авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |

Разработка технологических основ и совершенствование ремонтов газовых скважин в сложных климатических и геокриологических условиях крайнего севера

-- [ Страница 2 ] --

  Количество ремонтов газовых-1

Рисунок 2 – Количество ремонтов газовых скважин по изоляции притока пластовых вод, закреплению ПЗП и ликвидации песчаных пробок по годам разработки Медвежьего месторождения

  Количество ремонтов газовых-2

Рисунок 3 – Количество ремонтов газовых скважин по интенсификации притока и ремонту ФА по годам разработки
Медвежьего месторождения

Построенные линии тренда описываются соответствующими уравнениями:

y = 0,001x3 0,0316x2 0,3995x + 13,919; (1)

y = 0,00002x3 0,0225x2 + 0,9845x 1,9132; (2)

y = 0,0002x3 0,0054x2 + 0,6169x 1,7654; (3)

y = 0,0046x3 0,2524x2 + 4,253x 9,5361; (4)

y = 0,0003x3 0,0094x2 + 0,0354x + 2,5904; (5)

y = 0,01x3 0,0486x2 + 0,5346x + 4,6807. (6)

При этом величина достоверности аппроксимации R2 достаточно высока, что позволяет осуществить объективный прогноз динамики КРС.

Анализируя виды КРС, проводимых на месторождениях, выявлено, что доля сложных ремонтов из года в год увеличивается (рисунок 4) и резко возрастает в последние 8 лет разработки месторождений (с 54-х в 1997 г. и 32-х в 1999 г. до 159-ти в 2000 г. и 199-ти в 2007 г.). Это объясняется общим «старением» месторождений, когда объем капитальных ремонтов газовых скважин по объективным обстоятельствам увеличился в 1,5…2,0 раза. Отмечаются также рост продолжительности работ (в среднем на 25 суток) и усложнение технологического процесса ремонта. Практически на каждом месторождении используются своя рецептура технологических растворов и последовательность технологических операций, которые заметно отличаются от традиционно применяемых.

  Изменение общего количества-3

Рисунок 4 Изменение общего количества капитальных и сложных ремонтов газовых скважин на месторождениях Крайнего Севера
за период 1974-2007 гг.

Например, широко применяемая технология промывки песчаной пробки на месторождениях средней полосы и юга России в суровых климатических условиях Крайнего Севера из разряда простой технологии превращается в сложную.

В данном случае процесс ликвидации песчаной пробки осложняется гидратообразованием в скважине, в связи с чем требуются другие технологические жидкости (новые незамерзающие растворы) и новое дополнительное оборудование (передвижные паронагревательные установки ППУ), что влечет за собой увеличение продолжительности ремонтных работ, повышение вероятности разгерметизации устьевого оборудования и возникновения газопроявлений.

Применяемые на завершающей стадии разработки месторождений технологии обеспечивают успешность ремонтных работ на постоянном уровне, хотя и в достаточно широком диапазоне: от 40 (водоизоляционные работы) до 100 % (ликвидация скважин) (таблица 1).

Таблица 1 Сведения об успешности различных видов КРС, %

Наименование вида КРС Месторождение
Медвежье Уренгой- ское Ямбург-ское Вынга- пуровское
Глушение скважины 72 80 73 70
Извлечение пакера 80 85 74,7 90,5
Изоляция притока пластовых вод 100 / - 85 / 83 94,7 / 100 40 / -
Промывка песчаной пробки - / 80 - / 100 - / 100 - / 62,5
Крепление ПЗП 90 90 90 90
Ликвидация гидратной пробки - / 100 - / 100 1 / 100 - /100
Интенсификация методом ГРП* (ПЗР**) - 100 (90) 100 (50) 100 (50)
Интенсификация методом бурения БС*** 0 100 - 90
Интенсификация методом СКО**** 80 90 70 90
Освоение 90 95 80 91,4
Консервация скважины 100 100 100 100
Расконсервация скважины 90 95 80 100
Ликвидация скважины 100 100 100 100
Примечания * гидравлический разрыв пласта; ** подготовительно-заключительные работы; *** боковой ствол; **** солянокислотная обработка. Числитель – ремонт с помощью ППА; знаменатель – с помощью колтюбинговой установки.

Недостаточная успешность отдельных видов КРС свидетельствует о возрастающей сложности ремонтов и несовершенстве применяемых технологий, включая технологические растворы и технические средства, что требует разработки новых и совершенствования применяемых.

Основным недостатком глушения скважин в условиях АНПД является поглощение жидкости глушения, а водоизоляционных работ недостаточная эффективность и малая продолжительность безводной эксплуатации скважин. Для промывки песчаных пробок характерна частая повторяемость операций по причине повторного образования пробок, а сложность извлечения эксплуатационных пакеров определяется просроченным межремонтным периодом.

Второй раздел посвящен совершенствованию методологического подхода к классификации видов КРС с позиций учета сложных ремонтов.

По ранее действующей классификации подземные ремонты подразделялись на капитальные и текущие ремонты скважин. К капитальному ремонту относится комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности газовых скважин и продуктивного пласта с помощью различных технологических операций. К текущему ремонту относится комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности подземного и устьевого оборудования, а также с ревизией, заменой или изменением глубины подвески труб, с изменением режима эксплуатации скважины, а также с очисткой лифтовой колонны и забоя от гидратных отложений, солей и песчаных пробок.

Ремонтные работы в газовых скважинах Крайнего Севера осуществляются, как правило, при наличии пакерной схемы компоновки подземного оборудования, которая обеспечивает надежную работу и противофонтанную безопасность эксплуатации скважин в условиях повсеместно распространенных по территории региона МП. Применение пакерной схемы на определенном этапе способствовало появлению новых технологий подземного ремонта скважин с помощью канатной техники, позволяющей осуществлять установку и извлечение подземного оборудования, открытие и закрытие циркуляционного клапана, опрессовку лифтовой колонны, исследование ее деформированных участков, ловильные работы, ремонт и (или) замену ФА без глушения скважины и др.

Однако в действующем на тот момент Классификаторе ремонтных работ о таких технологиях не было сведений. Поэтому возникла объективная необходимость в разработке нового Классификатора ремонтных работ для газовых месторождений Крайнего Севера. В разработанном (1999 г.) Классификаторе ремонтные работы с помощью канатной техники были выделены в самостоятельный вид ремонта и включали: ПР1 оснащение скважин подземным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации); ПР2 ремонт скважин, оснащенных комплексом подземного оборудования (ревизию и смену забойного клапана-отсекателя, открытие-закрытие циркуляционного клапана, удаление срезного клапана); ПР3 прочие виды ремонта. При этом из Классификатора были временно выведены непрофильные для газовых скважин технологии.

Классификатор работ отражал фактическое состояние ремонтных работ на газовых и газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера до 2001 года, когда впервые на Уренгойском месторождении была испытана технология промывки газовых скважин с помощью гибких труб (ГТ). С этого момента новые технологии ремонта скважин с помощью ГТ начинают активно применяться газодобывающими предприятиями и компаниями ОАО «Газпром».

Возникла необходимость считать технологии ГТ как самостоятельные ремонты, что и было учтено при разработке новой редакции Классификатора для месторождений ОАО «Газпром». В нем ремонты с помощью ГТ были отнесены к капитальному ремонту, но выделены как отдельные виды ремонтов. Ремонт скважин с помощью канатной техники был отнесен к текущему ремонту, что было признано объективно целесообразным.

Переход газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера на стадию поздней и завершающей эксплуатации привел к резкому увеличению числа сложных ремонтов.

В настоящее время к сложным ремонтам, согласно Единому тарифно-квалификационному справочнику работ и профессий, относятся возврат на выше- или нижележащий горизонт; кислотно-солевая обработка ПЗП (первая категория сложности); изоляция эксплуатационного горизонта от чуждых вод, включая ликвидацию скважин; оправка эксплуатационной колонны; ГРП и гидропескоструйная перфорация (ГПП); бурение БС; вырезка труб эксплуатационной колонны; ловильные работы (вторая категория сложности). Однако такая квалификация сложных ремонтов не в полной мере учитывает существующие в настоящий момент ремонтные работы и требует корректировки.

Под сложными ремонтами скважин следует понимать наиболее сложные с технологической, технической и фонтаноопасной сторон ремонты. Они характеризуются применением в комплексе нескольких технологических операций, использованием сложной техники, оборудования и инструментов, разнообразием применяемых технологических растворов и композиций, а также безопасным проведением работ, исключающим возникновение газопроявлений, открытого фонтана и пожара.

К сложным ремонтам газовых скважин месторождений Крайнего Севера, по предлагаемой классификации, относятся ремонты по ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, ловильные работы, консервация, расконсервация и ликвидация скважин. В связи с переходом большинства месторождений в разряд месторождений с падающей добычей к сложным ремонтам следует отнести также ремонты по глушению скважин и блокированию ПЗП, извлечению лифтовых колонн больших диаметров, оборудованных пакерами, работы по проведению ГРП, бурению БС, ликвидации газопроявлений, открытых фонтанов и пожаров.

В данной работе сложные капитальные ремонты предложено условно разделить на три большие группы (рисунок 5): технологически сложные ремонты; технически сложные ремонты; фонтаноопасные сложные ремонты.

К технологически сложным ремонтам отнесены ремонты, связанные с глушением продуктивного пласта и проводимые с применением ППА.

К технически сложным ремонтам отнесены ремонты, проводимые без глушения скважин с помощью колтюбинговых установок.

К фонтаноопасным сложным ремонтам отнесены ремонты, связанные с предотвращением и ликвидацией газопроявлений, открытых фонтанов и пожаров.

Рисунок 5 – Классификация сложных ремонтов газовых скважин

Для успешного проведения сложных ремонтов скважин необходима достоверная и объективная информация о техническом состоянии скважин и ранее проводимых на них капитальных ремонтах. Для этого была разработана база данных капитального ремонта по действующему фонду скважин ОАО «Газпром» (База данных КРС Газпрома).

Создание единой Базы данных КРС позволило превратить обычный справочник-накопитель о технологиях и технике для ремонта скважин в работающий инструмент, который обеспечивает возможность проведения анализа эффективности и успешности технологий и технических средств, применяемых в процессе ремонта скважин. База данных КРС на основании анализа эффективности и успешности ремонта скважин облегчает выбор новых, более совершенных технических и технологических решений, которые позволят оперативно решить проблему ремонта конкретной скважины.

На основании анализа технического состояния и результатов ремонтных работ, ранее проведенных в скважинах, с точки зрения их успешности и эффективности стратегически правильно выбирается вид технологии капитального ремонта, которая позволит за счет правильно выбранной тактики решить возникшую проблему ремонта данной скважины.

Для технически грамотного применения технологий ремонта скважин были разработаны технические правила ведения ремонтных работ индивидуально для каждого месторождения с учетом его специфики и обеспечения требований промышленной, пожарной и противофонтанной безопасности. В разработанных технических правилах предложен комплексный подход к ремонтам скважин, включающий обязательное проведение в процессе одного ремонта таких технологических операций, как глушение скважины, промывка песчаной пробки, изоляция притока пластовых вод, закрепление пород ПЗП, устранение негерметичности эксплуатационной колонны и цементного камня за колонной, вызов притока из пласта.

В третьем разделе приводятся результаты исследований по разработке и совершенствованию технологически сложных ремонтов газовых скважин, необходимость которых вызвана изменением геолого-технических условий разработки месторождений.

Глушение скважин с блокированием ПЗП с помощью новых технологических растворов и блокирующих композиций. Сложность глушения газовых скважин в условиях АНПД заключается в том, что происходит неизбежное поглощение жидкости глушения породами высокопроницаемых и сильнодренированных пластов, особенно в сеноманской газовой залежи. Для устранения поглощений необходимо осуществлять временное блокирование пласта. Блокирующая композиция должна иметь плотность, обеспечивающую создание необходимого противодавления на забое скважины; достаточные структурно-механические свойства, обеспечивающие надежное блокирование пласта; не вступать в химические реакции с породой и пластовой жидкостью; не содержать в своем составе неразрушаемого кольматанта, способного загрязнять ПЗП; не вызывать набухания пород коллектора; в процессе освоения скважины извлекаться из пласта потоком газа при сравнительно низких депрессиях.

Указанными требованиями обладают составы, разработанные на основе газового конденсата, эмульгатора «Эмультал», гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости (ГКЖ) и алюмосиликатных микросфер (АСМ) (патент РФ
№ 2213762, совместно с Клещенко И.И.); на водной основе из хлорида магния (MgCl2), гидроксида натрия (NaOH), карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) и АСМ (патент РФ № 2309177, совместно с Обидновым В.Б.). Особенностью глушения скважин по новой технологии (заявка РФ № 2006116117*) являются первоначальное заполнение забоя блокирующей композицией и наличие в ее составе АСМ, которые за счет правильно подобранных размеров кольматируют пласт, не позволяя жидкости глушения проникать в пласт и загрязнять его. Кроме того, содержание АСМ только в блокирующей пачке позволяет устранить расслаивание блокирующей композиции, происходящее обычно в процессе извлечения лифтовой колонны (в том числе с комплексом подземного оборудования) и уменьшить объемы используемых при ремонте скважины технологических жидкостей.

Извлечение лифтовых колонн больших диаметров из скважин, эксплуатируемых по пакерной схеме. Сложность извлечения лифтовых колонн больших диаметров (более 146 мм), оборудованных пакерами, заключается в необходимости создания большего подъемного усилия (свыше 500 кН). Спущенный в составе лифтовой колонны пакер находится в зацеплении с эксплуатационной колонной, не дает освободить лифтовую колонну и поднять ее на длину, необходимую для установки элеватора.

Для извлечения таких лифтовых колонн предлагается технология подъема с помощью специально разработанной труболовки (патенты РФ № 2250978 и № 38820).

Извлечение пакера из наклонно направленной скважины. После долгих лет эксплуатации пакер теряет свои первоначальные характеристики, резиновые манжеты становятся менее эластичными, возрастают сила сцепления и прочность контакта со стенкой колонны, движущиеся части пакера блокируются механическими примесями, препятствуя его расфиксации и приведению в транспортное положение. При наличии песка в подпакерном хвостовике практически невозможно извлечь пакер из скважины стандартными инструментами, так как требуется создать усилие срыва, значительно превышающее допустимые нагрузки. При этом большие углы отклонения наклонно направленного ствола от вертикали и сложность профиля скважины дополнительно затрудняют процесс извлечения пакера.

Разработанная технология (патент № 2239046) извлечения пакера из наклонно направленной скважины основана на поэтапном проведении работ различными инструментами: первоначальной расфиксации пакера инструментом расфиксации; отрезания верхней части лифтовой колонны выше циркуляционного клапана фрезерным инструментом и подъема ее на поверхность; отсоединения пакера от оставшейся в скважине лифтовой колонны в байонетном замке метчиком и подъема ее на поверхность; последующего расхаживания подпакерного хвостовика с пакером механическим и гидравлическим яссами; срыва и извлечения пакера на поверхность.

Ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн закачиванием новых герметизирующих композиций. На Уренгойском и Ямбургском месторождениях в наклонно направленных скважинах имеет место негерметичность эксплуатационных колонн. Чаще всего нарушается целостность резьбовых соединений эксплуатационной колонны, происходит ее излом в интервале искривления ствола скважины с появлением трещин различных величины и протяженности.

Через места негерметичности во внутреннюю полость эксплуатационной колонны может поступать газ, газовый конденсат, нефть или пластовая вода. Обычно такие скважины ремонтируют закачиванием в интервал негерметичности эксплуатационной колонны цементных растворов или спускают в скважину дополнительную колонну. Закачивание цементных растворов дает непродолжительный эффект, поэтому в дальнейшем требуется проведение повторного ремонта. В связи с этим предложена новая технология ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны (патент РФ
№ 2305754, заявка РФ № 2007100858*) (рисунок 6), которая заключается в следующем. Ниже интервала негерметичности 1 эксплуатационной колонны устанавливается цементный мост 2, а в самом интерва-

Рисунок 6 – Технологическая схема ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны



Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |
 








 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.