Р Газпром 2-3.2-355-2009

  Главная      Учебники Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..   240  241  242  243  244  245  ..

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

 


 

РЕКОМЕНДАЦИИ ОРГАНИЗАЦИИ


 

СОСТАВЫ, ТЕХНОЛОГИИ ПРИГОТОВЛЕНИЯ

И ПРИМЕНЕНИЯ НАДПАКЕРНОЙ И ПЕРФОРАЦИОННОЙ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН БОВАНЕНКОВСКОГО НГКМ


 

Р Газпром 2-3.2-355-2009


 

Издание официальное


 

 


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Общество с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз»


 

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


 

Москва 2010

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАНЫ


     

  2. ВНЕСЕНЫ


     

  3. УТВЕРЖДЕНЫ


     

  4. ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз»


 

Управлением по добыче газа и газового конденсата (нефти) Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»


 

начальником Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» 11 марта 2009 г.


 

© ОАО «Газпром», 2009

© Разработка ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2009

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2010


 


 

Распространение настоящих рекомендаций осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»


 

II

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины, определения, обозначения и сокращения 2

  4. Геолого-технические условия применения технологических жидкостей 4

  5. Характеристика материалов и оборудования 5

    1. Материалы и реагенты 5

    2. Устьевое и подземное оборудование, технические средства 5

  6. Состав и технологические свойства надпакерной жидкости 6

  7. Технология приготовления и применения надпакерной жидкости 7

  8. Составы и технологические свойства перфорационных жидкостей 9

  9. Технология приготовления и применения перфорационных жидкостей 10

  10. Методы контроля и восстановления свойств технологических жидкостей 13

  11. Мероприятия по промышленной безопасности и охране окружающей

природной среды 13

Приложение А (справочное) Геолого-физическая характеристика продуктивных горизонтов Бованенковского нефтегазоконденсатного

месторождения 15

Приложение Б (рекомендуемое) Надпакерные жидкости 16

Приложение В (рекомендуемое) Перфорационные жидкости для освоения скважин 17

Библиография 19


 

III


 

РЕКОМЕНДАЦИИ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


 

image

СОСТАВЫ, ТЕХНОЛОГИИ ПРИГОТОВЛЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ НАДПАКЕРНОЙ И ПЕРФОРАЦИОННОЙ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН БОВАНЕНКОВСКОГО НГКМ

image


 

Дата введения – 2010-03-30


 

  1. Область применения


     

    1. Настоящие рекомендации устанавливают компонентный состав, технологии приготовления и применения надпакерных и перфорационных жидкостей для условий газовых пластов Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения.

    2. Настоящие рекомендации распространяются на надпакерные и перфорационные жидкости и предназначены для использования при проектировании и проведении работ по

      освоению газовых скважин пластов ПК9, ТП1-6, ТП7-11, ХМ1-2 Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения.


       

  2. Нормативные ссылки


     


     

    дарты:

    В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стан-


     

    ГОСТ 305-82 Топливо дизельное. Технические условия

    ГОСТ 633-80 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия ГОСТ 4233-77 Реактивы. Натрий хлористый. Технические условия

    ГОСТ 4328-77 Реактивы. Натрия гидроокись. Технические условия ГОСТ 4568-95 Калий хлористый. Технические условия

    ГОСТ 6995-77 Реактивы. Метанол-яд. Технические условия

    ГОСТ 10521-78 Реактивы. Кислота бензойная. Технические условия

    ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Класси-

    фикация и общие требования безопасности

    ГОСТ 13862-90 Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции

    ГОСТ 15846-2002 Продукция, отправляемая в районы Крайнего Севера и приравненные к ним местности. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение


     

    image

    Издание официальное

    ГОСТ 23239-89 Кислоты жирные синтетические фракций С5–С6; С7–С9; С5–С9; С10–С13; С10–С16; С17–С20. Технические условия

    ГОСТ 28498-90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования.

    Методы испытаний

    ГОСТ 28922-91 Установки насосные передвижные нефтепромысловые. Типы и основные параметры

    ГОСТ 28996-91 Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины и определения ГОСТ 30196-94 Головки колонные. Типы, основные параметры и присоединительные

    размеры

    ГОСТ 30333-95 Паспорт безопасности вещества (материала). Основные положения. Информация по обеспечению безопасности при производстве, применении, хранении, транспортировании, утилизации

    ГОСТ Р 51365-99 (ИСО 10423-94) Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое. Общие технические условия

    ОСТ 39-202-86 Глинопорошки для буровых растворов. Технические условия

    СТО Газпром 2-3.2-004-2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений условной вязкости на вискозиметре ВП-5

    СТО Газпром 2-3.2-005-2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений предельного статического напряжения сдвига на ротационном вискозиметре СНС-2

    СТО Газпром 2-3.3-044-2005 Компоновки подземного и устьевого оборудования газовых и газоконденсатных скважин месторождений полуострова Ямал

    Примечание – При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


     

  3. Термины, определения, обозначения и сокращения


     

    В настоящих рекомендациях применены термины по ГОСТ 28922, ГОСТ 28996, ГОСТ 30196, ГОСТ Р 51365, а также следующие термины с соответствующими определениями:

    1. надпакерная жидкость: Технологический раствор, состав и свойства которого направлены на обеспечение работоспособности КПО для повышения промышленной безопасности эксплуатации скважин.

    2. перфорационная жидкость: Технологический раствор, в среде которого производится перфорация скважины.

    3. структурообразователи: Вещества, которые при введении в дисперсионную среду придают технологическому раствору структурно-механические свойства.

    4. вязкость условная: Величина, косвенно характеризующая внутреннее трение технологического раствора по времени истечения его из воронки через калиброванное отверстие под действием сил гравитации.

    5. статическое напряжение сдвига: Величина, характеризующая сопротивление технологического раствора при выводе его из состояния покоя, определяемая касательным напряжением сдвига, соответствующим началу разрушения его структуры.

    6. пластическая вязкость: Величина, равная отношению касательного напряжения сдвига к градиенту скорости сдвига на прямолинейном участке графика изменения касательных напряжений сдвига от градиента скорости сдвига, полученного при испытании технологического раствора на ротационном вискозиметре.

    7. динамическое напряжение сдвига: Величина, равная отрезку на оси касательного напряжения сдвига, отсекаемому прямой на графике изменения касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига, полученном при испытании технологического раствора на ротационном вискозиметре.

    8. показатель нелинейности: Показатель степени нелинейности функции, отображающий зависимость касательного напряжения сдвига технологического раствора от градиента скорости сдвига по реологической модели Оствальда – де Ваале и Гершеля – Балкли.

    9. В настоящих рекомендациях применены следующие сокращения: БДТ – безмуфтовая длинномерная труба

      ГВК – газоводяной контакт

      ГКЖ – гидрофобизирующая жидкость

      ГКЖ-11Н – марка гидрофобизирующей жидкости ГРП – гидравлический разрыв пласта

      ГСМ – горюче-смазочные материалы ГШН – горизонтальный шламовый насос КМЦ – карбоксиметилцеллюлоза

      КМЦ-700 – марка карбоксиметилцеллюлозы КПО – комплекс подземного оборудования КРС – капитальный ремонт скважин

      МГ – мешалка двухвальная

      ММП – многолетнемерзлые породы

      НГКМ – нефтегазоконденсатное месторождение

      НКТ – насосно-компрессорные трубы

      ОБУВ – ориентировочный безопасный уровень воздействия СЖК – синтетические жирные кислоты

      СПО – спуско-подъемные операции

      ТЛТ – теплоизолированные лифтовые трубы

      ТП, ХМ – индексы пластов Бованенковского НГКМ ЦА – цементировочный агрегат

      ФА – фонтанная арматура

      ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства пласта

      Dд – диаметр долота


       

  4. Геолого-технические условия применения технологических жидкостей


     

    1. Мощность ММП в пределах Бованенковского НГКМ изменяется в пределах 150–290 м. Наличие в разрезе низкотемпературных пород (до минус 7 °С) и продуктивных пластов с температурой до 55 °С создает условия для передачи тепла от пласта к устью скважины с последующим воздействием на окружающие ММП.

    2. Прогнозный межремонтный период скважины со сменой надпакерной жидкости 20 лет. Давление под пакером пластовое, над пакером 70 % – 80 % от гидростатического. Температура жидкости над пакером от 41 °С до 55 °С. Температура на глубине нейтрального слоя минус 5 °С.

    3. Ожидаемая температура газа в НКТ на устье скважины от 23 °С до 25 °С. Разность температур между НКТ и ММП (на уровне нейтрального слоя) составляет от 28 °С до 30 °С. Температура грунта до глубины нейтрального слоя может меняться в среднем: летом от 11 °С до минус 5 °С; зимой от минус 26 °С до минус 5 °С.

    4. Неустойчивые при оттаивании горные породы (четвертичные отложения) находятся в верхней части на участке от 0 до 70 м. В процессе бурения под направление возможно

      образование каверн с диаметром 2,50Dд (на глубине 0–40 м) и 1,35Dд (на глубине 40–120 м).

    5. В продуктивной части Бованенковского НГКМ присутствуют высокопроница-

      емые, слабосцементированные коллекторы пластов ПК9; ХМ1-2; ТП1-6; ТП7-11, геолого-физическая характеристика которых приведена в приложении А.

    6. Для сохранения ФЕС продуктивного пласта следует применять перфорационные жидкости, обеспечивающие высокое значение коэффициента восстановления проницаемости.

  5. Характеристика материалов и оборудования


     

    1. Материалы и реагенты

      1. Для приготовления надпакерной и перфорационной жидкостей рекомендуется применять следующие материалы и реагенты:

        • натрий хлористый по ГОСТ 4233;

        • калий хлористый по ГОСТ 4568;

        • натрий-карбоксиметилцеллюлоза по ТУ 2231-002-50277563-2000 [1] (следует применять для управления фильтрационными и реологическими свойствами растворов);

        • сульфацелл (гидроксиэтилцеллюлоза) по ТУ 2231-013-32957739-2001 [2] (следует применять в условиях высоких температур (более 100 °С));

        • структурообразователь «СТЭП» по ТУ 2458-014-35944370-2008 [3] (далее по тексту – СТЭП);

        • жидкость гидрофобизирующая ГКЖ-11Н по ТУ 2229-276-05763441-99 [4];

        • дизельное топливо по ГОСТ 305;

          газоконденсат по ТУ 51-05751745-09-97 [5];

        • кислоты:

        а) соляная кислота синтетическая по ТУ 2122-131-05807960-97 [6]; б) бензойная кислота по ГОСТ 10521;

        в) кислоты жирные синтетические по ГОСТ 23239;

        г) аскорбиновая кислота (производное лактона ненасыщенной полиоксикислоты) по ФС 42-0218-2007 [7];

        • натрия гидроокись (каустическая сода) по ГОСТ 4328;

          пеногаситель «Софексил-4248 П» по ТУ 2229-019-42942526-2001 [8];

        • наполнитель глинопорошок марки ПБМА по ОСТ 39-202 или Бентокон Супер по ТУ 5751-002-581-56178-02 [9];

        • метанол по ГОСТ 6995.


           

    2. Устьевое и подземное оборудование, технические средства

      1. Рекомендуется применять следующие оборудование и технические средства:

        • устьевое оборудование согласно СТО Газпром 2-3.3-044;

        • противовыбросовое оборудование ОП5-350/80х35-К1ХЛ по ГОСТ 13862, которое состоит из превентора плашечного гидравлического типа ППГ 350/80х35 (2 шт.), превентора универсального гидравлического типа ПУ1-350х35;

          лубрикатор УЛГ 65х35 по ТУ 3666-001-5101-3091-2001 [10], шлюз тросовый ШТК 80х70 по ТУ 3666-004-00158853-2001 [11];

        • НКТ необходимого диаметра согласно проектной документации;

        • пакер эксплуатационный с циркуляционным клапаном под размер эксплуатационной колонны согласно СТО Газпром 2-3.3-044;

        • цементировочный агрегат ЦА-320 по ТУ 4523-010-05753336-2000 [13] или насосная установка УН1-630х700А (4АН-700) по ТУ 26-02-209-75 [14];

          установка паровая передвижная ППУ 1600/100 по ТУ 4523-011-05753336-2000 [15];

        • колтюбинговая установка М10 (М20) по ТУ РБ 100060766.002-2001 [16];

          подъемник каротажный ПКС-5 по ТУ 4315-004-51013091-2002 [17];

          емкость долива типа ЕД по ТУ 3666-008-32729091-99 [18].

      2. Технические средства, устьевое и подземное оборудование, применяемые при работе на скважинах, должны быть сертифицированы на соответствие требованиям промышленной безопасности и иметь специальное разрешение Ростехнадзора в соответствии с ПБ 08-624-03 [12], пункты 1.2.20, 1.2.23.


         

  6. Состав и технологические свойства надпакерной жидкости


     

    1. Рекомендуется применять надпакерную жидкость, обеспечивающую:

      • ограничение конвективного теплопереноса от пластов (зоны расположения пакера) в зону ММП за счет снижения на 25 % и более показателя нелинейности жидкости при увеличении температуры от минус 5 °С до 50 °С;

      • низкую коррозионную активность для сохранения работоспособности забойного оборудования и подвесных устройств;

      • отсутствие воздействия на эластомерные материалы, применяющихся в составе подземного оборудования и устьевых герметизирующих элементов;

      • температуру замерзания ниже минус 40 °С для предотвращения нарушения целостности обсадных колонн в приустьевой зоне;

      • устойчивость в течение межремонтного периода работы скважины.

    2. Рекомендуется к применению надпакерная жидкость для газовых скважин Бованенковского НГКМ следующего состава (масс. %):

      • дизельное топливо 95,0;

      • СТЭП от 4 до 5.


         

    3. Технологические параметры надпакерной жидкости следует регулировать добавкой СТЭП в следующем диапазоне (при = 20 °С):

      • плотность, кг/м3 от 550 до 600;

      • условная вязкость, с от 22 до 33;

      • статическое напряжение сдвига (за 1 минуту покоя), дПа от 5 до 15;

      • пластическая вязкость, мПа·с от 5 до 10;

      • динамическое напряжение сдвига, дПа более 25.


       

    4. Структурообразователь СТЭП

      1. СТЭП по ТУ 2458-014-35944370-2008 [3] представляет собой пастообразное вещество светло-желтого цвета и состоит из жирных кислот, солей высших жирных кислот и специальных химических реагентов. Хорошо растворим в жидких углеводородах, газойле и маслах.

      2. СТЭП не замерзает при температуре минус 40 °С и при этом сохраняет свои структурно-механические и реологические свойства в пределах, обеспечивающих возможность его применения. Малое изменение концентрации СТЭП с 2,0 до 5,0 масс. % при низких температурах (минус 40 °С) приводит к заметному увеличению динамического напряжения сдвига с 5 до 102 дПа. При этом условная вязкость изменяется мало с 22 до 34 с, а статическое напряжение сдвига изменяется в 10 раз.

      3. Повышение температуры углеводородной суспензии до 50 °С сопровождается снижением пластической вязкости в 2 раза, но структурно-механические показатели и динамическое напряжение сдвига возрастают в 1,5–3,0 раза. При нулевых температурах с увеличением концентрации СТЭП с 2,0 до 5,0 масс. % технологические показатели суспензий увеличиваются в 2–3 раза.

    1. Следует учитывать, что реологические показатели после приготовления надпакерной жидкости продолжают увеличиваться. Динамическое напряжение сдвига (τ0) и конси-

      стенция (К) суспензии через 5 сут хранения при = 20 °С значительно возрастают (τ0 в

      5–8 раз, К – в 12–22). При этом показатель нелинейности (n) изменяется в 1,5–2,0 раза. С повышением температуры с 22 °С до 70 °С показатель нелинейности суспензии уменьшается на 43 %.

    2. В качестве надпакерной жидкости допускается использование также водно-метанольного раствора, стабильного газоконденсата и дизельного топлива. Однако газоконденсат и дизельное топливо без добавления загустителей не позволяют предотвратить конвективный теплоперенос.

    3. Состав и основные технологические свойства надпакерной жидкости представлены в таблице Б.1 (приложение Б).


 

  1. Технология приготовления и применения надпакерной жидкости


     

    1. Для приготовления надпакерной жидкости монтируется оборудование по схеме, приведенной на рисунке 1, в которую входят узел приготовления, нагнетательные трубопроводы, основные и запасные емкости.

      image

      1


       

      11


       

      10


       

      7


       

      8 9


       


       

      4


       


       

      5


       


       

      3


       

      1 – скважина; 2, 3 – емкости для конденсата; 4 – глиномешалка; 5 – ГШН; 6, 7 – ЦА-320; 8, 9 – емкости для технологических жидкостей; 10 – емкость для сбора отработанной жидкости; 11 – обратный клапан

      Рисунок 1 – Принципиальная схема размещения оборудования при приготовлении технологических жидкостей


       

    2. Расстояние между оборудованием принимается в соответствии с правилами пожарной безопасности ППБ 01-03 [19].

    3. В дизельном топливе с соблюдением мер пожаробезопасности растворяется необходимое количество загустителя углеводородов. Раствор перемешивается до полного растворения загустителя. При необходимости включается парообогрев для нагрева смеси до 20 °С.

    4. Перед применением состав приготовленной надпакерной жидкости необходимо выстоять в течение 5 сут при температуре 20 °С на базе КРС.

    5. В скважину надпакерную жидкость следует закачивать в затрубное пространство перед установкой пакера в объеме, равном объему надпакерного пространства.

    6. Закачивание надпакерной жидкости после распакеровки пакера следует проводить через циркуляционный клапан.


       

  2. Составы и технологические свойства перфорационных жидкостей


     

    1. Рекомендуется применять перфорационные жидкости, обеспечивающие:

      • максимальное сохранение коллекторских свойств пласта и высокое значение коэффициента восстановления проницаемости;

      • низкую коррозионную активность;

      • безопасность в работе и технологичность приготовления.

        Плотность перфорационной жидкости следует устанавливать на 20–50 кг/м3 и более выше плотности продавочной жидкости.

    2. Для пластов ПК9, ТП1-6, ТП7-11, ХМ1-2 Бованенковского НГКМ рекомендуются следующие типы перфорационных жидкостей:

      • на солевой основе;

      • на углеводородной основе;

      • на основе кислот.

    3. Для проведения перфорационных работ на равновесии и депрессии рекомендуются четыре вида загущенных растворов на солевой основе, обработанных КМЦ-700 и сульфацеллом, в соответствии с таблицей В.1 (приложение В).

      1. Состав растворов (масс. %):

        а) калий хлористый 7,0;

        сульфацелл 0,9;

        вода остальное.

        б) калий хлористый 7,0;

        КМЦ-700 1,7;

        вода остальное.

        в) натрий хлористый 7,0;

        сульфацелл 0,8;

        вода остальное.

        г) натрий хлористый 7,0;

        КМЦ-700 1,8;

        вода остальное.

      2. Необходимая плотность достигается добавлением требуемого количества хлористого натрия в соответствии с таблицей В.2 (приложение В) или калия.

    1. Рекомендуются перфорационные жидкости, представленные двумя типами растворов на углеводородной основе (дизельное топливо и газоконденсат) в таблице В.3 (приложение В):

      а) раствор на базе дизельного топлива состоит из следующих компонентов (масс. %):

      СЖК 2,3;

      NaOH 1,0;

      ГКЖ-11Н 1,0;

      глинопорошок 10,0;

      дизельное топливо остальное.


       

      б) раствор на основе газоконденсата состоит из следующих компонентов:

      СЖК 2,3;

      ГКЖ-11Н 3,0;

      глинопорошок 8,0;

      газоконденсат остальное.


       

    2. Рекомендуются составы кислых перфорационных жидкостей в соответствии с таблицей В.4 (приложение В). Растворы на базе кислот состоят из следующих компонентов (масс. %):

      а) соляная кислота 9,2;

      бензойная кислота 0,2;

      вода остальное.

      б) соляная кислота 9,2;

      аскорбиновая кислота 0,2;

      вода остальное.

    3. Допускается в качестве перфорационной жидкости применение газоконденсата, дизельного топлива либо загущенного водно-метанольного раствора. Водно-метанольный раствор следует загущать добавлением сульфацелла либо КМЦ-700 (2–3 %).

    4. В качестве продавочной жидкости допускается использование газоконденсата, дизельного топлива либо водно-метанольного раствора.


 

  1. Технология приготовления и применения перфорационных жидкостей


     

    1. Для приготовления жидкости рекомендуется монтировать оборудование по схеме, приведенной на рисунке 1.

    2. Для предотвращения попадания в раствор атмосферных осадков все звенья системы и узел приготовления следует монтировать в закрытом герметичном исполнении.

    3. Основные и запасные емкости для жидкости обвязываются между собой и с мешалкой для его приготовления, трубопроводами, задвижками и ГШН, что обеспечит возможность перекачки жидкости в любом направлении во время работы. Кроме того, в нижней части они оборудуются задвижкой и патрубком для присоединения насосной установки на случай выхода из строя ГШН.

    4. Насосные установки размещаются на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, а кабины машин следует обращать в противоположную сторону от скважины.

    5. Узел приготовления жидкости на основе водорастворимого полимера состоит из стандартной двухвальной мешалки МГ2-4, оборудованной парообогревом, и площадки для материалов. Мешалки и материалы следует размещать под навесом.

    6. После соединения насосов с ФА нагнетательный трубопровод оборудуют обратным клапаном и опрессовывают водой на полуторакратное давление от ожидаемого рабочего при закачивании раствора. При ведении процесса закачивания не допускается нахождение людей возле устья скважины и у нагнетательного трубопровода.

    7. Последовательность ввода компонентов и технологические режимы приготовления солевого раствора

      1. Рецептура солевого раствора приведена в 8.3.

      2. В мешалку заливается расчетное количество воды, затем вводится расчетное количество сухого хлористого калия или хлористого натрия и смесь перемешивается. При необходимости включается парообогрев.

      3. В мешалку с водным раствором хлористого калия или хлористого натрия вводится при непрерывном перемешивании расчетное количество сульфацелла или КМЦ-700, и раствор перемешивается до полного растворения.

    1. Расход химреагентов для приготовления 1 мперфорационной жидкости на соле-

      вой основе приведен в таблице 9.1.

    2. Последовательность ввода компонентов и приготовление жидкости на основе дизельного топлива

      1. В мешалку заливается расчетное количество дизельного топлива, затем вводится расчетное количество глинопорошка и смесь перемешивается. При необходимости включается парообогрев для нагрева смеси до 20 °С.

      2. При непрерывном перемешивании последовательно добавляются реагенты: СЖК, каустическая сода, ГКЖ-11Н. Раствор перемешивается до образования однородной суспензии.

    1. Расход химреагентов для приготовления 1 м3 перфорационной жидкости на осно-

      ве дизельного топлива приведен в таблице 9.1.

    2. Последовательность ввода компонентов и приготовление раствора на основе газоконденсата – аналогично предыдущему.

    3. Расход химреагентов для приготовления 1 м3 перфорационной жидкости на осно-

      ве газоконденсата приведен в таблице 9.1.

      Таблица 9.1 – Расход химреагентов для приготовления 1 м3 перфорационной жидкости


       

      Наименование реагента

      Содержание, масс. %

      Расход, кг


       

      1

      Хлористый калий

      7,0

      73,50

      Cульфацелл

      0,9

      9,45

      Вода

      Остальное

      967,05


       

      2

      Хлористый калий

      7,0

      73,50

      КМЦ-700

      1,7

      17,85

      Вода

      Остальное

      968,65


       

      3

      Хлористый натрий

      7,0

      73,50

      Cульфацелл

      0,8

      8,40

      Вода

      Остальное

      968,10


       

      4

      СЖК

      2,3

      24,50

      Каустическая сода

      1,0

      10,50

      ГКЖ-11Н

      1,0

      10,50

      Глинопорошок

      10,0

      105,00

      Дизтопливо

      Остальное

      Остальное


       

      5

      СЖК

      2,3

      24,15

      ГКЖ-11Н

      3,0

      31,50

      Глинопорошок

      8,0

      84,00

      Газоконденсат

      Остальное

      Остальное


       

      6

      Соляная кислота

      9,2

      93,30

      Бензойная кислота

      0,2

      2,00

      Вода

      Остальное

      Остальное


       

      7

      Соляная кислота

      9,2

      93,30

      Аскорбиновая кислота

      0,2

      2,00

      Вода

      Остальное

      Остальное


       

    4. Вторичное вскрытие с перфорационной жидкостью рекомендуется проводить на депрессии либо на равновесии. Базовым вариантом вторичного вскрытия пластов на Бованенковском НГКМ является перфорация в газовой среде.

    5. Допускается также проводить вторичное вскрытие пластов на репрессии. При этом следует использовать перфорационные жидкости, обеспечивающие высокое значение коэффициента восстановления проницаемости прискважинной зоны пласта.

    6. Объем перфорационной жидкости V, м3, следует рассчитывать по формуле


       

      = (Нз – Нв.д. + 20)·Sвн., (9.1)


       

      где Нз – расстояние от устья скважины до забоя, м;

      Нв.д. – расстояние от устья скважины до верхних дыр интервала перфорации, м;

      Sвн. – площадь внутреннего сечения эксплуатационной колонны, м2.

    7. Перфорационные жидкости закачиваются в скважину при освоении в процессе промывки забоя с использованием БДТ и перевода скважин на жидкости освоения (вода, газоконденсат, дизельное топливо).

    8. После перфорации нижнего интервала возможен вариант освоения скважин и перфорация следующих интервалов в газовой среде под давлением.


 

  1. Методы контроля и восстановления свойств технологических жидкостей


     

    1. При приготовлении надпакерной и перфорационной жидкостей в химической лаборатории рекомендуется контролировать следующие их параметры:

      плотность по РД 39-00147001-773-2004 [20];

      • условную вязкость по СТО Газпром 2-3.2-004;

      • СНС по СТО Газпром 2-3.2-005;

      • реологические параметры по НД 00158758-251-2003 [21].

    2. Для контроля надпакерной и перфорационной жидкостей в процессе их приготовления рекомендуется использовать средства измерений в соответствии с таблицей 10.1.


       

      Таблица 10.1 – Средства измерений свойств надпакерной жидкости


       

      Название

      Назначение

      1 Рычажные весы OFITE (каталог [22])

      Измерение плотности

      2 Вискозиметр бурового раствора ВБР-2 (ТУ 4315-001-04698227-2001 [23])

      Измерение условной вязкости

      3 Пластометр СНС-2 (ТУ 25-04.2765-77 [24])

      Измерение статического напряжения сдвига

      4 Ротационный вискозиметр OFITE-800 (каталог [22])

      Измерение реологических свойств


       

    3. Для повышения реологических показателей, структурно-механических свойств надпакерной жидкости следует добавить СТЭП, а для снижения – дизельное топливо.

    4. При восстановлении свойств надпакерной жидкости рекомендуется учитывать влияние температуры и концентрации СТЭП на ее структурно-механические и реологические показатели в соответствии с таблицей Б.1 (приложение Б).


       

  2. Мероприятия по промышленной безопасности и охране окружающей природной среды

    1. Экологическая безопасность применения реагентов подтверждается санитарноэпидемиологическим заключением и свидетельством о государственной регистрации вещества. Указанные документы оформляются с учетом требований Федерального закона

      «О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения» [25] и приказа Роспотребнадзора [26].

    2. При проведении работ по перфорации газовых пластов Бованенковского НГКМ следует руководствоваться положениями следующих документов:

ПБ 08-624-03 [12];

  • Инструкции по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений при строительстве и ремонте скважин [27];

  • Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [28];

    ППБ 01-03 [19];

    ВППБ-01-04-98 [29];

    ВРД 39-1.14-2001 [30];

  • Перечня ПДК и ОБУВ воздействия вредных веществ для воды рыбохозяйственных водоемов [31];

  • Регламента организации работ по охране окружающей среды при строительстве скважин [32].

Приложение А

(справочное)


 

Геолого-физическая характеристика продуктивных горизонтов Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения


 

Таблица А.1 – Геолого-физическая характеристика продуктивных горизонтов Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения


 

Месторождение


 

Индекс пласта


 

Глубина залегания пласта, м


 

Литологический состав пород, тип коллектора

Фильтрационноемкостные свойства

Газонасыщенность, %


 

Пластовое давление, МПа

Коэффициент аномальности пластового давления

Пластовая температура, °С

Характер насыщения


 

коэффициент пористости, %

коэффициент проницаемости К, 1·10-3 мкм2

Бованенковское

ПК9

928–1009


 

Песчаники, алевролиты, глины; поровый, гранулярный

25,0–36,0

10–500

9,7–10,0

1,00

27–28


 

Газ

ХМ1

1068–1390

31,0

10–150

57,2

13,3

1,23

30

ХМ2

1093–1396

17,0–32,0

10–110

57,2

13,6

1,23

37

ТП1-6

1183–1515

18,0–33,0

10–400

72,8

14,3

1,23

41

ТП7-8

1425–1752

18,0–24,6

10–70

69,1

14,8

1,03

47

ТП9

1480–1849

18,0–24,6

10–75

77,6

15,7

1,00

49

ТП10-11

1543–1888

16,0–21,0

1–10

64,7

16,7

1,00

59

Приложение Б

(рекомендуемое)


 

Надпакерные жидкости


 

Таблица Б.1 – Состав и основные технологические свойства надпакерных жидкостей


 


 

Состав раствора и температура суспензии


 

Плотность ρ, кг/м3


 

Условная вязкость Т, с

Статическое напряжение сдвига СНС1-10, дПа


 

Пластическая вязкость η, мПа·с

Динамическое напряжение сдвига τ, дПа


 

Показатель нелинейности n

Коэффициент консистенции К, Па·с

1 2,0 масс. % СТЭП в дизельном топливе

 

Н.у.

795

15,0

> 1,0

3,0

0,0

1,00

0,00

°С

910

17,0

> 1,0

4,0

0,0

1,00

0,00

30 °С

> 1,0

2,0

5,1

0,74

0,02

40 °С

> 1,0

1,5

5,1

0,68

0,02

50 °С

> 1,0

1,5

5,1

0,68

0,02

Минус 40 °С

825

22,0

> 1,0

5,0

5,1

0,87

0,01

2 4,0 масс. % СТЭП в дизельном топливе

 

Н.у.

544

22,0

4,8

5,0

25,5

0,58

0,13

°С

554

23,4

2,4

7,0

15,3

0,77

0,04

30 °С

9,6

7,0

10,2

0,83

0,03

40 °С

5,0

25,5

0,58

0,13

Минус 40 °С

762

34,0

2,4

10,0

20,4

0,78

0,06

3 5,0 масс. % СТЭП в дизельном топливе

 

Н.у.

607

30,0

14,0

9,0

25,5

0,72

0,08

°С

620

31,0

14,0

9,5

25,5

0,73

0,08

30 °С

24,0

8,0

25,5

0,69

0,09

40 °С

6,0

51,0

0,46

0,47

50 °С

5,0

76,5

0,32

1,37

Минус 40 °С

745

34,0

9,6

9,0

102,0

0,39

1,30

Примечание – Н.у. – нормальные условия, при которых была приготовлена суспензия (= 20 °C).

Приложение В

(рекомендуемое)


 

Перфорационные жидкости для освоения скважин


 

Таблица В.1 – Состав и свойства загущенных перфорационных жидкостей на солевой основе


 


 

Состав жидкости освоения, масс. %

Технологические свойства жидкостей

Коэффициент восстановления проницаемости, %


 

Плотность ρ, кг/м3


 

Условная вязкость

Т, с


 

Фильтрация Ф, см3/30 мин


 

рН

Пластическая вязкость ηпл, МПа·с

Динамическое напряжение сдвига τ0, дПа


 

а)

КСl 7,0


 

1050


 

87


 

7,6


 

7,21


 

38


 

198,4


 

92

Сульфацелл 0,9

Вода остальное


 

б)

КСl 7,0


 

92


 

8,5


 

7,43


 

39


 

239,5


 

90

КМЦ-700 1,7

Вода остальное


 

в)

NаСl 7,0


 

81


 

10,5


 

6,30


 

33


 

177,2


 

96

Сульфацелл 0,8

Вода остальное


 

г)

NаСl 7,0


 

94


 

9,2


 

7,48


 

41


 

229,9


 

92

КМЦ-700 1,8

Вода остальное


 

Таблица В.2 – Содержание натрия хлористого в растворе различной плотности


 

Плотность раствора, кг/м3 (при 20 °С)

Содержание натрия

хлористого

Плотность раствора, кг/м3 (при 20 °С)

Содержание натрия

хлористого

Плотность раствора, г/см3 (при 20 °С)

Содержание натрия

хлористого


 

в 1 кг, %


 

кг/м3


 

в 1 кг, %


 

кг/м3


 

в 1 кг, %


 

кг/м3

1005,0

1

10,05

1071,0

10

107,10

1140,0

19

217,00

1013,0

2

20,30

1078,0

11

118,00

1148,0

20

230,00

1020,0

3

30,60

1086,0

12

130,00

1156,0

21

143,00

1027,0

4

41,10

1093,0

13

142,00

1164,0

22

156,00

1034,0

5

51,70

1101,0

14

154,00

1172,0

23

270,00

1041,0

6

62,50

1109,0

15

166,00

1180,0

24

183,00

1049,0

7

73,40

1116,0

16

179,00

1189,0

25

197,00

1056,0

8

84,50

1124,0

17

191,00

1197,0

26

311,00

1063,0

9

95,60

1132,0

18

204,00

1200,0

26

318,00

Таблица В.3 – Состав и свойства углеводородных перфорационных жидкостей


 


 

Состав жидкости освоения, масс. %

Технологические свойства жидкостей

Коэффициент восстановления проницаемости, %


 

Плотность ρ, кг/м3


 

Условная вязкость Т, с

Фильтрация Ф, см3/30 мин


 

рН

Пластическая вязкость ηпл, мПа·с

Динамическое напряжение сдвига τ0, дПа

СЖК

2,3


 

1050


 

119,0


 

8,0


 


 

14,0


 

71,8


 

100

NаOH

1,0

ГКЖ-11Н

1,0

Глинопорошок

10,0

Дизельное топливо

остальное

СЖК

2,3


 

56,0


 

9,0


 

9,0


 

96,0/129,0

ГКЖ-11Н

3,0

Глинопорошок

8,0

Газоконденсат

остальное


 

Таблица В.4 – Состав и свойства кислых перфорационных жидкостей


 

Состав технологических жидкостей

Характеристики образцов керна

Коэффициент восстановления проницаемости, %

проницаемость,

К, 1·10-3 мкм2

пористость,

%

остаточная водонасыщенность, %

HCl

13,3 %


 

16,40


 

14,7


 

35,8


 

83,0

Неонол

1,4 %

ГКЖ

0,5 %

HCl

9,2 %

16,10

15,2

32,5

106,0

Бензойная кислота

0,2 %

HCl

9,2 %

3,27

29,4

22,0

117,0

Бензойная кислота

0,2 %

HCl

9,2 %

3,18

16,8

39,1

186,0

Аскорбиновая кислота

0,2 %

HCl

15,0 %

3,05

21,7

50,0

86,0

HCl

9,2 %

10,60

16,8

41,0

88,0

Аскорбиновая кислота

0,2 %

HCl

9,2 %

2,26

14,8

43,0

166,0

Бензойная кислота

0,2 %

HCl

9,16 %


 

18,10


 

15,3


 

38,3


 

100,0

Бензойная кислота

0,18 %

Неонол

0,17 %


 

[1] Технические условия ЗАО «Полицелл»

ТУ 2231-002-50277563-2000

[2] Технические условия ЗАО «Полицелл»

ТУ 2231-013-32957739-2001

[3] Технические условия ЗАО НПО «Промсервис»

ТУ 2458-014-35944370-2008

Библиография

Натрий-карбоксиметилцеллюлоза


 

Сульфацелл


 

Структурообразователь углеводородных жидкостей «СТЭП»


 

[4] Технические условия АО «Полимерсинтез»

ТУ 2229-276-05763441-99

[5] Технические условия Ново-Уренгойского

газоперерабатывающего завода ТУ 51-05751745-09-97

Жидкость гидрофобизирующая ГКЖ-11Н


 

Газоконденсат

[6] Технические условия ЗАО «Каустик»

ТУ 2122-131-05807960-97

[7] НПО «Экрос»

ФС 42-0218-2007

Соляная кислота синтетическая


 

Аскорбиновая кислота


 

[8] Технические условия

ЗАО НПК «СОФЕКС – СИЛИКОН»

ТУ 2229-019-42942526-2001

[9] Технические условия ЗАО «Бентопром»

ТУ 5751-002-58156178-2002

[10] Технические условия

ЗАО «Мотовилихинские заводы» ТУ 3666-001-5101-3091-2001

Пеногаситель «Софексил-4248 П»


 

Модифицированный бентонитовый глинопорошок Бентокон Супер


 

Лубрикатор

[11] Технические условия

НПД «Центргазгеофизика»

ТУ 3666-004-00158853-01

[12] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 08-624-03

[13] Технические условия АО «Сибнефтемаш»

ТУ 4523-010-05753336-2000

Шлюз тросовый


 

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности


 

Цементировочный агрегат ЦА-320


 

[14] Технические условия Грозненского машиностроительного завода

«Красный молот» ТУ 26-02-209-75 [15] Технические условия

АО «Сибнефтемаш»

ТУ 4523-011-05753336-2000

Насосная установка УН1-630х700А (4АН-700)


 

Установка паровая передвижная ППУ 1600/100


 

[16] Технические условия Республики Беларусь

ТУ РБ 100060766.002-2001

Оборудование ремонтно-технологическое колтюбинговое М20


 

[17] Технические условия

ООО «НПК Нефтегеофизика»

ТУ 4315-004-51013091-2002

[18] Технические условия ООО «Нефтех»

ТУ 3666-008-32729091-99

[19] Правила пожарной безопасности МЧС России

ППБ 01-03

[20] Руководящий документ ОАО НПО «Бурение»

РД 39-00147001-773-2004

Подъемник каротажный ПКС-5


 

Емкость долива


 

Правила пожарной безопасности в Российской Федерации


 

Методика контроля параметров буровых растворов

[21] Нормативный документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» НД 00158758-251-2003

Буровые растворы. Методика выполнения измерений реологических параметров на ротационном вискозиметре OFITE-800 (США)

[22] Каталог «OFI Testing Equipment. Контрольно-измерительное оборудование для испытания буровых растворов фирмы «OFITE», США, 2000.

[23] Технологические условия ОАО «Азимут»

ТУ 4315-001-04698227-2001

Вискозиметр бурового раствора ВБР-2


 

[24] Технические условия

Бакинский приборостроительный завод

ТУ 25-04.2765-77

Пластометр СНС-2

[25] Федеральный закон № 52-ФЗ от 30 марта 1999 г. «О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения»

[26] Приказ Федеральной службы по надзору в сфере защиты прав потребителя и благополучия человека № 776 от 21 ноября 2005 г. «О санитарно-эпидемиологической экспертизе видов деятельности (работ, услуг), продукции, проектной документации»

[27] Инструкция по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений при строительстве и ремонте скважин (утверждена ОАО Газпром, 2000)

[28] Федеральный закон от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»

[29] Ведомственные правила пожарной безопасности Минэнерго России ВППБ-01-04-98

[30] Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром» ВРД 39-1.14-021-2001

Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности


 

Единая система управления охраной труда и промышленной безопасностью в открытом акционерном обществе «Газпром»

[31] Перечень ПДК и ОБУВ воздействия вредных веществ для воды рыбохозяйственных водоемов. – М.: ВНИРО, 1999

[32] Регламент организации работ по охране окружающей среды при строительстве скважин (утвержден ОАО «Газпром», 2000)


 

image


 

ОКС 75.020


 

image

Ключевые слова: составы, технологии приготовления, применение, надпакерная жидкость, перфорационная жидкость, газовые скважины, Бованенковское НГКМ


 

Корректура Е.М. Петровой

Компьютерная верстка Н.А. Владимирова


 

image

Подписано в печать 21.01.2010 г.