Аналитические исследования применения технологий освоения нефтяных и газовых скважин с использованием пеногазогенерирующих веществ

Цель. Оценка возможности применения пеногазогенерирующих составов для освоения нефтяных и газовых скважин после проведения ремонта.
Материалы и методы. Классификация химических реагентов, которые потенциально можно использовать для создания пеногазогенерирующей системы, выполнена на основании патентных исследований и анализа отечественных и зарубежных открытых источников. Проверка гипотезы о возможности освоения нефтяных скважин после проведения ремонта путем удаления части жидкости глушения с использованием пеногазогенерирующих шашек выполнялась путем моделирования основных параметров запуска скважины в программном комплексе OLGA.
Результаты. Результаты патентно-аналитических исследований показывают, что пеногазогенерирующие системы чаще всего применяются в газовых, газоконденсатных скважинах и нефтяных скважинах, работающих в режиме фонтанирования. Применение в нефтяных скважинах, эксплуатируемых насосным способом, ограничено прежде всего энергетикой пласта и количеством жидкости, которое необходимо удалить с забоя скважины. Моделирование процесса освоения нефтяных скважин показало, что выделяемого шашками объема газа недостаточно для оперативного вызова притока из пласта.
Заключение. Текущие характеристики пеногазогенерирующих шашек, такие как объем и интенсивность выделение газа, не позволяют их использовать в нефтяных скважинах, заглушенных минерализованными водными растворами солей. Технология может получить перспективы развития при условии подбора новых химических реагентов, позволяющих увеличить объем выделяемого газа. Также одним из возможных улучшений может являться разработка технологии растворения газа в объеме технологической жидкости, заполняющей скважину, и инициации процесса интенсивного выделения газа в короткий промежуток времени.

1. Гасумов Р.А. и др. Исследование и разработка пенообразователей для удаления воды из скважин (на примере Кщукского месторождения) // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2015. — № 1. — С. 13–17.

2. Токунов В.И., Саушин А.З. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. — М.: Недра-Бизнесцентр. — 2004. — 720 с.

3. Гасумов Р.А. Использование газообразователей для удаления пластовой жидкости // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. — 2014. — № 3. — С. 20–23.

4. Бабалян Г.А. К вопросу теории действия поверхностно-активных веществ (ПАВ) на процесс освоения скважин // Сборник трудов УГНТУ (Уфа) «Вопросы технологии добычи нефти и бурения нефтяных скважин». — 1996. — вып. 6. — С. 12–21.

5. Паникаровский Е.В., Паникаровский В.В., Ваганов Ю.В. Повышение эффективности применения пенообразователей для удаления жидкости с забоев газовых скважин // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. — 2019. — № 3. — С. 54–63.

6. Price B.P. Foam assisted lift-importance of selection and application // Production and Operations Symposium. — OnePetro, 2007.

7. Sevic S., Solesa M. Production optimization challenges of gas wells with liquid loading problem using foaming agents // In: Paper SPE 101276, Presented at the SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition, 2006. 3–6 October, Moscow, Russia. https://doi.org/10.2118/101276-MS

8. Orta D., Ramanchandran S., Yang J., Fosdick M., Salma T., Long J., Blanchard J., Allcorn A., Atkins C., Salinas O. A novel foamer for deliquifi cation of condensate-loaded wells // Paper SPE 107980 presented at the 2007 SPE Rocky Mountain Oil & Gas Technology Symposium, Denver, USA, 2007.

9. Qu C., Wang J., Yin H., Lu G., Li Z., Feng Y. Condensate oil-tolerant foams stabilized by an anionic-sulfobetaine surfactant mixture // ACS Omega. — 2019. — Vol. 4. — No. 1738. — P. 1738–1747.

10. Qu C., Liu Z., Yin H., Lu G., Li Z., Feng Y. A new anti-condensate foaming agent for drainage gas recovery // Acta PetroleiSinica. — 2020. — No. 41. — P. 865?874.

11. Петров Н.А., Давыдова И.Н. Подбор пенообразующих композиций для освоения скважин // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». — 2010. — № 2. — С. 18.

12. Wang Y., Yang J. A nanoparticle adsorption-based salt-resistant foam for gas well deliquifi cation // J. Surfactants Deterg. — 2021. — No. 24. — P. 67–74.

13. Campbell S., Ramachandran S., Bartrip K. Corrosion inhibition/foamer combination treatment to enhance gas production // Paper SPE 67325 presented at SPE Production and Operation Symposium, Oklahoma City, USA, 2001. — SPE-67325-MS.

14. Огай В.А. и др. Расчет перепада давления в сеноманской газовой скважине, эксплуатируемой с пенообразователем // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. — 2020. — № 4. — С. 36–50.

15. Sarica C., Yuan G., Shang W., Pereyra E., Kouba G. Feasibility and evaluation of surfactants and gas lift in combination as a severe-slugging-suppression method // Paper 170595 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Amsterdam, The Netherlands — 2014. — P. 078–087.

16. Mitchell T.I. et al. Field application of a chemical heat and nitrogen generating system // SPE California Regional Meeting. — OnePetro, 1984.

17. Гасумов Р.А. и др. Исследование эффективности применения твердого пенообразователя пролонгированного действия при ремонтно-восстановительных работах на газовых и газоконденсатных скважинах // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2016. — № 5. — С. 40–43.

18. Кондрат Р.М., Билецкий М.М. Совершенствование методов эксплуатации обводняющихся газовых скважин // Обз. инф.: Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: изд-во «ВНИИЭгазпром». — 1980. — № 9.

19. Гасумов Р.А., Гасумов Э.Р. Использование энергии пласта при очистке забоя газовых скважин // Технологии нефти и газа. — 2011. — № 4. — С. 56–59.

20. Гасумов Р.А. Способ освоения скважины с уровнем пластовой жидкости ниже башмака НКТ в условиях АНПД / Романов В.В., Гасумов Р.Р., Минликаев В.З. // Ставрополь: СевКавГТУ. — 2001. — № 4. — С. 184.

21. Сырчин А.А. и др. Методика определения необходимого количества твердых поверхностно-активных веществ для предотвращения самозадавливания газовых скважин на примере Медвежьего месторождения // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. — 2015. — № 3. — С. 77–80.

22. Tugan M.F. Deliquifi cation techniques for conventional and unconventional gas wells: Review, fi eld cases and lessons learned for mitigation of liquid loading // Journal of Natural Gas Science and Engineering. — 2020. — No. 83. — P. 103568.

23. Zhi-jian L. et al. Use of Chemical Foamers to Deliquify the Loaded Wells in Sebei Gasfi eld // International Petroleum Technology Conference. — OnePetro, 2013.

24. Gcali C., Karami H., Pereyra E., Sarica C. Surfactant batch treatment effi ciency as an artifi cial li` method for horizontal gas wells. In: Paper 190919, Presented at the SPE Artifi cial Li` Conference and Exhibition — Americas, 2018, 28–30 August. The Woodlands, Texas, USA. https://doi.org/10.2118/190919-MS

25. Закиров Н.Н. и др. Выбор конструкции забоя сеноманских горизонтальных скважин // Бурение и нефть. — 2007. — № 5. — С. 30–31.

26. Шихалиев И.Ю., Мохов С.Н. Удаление жидкости из скважин с помощью пенообразователя» Пиролют» // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2012. — № 7. — С. 38–40.

27. Temizel C. et al. A comprehensive review and optimization of artifi cial lift methods in unconventionals // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. — OnePetro, 2020.

28. Zhou H. et al. Deliquifi cation of Low-Productivity Natural Gas Wells with In Situ Generated Foams and Heat // Energy & Fuels. — 2021. — Vol. 35. — No. 12. — P. 9873–9882.

29. Jelinek W., Schramm L.L. Improved production from mature gas wells by introducing surfactants into wells // International Petroleum Technology Conference. — OnePetro, 2005.