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 |

Технологии устранения негерметичности эксплуатационной колонны в условиях отложения солей (на примере месторождений западной сибири)

-- [ Страница 2 ] --
Условные обозначения:
а – пакер з – ТС на основе цемента с добавлением натрия сернокислого технического п – смесь смол карбамидоформальдегидной и АЦФ
б – профильный перекрыватель и – ТС на основе цемента с добавлением гидрофобных и гидрофильных аэросил р – ТС на основе АЦФ
в– металлический пластырь к – состав «Маг – 2К» с – резольные смолы К-1 и Ф-1
г – колонна – «летучка» л – гидрофобный полимерный состав т – ТС «Гранит А»
д – тампонажный портландцемент бездобавочный м– состав «Тотал» у – ТС «Пластик КС»
е – тампонажный цемент с добавлением комплексных реагентов - компаундов (КРК-75, КРК-100) н – синтетическая смола АЦФ 3М-75 (ацетоноформальдегидная) ф – полиакриламид (ПАА)
ж – расширяющийся тампонажный цемент (ЦТР-1, ЦТР-3) о – жидкое стекло х – вязкоупругий состав (ВУС)

(растворители, кислоты). Основным недостатком применения ингибирования является большая глубина отложений неорганических солей (более 1500 м), что требует для доставки ингибитора применения дорогостоящего оборудования (специального кабеля, капиллярного рукава и др.), сложность его технического применения в наклонно-направленных скважинах. Недостатком применения растворителей является невысокая эффективность при небольшом расходе, дороговизна, непродолжительное время пребывания его в интервале отложения солей, повышенная коррозия подземного оборудования. В результате анализа применяемых в отечественной и зарубежной практике методов борьбы с солеотложениями также составлена качественно-оценочная классификация этих методов. Она включает в себя характеристику химических реагентов, являющихся основой осуществления каждого метода, технологию обработки скважин с описанием разнообразных, на практике встречающихся скважинных условий, преимущества и недостатки методов исходя из механизма действия реагентов, их дефицитности, безопасности и т.д. По мнению автора, классификация будет способствовать научно обоснованному выбору способа борьбы с солеотложениями при комплексном подходе к повышению технической надежности эксплуатации скважин.

Во второй главе приведены результаты оценки влияния геологических и технологических факторов на эффективность (успешность) РИР. Рассмотрены особенности геологического строения Кирского и Коттынского месторождений, их текущее состояние разработки и эксплуатации, основные геолого-технические мероприятия, проводимые на месторождениях, показана сложность проведения РИР по устранению негерметичности эксплуатационной колонны.

Месторождения характеризуются сложным геологическим строением. На глубине от 30 до 150 м залегают вечномерзлые породы. Запасы нефти относятся к категории трудноизвлекаемых из-за низких фильтрационно-емкостных свойств пластов (проницаемость изменяется от 0,004 до 0,036 мкм2, нефтенасыщенность составляет 0,45 - 0,6 дол. ед., коэффициент расчлененности изменяется от 1,5 до 4). На месторождениях выполнено кустовое бурение наклонно-направленных скважин с отходом забоя скважины от устья до 1500 м, глубина залегания продуктивных пластов составляет в среднем 2500 м, ведется эксплуатация скважин единым фильтром. Обводненность продукции по месторождениям в среднем составляет 79 %, применяется технология форсированного отбора жидкости. На 1.01.2009 г. в фонде скважин, осложненных отложениями неорганических солей, находилось 36 единиц (15,1 % от эксплуатационного фонда). Всего в осложненном фонде в разное время перебывало 95 скважин (41,8 % от среднего за 3 года эксплуатационного фонда).

Основными геолого-техническими мероприятиями, проводимыми на месторождениях, являются: гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП), разрывы пластов термо- и газо-химическими методами (ЗГРП). За счет проведения ГТМ на Коттынском месторождении накопленная добыча нефти составляет 25 %, на Кирском - 24 %. Из-за осложненных условий эксплуатации скважин с 2006 г. в поддержании заданного уровня добычи нефти возросла роль РИР. За счет восстановления работоспособности скважин после устранения нарушений ЭК добыто более 15 тыс. т нефти (0,7 % от накопленной добычи нефти за трехлетний период).

В перечисленных осложненных условиях эксплуатации скважин указанных выше месторождений имеет место недостаточность структуры, объемов, успешности и эффективности РИР. Это подтверждается, приведенным в этой же главе, обобщением применяемых технологий РИР по устранению негерметичности колонн. Так, по состоянию на 1.01.2009 г. был проведен 91 ремонт (рисунок 1) по устранению негерметичности колонны, из них 54 операции в 28 скважинах были проведены в период с 2006 по 2009 гг. Средняя успешность РИР составила 66 %, среднее время проведения изоляционных работ - 565 ч, продолжительность технологического эффекта 11,2 месяца. Низкая успешность РИР связана с тем, что в 6 скважинах (9 операциях) в качестве тампонажного материала использовалась традиционная грубодисперсная цементная суспензия по схеме закачивания раствора со спуском «скошенного конца» НКТ до подошвы нарушения, средняя продолжительность работ при этом составила 748,5 ч., что превышает среднюю продолжительность с использованием таких материалов как синтетические смолы, полимерцементные растворы и др.

 Динамика ремонтно-изоляционных работ на Кирском и Коттынском-0

Рисунок 1. Динамика ремонтно-изоляционных работ на Кирском и Коттынском месторождениях.

Из 28 скважин, в которых РИР проведены методом тампонирования в 2006-2009 г.г., в 6 скважинах использовался традиционный цементный раствор по схеме закачивания его в негерметичность через «скошенный конец» НКТ, установленный напротив подошвы интервала дефекта колонны, их успешность составила 44,4 %; в 7 скважинах закачивание цементного раствора проводилось через «скошенный конец» НКТ, установленный на 50 м выше кровли нарушения, – успешность 66,7 %; в 10 скважинах использовался легкофильтрующийся ТС «Пластик КС» - 78,9 %; в 2 скважинах использовался полимерцементный раствор – 50 %; в 8 скважинах была использована смола «Гранит А» - 56,2 %; пакеры установлены в 2 скважинах. Перечисленные выше данные наглядно показывают невысокую эффективность традиционного цементного раствора, закачиваемого по схеме установки «скошенного конца» НКТ напротив подошвы нарушения. Он не может использоваться для полной герметизации нарушения из-за низкой фильтруемости грубодисперсной системы и короткого времени схватывания раствора. Не вызывает сомнений высокая эффективность применения ТС «Пластик КС».

Целесообразно увеличение объемов устранения негерметичности эксплуатационной колонны профильным перекрывателем, пластырем. Это будет способствовать улучшению технико-экономических показателей РИР и уменьшению потерь нефти в результате простоя скважин на период ремонта.

Для выявления оптимальных условий применения тампонажных растворов был проведен анализ по 28 скважинам. Рассматривались все технологии и ТС, применяемые на месторождениях за период с 2006-2009 гг. В результате анализа были обоснованы оптимальные условия применения тампонажных растворов для устранения нарушения колонны (таблица 2).

Таблица 2 – Оптимальные гидродинамические условия применения тампонажных растворов (составов) для устранения негерметичности колонны

Тип тампонажного раствора Схема закачивания раствора в интервал негерметичности колонны Оптимальные величины удельной приемистости, м3/сутМПа
0,2-11 2,5-27 12-24 16-21 14-51
«Гранит А» «Перо» НКТ у нижней границы негерм. ЭК, пакер на 150 м выше
«Пластик КС» Перо» НКТ у нижней границы негерм. ЭК, пакер на 150 м выше
Полимерцементный «Перо» НКТ у нижней границы негерм. ЭК, пакер на 150 м выше
Цементный «Перо» НКТ у нижней границы негерметичности колонны *
Цементный «Перо» НКТ выше кровли негерметичности колонны
Примечание: * - менее предпочтительный состав


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.