов А.И., Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Юрьев В.А. и др. Скважинный фильтр. Приоритетная справка №95119614 от 28.11.95. Имеется положительное решение.

55. Макаренко П.П. , Булатов А.И., Хусид Л., Лузин С.Н.. Способ безопасного освоения скважин. Положительное решение от 05.03.1997 по заявке №95119200/03 (033716).

с.22.

ПРЕДПРИЯТИЕ "КУБАНЬГАЗПРОМ"

На правах рукописи . УДК 622 279 23/4.001 24

МАКАРЕНКО ПЕТР ПЕТРОВИЧ

КОМПЛЕКС ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО РАЦИОНАЛЬНОМУ ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ МОЩНОСТЕЙ ГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО РЕГИОНА В УСЛОВИЯХ ИСТОЩЕНИЯ ЗАПАСОВ ГАЗА

Специальность 05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Диссертация в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва -1997

ПРЕДПРИЯТИЕ "КУБАНЬГАЗПРОМ"

На правах рукописи УДК 622.279.23/4.001.24

МАКАРЕНКО ПЕТР ПЕТРОВИЧ

КОМПЛЕКС ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО РАЦИОНАЛЬНОМУ ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ МОЩНОСТЕЙ ГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО РЕГИОНА В УСЛОВИЯХ ИСТОЩЕНИЯ ЗАПАСОВ ГАЗА

Специальность 05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Диссертация в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва -1997

Работа выполнена на Предприятии "Кубаньгазпром" РАО" Газпром".

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор, Р.М.Тер-Саркисов

доктор технических наук, профессор, В.М.Максимов

доктор технических наук, профессор, А.Г.Калинин

Ведущее предприятие - ГАНГ им.И.М.Губкина

Защита диссертации состоится '¿¿^997 г. в 13 час, на заседании диссертационного совета Д 070.01.0! по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора наук при Всероссийском научно-исследов;л ельском институте природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ) по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, по с. Развилка. ВНИИ ГАЗ.

С диссертационной работой можно ознакомиться в библиотеке ВНИИГАЗа.

Ваш отзыв на диссертацию в виде научного доклада в двух экземплярах. заверенный печатью, просим направлять по указанному адресу.

Диссертационная работа разослана "О 1997 г.

Ученый секретар!

диссертационного совета,

д.г-м.н.

Н.Н.Соловьев

оШ-М д '

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Ускоренное развитие газовой промышленности способствовало превращению ее в одну из ключевых отраслей топливно-энергетического комплекса России, оказывающую значительное влияние на рост производительности общественного груда и ускорение технического прогресса всей экономики. Доля газа в топливно-энергетическом балансе России к 2000 г. возрастет до 60%.

Для удовлетворения растущих потребностей отдельных регионов и страны в целом предстоит ускорить ввод в разработку новых газовых и га-зоконденсатных месторождений, повысить степень извлечения газа и газоконденсата, осуществить работы, связанные с организацией добычи газа на ряде истощенных месторождений, осуществить доразработку месторождений на поздней стадии освоения.

Заключительный этап разработки газовых и газоконденсатных месторождений потребовал решения комплекса вопросов по совершенствованию технологии и техники добычи газа, ремонта скважин, защиты обо рудования от коррозии, подготовки газа к транспорту, охране окружающей среды и ряда других.

В условиях истощения запасов газа в газодобывающем регионе и значительном уменьшении уровней добычи газа важное место занимают работы по ускоренному вводу в разработку вновь открываемых и ранее не используемых небольших по запасам (0.1-4 млрд.м3) месторождений. Это потребовало принятия специальных решений как по обустройству, так и по теории разработки этих месторождений.

Основным способом повышения эффективности использования построенных магистральных газопроводов, компрессорных станций и всей инфраструктуры газодобывающего региона явилось создание подземных хранилищ на базе законченных разработкой газовых и газоконденсатных месторождений. При этом потребовалось решение ряда сложных технических, технологических и теоретических задач по разработке технологических схем создания ПХГ и их обустройству.

Решению проблем доразработки группы месторождений Краснодарского края, увеличения добывных возможностей региона и создания новых технологий при обустройстве подземных хранилищ посвящен настоящий доклад.

Цель работы

Разработка комплекса технических, технологических и научных решений, направленных на рациональное использование производственных мощностей газодобывающего региона путем повышения эффективности

доразработки истощенных месторождений, ускорения ввода в разработку группы мелких месторождений и создания подземных хранилищ газа.

Основные задачи

1. Обобщение опыта и создание методических основ технологии и техники удаления жидкости из скважин на поздней стадии разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

2. Создание технологии и техники глушения скважин для производства капитального ремонта при аномально низких пластовых давлениях.

3. Разработка технических средств и научных основ ускоренного ввода в разработку малых по запасам месторождений.

4. Обоснование рациональных решений по обустройству подземных хранилищ газа с использованием наклонно направленных и горизонтальных скважин и повышением качества их строительства.

5. Разработка и осуществление комплекса мер по охране окружающей среды.

Научная новизна

1. Сформулированы основные принципы разработки и эксплуатации месторождений в газодобывающем регионе в условиях истощения запасов газа.

2. Разработана технология регулирования вспенивающихся свойств поверхностно-активных веществ (ПАВ) для удаления жидкости из ствола скважины при наличии в потоке углеводородного конденсата и пеногася-щих солей. Технология заключается в комплексном сочетании различных ПАВ, изменении их концентраций, чередовании закачки различных поверхностно-активных веществ. Разработаны новые поверхностно-активные вещества, обеспечивающие продление срока эксплуатации газовых скважин.

3. Обоснован новый способ удаления жидкости из ствола скважины за счет установки в лифтовых трубах диспергирующих устройств, совмещающих реверсную насадку и обратный клапан. Разработаны методы расчета их рациональной расстановки по длине колонны лифтовых труб.

4. Разработаны технология и методика расчетов использования двух-и трехфазных пен при глушении скважин в высокодепрессированных коллекторах.

5. Сформулированы принципы разработки малых месторождений в условиях падающей добычи газодобывающего региона.

6. Разработаны теоретические основы размещения и конструкции газовых скважин на подземных хранилищах газа в низкопроницаемых коллекторах малой мощности.

7. Доказана эффективность способа крепления скважин, основанного на обработке тампонажного раствора, закачанного в заколонное простран-

ство, пульсирующим давлением и температурой путем сжигания в скважине пороховых зарядов.

Практическая ценность работы

1. Определены основные направления использования производственных мощностей газодобывающего региона в условиях истощения запасов газа.

2. Разработан комплекс технических и технологических решений по эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки, основанный на применении поверхностно-активных веществ и диспергирующих устройств в лифтовых трубах, что позволило повысить конечные коэффициенты газо- и конденсатоотдачи.

3. Разработаны новые принципы создания крупных подземных хранилищ газа с использованием вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин.

4. Создан комплекс приборов и методика контроля за проводкой наклонно направленных и горизонтальных скважин. Организовано опытно-промышленное производство приборов и инструмента, позволившее обеспечить успешное бурение более 50 наклонно направленных и горизонтальных скважин.

5. Разработан комплекс технических и технологических решений по ремонту газовых и газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки месторождений, включающий технологию глушения скважин пенами, установку изоляционных мостов, перфорацию скважин в газовой среде, комплекс приборных средств и методов дефектоскопии крепи скважин, методы и средства установки пластырей на обнаруженный дефект обсадных колонн.

6. Обоснован комплекс обязательных мероприятий по защите оборудования от коррозии. Разработан специальный регулятор расхода ингибитора, применение которого в промысловых условиях повысило эффективность защиты оборудования от коррозии на 26-27%.

7. Разработан и внедрен комплекс технических, технологических и организационных мероприятий по закачке сточных вод в поглощающие пласты.

Реализация результатов работ в промышленности

Полученные автором методики по совершенствованию технологии эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки использованы при проектировании доразработки всех месторождений Краснодарского края и других регионов (Майкопское, Березанское. Каневское, Бейсугское, Ленинградское, Старо-Минское и др.).

Результаты исследования и опытно-промышленных испытании стали составной частью "Временной инструкции по удалению жидкосги из газо-

вых и газоконденсатных скважин с помощью пенообразуюших веществ" и "Инструкции по технологии глушения и освоения скважин на месторождениях предприятия "Кубаньгазпром", которые утверждены РАО"Газпром" и широко внедрены в других газодобывающих регионах.

С учетом предложенных технических и технологических решений обустроено уже около 20 месторождений с небольшими запасами газа, уровень добычи газа из которых превысил 40% от общей добычи по региону.

Результаты технологических и теоретических исследований по использованию истощенных месторождений для подземного хранения газа с применением кустового размещения вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин стали составной частью "Технологической схемы создания Кущевского ПХГ" и "Технологической схемы создания Краснодарского ПХГ".

Методика контроля за проводкой наклонных и горизонтальных скважин и повышением качества их строительства позволила за последние два года пробурить около 30 горизонтальных скважин.

Апробация работы

Результаты работ докладывались и обсуждались на:

- Научно-технических советах Мингазпрома, РАО"Газпром", Сев-КавНИИгаза, ВНИИГАЗа, Кубаньгазпрома, Комигазпрома, КавказТранс-газа и других организаций (1976-1996 гг.);

- пленарном заседании Научно-технического совета Мингазпрома "Разработка газовых и газоконденсатных месторождений на заключительной стадии эксплуатации" (Краснодар, 1975 г.);

- Международной конференции "Разработка газоконденсатных месторождений" (Краснодар, 1990 г.);

- Международной конференции - выставке "Подземное хранение газа" (Москва, 1995 г.);

- Международной конференции "Состояние газовой промышленности России" (Лондон, 1993 г.);

-Межрегиональной научно-проектной конференции "Использование горизонтальных скважин при создании ПХГ" (Анапа, 1996 г.);

- Научно-технических совещаниях фирм "Газ де Франс" и "Винтерсхал" (1994-1997 гг.).

Положения диссертационной работы изложены в 68 печатных работах, в том числе 5 монографиях и 25 изобретениях.

2. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

За последние четыре десятилетия в Краснодарском крае введено в разработку более 50 газовых и газоконденсатных месторождений, на пятнадцати из которых уже завершена эксплуатация. Ускоренный ввод этих месторождений позволил стремительными темпами увеличить добычу газа с 56 млн.м3 в 1958 г. до 25.8 млрд.м3 в 1969 г. Однако, начиная с 1970 г., добыча газа стала падать, что было вызвано естественным уменьшением уровней отборов газа по группе основных месторождений (Майкопское, Березанское, Ленинградское, Каневское, Челбасское, Староминское и др.), а также отсутствием новых разведанных и подготовленных к разработке месторождений.

Особенностью разработки месторождений Краснодарского края является отсутствие периода постоянной добычи газа, что объяснялось интенсивным отбором газа с начала ввода месторождения в эксплуатацию и к моменту достижения максимальных отборов по месторождениям из них уже было извлечено более 50% первоначальных запасов газа.

На основании анализа разработки газовых и газоконденсатных месторождений Краснодарского края проведены исследования причин основных осложнений при эксплуатации и ремонте скважин на поздней стадии разработки:

- прекращение фонтанирования скважин из-за скопления жидкости на забое и в лифтовых колоннах:

- снижение продуктивной характеристики скважин после ремонтных работ из-за насыщения призабойной зоны промывочной жидкостью:

- ухудшение условий сепарации и подготовки газа в результате снижения пластовой энергии газа:

- снижение эффективности защиты оборудования скважин от углеки-слотной коррозии из-за низких скоростей восходящего потока газа:

- создание неблагоприятных условий для окружающей среды в результате увеличения объемов добычи и повышения степени загрязнения пластовых вод.

По решению указанных проблем выполнены многочисленные научно-исследовательские, экспериментальные и промышленные работы.

Большой вклад в теорию и практику использования методов принудительного удаления жидкости из скважин внесли А.И.Гриценко. В.И.Шулятиков, Р.М.Кондрат, М.М.Билецкий, Ю.К.Игнатенко. А.С.Сатаев, И.М.Муравьев, Н.К.Адамс, Г.М.Даннинг и другие исследователи. Вместе с тем, в настоящее время ряд вопросов теории и практики ис-

пользования способов принудительного удаления жидкости из скважин, особенно на поздней стадии разработки месторождений, решен в недостаточной степени.

Проблеме сохранения проницаемости продуктивных горизонтов посвящены работы советских и зарубежных ученых П.А.Ребиндера, В.А.Амияна, Н.Р.Акопяна, А. И. Бережного, Н.А.Мариампольского, Б.Е.Шмелькова, Р.Роджерса, А.Солидея и других, в которых установлены основные причины ее снижения.

В результате анализа данных о проведении ремонтных работ в скважинах на поздней стадии разработки газовых и газоконденсатных месторождений Краснодарского края установлено, что основными причинами снижения продуктивности скважин являются поглощение промывочной жидкости, вызванное низкими пластовыми давлениями и наличием высокопроницаемых, сильно дренированных коллекторов, и набухание глинистого материала пласта при контакте с промывочной жидкостью и ее фильтратом. Эти особенности требуют специфического подхода к выбору типов промывочных жидкостей и технологии применения пенных систем при глушении скважин на поздней стадии разработки.

Снижение пластовых давлений и дебитов газа, массовое обводнение скважин и увеличение объемов добываемых пластовых вод потребовали решения целого комплекса вопросов: улучшения технологии защиты скважин от коррозии, совершенствования технологии сепарации газа, защиты от загрязнения окружающей среды и др.

2.1. Технология и техника удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин

На истощенных месторождениях Краснодарского края основным способом удаления жидкости из скважин утвердился способ вспенивания ее жидкими растворами ПАВ для обеспечения выноса потоком газа на поверхность.

Анализом промыслового опыта применения и лабораторными исследованиями в широких промышленных масштабах способа удаления жидкости из скважин растворами ПАВ установлено, что неэффективность проводимых работ оказывают влияние: минерализация и состав пластовых вод; количественное соотношение воды и конденсата в удаляемой жидкости; тип используемого ПАВ; концентрация рабочего раствора ПАВ; частота ввода раствора ПАВ в скважину и другие факторы.

Проведенные анализы позволили установить значения общей минерализации и компонентного состава пластовых вод газовых и газоконденсатных месторождений. Общая минерализация увеличивается от 5.9 до 37.7 г/л, а содержание отдельных компонентов в пластовых водах изменяется в следующих пределах (г/л): С1'- от 5 до 35; НСОз'от 0.05 до 4.1; 8042~ от -0.01 до - 0.15; Са2+ от 0.05 до 2.2; Мя2+ от 0.03 до 0.47.

Из всех компонентов пластовых вод на пенообразующие свойства ПАВ наибольшее негативное влияние оказывают соли кальция и магния. Аналогичное влияние на пенообразующие свойства ПАВ и. соответственно, на эффективность удаления жидкости из скважин оказывает содержание в ней газового конденсата. Результаты исследований и обобщенные промысловые данные позволили разработать методическое руководство по эффективному ведению этих работ - "Временную инструкцию по удалению жидкости из газовых и газоконденсатных скважин с помощью пенообра-зующих веществ".

Пластовые воды, приуроченные к газовым и газоконденсатным месторождениям, по содержанию солей кальция и магния разделены на три типа. Первый - воды, где соли кальция и магния отсутствуют или их содержание в воде настолько мало (менее 0.1 г/л), что они не оказывают влияния на пенообразующие способнос