Повышение производительности и эксплуатационной надежности скважин подземных хранилищ газа (на примере хадумского горизонта Северо-Ставропольского ПХГ) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Свинцов Михаил Владимирович

• Свинцов Михаил Владимирович
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Свинцов Михаил Владимирович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ФОНДА СКВАЖИН ХАДУМСКОГО ГОРИЗОНТА СЕВЕРО-СТАВРОПОЛЬСКОГО ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА

1.1. Особенности геологического строения Северо-Ставропольского подземного хранилища газа

1.2. Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин ПХГ

1.3. Основные виды ремонтных работ в эксплуатационных скважинах ПХГ

1.3.1. Повышение производительности скважин путем интенсификации притока газа

1.3.2. Выявление причин возникновения и ликвидация межколонных давлений на скважинах ССПХГ

1.3.3. Ликвидация песчано-глинистых пробок в скважинах подземного

хранилища газа в хадумском горизонте

ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ПЕСЧАНО-ГЛИНИСТЫХ ПРОБОК

2.1. Анализ причин пескопроявлений и традиционных методов предупреждения выноса песка

2.2. Разработка технологии крепления ПЗП скважин ПХГ

2.3. Лабораторные исследования влияния различных составов на газопроницаемость искусственных кернов

2.4. Проверка прочностных свойств искусственных кернов

2.5. Определение зависимости гелирования реагента «Тесил-133» от компонентного состава и температуры

2.6. Результаты применения на практике состава «Тесил-133»

ГЛАВА 3. ВОССТАНОВЛЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ

СВОЙСТВ ПЛАСТА - КОЛЛЕКТОРА МЕТОДОМ ГИДРОФОБИЗАЦИИ

3.1. Механизм кольматации ПЗП скважин ПХГ в хадумском горизонте

3.2. Оценка возможного содержания воды в пласте - коллекторе

3.3. Восстановление фильтрационно-емкостных свойств пласта методом гидрофобизации

3.4. Лабораторные исследования и промысловые испытания реагента для гидрофобизации пласта-коллектора

3.5. Результаты применения на практике состава «Тесил-12»

ГЛАВА 4. ЛИКВИДАЦИЯ МЕЖКОЛОННЫХ ДАВЛЕНИЙ ПУТЁМ ГЕРМЕТИЗАЦИИ НЕГЕРМЕТИЧНЫХ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН

4.1. Ликвидация утечек газа через негерметичные резьбовые соединения

на скважинах ССПХГ

4.2. Сравнительные лабораторные исследования герметиков

4.3. Стендовые испытания герметиков

4.4. Результаты применения на практике состава «Тесил-115»

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список сокращений и условных обозначений

Список литературы

Приложение А. Расчет экономической эффективности применения технологии ликвидации давлений в МКП с применением колтюбинговой

установки

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение производительности и эксплуатационной надежности скважин подземных хранилищ газа (на примере хадумского горизонта Северо-Ставропольского ПХГ)»

Актуальность работы

Прогнозными показателями развития подземного хранения газа и прилегающих участков газотранспортной системы на территории Российской Федерации в ПАО «Газпром» намечено увеличение максимальной суточной производительности ПХГ.

Для Северо-Ставропольского подземного хранилища газа (ССПХГ), как и других ПХГ России, поставленная задача означает дальнейшую работу над одним из приоритетных направлений-внедрение эффективных технологий повышения производительности скважин и повышения их эксплуатационной надежности.

Обобщая опыт эксплуатации и КРС ССПХГ, можно отметить, что основными видами ремонта скважин подземного хранилища газа в хадумском горизонте являются:

• интенсификация притока;

• ликвидация межколонных давлений (МКД);

• ликвидация песчано-глинистых пробок (ПГП).

Необходимость разработки технологий КРС на основе новых химических реагентов, технологических жидкостей с целью увеличения межремонтного периода работы скважин ПХГ, восстановления их производительности, сокращения времени ремонта и освоения в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) является актуальной задачей, решению которой посвящена диссертационная работа.

Эффективность разработанных технологических решений показана на примерах ремонта скважин ССПХГ в хадумском горизонте.

Цель работы

Разработка новых технологий КРС с использованием оригинальных химических реагентов, направленных на повышение производительности и эксплуатационной надежности скважин ПХГ в условиях АНПД.

Основные задачи исследований

1. Анализ технического состояния эксплуатационных скважин ССПХГ в хадумском горизонте и методов обеспечения их эксплуатационной надежности.

2. Систематизация основных факторов, обуславливающих снижение производительности скважин.

3. Оценка эффективности технологий, применяющихся на ССПХГ для восстановления проектных показателей работы скважин и обеспечения их эксплуатационной надежности.

4. Разработка технологий и технических средств для ликвидации межколонных давлений, крепления пласта и восстановления ФЕС коллектора путем гидрофобизации горных пород ПЗП.

5. Проведение лабораторных исследований и промысловых испытаний разработанных составов и технологий.

Методы решения поставленных задач

Обобщены промысловые данные, выполнен анализ технологий, применявшихся на ССПХГ для восстановления проектных показателей работы скважин, проведены лабораторные исследования и промысловые испытания предлагаемых составов.

Научная новизна

1. Разработан состав для эффективного предупреждения выноса материала пласта из высокопроницаемого хадумского терригенного коллектора ССПХГ, эксплуатирующегося в условиях АНПД (Патент РФ №2 2645233 «Способ крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины»).

2. Для восстановления ФЕС газовых скважин ПХГ путём взаимодействия гидрофобизаторов с рыхлосвязанной и капиллярно-удерживаемой водой и вытеснения её из ПЗП впервые разработан гидрофобизирующий состав (Патент РФ

№ 2554656 «Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта-коллектора газовой скважины»).

3. Разработан состав для герметизации резьбовых соединений эксплуатационной колонны газовых скважин (Патент РФ № 2586360 «Способ ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин»).

4. Разработана и испытана в промысловых условиях технология герметизации резьбовых соединений эксплуатационных колонн с использованием колтюбинговой установки без глушения скважины.

Основные защищаемые положения

1. Технология и состав для крепления призабойной зоны высокопроницаемого терригенного пласта-коллектора без глушения скважин ПХГ эксплуатирующихся в условиях АНПД.

2. Технология восстановления ФЕС пласта-коллектора газовых скважин в условиях АНПД путём взаимодействия гидрофобизатора «Тесил-12» с рыхлосвязанной и капиллярно-удерживаемой водой и вытеснения её из ПЗП.

3. Герметизирующий состав и технология герметизации негерметичных резьбовых соединений эксплуатационной колонны газовых скважин хранилища, эксплуатирующегося при АНПД.

Практическая ценность и реализация работы

1. Практическая значимость работы определяется её соответствием одному из приоритетных направлений ПАО «Газпром» - внедрению эффективных технологий повышения производительности скважин ПХГ и повышения надежности их эксплуатации.

2. На анализе фактического материала рассмотрены возможные причины снижения производительности газовых скважин.

3. На основании лабораторных и промысловых исследований разработаны составы для крепления, восстановления ФЕС ПЗП и ликвидации МКД. Предложена оригинальная методика герметизации резьбовых соединений эксплуатационных колонн с использованием колтюбинговой установки.

4. Разработаны регламенты проведения работ по креплению пласта, восстановлению ФЕС ПЗП и герметизации резьбовых соединений эксплуатационных колонн.

5. Практическая ценность проведенных исследований, выполненных по теме диссертации, заключается в успешном применении разработанных технологий при производстве работ по капитальному и текущему ремонту хадумских скважин ССПХГ.

В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и научными консультациями научного руководителя Васильева Владимира Андреевича, кандидата технических наук, доцента кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Института наук о Земле ФГАОУ ВО «СКФУ». Автор выражает особую благодарность за научные консультации и советы доктору технических наук В.И. Нифантову, а также кандидатам технических наук В.И.Беленко, В.П. Казарян, В.Т Боярчуку, Т.А. Гунькиной, А.В. Хандзелю, за практическую помощь и оказанную поддержку при внедрении в производство Н.А. Чумаковой, А.Ю. Дворецкому, В.Ю. Дворецкой.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ФОНДА СКВАЖИН ХАДУМСКОГО ГОРИЗОНТА СЕВЕРО-СТАВРОПОЛЬСКОГО ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА

1.1. Особенности геологического строения Северо-Ставропольского подземного хранилища газа

Северо-Ставропольское подземное хранилище газа (ССПХГ) создано в истощенных газовых залежах, приуроченных к хадумскому горизонту и зеленой свите Северо-Ставропольско-Пелагиадинского месторождения. Это базовое ПХГ, имеющее общеотраслевое значение и предназначенное для обеспечения надежности газоснабжения соседних регионов и для экспортных поставок газа (рисунок 1.1).

Северо-Ставропольское месторождение являлось крупнейшим газовым месторождением, открыто в 1950 году, а в декабре 1956 года было введено в промышленную разработку.

Основной объект эксплуатации ССПХГ-это подземное хранилище газа в хадумском горизонте, который значительно превосходит ПХГ «Зеленая Свита» по площади газоносности, по объему активного газа и количеству скважин.

Все рассматриваемые в работе вопросы относятся к скважинам ПХГ в хадумском горизонте [31, 69, 85].

Хадумские отложения расчленены на три основных литологических комплекса - пачки I, II и III

Пачка I, толщиной до 10 м, слагает кровлю хадумского горизонта и представлена алевритистыми глинами.

Условные обозначения

Границы тектонических структур

х * первого порядка

Структурные элементы:

В - предкавказская платформа В2 - западно-ставропольская впадина В3 - ставропольский свод в4 - восточно - ставропольская впадина

Месторождения разрабатываемые разведочные

^^ - нефтяные

С 3 - газовые

^ - нефтегазовые

^ - перспективные площади нефти и газа ресурсами категории С5

- выработанные месторождения

- месторождения законсервированные

С

1Х1ШЦ г-

Тб4ш -газопроводы, диаметр труб в мм количество ниток,длина @ -компрессорные станции Ф -перекачивающие станции

1*яо - нефтепроводы, диаметр труб в мм 235КМ количество ниток, длина

Рисунок 1.1 - Обзорная карта района расположения Северо-Ставропольского ПХГ

Пачка П-основной продуктивный горизонт, представлена в основном алевритами, с тонкими, до 0,5 см, прослоями алевритистых глин. Толщина её достигает 35-37 м в центральной части и снижается до 10-12 м на северо-востоке структуры.

Пачка Ш-пачка переслаивания алевритов, алевролитов и алевритистых глин, толщина её колеблется от 45 до 90 м.

Значительное влияние на ФЕС пласта-коллектора оказывает содержание глинистых частиц. В зависимости от их наличия, породы хадумского горизонта разделяются на пять типов (таблица 1.1).

Таблица 1.1 - Породы пласта-коллектора, содержащие глинистые частицы

Тип Горная порода Содержание глины, % Пористость, % Абсолютная газопроницаемость, мкм2 х 10-3 (мД)

1 Алевриты 5 37-41 800-1700

2 Алевриты глинистые 5-10 35-37 300-800

3 Алевролиты глинистые 10-15 33-35 100-300

4 Алевролиты глинистые > 25 < 26 < 10

5 Глины Без прослоев алеврита 24-26 Поры заполнены остаточной водой

Первые четыре типа пород, указанные в таблице 1.1, имеют практическое значение, являясь коллекторами газа.

В целом Северо-Ставропольская площадь, за исключением северовосточной части сложена коллекторами 1 -3 типа, их эффективная пористость тэ достигает 25 % [87, 90, 92, 93].

Изменения ФЕС пласта-коллектора в зависимости от зоны хранилища приведены в таблице 1.2.

Также одним из важнейших геологических параметров, влияющих на эксплуатацию скважин ПХГ в хадумском горизонте, является температурный режим пласта-коллектора.

Таблица 1.2 - Фильтрационно-емкостные свойства пласта-коллектора в различных зонах хранилища

Местоположение зоны Купол Северо-восток

Пачка Хадум- II Хадум- III Хадум-П Хадум-Ш

Нф-эффективная толщина, м 25-20 30-25 20 15-10

тэф-эффективная пористость 0,28 0,2-0,15 0,2 < 0,16

Кир-проницаемость, мкм2х 10-3 (мД) 1000-500 100-50 200-100 < 50

НэфхКир, аналог проводимости 20000-10000 3000-1250 4000-2000 < 750

Тип коллектора 1-2 3-4 3 4

Влияние температурного режима на эксплуатационные показатели ССПХГ не вполне изучено из-за недостаточного количества специальных исследований [90]. Показатели температурного режима пласта-коллектора определены по данным ГИС в наблюдательных скважинах, в частности термоградиент АТ/АН на Северо-Ставропольской площади составляет 0,030-0,060 оС/м.

Сопоставляя данные ГИС по наблюдательным и эксплуатационным скважинам, можно отметить следующее:

- при закачке газа с температурой 10-25 оС, температура в стволе эксплуатационной скважины напротив хадумского пласта колеблется от 20 оС до 40 оС в зависимости от объёма и расхода закачки;

- при отборе температура на забое эксплуатационной скважины колеблется от 23 оС до 45 оС;

- температура на забое наблюдательных скважин, расположенных в 500 метрах от эксплуатационных скважин и в закачку, и в отбор, остается практически постоянной и равной 60-65 оС.

Таким образом, естественный термоградиент Северо-Ставропольской структуры, отмечаемый в наблюдательных скважинах, не соответствует термоградиенту в эксплуатационных скважинах.

1.2. Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин ПХГ

Первоначальные запасы Северо-Ставропольского месторождения в хадумском горизонте составляли около 220 млрд.м3. Разработка проводилась с 1956 года по 1983 год, в три этапа: нарастающей, постоянной и падающей добычи.

Период постоянной добычи длился приблизительно с 1961 г. по 1970 г., при этом фонд скважин увеличился с 108 до 161. Максимальный средний дебит на одну скважину был достигнут в период нарастающей добычи и составил 439 тыс.м3/сут.

Необходимо отметить, что ввиду отсутствия лифта НКТ, некоторое количество скважин эксплуатировались по эксплуатационной колонне.

Далее при снижении текущего среднего пластового давления от 3,6 МПа до 2,16 МПа, средний дебит на одну скважину снизился соответственно до 159 тыс.м3/сут. [40, 47, 48].

На 01.01.1983 года, по завершении разработки, из залежи было отобрано 201,9 млрд.м3. Текущий коэффициент газоотдачи - 0,92, текущее пластовое давление снизилось с 6,65 МПа до 0,83 МПа. Залежь была выработана в чисто газовом режиме.

Пробная закачка 101,02 млн.м3 газа в хадумский горизонт была проведена осенью 1983 года. С 1984 года началась систематическая закачка газа в пласт.

По состоянию на 2016 г. в действующем фонде хранилища находилось 667 эксплуатационных скважин, из них 89 скважин «старого» фонда, пробуренные во время разработки хадумской залежи на истощение. В этих скважинах пачка переслаивания и II алевритовая пачка вскрыты на полную толщину, до 70 м. В скважинах «нового» фонда вскрыта только II алевритовая пачка (верхняя часть продуктивного разреза), толщина вскрытия составляет 20-40 м. Динамика строительства эксплуатационных скважин представлена на рисунке 1.2.

70

60

50

40

« 30

20

10

1956

70

60

50

40

А.

1966

1976 1986 1996

• Кол-во скв • Рпл

2006

2016

с

(ч

л п

30 Р

20

10

Рисунок 1.2 - Динамика бурения эксплуатационных скважин ПХГ

в хадумском горизонте

Эксплуатационные скважины «старого» и «нового» фондов подключены к четырнадцати ГРП.

В периодах отбора в эксплуатации находятся практически все скважины. В начале периода отбора скважины эксплуатируются по НКТ, начиная с декабря

0

0

скважины с лифтом диаметром 60,3 и 73 мм переводятся на совместную эксплуатацию по трубному и затрубному пространству.

Проектом на строительство [39, 40] не предусматривалось оборудование забоев фильтрами, эксплуатационные колонны скважин в основном вскрыты кумулятивной перфорацией.

Эксплуатационные скважины «нового» фонда (ГРП 1^10) имеют колонны диаметром 168 мм и вскрыты кумулятивной перфорацией, в основном, зарядами ПК-103, ПК-105, ПКС-80 из расчета до 15 отверстий на 1 м, на отдельных скважинах применены заряды ПКР-65 и ЗПКР-54 из расчета 10 отверстий на 1 м, что явно недостаточно.

Вскрытие продуктивного пласта в скважинах ГРП-11, 12 производилась зарядами ПКР-65, ЗПКР-54, ПКС-80 из расчета 10 отверстий на 1 м, по отдельным скважинам - зарядами ПК-105 из расчета 10 отверстий на 1 м.

Высокопродуктивные скважины ГРП-14 «нового» фонда имеют эксплуатационные колонны диаметром 245 мм и лифты НКТ диаметром 168 мм, продуктивный пласт перфорирован зарядами ЗПК-105, ЗПК-105Н, количество отверстий - 20 на 1 м.

Помимо выше обозначенных, имеется ряд скважин «старого» фонда с эксплуатационными колоннами разных диаметров с различными вариантами и сочетанием вскрытия пулевой, гидропескоструйной и кумулятивной перфорациями. В указанных скважинах плотность вскрытия доходит до 25-30 отверстий на 1 м. При этом явных нарушений эксплуатационных колонн в виде смятия не отмечено.

1.3. Основные виды ремонтных работ в эксплуатационных скважинах ПХГ

Основными видами ремонта скважин ССПХГ в хадумском горизонте являются:

- интенсификация притока;

- замена устьевого оборудования;

- ликвидация межколонных давлений (МКД);

- промывка песчано-глинистых пробок (ПГП).

На рисунке 1.3 приведено распределение по количеству ремонтных работ, выполненных в 2006 г.

■ Ликвидация МКД без станка

■ Дополнительная перфорация

■ Интенсификация

■ Промывка ПГП

■ Замена задвижек под давлением

■ Прочие

■ Обработка паром

Рисунок 1.3 - Распределение видов ремонтов в 2006 г.

В последующие годы количество работ оставалось примерно на том же уровне, вместе с тем отмечается некоторое перераспределение по видам работ, причины которого будут рассмотрены ниже.

1.3.1. Повышение производительности скважин путем интенсификации

притока газа

Работы по интенсификации притока сводятся к повышению производительности скважин, не вышедших после окончания строительства или ремонта на проектные показатели, в силу различных причин [7, 89]. К ним в первую очередь можно отнести кольматацию ПЗП буровыми растворами и технологическими жидкостями в процессе первичного вскрытия продуктивного горизонта при креплении и перфорации эксплуатационных колонн, а также недостаточное вскрытие интервала перфорации по плотности и толщине [7, 47, 48].

Вскрытие продуктивного горизонта при строительстве большинства скважин в период создания ПХГ в хадумском горизонте проходило в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) [48], и репрессия на пласт на тот момент превышала 6,0 МПа.

По этой, и иным причинам, около трети фонда новых скважин на момент ввода их в эксплуатацию имело суточную производительность в полтора-два раза менее проектной.

С целью выхода из сложившейся ситуации был разработан и осуществлён комплекс мероприятий по восстановлению и повышению производительности скважин. Автором диссертации был проведен всесторонний анализ строительства и эксплуатации всего фонда эксплуатационных скважин.

На начальном этапе были обработаны данные о производительности каждой скважины, соотносились их конструкции, способ и характер вскрытия пласта. Также на основе анализа производительности расположенных рядом скважин оценивались потенциальные возможности каждой рассматриваемой скважины.

Для оценки протекания процесса эксплуатации скважин ПХГ и определения потенциальных возможностей хранилища, провели сопоставительный анализ их работы на этапе разработки Северо-Ставропольского газового месторождения и в процессе создания ПХГ.

Для обоснования показателей работы скважин, на которые могут влиять различные факторы (например, на средний дебит скважины влияет степень загрузки ГТС) нами за основной показатель был принят коэффициент продуктивности, который представляет собой величину, обратную коэффициенту фильтрационного сопротивления А в двучленной формуле.

На практике, при равной депрессии, большему значению коэффициента продуктивности соответствует больший дебит скважины. Исходя из этого при анализе преимущественно пользовались коэффициентом А. Как показано в работах [3, 11, 19, 37, 38, 96 и др.] при обработке данных ГДИ, во всех случаях используется уравнение притока газа:

Р2л - Р2аб = + В^02, (1.1)

где Рпл-пластовое давление на границе зоны дренирования пласта скважиной; Рзаб-давление на забое скважины; Qо - дебит газа при нормальных условиях; А и ^-коэффициенты фильтрационных сопротивлений.

Фактические коэффициенты А и В в круговом пласте, состоящем из двух концентрических зон - ПЗП и удаленной зоны, определяются следующим образом:

Лф = ^^ • (—1п — + — 1п^\ (1.2)

^"^о Ч^пл ^пзп Хпзп ГС J

в =п Ро-^пл-Тпл-Рр ( 1 Г1 ^ 1 /1 (13)

ф Н 2-п2-т0 \/к пл"^2л ^гпзп «К пзп' ^2зп ^с гпзп' /

где Тпл - пластовая температура; 2пл - коэффициент сжимаемости газа при пластовых условиях; То и Ро - термодинамические параметры при нормальных

условиях; к - толщина пласта; Як - радиус зоны дренирования пласта скважиной; гс - радиус скважины по долоту или по расширителю; /пл и /пзп - коэффициенты гидропроводности пласта и ПЗП, соответственно, /ил = ^плкдл/^; /пзп = £шпкпзп/^.

Дебит газа определится по 1.4, при этом на продуктивность скважины согласно [3, 11, 19, 37, 38, 96 и др.] оказывает влияние состояние ФЕС ПЗП:

о =___(1 4)

V ( 1 , г 1 , гкУ (14)

^Пг^-с+^т)

где к - проницаемость ПЗП и к 2 - проницаемость удаленной зоны пласта; ^-динамическая вязкость газа.

Сопоставление работы скважин ПХГ и скважин на этапе разработки СевероСтавропольского месторождения показало, что даже при равной депрессии дебиты скважин на ПХГ не достигают значений дебитов скважин при разработке месторождения. Рассмотрим это на практическом примере.

Так, дебит скважины №2 Р-10 в декабре 1950 г. при Рпл = 5,45 МПа и депрессии на пласт 0,23 МПа был равен 860 тыс.м3/сут. Коэффициент продуктивности -2,8 (тыс.м3/сут.)/10-4 МПа2, индикаторная линия - прямая. Принимая пластовое давление 2,6 МПа, (среднее за период отбора газа) и те же значения депрессии и коэффициента продуктивности, получим:

(2 = Кпр (Р2пл-Р2заб) = 2,8 (262 - 23,72) = 320 тыс.м3/сут.

Таким образом, как видно из расчета, дебит скважины № Р-10 для условий ПХГ уменьшился в 2,68 раза и составил всего 37 % от дебита периода разработки месторождения.

С целью оценки изменения состояния ПЗП скважин путём определения глубины зон кольматации во время строительства, ремонта и эксплуатации скважин, использовались симметричные кривые методов электрометрии (БК, ИК, ПЗ) имеющих различную глубинность (радиус) исследований, а также методы ПС и НГК.

По соотношению показаний этих кривых в интервале коллектора оценивалось наличие или отсутствие зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт (зоны кольматации).

Определения зоны кольматации коллектора буровым раствором в скважине № 606 СС в качестве примера показано на рисунке 1.4

Рассмотрим выяснение причин низкой производительности скважины № 425 СС путём анализа ГИС и оценим результаты ГТМ. По данным ГИС скважины № 425 СС отмечено:

сспхгоо

606_bur

679.7- 791.4

690.0 700.0 710.0 720.0 730.0

I F1- ПОМОЩЬ F2-ЗАДАЧА F3 ПОЛЯ F4 ПЛАСТЫ F5- ПЕЧАТЬ -в-ЗАПИСЬ F7- ЧТЕНИЕ FIO-ВЫХОД

Рисунок 1.4 - Скан материалов ГИС (скважина № 606 СС, бурение)

1. Приращения приведенных показаний ИК над БК, и БК над НГК свидетельствуют о кольматации коллектора фильтратом бурового раствора во время бурения (данные о поглощении раствора в деле скважины отсутствуют).

2. Кольматация коллектора фильтратом тампонажного раствора при креплении эксплуатационной колонны объясняет снижение интенсивности показаний НГК по сравнению с НГК, выполненном при бурении.

3. Суммарная мощность работающих пропластков коллектора по данным расходометрии и термоанемометрии составила всего 2,2 м.

С целью улучшения связи «скважина-пласт» была проведена дополнительная перфорация путём уплотнения и наращивания мощности интервала перфорации.

После дополнительной перфорации коэффициент продуктивности (Кр) скважины № 425 СС, определенный по данным ГДИС составил 1,09 (тыс.м3/сут.)/10-4 МПа2, и почти в 2 раза превысил начальное значение Кпр равное 0,6 (тыс.м3/сут.)/10-4 МПа2, но при этом оставался в 2 раза меньше Кпр рядом расположенных скважин (таблица 1.3).

Таблица 1.3 - Значения Кпр скважин, расположенных рядом со скв. № 425 СС

№ скв. Кnр, (тыс.м3/сут./10-4 МПа2) Вид интенсификации притока

416 2,48 -

424 2,02 доп. перфорация + ГКО

426 2,81 -

436 2,01 -

437 2,33 обработка ПЗП «КСПЭО - 4»

138 2,05 -

Среднее значение Кпр = 2,28

После ряда последовательно выполненных ГТМ, по данным термоанемометрии и механической расходометрии отмечается, что мощность работающих интервалов увеличилась и составила 13,9 м, а определенный по данным ГИС Кпр составил 2,38 (тыс.м3/сут.)/10-4 МПа2 . Изменение значений Кпр во времени после ГТМ представлено на графике (рисунок 1.5).

На основании полученных результатов, были определены основные причины низкой производительности эксплуатационных скважин хранилища:

- кольматация ПЗП при бурении, освоении и эксплуатации скважин;

- несоответствие фактического интервала перфорации проектному. Соответственно выявленным причинам, были разработаны и внедрены

корректирующие ГТМ:

1. Отработка скважин при повышенных депрессиях.

2. Удаления ПГП и освоение скважин с применением колтюбинга.

3. Разглинизация ПЗП путем обработки её водным раствором бисульфата натрия (КаШОД

4. Удаление минеральных отложений применением реагента КСПЭО.

2,5

2,38

1,5

0,5

0,6

1,09

1,48

2,28

1,92

0,92

0,43 0 со 1 (0 г

Рем. АФ 1

17.05.2000 19.06.2000 03.07.2000 13.09.2001 11.08.2005 15.08.2005 23.09.2005 30.12.2010

Дата

3

2

1

0

Рисунок 1.5 - Изменение значений Кпр скважины № 425 СС во времени

5. Глинокислотная обработка с целью разрушения полимерных компонентов промывочных жидкостей.

6. Растворение остатков поливинилового спирта (ПВС) в среде кремнийорганического реагента «Глисил».

7. Удаление техногенных кольматантов (сажа и масло) путём последовательного воздействия на ПЗП сухим паром и водным раствором КаНБО4 через БДТ колтюбинговой установки.

8. Газореагентная обработка, т.е. обработка ПЗП реагентом в присутствии азота или природного газа (метана).

9. Дострел интервала перфорации скважин.

Сравнительная динамика изменения объёмов работ по повышению производительности низкодебитных скважин ССПХГ путём реагентной обработки ПЗП и дополнительной перфорации представлена на рисунке 1.6.

Годы

—А— Дополнительная перфорация и Реагентные обработки ПЗП

Рисунок 1.6 - Изменение объёмов дополнительной перфорации и реагентных

обработок ПЗП

Сравнительная эффективность работ по дополнительной перфорации в 2005 г. показана на графиках (рисунок 1.7) и 2008 г. (рисунок 1.8).

проведения раоот и После проведения

Рисунок 1.7 - Эффективность работ по дополнительной перфорации в 2005 г.

проведения рао от в После

Рисунок 1.8 - Эффективность работ по дополнительной перфорации в 2008 г.

Обращает на себя внимание тот факт, что если в 2005 году коэффициент производительности возрос среднем в 2,3 раза, то в 2008 году он возрос среднем всего в 1,4 раза, хотя прострелы выполнены уже в газовой среде. Это объясняется тем, что раннее, для дополнительной перфорации были отобраны наиболее низкодебитные скважины, фактический интервал перфорации которых не соответствовал проекту.

Таким образом, на настоящее время резерв повышения производительности дополнительной перфорацией исчерпан. Вместе с тем, анализ полученного геофизического и промыслового материала позволяет по ряду скважин (ГРП №№ 10-12) рекомендовать вскрытие верхней части пачки переслаивания в газовой среде, так как это увеличивает активный газонасыщенный объём анизотропного пласта, при этом снижается темп падения дебита газа за счет дополнительного притока газа из пачки переслаивания.

Сравнительный анализ эффективности применения методов интенсификации показал, что при обоснованном выборе реагента для обработки конкретной скважины Кпр может достигать значений того же порядка, как и при интенсификации притока методом дополнительной перфорации.

При этом реагентные обработки, в отличие от дополнительной перфорации, практически не снижают остаточную прочность эксплуатационной колонны.

На рисунках 1.9 и 1.10 показана эффективность реагентных обработок ПЗП с целью восстановления производительности скважин хранилища в 2006 и 2014 гг.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Свинцов Михаил Владимирович, 2022 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Авторское свидетельство № 968334 Российская Федерация, МПК-8 Е 21 В 33/138. Состав для крепления слабосцементированного продуктивного пласта / М.Л. Шерстяной, Г.Ф. Еремеев, Б.Д. Панов и др.; заявитель и патентообладатель НПО СОЮЗТЕРМНЕФТЬ, НГДУ АБИННЕФТЬ. - 2844369/22-03; заявл. 28.11.1976; опубл. 23.10.82; Бюл. № 39. - 13с.

2. Аксенова, Н.А. Методы предотвращения выноса песка в скважину и их классификация / Н.А. Аксенова, Н.В. Овчинникова // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири: Сборник тезисов докладов XIII научно-практической конференции молодых ученых (17-21.05.2004, Тюмень). - Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2004. - С. 194-196.

3. Алиев, З.С. Технологический режим работы газовых скважин / З.С. Алиев, С.А. Андреев, А.П. Власенко и др. - М.: Недра, 1978. - 279 с.

4. Андреева, А.В. Основы физико-химии композитов / А.В. Андреева. - М.: Радиотехника, 2001. - 192 с.

5. Антониади, Д.Г. Анализ известных представлений по проблеме пескопроявления / Д.Г. Антониади, О.В. Савенок, В.А. Бондаренко // Газовая промышленность. - 2014. - № 708. - С. 61-65.

6. Аржанов, Ф.В. Предотвращение разрушения призабойной зоны пласта и выноса песка / Ф.В. Аржанов, И.И. Маслов // Нефтепромысловое хозяйство. - 1981. - №4. - С.15-17.

7. Басарыгин, Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. -Краснодар: Сов. Кубань, 2002. - 584 с.

8. Башкатов, А.Д. Предупреждение пескования скважин / А.Д. Башкатов. -М.: Недра, 1981. - 176 с.

9. Башкатов, А.Д. Прогрессивные технологии сооружения скважин / А.Д. Башкатов. - М.: Недра, 2003. - 556 с.

10. Басин, В.Е. Адгезионная прочность / В. Е. Басин. - М.: Химия, 1981. -

208 с.

11. Басниев, К.С. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов / К.С. Басниев, И.Н. Кочина, В.М. Максимов. - М.: ООО Недра, 1993. - 416 с.

12. Берлин, А.А. Основы адгезии полимеров / А.А. Берлин, В.Е. Басин. - М.: Химия, 1969. - 319 с.

13. Благонравова, А.А. Лаковые эпоксидные смолы / А.А. Благонравова, А.И. Непомнящий. - М.: Химия, 1976. - 248 с.

14. Бондаренко, В.А. Анализ современных методов и технологий управления процессами пескопроявлений при эксплуатации скважин / В.А. Бондаренко, О.В. Савенок // Сборник научных статей Международной научно-практической конференции. - СПб.: Культ-Информ-Пресс, 2014. - С. 44-46.

15. Бондаренко В.А., Анализ методов борьбы с пескопроявлениями на месторождениях Краснодарского края и разработка эффективных технологий / В.А. Бондаренко, Е.К. Полумян // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. - 2014. - №1. - С. 215-218.

16. Бутко, О.Г. Методы борьбы с пескопроявлениями при эксплуатации скважин / О.Г. Бутко, Б.А. Скуин // Обзорная информация: серия «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ. - 1987. - №3. - С. 46.

17. Вакула, В.Л. Физическая химия адгезии полимеров / В.Л. Вакула, Л.М. Притыкин. - М.: Химия, 1984. - 224 с.

18. Васильев, В.А. Модель переноса песка в пористой среде / В.А. Васильев, В.Е. Дубенко / Строительство газовых и газоконденсатных скважин: сб. науч. тр. ВНИИгаза. - М: ВНИИгаз, 1996. - С. 94-99.

19. Васильев, В.А. Теория и практика эксплуатации подземных хранилищ газа в условиях разрушения пласта-коллектора: монография / В.А. Васильев, Д.В. Гришин, Г.С. Голод и др. - М.: ТПС Принт, 2016. - 264 с.

20. Врачев, В.В. Пескопроявление при эксплуатации ПХГ / В.В. Врачев, Е. Н. Шафаренко, В. П. Шустров и др. // Газовая промышленность. - 1999. - № 11. -

С. 62.

21. Газизов, А.Ш. Гидрофобизация пород ПЗП, как метод увеличения дебитов скважин и уменьшения обводнённости добываемой жидкости / А. Ш. Газизов, Р.Г. Хананов и др. // Нефтегазовое дело. - 2005. - №1. - С.8.

22. Гасумов, Р.А. Причины разрушения неустойчивых коллекторов и способы удаления песчаных пробок из скважин / Р.А. Гасумов, С.А. Варягов, Е.П. Серебряков и др. // Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации ПХГ: Сб. науч. тр. ОАО «СевКавНИПИгаз». - Ставрополь: РИЦ ООО СевКавНИПИгаз, 2001. - Вып. 34. - 123 с.

23. Гасумов, Р.А. Исследование проникающей способности пылевидных частиц через сцементированный проницаемый песчаный барьер / Р.А. Гасумов, О.С. Остапов, В.Г. Мосиенко и др. // Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации подземных хранилищ газа и экологии: Сб. науч. тр. ОАО «СевКавНИПИгаз». - Ставрополь: РИЦ ООО СевКавНИПИгаз, 2002. - Вып.36. -С. 140-145.

24. Гасумов, Р.А. Проведение капитального ремонта скважин месторождений Крайнего Севера, предотвращающего образование песчаных пробок и разрушение призабойной зоны пласта / Р.А. Гасумов, М.Г. Гейхман, З.С. Салихов и др. - Обз. инф. сер.: Бурение газовых и газоконденсатных скважин - М.: ИРЦ «Газпром», 2004. - С. 105.

25. Гасумов, Р.А. Компьютерные обучающие системы для ликвидации и предотвращения образования глинисто-песчаных пробок в скважинах месторождений и ПХГ / Р.А. Гасумов, А.М. Бекметов, Э.Р. Гасумов // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти: тез. докл. V межд. науч.-практ. конф. (октяб. 2007, Кисловодск). - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2007. - С. 89-92.

26. Гасумов, Р.А. Использование энергии пласта для удаления глинисто-песчаных пробок с забоя газовых скважин / Р.А. Гасумов, Э.Р. Гасумов // Вестник СевКавГТУ. - 2008. - № 1 (14). - С. 36-41.

27. Гасумов, Р.А. Исследование причин пескопроявлений при эксплуатации газовых скважин / Р.А. Гасумов, В.Г. Темиров, А.А. Перейма и др. // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: сб. науч. тр. / ОАО «Газпром», ООО «Газпром ВНИИгаз», ОАО «СевКавНИПИгаз». - М.: ООО «ГазпромВНИИгаз», 1999. - С. 82-89.

28. Горбаткина, Ю.А. Адгезионная прочность в системах полимер-волокно / Ю.А. Горбаткина. - М.: Химия, 1987. - 192 с.

29. Гунькина, Т.А. Критерии сохранности призабойной зоны пласта в условиях пескопроявления при циклической эксплуатации подземного хранилища газа: дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / Гунькина Татьяна Александровна. -Ставрополь, 2014. - 121 с.

30. Гунькина, Т. А. Анализ работы скважин Северо-Ставропольского ПХГ с восстановленной призабойной зоной пласта методом закачки высокопроницаемой композиции / Т.А. Гунькина, В.Е. Дубенко, С.В. Беленко и др. // Проблемы капитального ремонта скважин ПХГ: сб. научн. тр. СевКавНИПИгаз. - Ставрополь: РИЦ ООО «СевКавНИПИгаз», 2002. - С.400 - 404.

31. Гухман, Л.М. Аналитический метод расчета влагосодержания природного газа / Л.М. Гухман, Г.А. Жигалов // Газовое дело. - 1972. - №21. - С. 32.

32. Демахин, А.Г. О целесообразности дополнительного изучения процессов гидрофобизации призабойной зоны добывающих скважин / А. Г. Демахин, В.Б. Губанов // Нефть, газ и бизнес. - 2008. - № 5/6. - С. 94.

33. Демина, Н.В. Методы физико-механических испытаний химических волокон, нитей и пленок / Н.В. Демина, А.В. Моторина, З.А. Немченко. - М.: Легкая индустрия, 1969. - 398 с.

34. Жуковский, К. А. Причина пескопроявлений при добыче газа и методы их ликвидации, применяемые на Уренгойском месторождении / К. А. Жуковский, А.А. Ахметов, В.Н. Шарипов. - М.: Недра, 1998 - 464 с.

35. Жуковский, К.А. Ликвидация пескопроявления при добыче газа / К.А. Жуковский, А.А. Ахметов, A.M. Шаринов и др. // Газовая промышленность. - 1998. - № 9. - С. 92.

36. Закиров, С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений / С.Н. Закиров. - М.: Струна, 1998. -628 с.

37. Захаров, А.А. Прогнозная оценка состояния призабойных зон пластов со слабосцементированными коллекторами газовых и газоконденсатных месторождений / А.А. Захаров, Г.Я. Шашков // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: сб. науч. тр. СевКавНИПИгаза. - Ставрополь: РИЦ ООО СевКавНИПИгаз, 2003. - Вып. 39. -С. 82-86.

38. Зотов, Г.А. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Г.А. Зотов, З.С. Алиев. - М.: Недра, 1980. -36 с.

39. Игнатенко, Ю.К. Технологическая схема создания подземного хранилища газа в истощенной залежи хадумского горизонта СевероСтавропольского месторождения: отчет о НИР / Ю.К. Игнатенко. - Ставрополь: СевКавНИИгаз, 1983. - 142 с.

40. Кадочкин, А.Д. Групповой технический проект на строительство нагнетательно-эксплуатационных скважин №№ 601-650 ССПХГ (хадум): проект / А.Д. Кадочкин. - Ставрополь: СевКавНИИгаз, 1985. - 116 с.

41. Казарян, В.П. Разработка технологии повышения продуктивности скважин с использованием реагентных методов разглинизации: Автореф. дис. канд. техн. наук: 25.00.17 / Казарян Валентина Петровна. - М.: ГазпромВНИИгаз 1995. -16 с.

42. Казарян, В.П. Использование кремнийорганических соединений при гидрофобизации пласта-коллектора на подземных хранилищах газа / В.П. Казарян, Е.М. Шилов, М.В. Свинцов и др. // Газовая промышленность. - 2016. - № 4. - С. 64.

43. Каримов, М.Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа / М.Ф. Каримов, А.Х. Мирзаджанзаде. - М.: Недра, 1981. - 248 с.

44. Катц, Д. Л. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа / Д. Л. Катц, Д. Корнелл, Р. Кобаяши и др.: пер. с англ. под ред. Ю. П. Коротаева, Г. В. Пономарёва. - М.: Недра, 1965. - 676 с.

45. Качалов, О.Б. Разработка газовых месторождений / О.Б. Качалов. - Л.: Недра, 1969. - 146 с.

46. Каушанский, Д.А. Физико-химические и реологические свойства состава «ИПНГ-ПЛАСТ 2» для ограничения выноса механических примесей в нефтяных скважинах / Д.А. Каушанский, А.Н. Дмитриевский, В.Б. Демьяновский, и др. // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 4. - С. 84.

47. Киссер, А.И. Принципы, технологии, результаты восстановления и повышения производительности скважин Северо-Ставропольского ПХГ / А.И. Киссер, В.В. Киселев, М.В. Свинцов и др. // Инновационный потенциал молодых учёных и специалистов ОАО Газпром: Материалы научно-практической конференции: В 2 т. - М.: ИРЦ Газпром, 2008. - Т. 1. - 250с.

48. Киселев, В.В. Опыт внедрения технологий повышения производительности скважин Северо-Ставропольского подземного хранилища газа в условиях аномально-низких пластовых давлений / В.В Киселев, О.Ю. Епифанов, М.В. Свинцов и др. // Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли: Материалы международной научно-практической конференции. -Ставрополь: ООО ИД ТЭСРА, 2015. - 336с.

49. Кореняко, Н.А. Применение гидрофобизатора ИВВ-1 при вскрытии продуктивных горизонтов / Н.А. Кореняко, Н.А. Петров, И.Н. Давыдова и др. // Нефтепромысловое дело. - 1993. - Вып. 9. - С. 12.

50. Козаченко, А.Н. Энергетика трубопроводного транспорта газов / А.Н. Козаченко, В.И. Никишин, Б.П. Поршаков. - М.: ГУП Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2001. - 400 с.

51. Комнатный, Ю.Д. Классификация факторов, определяющих герметичность резьбовых соединений обсадных колонн: Сб. Тр. ВНИИКРнефть / Ю.Д. Комнатный. - Краснодар: ВНИИКРнефть, 1982. - С. 122.

52. Лебедев, Г.Д. О конструкции забоя газовых скважин в рыхлых коллекторах / Г.Д. Лебедев, А.Н. Фезутенко // Газовая промышленность. - 1994. -№ 4 - С. 12.

53. Магадова, Л.А. Разработка композиции для крепления призабойной зоны пласта в скважинах подземных хранилищ газа / Л.А. Магадова, Н.Н. Ефимов и др. // Территория НЕФТЕГАЗ. - 2012. - №5. - С. 63.

54. Мартос, В.Н. Методы борьбы с выносом песка: обзор зарубежной литературы / В.Н. Мартос. - М.: ВНИИОЭНГ, 1973. - 112 с.

55. Маслов, И.И. Крепление призабойной зоны скважин вспененными смолами / И.И. Маслов, Г.М. Швед и др. // Нефтяное хозяйство. - 1979. - №12. -С. 53.

56. Маслов, И.И. Создание противопесочных гравийных намывных фильтров / И.И. Маслов, Б.А. Скуин, А.Н. Закхеев // Нефтепромысловое дело. - 1982. - №10. - С. 23.

57. Мелик-Асланов, Л.С. Проблема песка при добыче нефти / Л.С. Мелик-Асланов, А.Р. Везиров // Азерб. нефтяное хозяйство. - 1981. - №9. - С. 12.

58. Мирзаджанзаде, А.Х. Гидравлика глинистых и цементных растворов / А.Х. Мирзаджанзаде, А.А. Мирзоян, Г.М. Гевинян. - М.: Недра, 1966. - 297 с.

59. Михайлов, А.Г. Комплексная защита скважинного оборудования при пескопроявлении в ООО «РН-Пурнефтегаз» / А.Г. Михайлов, В.А. Волгин, Р.А. Ягудин и др. // Территория нефтегаз. - 2010. - № 12. - С. 84.

60. Мовсумов, А.А. Гидродинамические причины осложнений при проводке нефтяных и газовых скважин / А.А. Мовсумов, А.Х. Мирзаджанзаде. - Баку: Азернешр, 1965. - 232 с.

61. Моисеева, Л.В. Перспективы использования многослойных нанокомпозиционных полимерных покрытий для нефтегазовых трубопроводов / Л.В. Моисеева, С.А. Киреев, А.И. Евсеев // Наноиндустрия. - 2008. - № 6. - С. 16.

62. Мори, В. Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти / В. Мори, Д. Фурметро: пер. с англ. и фр. под ред. Н.М. Проскурякова. - М.: Мир; Эльф Акитен, 1994. - 416 с.

63. Нифантов, В. И. Повышение продуктивности скважин ПХГ, вскрывших низкопроницаемые коллектора / В. И. Нифантов, А. В. Чугунов, Е. А. Мельников и др. // Газовая промышленность. - 2016. - №3. - С. 106.

64. Никаньшин, Д.П. Моделирование переноса частиц различного размера двухфазным фильтрационным потоком / Д.П. Никаньшин, А.И. Никифоров // Инженерно-физический журнал. - 1998. - № 3. - С. 97.

65. Никифоров, А.И. Моделирование переноса твердых частиц фильтрационным потоком / А.И. Никифоров, Д.П. Никаньшин // Инженерно-физический журнал. - 1998. - № 6. - С. 71.

66. Николаевский, В.Н. Геомеханика и флюидодинамика / В.Н. Николаевский. - М.: Недра, 1996. - С. 447.

67. Николаевский, В.Н. Механика пористых насыщенных сред / В.Н. Николаевский, К.С. Басниев, А.Т. Горбунов и др. - М.: Недра, 1970. - С.335.

68. Орлов, Л.И. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа / Л.И. Орлов, А.В. Ручкин, Н.М. Свихнушин. - М.: Недра,

- 1976. - 297 с.

69. Патент RU 2119041 С1: МПК Е21В33/13С09К 8/44. Способ укрепления призабойной зоны скважины: № 2009112471/03/ Р.М. Рахманов, Ф.З. Исмагилов; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина; заявл. 03.04.2009; опубл. 27.04.2010. - Бюл. № 12.

70. Патент RU 2154151 С1: МПК-8 E21B 33/138. Модифицированная формальдегидная смола для защиты нефтепромыслового и нефтехимического оборудования, изоляции и крепления скважин: № 99102953/03 / Р.Н. Загидуллин, Т.А. Бакиев и др.; заявитель и патентообладатель Уфимский гос. технический нефтяной университет; заявл. 11.02.1999; опубл. 20.01.2003. - Бюл. № 2.

71. Патент RU 2554656 С1: МПК-8 Е21В 43/16. Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта-коллектора газовой скважины: № 2014114419 / В.П. Казарян, Е.М. Шилов, М.В. Свинцов и др.; заявитель и патентообладатель ООО «ГазпромВНИИгаз»; заявл. 14.04.2014; опубл. 27.06.2015.

- Бюл. № 18.

72. Патент ЯИ 2586360 С1: МПК-8 Е21В 33/138. Способ ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин № 2014149426 / В.П. Казарян, Е.М. Шилов, М.В. Свинцов и др.; заявитель и патентообладатель ООО «ГазпромВНИИгаз»; заявл. 09.12.2014; опубл. 10.06.2016. - Бюл. № 16.

73. Патент ЯИ 2645233 С1: МПК-8 Е21В 33/138 Способ крепления продуктивного пласта -коллектора газовой скважины № 2016138905 / В.П. Казарян, Е.М. Шилов, М.В. Свинцов и др.; заявитель и патентообладатель ООО «ГазпромВНИИгаз»; заявл. 03.10.2016; опубл. 19.02.2018. - Бюл. № 5.

74. Перейма, А.А. Набухание глинистого материала горных пород как оценка степени воздействия технологических жидкостей на призабойную зону скважин / А.А. Перейма, Е.Ю. Кукулинская //Газовая промышленность. - 2015. - №1. - С. 51.

75. Петров, Н.А. Результаты исследований и испытаний гидрофобизатора ИВВ-1 при обработках призабойных зон / Н.А. Петров, А.И. Есипенко, В.В. Калашнев и др. // Нефтепромысловое дело. - 1993. - Вып. 8. - С. 6.

76. Петров, Н.А. Повторная герметизация резьбовых соединений обсадных колонн нефтяных скважин / Н.А. Петров, А.В. Кореняко, Ф.Н. Янгиров и др. - Уфа: Монография, 2005. - 88 с.

77. Петренко, В.И. Геолого-геохимические процессы в газоконденсатных месторождениях и ПХГ. / В.И. Петренко, В.В. Зиновьев, В.Я. Зленко и др. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 511 с.

78. Повстугар, В.И. Строение и свойства поверхности полимерных материалов / В.И. Повстугар, В.И. Кодолов, С.С. Михайлова. - М.: Химия, 1988. -192 с.

79. Попов, В.И. Проблемы антикоррозионной защиты промысловых трубопроводов ОАО «Самаранефтегаз» / В.И. Попов, С.А. Интяшин, В.В. Вдовин // 7-я международная науч.-практ. конференция «Защита от коррозии»: тезисы доклада (2004, СПб). - СПб.: Экспофорум, 2004. - С. 66.

80. Поп, Г.С. Технико-экономический анализ результатов воздействия технологических жидкостей на призабойную зону продуктивных пластов газоконденсатных месторождений: серия «Разработка и эксплуатация газовых и

газоконденсатных месторождений» / Г.С. Поп, В.М. Кучеровский, П.А. Гереш. -М.: ИРЦ Газпром, 1995. - 101 с.

81. Стражгородский, С.И. Опыт борьбы с выносом песка из скважин подземных хранилищ газа: серия «Транспорт и хранение газа» / С.И. Стражгородский, П.А. Шалимова, Г.И. Либерман. - М.: ВНИИЭгазпром, 1983. -Вып. 9, - 33 с.

82. Стрижов, И.Н. Добыча газа: серия: «Транспорт и хранение газа» / И.Н. Стрижов, И.Е. Ходанович, С.И. Стражгородский и др. - М.: ВНИИЭгазпром, -

1985. - Вып. 8. - 22 с.

83. Съюмен, Д. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах пер. с англ. и ред. М.А. Цайгера / Д. Съюмен, Р. Эллис и др. - М.: Недра,

1986. - 176 с.

84. Тагиров, К.М. Технология очистки колтюбинговой установкой забоев газовых скважин от глинисто-песчаных пробок пеной на регулируемой депрессии / К.М. Тагиров, В.В. Киселев, М.В. Свинцов // Время колтюбинга. - 2008. - № 4. -С. 16.

85. Тагиров, К.М. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями / К.М. Тагиров. - М.: Недра, 1996. - 182 с.

86. Тагиров, К. М. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии / К.М. Тагиров, В.И. Нифантов. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. - 160 с.

87. Темин, Л.С. Анализ материалов текущей эксплуатации СевероСтавропольского и Пелагиадинского газового месторождения: отчет по теме №10/59 «Научные основы разработки газовых месторождений, имеющих большую площадь газоносности и высокую проницаемость» / Л.С. Темин, Ю.М. Фриман, О.Ф. Андреев. - М.: ВНИИГАЗ, 1961. - 205 с.

88. Тер-Саркисов, P.M. Разработка месторождений природных газов / Р.М. Тер-Саркисов. - М.: Недра, 1999. - 659 с.

89. Токунов, В.И. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин / В.И. Токунов, А.З. Саушин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. - 711 с.

90. Токмачев, Б.Р. Отчет по разведке Северо-Ставропольского газового месторождения с полным подсчетом запасов (I и II очереди): отчет о НИР / Б.Р. Токмачев - Пятигорск: Кавказская нефтеразведочная экспедиция, 1951г. - 428с.

91. Федин, Л.М. Новые представления о зоне проникновения / Л.М. Федин, В.Г. Рейтенбах. // Нефтяное хозяйство. - 1988. - № 8. - С. 28.

92. Ханин, А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение / А.А. Ханин.

- М.: Недра, 1969. - 368с.

93. Ханин, А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР / А.А. Ханин. - М.: Недра, 1973. - 304с.

94. Чуйкин, Е.П. Проблемы выноса песка на месторождениях Краснодарского края и пути её решения / Е.П Чуйкин, В.А. Бондаренко, О.В. Савенок // Новые технологии - нефтегазовому региону: материалы Всероссийской с международным участием научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных (05.11.2014, Тюмень): В 2 т. / - Тюмень: ТюмГНГУ, 2014. - Т. 2. - С. 94.

95. Щелкачев, В.Н. Подземная гидравлика: Учебное пособие / В.Н. Щелкачев, Б.Б Лапук. - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001.

- 736 с.

96. Щелкачев, В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации: В 2 т. / В.Н. Щелкачев. - М.: Нефть и газ, 1991. - Т 1. - 586с.

97. Шайхутдинов, А.З. Разработка рецептуры технологических жидкостей для устранения негерметичности тампонированием под давлением на скважинах Северо-Ставропольского ПХГ: отчет по договору № 2031717952/141/17 / Шайхутдинов. - М.: ООО «ГазпромВНИИГАЗ», 2017г. - 41 с.

98. Ширковский, А.И. Добыча и подземное хранение газа / А.И. Ширковский, Г.И. Задора. - М.: Недра, 1974. - 192 с.

99. Ширковский, А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / А.И. Ширковский. - М.: Недра, 1987. - 309 с.

100. Штурн, Л.В. Отечественные фильтры для заканчивания скважин / Л.В. Штурн, А.А. Кононенко, С.О. Денисов // Территория НЕФТЕГАЗ. - 2010. -№ 6. - С. 57.

101. Ягудин, Р.А. Особенности крепления призабойной зоны слабосцементированных пластов синтетическими смолами / Р.А. Ягудин, В.А. Стрижнев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2011. - Вып.7. - С. 43.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОМ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ЛИКВИДАЦИИ ДАВЛЕНИЙ В МКП С ПРИМЕНЕНИЕМ КОЛТЮБИНГОВОЙ УСТАНОВКИ

Сведения о мероприятии

Цель предложенного рационализаторского предложения-снижение трудозатрат при капитальном ремонте.

Область применения-капитальный ремонт скважин, имеющих межколонные давления.

Целесообразность предложения - достижение цели ремонта при сокращении сроков ремонта и трудозатрат.

В рационализаторском предложении предлагается новая технология ликвидации межколонных давлений (далее МКД), источником которых являются негерметичные резьбовые соединения эксплуатационных колонн.

В настоящее время на ССПХГ по существующей технологии ремонты по ликвидации МКД, источником которых являются негерметичные резьбовые соединения эксплуатационных колонн, проводятся с установки капитального ремонта А-50 (УПА-60). Для выполнения указанного ремонта необходимо заглушить скважину, извлечь лифт насосно-компрессорных труб (НКТ) и спустить колонну технологических НКТ. Далее продуктивный горизонт изолируется последовательно песчаным и цементными мостами в установленном порядке. Резьбовые соединения эксплуатационной колонны обрабатываются герметиком. После герметизации резьб скважина приводится в эксплуатационное состояние, для чего с установки А-50 разбуривается цементный мост, спускается лифт НКТ и проводится освоение скважины. Все вышеуказанные работы требуют значительных трудозатрат.

С целью сокращения трудозатрат и потерь газа по указанному виду ремонта предлагаем выполнить работы на скважине без глушения и извлечения лифта НКТ с привлечением колтюбинговой установки.

Факторы, формирующие экономический эффект:

1. Отсутствие необходимости глушения скважины.

2. Исключение подъёма-спуска лифта НКТ и технологических НКТ.

3. Отсутствие необходимости установки и удаления изолирующих мостов.

4. Сокращение времени ремонта (освоение и отработка скважины). Объем использования :-предложение использовано при проведении капитального ремонта скважины №675 ОПС-2 ССПХГ с 12.09.2016г. по 26.09.2016г.

Базой сравнения выбраны работы по капитальному ремонту эксплуатационных скважин № 771СС и № 947 СС, выполненные в 2015году по следующим признакам:

1. Одинаковая цель капитального ремонта - ликвидация МКД.

2. Скважины №№ 771, 947 и 675 СС пробурены на один горизонт.

3. Скважины №№ 771, 947 и 675 СС имеют одинаковую конструкцию. Вышеперечисленные скважины расположены на равном расстоянии от базы

цеха КРС. Ремонты по обеим скважинам выполнялись в один временной период. Для возможности сравнения работ по проведению капитального ремонта скважин из актов выполненных работ по скважинам № 771 СС и № 947 СС исключены часы работ, не относящиеся к ликвидации межколонных давлений.

Таблица А. 1 - Исходные данные

Показатели Ед. изм. Без проекта С проектом Отклонение (+, -) Обоснование

Время проведения капитального ремонта бр/ час 443,5 78 - 365,5 Акты о приемке выполненных работ (Форма КС-2); Акты на выполненные работы на скважинах №№ 771, 947, 675 СС

Затраты на ликвидацию межколонных давлений, обусловленных негерметичностью резьбовых соединений эксплуатационной колонны руб. 5609778,28 986612,40 - 4623165,88

Газ на собственные технологические нужды м3 98263,5 78632 - 19631,5

Таблица А. 2 - Расчет показателей эффективности применения технологии ликвидации МКД, обусловленных негерметичностью резьбовых соединений эксплуатационной колонны (Коммерческий эффект «К»)

№ пп Наименование показателя Ед. изм. 1 -ый год 2-ой год Итого

1 Текущие среднегодовые затраты на ликвидацию межколонных давлений, по существующей технологии руб. 4 885 740,34 4 885 740,34

2 Текущие среднегодовые затраты на ликвидацию межколонных давлений, по предлагаемой технологии руб. 954 360,28 954 360,28

3 Снижение затрат в результате применения новой технологии руб. 3 931 380,06 3 931 380,06

4 Объем стравливаемого газа при ликвидации межколонных давлений, по существующей технологии м 96936,000 96936,000

5 Объем стравливаемого газа при ликвидации межколонных давлений, м 90662,000 90662,000

6 Цена газа руб./ 3 тыс.м3 4460,00 4460,00

7 Снижение затрат на газ на собственные нужды в результате применения новой технологии руб. 27982,04 27982,04

8 Количество скважин, на которых применена новая технология ед. 1 1

9 Снижение затрат после внедрения предложения руб. 3 959 362,10 3 959 362,10

10 Ставка налога на прибыль % 20,00 20,00

11 Налог на прибыль руб. 791 872,42 791 872,42

12 Чистая прибыль руб. 3 167 489,68 3 167 489,68

13 Чистый поток денежных средств руб. 3 167 489,68 3 167 489,68

14 Норма дисконта % 12,00 12,00

15 Коэффициент дисконтирования 1,0000 0,8928

Продолжение таблицы А. 2

№ пп Наименование показателя Ед. изм. 1 -ый год 2-ой год Итого

16 Дисконтированный чистый поток денежных средств руб. 3 167 489,68 2 827 934,79

17 Накопленный дисконтированный чистый поток денежных средств руб. 3 167 489,68 5 995 424,47

Интегральный эффект Эи руб. 5 995 424,47

Результаты расчёта свидетельствуют об эффективности использования предложения по ликвидации межколонных давлений, обусловленных негерметичностью резьбовых соединений эксплуатационной колонны, так как величина интегрального эффекта (чистого дисконтированного дохода) положительна.

Расчет суммы вознаграждения авторам за использование рационализаторского предложения

Расчет вознаграждения авторам производится согласно п. 8.2. СТО Газпром 6.3-2010 «Интеллектуальная собственность. Рационализаторская деятельность» и п. 8.2.4. Положения об организации рационализаторской и изобретательской деятельности в ООО «Газпром ПХГ» утвержденного приказом ООО «Газпром ПХГ» от 14.01.2015г. № 2.

Вознаграждение за использование рационализаторского предложения выплачивается в размере 5% от достигнутого значения годового фактического экономического эффекта за год.

3167489,68 руб. х 0,05 = 158374,48 руб.

Вознаграждение за содействие использованию рацпредложения

Согласно п. 12.7. СТО Газпром 6.3-2010 «Интеллектуальная собственность. Рационализаторская деятельность» и п. 9.6. Положения об организации рационализаторской и изобретательской деятельности в ООО «Газпром ПХГ» утвержденного приказом ООО «Газпром ПХГ» от 14.01.2015г. N° 2 вознаграждение за содействие использованию рацпредложения выплачивается в размере не более 50 % от вознаграждения, начисленного авторам.

158374,48 руб. х 0,5 = 79187,24 руб.

l'nrчёт показателей эффектионостн п ричеисшш технологии ликвидации >1ежколонны* цннлений, обусловленных иесермстичмостыо резьбовых соединений жеплуатаиионмой китпнпы (Коммерческий эффект "К")

№ пп Наименование показателя Ел из*

1 -ый гол 2-ofl год Итого

1 Текущие среднегодовые затраты на л и к вида i. им меж колонных давлений, обусловленных иегерметичиотью резьбовь:хсоединений эксплуатационно!) колонну, по существующей технологии руб 4 КК5 740.54 4 «85 740.34

2 Текущие среднегодовые траты на ликвидацию межколовнык давления, обусловленных негермегичнотью реэьГювы* соединений жсплуатацнонноЯ колонны, по предлагаемой технологии PYÖ 454 360.28 954 360.28

3 Снижение затрат в результате применения попой технологии руб II 1-й 2 3 931 330.06 3 931 .180.06

4 Объем стравливаемого газа при ликвидации межколонны\ давлений, обусловленных нетерметиннотью резьбовых соединений эксплуатационной колонны, iiocymetiaviomefl ТСХНОЛОГ1Ч! мЗ 96936.000 96936.000

5 Объем страв.тнвэечпгп газа мри ликвидации межколон нын давлений. обусловленных негерметичнотью резьбовых соединений эксплуа1Л1;нонноП колонны, го предлагаемой технологии М.1 90662.ÜCO 90662.000

6 Цела газа руб /тыс 4J 4460,00 4460.Г10

7 Снижение эазрат на газ "3 собственные ну жди в результате лрименения новой icxhcuioi ин р)б in 4-п5)*п6 27982,04 279S2.04

8 Колнчеегиоскважнк, на которых применена новая технология еа 1 1

9 Снижение затрат поме внедрения предложения руб (пЗ<г1)чпЯ 5 959 362,10 3 959 362,10

10 Ставка налога на прибыль % 20,00 20.00

! 1 Налог на прибыль тыс руС л 9*п 1Сг!<Ю 791 Я72.42 791 R72.42

12 Чистая прибыль Tbie.ps (i п 9-п 11 3 |{>7 4$9,6» 3 167 489,6«

13 Чистый поток денежны* средств тыс, руб 3 167 4K<3.68 3 167 489.68

14 Норма дисконта 12,00 12,00

15 Коэффициент дисконтирования 1,0000 0,8928

16 Дискон гнронднный чистый поток денежных средств руб Ii I3'n IS 3 167 489,68 2 827 934,79

17 Накопленный дисконтированииЧ чистый ПОТОК денежных срелст в руб 3 167 4 89.6« 5 995 424.47

Интегральный )ффенг Он РУЙ- 5 995 414,47

Распет экономического эффект 9 выполнен на основании сравнения фактически* затрат двух скважин, на которых выполнялись один и те же вицы ремонтов гю старой и новой технологии, согласно Актов о приемке выполненных работ на скважне NM26 ОПС-2 CCIIXI' (рабогьг выполнены по существу 1Лшей технологии) и на скважине № 449 ОПС-2 ССПХГ (работы выполнен!,i по предлагаемой технологии). Справкам о выполнен ых работа*. Актам Ставропольского У А U lJ и КРС о проведенных ислыгал ияч на герметичность к о продолжительности зги* раГкгг

Результаты расчета свидетельствуют об эффективности использования предложения по ликвидации межколонных давлений, обусловленных негерметнчнотью речьбов ых соединений эксплуатационной колонны, так как величина интегрального эффекта (чистого дисконтированного дохода) положительна.

Главный инженер

Начальник отдела тсхпик'оо.-ономнчес кого планировании. оргяннишнн груда и заработной платы

Ведущий инженер технического отдела

ИХ Сысоеа

СМ Съедння

Т.В. Киселева