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 |

Совершенствование технологии ремонтно-изоляционных работ по исправлению негерметичного цементного кольца (на примере месторождений западной сибири)

-- [ Страница 2 ] --

Тампонажная композиция ТК «Гранит». Тестирование проводилось аналогично смолам ОГР. Предельные значения вязкости при различных концентрациях отвердителя наступают через 80 - 90 мин, то есть изменение количества отвердителя не оказывает существенного влияния на скорость образования структуры. Прочность отверждённых образцов на изгиб составляет около 9 МПа, а адгезия около 4 МПа, то есть для обоих типов смол характерна более высокая прочность и адгезия по сравнению с обычным цементным камнем.

Полимерные гели. Время гелеобразования оценивалось с помощью экспресс-метода определения «времени жизни» нити (время релаксации) на релаксометре конструкции ИПНГ РАН. При достижении времени релаксации более 700 сек (рел) полимерная система считается сшитой. Обычно это время изменяется в пределах 0,1 - 350 ч. Нами проведено тестирование базовых полимерных гелей на основе высокомолекулярного полимера FP-107 и низкомолекулярного полимера АК-642. Время гелеобразования зависит от концентрации полимера и сшивателя, а также от температуры (таблица 1).

Таблица 1 - Данные о времени гелеобразования в зависимости от концентрации и типа полимера при различных температурах

№ п/п Композиция Время гелеобразования (час) при температуре, 0С
20  40  60  80 
1 0,3 % FP-107 + 0,03 % АХ 51 5,5 0,75 0,15
2 0,5 % FP-107 + 0,05 % АХ 22 3 0,25 0,17
3 0,8 % FP-107 + 0,08 % АХ 14 1,5 0,17 0,17
4 1,5 % АК-642 + 0,15 % АХ 48 5,5 0,8 0,17

Кремнийорганические составы. Определены некоторые свойства реагентов АКОР различных марок и Полисил-ДФ. Показано, что при разбавлении водой в соотношении (1:1) - (1:3) их растворы обеспечивают 100 % снижение проницаемости образца и градиент давления прорыва 23 - 29 МПа/м.

На основе тестирования тампонажных растворов составлен их рейтинг, согласно которому для скважин месторождений, эксплуатируемых ОАО «НК «Роснефть». для РИР по ликвидации ЗКЦ жидкости рекомендовано применение реагентов на основе фенолрезорциноформальдегидных смол и ТК «Гранит», менее предпочтителен цемент, вспомогательным является ВУС (таблица 2).

Таблица 2 - Рейтинг тампонажных растворов по различным видам РИР

Вид РИР Рейтинг тампонажных растворов
Цементный раствор Смола Гелеобразующие составы Орат-тные эмульсии
Кл. G ПЦР С щелоч./ нейтр. отвердителем С кислотным отвердителем ГОС ВУС КОС
Отключение интервалов пласта Д Д 3 3 2 1 1
Отключение пластов верхний пласт 2 2 1 1 В В В
нижний пласт 1 2 2 2
Ликвидация ЗКЦ жидкости 3 1 1 2 В В В В
Устранение негерметичности колонны 2 1 3 3 В В
1 - основной состав 2, 3 - менее предпочтительные составы в порядке снижения их рейтинга
В - вспомогательный (для снижения приёмистости) Д - для докрепления гелеобразующих составов

В третьей главе изложены методические и теоретические разработки с целью совершенствования технологии РИР по ликвидации ЗКЦ жидкости. Обоснование необходимости проведения РИР, в первую очередь, зависит от корректной оценки негерметичности цементного кольца. Нами предложен и запатентован способ разработки обводнённой нефтяной залежи, учитывающий выявленные источники обводнения (патент РФ №2318993). Согласно предложенному способу проблемные скважины выявляются с помощью карт опережающей обводнённости (избыточной воды) и недоотбора начальных извлекаемых запасов (НИЗ) нефти. Сущность способа заключается в следующем. По каждой добывающей нефтяной скважине определяется доля избыточной воды как разница между текущим фактическим значением обводнённости жидкости и расчётным, соответствующим оптимальной тенденции разработки и обеспечивающим извлечение НИЗ нефти данной скважиной в перспективе. Затем строится карта опережающей обводнённости (избыточной воды). Проведение РИР целесообразно в скважинах, расположенных на участках опережающей обводнённости, а выбор технологии зависит от источника обводнения. Строится карта приведённого водонефтяного фактора (ВНФ), представляющего накопленный ВНФ скважины на время достижения фиксированного значения обводнённости добываемой жидкости. Совместный анализ этой карты с геологическими картами и результатами ранее проведённых исследований отдельных скважин позволяет оценить изменение источника обводнения скважины на площади. Последний уточняется путём сравнительного корреляционного анализа динамики различных показателей эксплуатации анализируемой добывающей скважины и влияющих на неё нагнетательных скважин, а также показателей энергетического состояния пласта и интенсивности гидродинамического воздействия на него. Проводится количественная оценка и анализ выявленных выше корреляционных связей.

Диагностика водопритока описанными выше методическими действиями позволяет выбирать проблемные скважины, в которых в дальнейшем проводятся промыслово-геофизические исследования для уточнения источника обводнения. После этого принимаются конкретные технологические решения. Принципиальные положения предложенного способа разработки обводнённой нефтяной залежи использованы при составлении методических указаний по выбору технологии РИР для исправления негерметичности цементного кольца (ликвидации ЗКЦ жидкости).

Методические указания включают в себя общие положения, где кратко изложены причины возникновения проблемы ЗКЦ, её виды и последовательность действий при выборе технологии. Приводятся перечень и сущность исследований скважин - кандидатов для РИР, обоснование и характеристика геолого-технических условий их эксплуатации, механизм непосредственного выбора технологии РИР путём составления матрицы и блок-схем. Матрица упрощает выбор технологии РИР путём сопоставления видов перетока, геолого-технических условий эксплуатации скважин, схем и последовательности закачивания тампонажного раствора, их видов. Блок-схемы представляют собой последовательность механических действий, облегчающую выбор технологии РИР для использования специалистами разного уровня.

В соответствии с методическими указаниями вначале проводится сравнительная оценка несоответствия плотности и состава попутной воды аналогичным характеристикам продуктивного пласта. Затем анализировалась динамика обводнения скважин, выведенных из бурения и обводнившихся на 20…30 % в первые 2 - 3 мес. эксплуатации, а также скважин, находящихся в течение одного года в эксплуатации и обводненных на 90 % и более.

Рассчитывается прогнозный потенциальный дебит нефти, жидкости и обводнённость после проведения РИР в следующей последовательности.

Строятся зависимости изменения обводнённости и ВНФ от накопленной добычи нефти - кривая вытеснения (рисунок 1). По ним (или по одной из них) фиксируется дата аномального увеличения («скачка») обводнённости (увеличение обводнённости на 40 - 50 % в течение 2 - 3 месяцев), принимаемая предположительно за начало проявления заколонной циркуляции жидкости. Фиксируются также величины дебитов нефти и жидкости на дату, предшествующую

Рисунок 1 - Изменение водонефтяного фактора (ВНФ) в зависимости от накопленной добычи нефти

появлению признака перетока. Рассчитывается потенциальный дебит нефти после РИР и определяется прирост добычи нефти по скважине как разница между потенциальным и фактическим дебитом, зафиксированным перед ремонтом.

После этого проводятся экономические расчёты для определения срока окупаемости РИР при прогнозном приросте дебита нефти (для каждого предприятия известна величина прироста дебита нефти, которая обеспечивает окупаемость затрат за конкретные сроки). Вычисляются прогнозные потенциальные значения обводнённости и дебита жидкости после проведения РИР путём экстраполяции (линия тренда) кривой вытеснения от момента «скачка» обводнённости (появления признаков заколонной циркуляции) до времени проведения РИР.

По планируемому значению ln(ВНФ) после проведения РИР вычисляется обводнённость, согласно которой, исходя из потенциального дебита нефти, находится потенциальный дебит жидкости скважины. Эти расчёты проводятся следующим образом. Если - планируемое значение ln(ВНФ) после проведения РИР, которое определяется из рисунка 1, то отношение дебитов воды и нефти в этот момент времени будет вычисляться по формуле

(1)

Тогда обводнённость после проведения РИР будет рассчитываться исходя из соотношения

(2)

Следовательно, дебит жидкости после проведения РИР будет определяться по формуле

. (3)

Изложенные выше положения осуществляются следующим образом.

Уточняется обводнённость скважины ко времени появления признака ЗКЦ, характеризующегося резким отклонением кривой ln(ВНФ) от линии тренда (наклонная красная линия на рисунке 1), значениями накопленной добычи нефти 10,7 тыс. т и ln(ВНФ) = 0,65 (нижняя синяя штрихованная линия). Из рисунка 1 следует, что при ln(ВНФ) = 0,65, ВНФ = 1,91, обводнённость - 66 % (точка 1). Затем оценивается обводнённость скважины ко времени проведения РИР (точка 2), характеризующемуся накопленной добычей нефти 11,2 тыс. т., ln(ВНФ) = 1,95 (горизонтальная красная штрихованная линия). Из рисунка 1 следует, что при ln(ВНФ) = 1,95, ВНФ = 7,03, обводнённость - 88 %. Оценивается прогнозная обводнённость скважины после проведения РИР. Для этого определяется значение ln(ВНФ), соответствующее точке пересечения линии тренда (наклонная красная линия) и верхней заштрихованной линии при накопленной добыче нефти 11,2 тыс. т (точка 3). Из рисунка 1 следует, что в этих условиях ln(ВНФ) = 0,92, ВНФ = 2,51, а обводнённость - 71 %. Затем рассчитывают прогнозный дебит жидкости после проведения РИР по формуле (3).

Далее оцениваются остаточные запасы нефти, приходящиеся на одну скважину, запланированную для проведения РИР, как разница между удельными извлекаемыми запасами на 1 скважину (по проекту или схеме разработки) и накопленной добычей нефти по этой скважине. Для дальнейшего рассмотрения оставляются скважины, остаточные извлекаемые запасы в зоне дренирования которых больше величины, определяемой для каждого месторождения опытным путём (например, для месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз», эта величина составляет 10 тыс. т./скв.). Проводятся инструментальные исследования для подтверждения наличия ЗКЦ жидкости: геофизические - высокочувствительная термометрия (ВТ) отдельно или в сочетании с глубинной дебитометрией (ГД), при необходимости индикаторные.

По результатам исследований для РИР выбираются те скважины, среднесуточный потенциальный дебит нефти которых перед резким ростом (аномалией) обводнённости обеспечивает окупаемость РИР в течение времени, обоснованного для каждого предприятия (месторождения) по результатам экономических расчётов.

Приводятся результаты теоретических исследований по разработке математической модели ликвидации ЗКЦ жидкости с целью оценки объёма и радиуса проникновения тампонажного раствора. Задача по моделированию закачивания раствора решалась для случая когда перфорирован нефтенасыщенный пласт, наблюдается переток воды к перфорационным отверстиям от нижележащего водоносного пласта по заколонному пространству, раствор закачивается через существующий интервал перфорации (рисунок 2).

На рисунке 2 приняты следующие условные обозначения: представляют собой проницаемости верхнего (нефтяного) и нижнего (водоносного) пластов; - вязкости нефти и воды; - дебиты нефтяного и водоносного пластов (общий дебит скважины ); - давление на контурах пластов; - давления в нефтяном и водоносном пластах в призабойной зоне скважины; - толщины нефтяного, водоносного пластов и глинистой перемычки соответственно, R - радиус обсадной трубы.

 Геолого - технологическая схема объекта изоляции, принятая при разработке-11

Рисунок 2 - Геолого - технологическая схема объекта изоляции, принятая при разработке математической модели

При этом необходимо определить эффективный объём трещин в цементном кольце. Для этого по данным анализа эксплуатации добывающей скважины необходимо оценить эффективные параметры трещины - среднюю ширину и коэффициент трещиноватости. Считается, что известна доля воды, поступающей по трещине в цементном кольце в общем объёме добываемой жидкости. Рассмотрены три модели трещины - в форме цилиндрической трубки, канала прямоугольного сечения, кольца между двумя соосными цилиндрами. Для каждого из перечисленных случаев получены формулы для расчёта параметров дефекта в цементном кольце, а через них - определения объёма закачиваемого тампонажного раствора. Полученные результаты оцениваются нами как предварительные, и в дальнейшем будут уточняться.

Четвёртая глава посвящена результатам внедрения научно-методических разработок. Опытно-промышленные работы по ликвидации ЗКЦ жидкости проведены в 10 скважинах Комсомольского (6 скв.), Барсуковского (1 скв.) и Тарасовского (3 скв.) месторождений нефти, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефте-газ». В 7 скважинах переток воды был снизу по отношению к продуктивному пласту. В качестве тампонажного раствора использовалась фенолрезорциноформальдегидная смола (ФРФ), раствор которой закачивался через существующий интервал перфорации (4 скв.) и спецотверстия (3 скв.). В двух скважинах переток воды был сверху, в одной скважине снизу и сверху одновременно, в этом случае смола ФРФ закачивалась через интервал перфорации и спецотверстия. Использованная смола относится к легкофильтрующимся и обладающим высокими адгезионными и прочностными свойствами тампонажным составам, которые выявлены по результатам обобщения мирового опыта проведения РИР и лабораторного тестирования.

Величины давления закачивания раствора смолы в объект изоляции в целом ниже аналогичного давления при использовании обычного цементного раствора. Так, начальное давление закачивания раствора в 5 скважинах составляло 5 - 9 МПа, в 5 скважинах 10 - 12 МПа. Конечное давление закачивания раствора варьировалось от 5,5 - 10 (3 скв.) до 12 - 13 (3 скв.) и 14 - 15 МПа (5 скв.), при приёмистости объектов изоляции не более 20 - 30 м3/сут. В таких условиях применение цементного раствора было нецелесообразно. Приведённые данные подтверждают преимущества легкофильтрующихся тампонажных растворов для изоляции дефектов малого размера, свойственных негерметичному цементному кольцу.

Объём закачанного за эксплуатационную колонну раствора смолы в 7 операциях из 11 составлял 1,2 м3, в 3 операциях 0,8 - 1 м3, в среднем же этот объём был равен 1,1 м3. Если исходить из диаметра скважины 225 мм и эксплуатационной колонны 146 мм, то указанным объёмом смолы можно заполнить незацементированное заколонное пространство высотой около 50 м; при диаметре скважины и колонны 200 и 146 мм - около 70 м.

Исходя из предположений о многократно меньшем объёме нарушений цементного кольца, чем объём заколонного пространства, фактически закачиваемые объёмы раствора смолы вполне достаточны для ликвидации ЗКЦ воды, так как высота перемычек в 10 скважинах не превышала 17 м. Более того, можно допустить поглощение части раствора смолы интервалом перфорации или интервалом спецотверстий в зависимости от схемы закачивания тампонажного раствора. Однако в отдельных случаях (например, при удельной приемистости 30 - 40м3/сут и более) объём тампонажного раствора должен быть значительно увеличен. В этом случае, исходя из экономических соображений, предусматривается предварительное закачивание не отверждаемых до твёрдого состояния, более дешевых тампонажных составов (ВУС, ГОС и др.).

Приводится подробный анализ полученных технологических результатов по каждой скважине. В результате внедрения разработок в 10 скважинах достигнута 100 % «успешность», при этом средний прирост дебита нефти составил 9,1 т/сут, средняя продолжительность эффекта - 7,2 мес., дополнительная добыча нефти составила 1646 т/скв. За учтённый период эксплуатации 10 скважин дополнительно добыто 16,1 т нефти, а также 41862 м3 воды. Большой объём попутно добытой воды объясняется увеличением отборов жидкости, что возможно только после успешного проведения РИР.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 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.