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 | 2 ||

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

-- [ Страница 3 ] --

Из таблицы 2 следует, что применение смолы при малых величинах удельной приемистости предпочтительно, чем цементного раствора, в то же время смола не рекомендуются к применению в условиях средней и высокой приемистости негерметичности.

Для определения границ эффективного применения РИР автором был проведен анализ связей между такими величинами как объем закачанного за колонну ТС (Vтс), удельная приемистость интервала негерметичности (qуд.), давление закачивания ТС в интервал негерметичности (pзак.). Из анализа были исключены скважины, в которых после первых РИР проводились операции по искусственному увеличению приемистости негерметичности, поскольку происходило создание ранее отсутствовавшей системы сообщающихся каналов и трещин.

Для выявления тесноты и характера влияния различных факторов на результаты РИР использовались процедуры множественной регрессии. Результаты анализа 40 успешных работ, проведенных в 24 скважинах, в модуле «Множественная регрессия» программного комплекса «Statistica» представлены ниже:

для цементного раствора:

Vтс = 0,57+0,07X1-0,04X2 (1)

R=0,78,

где Vтс – объем закачиваемого тампонажного состава, м3;

Х1 – величина удельной приемистости интервала негерметичности, определенная на воде, м3/сутМПа;

Х2 – давление на устье скважины во время продавливания тампонажного состава МПа;

для тампонажного состава «Пластик КС»:

Vтс = -0,27+0,02X1+0,07X2 (2)

R=0,58;

для тампонажного состава «Гранит А»:

Vтс = -0,11+0,04X1+0,05X2­­­­ (3)

R=0,42.

Коэффициент корреляции для зависимости (1) составляет 0,78 (коэффициент детерминации 0,61), для зависимости (2) – 0,58 (0,34), для зависимости (3) – 0,42 (0,18).

Статистическая модель (1) была использована при проведении РИР в скважине 520 Коттынского месторождения. Негерметичность колонны в интервале 2229-2230 м была выявлена по данным ГИС (рисунок 2). Приемистость интервала негерметичности составила 408 м3/сут при давлении на устье скважины 9 МПа (45 м3/сутМПа). В этих условиях было обосновано использование цементного раствора, рассчитан его объем по статистической модели (1) (при давлении 15 МПа - 3,1 м3), технология закачивания ТС по схеме установки «скошенного конца» НКТ выше кровли нарушения на 50 м. В процессе РИР по НКТ закачали в объект изоляции около 3 м3 цементного раствора при давлении 15 МПа. Опрессовкой давлением и снижением уровня жидкости в скважине подтвердили герметичность колонны после РИР.

 Данные ГИС по оценке технического состояния скважины 520 до РИР 1 –-1

Рисунок 2. Данные ГИС по оценке технического состояния скважины 520 до РИР

1 – манометрия (фоновый замер); 2 – манометрия (через 1 час после компрессирования); 3 – влагометрия (при компрессировании); 4 – влагометрия (через 1 час после компрессирования); 5 – влагометрия (фоновый замер); 6 - резистивиметрия (фоновый замер); 7 – резистивиметрия (через 1 час после компрессирования); 8 – резистивиметрия (при компрессировании); 9 – термометрия (фоновый замер); 10 – термометрия (через 1 час после компрессирования); 11 - термометрия (при компрессировании); 12 – локатор муфт; 13 – гамма – каротаж; 14 – манометрия (при компрессировании).

Скважина была запущена в работу штанговой насосной установкой НСН1-44 дебитом жидкости 5,3 м3/сут, нефти – 2 т, эксплуатировалась в течение 30 месяцев. За этот период добыто 3130 т нефти, предотвращена добыча 7880 м3 попутной воды.

При планировании и проведении ремонтных работ по устранению нарушения колонны для повышения успешности РИР и улучшения их технико-экономических показателей рекомендуется применять разработанные методические рекомендации в виде математических моделей зависимости эффективного объема тампонажного состава от величины удельной приемистости интервала негерметичности и планируемого давления закачивания состава.

В третьей главе представлены результаты исследований осадков, отобранных с глубинно-насосного оборудования и керна. Для поддержания колонны после РИР в технически надежном состоянии необходимо своевременно определять и предотвращать образование отложений неорганических солей, тем самым уменьшая агрессивное коррозионное воздействие скважинной жидкости на поверхность колонны. Из-за высокой трудоемкости, низкой точности и информативности метода определения компонентного состава осадков, основанного на их раство­рении в кислой и щелочной средах и последующем определении катионов и анионов в растворе, для своевременного определения возможности образования отложений неорганических солей в работе использован рентгено-флуоресцентный метод исследования осадков сложного состава. Сущность его заключается в следующем. На энергодисперсионном спектрометре строятся калибровочные зависимости интенсивности вторичного флуоресцентного излучения от их концентрации в составе сложных осадков (железо, стронций, барий, кальций, сера, магний, хлор). Для приготовления стандартных образцов используются химически чистые реактивы (SrCl2, BaCl2, ZnCl2, CaCl2, MgCl2, NaCl, Na2SO4, S, Fe(NH4)(SO4)212H2O). Пробы осадков, извлеченных с глубинно-насосного оборудования, или керн подготавливаются к исследованиям: отмываются от остатков нефти горячей спирто-толуольной смесью, высушиваются в течение суток, измельчаются и растираются в порошок, после чего из порошка формируются пробы в виде цилиндра. Флуоресцентное излучение от исследуемого образца по­ступает в спектрометрический канал, в котором выделяется аналитическая линия определяемого элемента.

Анализ проводили на энергодисперсионном спектрометре «Mini Pal» в отделе лабораторных исследований керна ООО «Башгеопроект» с участием автора. В результате анализа проб и керна было выявлено высокое содержание таких элементов как Fe, Ca, Mg в со­ставе горных пород. Fe, Ca, Mg присутствуют в составе горных пород в виде соединений сидерита (FeCO3), каль­цита (CaCO3) и карбоната магния (MgCO3). Эти соеди­нения служат цементирующим веществом для материнских пород продук­тивных пластов. Пластовые воды на месторождениях насыщены растворенным углекислым газом. При фильтрации пла­стовой воды, насыщенной углекислым газом, происходит растворение це­мента породы пласта, в результате образуются растворимые в воде соеди­нения – бикарбонаты железа (Fe(CO3)2) и кальция (Ca(CO3)2), которые вме­сте с нефтью и пластовой водой выносятся в скважину. Процесс перехода растворимых в воде бикарбонатов в растворимые в воде карбонаты железа и кальция сопровождается осаждением последних на поверхности подзем­ного оборудования скважины. Соли, образующиеся с содержанием данных элементов, являются плотными и твердыми (твердость по шкале Мооса составляет 9 ед.). В большинстве случаев для удаления этих солей используются механические способы. При частом использовании данного способа удаления неорганических отложений весьма вероятно нарушение герметичности колонны в интервале отложения солей, в том числе в интервале уже проведенных РИР. С ростом температуры, обводненности, скорости движения жидкой фазы, парциального давления углекислого газа и концентрации взвешенных частиц увеличивается коррозионно-эрозионное поражение металла колонны из-за углекислотной коррозии, максимальное значение скорости которой может достигать 5,7 мм/год. Если в скважине ранее проводились РИР, то образование новой негерметичности или разгерметизация ранее изолированной приведет к снижению технико-экономических показателей эксплуатации скважины, и вопрос устранения негерметичности колонны будет рассматриваться исходя из дальнейшей рентабельной эксплуатации скважины в целом. В связи с этим для удаления плотных отложений солей предпочтительно своевременно использовать эффективные растворители, не вызывающие коррозию глубинного оборудования, в том числе и разработанный нами способ с применением комплексного состава (патент РФ №2375554).

Сущность предложенного способа заключается в комплексном воздействии растворителя АСПО, разбавленной уксусной (соляной) кислоты, ингибитора солеотложения и ингибитора коррозии. Органический растворитель предварительно удаляет с поверхности колонны и с плотных отложений солей нефтяную пленку и АСПО, которые в большинстве случаев мешают эффективному применению растворителя солеотложений. Далее закачивают разбавленную кислоту совместно с ингибитором отложения солей и ингибитором коррозии, доводят заданным объемом состав до места отложения солей и выдерживают в течение 2 часов. Кислота эффективно растворяет отложения солей, ингибитор солеотложения предотвращает дальнейшее выпадение солей на поверхности оборудования, а ингибитор коррозии образует защитную пленку на металлической поверхности колонны, уменьшая скорость углекислотной (локальной) коррозии. Состав готовится в следующей пропорции: 25 % от массы составляет уксус­ная или соляная кислота (24 % - ой концентрации), 18 % - ингибитор коррозии («Рекод-608», «Сонкор 9701» или аналогичный), 17 % - ингибитор солеотложения («Сонсол 2001», «Сонсол 2002а» или «СНПХ-1500» или аналогичный), 40 % - технической (пресной) воды. Объем композиции берут из расчета 5,0-5,5 % от объема жидкости в скважине.

Разработанный способ был применен в 4-х скважинах Коттынского месторождения и показал высокую технологическую эффективность. Технология проведения обработок по данному способу включена во временную инструкцию по проведению обработки скважин, осложненных отложениями карбонатных солей, композицией на основе соляной кислоты на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть» на территории Западной Сибири.

В четвертой главе описаны результаты опытно-технологических работ (ОТР) по апробированию методических рекомендаций и испытанию технологических разработок по устранению негерметичности колонн в скважинах Кирского и Коттынского месторождений. ОТР проводились в 7-ми скважинах. При этом применялись различные технологии РИР, адаптированные нами к конкретным условиям опытных скважин, в 3-х скважинах применялись технологии с использованием полученных статистических зависимостей (1) и (2).

При проведении опытных работ планировалось снижение нагрузки на колонну во время последующей ее эксплуатации путем проведения технологических мероприятий по исключению возможности отложения солей на стенках колонны выше и ниже интервалов негерметичности и, вследствие этого, уменьшение коррозионной активности углекислотной среды в скважине.

Возможность закачивания растворов разной вязкости в объект изоляции во многом зависит от подготовки скважины к РИР (изменение приемистости негерметичности). Поэтому в процессе ОТР были испытаны технологические схемы по увеличению приемистости путем предварительного проведения кислотной обработки, а также применения специальных составов в условиях отсутствия непрерывной приемистости. В отдельных случаях возникала необходимость снижения приемистости путем закачивания ВУС на основе ПАА, закачивания временно блокирующего состава (ВБС) на основе нефтяной эмульсии.

Научно-технологические и эффективные практические результаты внедрения разработок автора сводятся к следующему.

В 7 опытных скважинах было выявлено 8 нарушений колонны. Интервалы (глубины) негерметичности во всех случаях установлены путем геофизических исследований высокочувствительным термометром, в одной скважине проведено дополнительное исследование РГД, а в другой - комплекс ГИС.

В 5-и скважинах причиной нарушения герметичности колонн могло быть плохое качество цементного кольца, но при этом во всех опытных скважинах видны последствия углекислотной коррозии (близость глубин нарушения колонны – 500-700м выше интервала перфорации в 6 скважинах, высокое содержание углекислого газа в продукции скважин, повышенное содержание механических частиц и т.д.), в 3-х скважинах индикатором агрессивности среды явилось солеотложение. Все это явилось причиной непродолжительной (4-5 лет) эксплуатации скважин до первого обнаружения дефекта.

Путем обоснования параметров технологии применения ТС «Пластик КС» показана возможность последовательного устранения двух негерметичностей колонны в скважине 466, отличающихся величиной удельной приемистости. При этом эффективные объемы данного ТС рассчитаны по полученной автором регрессионной модели (2) для закачки соответственно в верхнюю и нижнюю негерметичность ЭК (соответственно 1,0 и 1,1 м3).

Установлена возможность эффективного применения полимерцементного раствора (ПЦР) в условиях низкой удельной приемистости (около 12 м3/сутМПа) и средней её величины (36 м3/сутМПа), но с предварительным ограничением приемистости путем закачивания ВБС, в скважинах 456 и 145.

Положительно оценено применение цементного раствора для устранения негерметичности в условиях средней и высокой приемистости по схеме установки «скошенного конца» НКТ выше кровли интервала нарушения на 50 м. Эффективный объем цементного раствора для применения в скважине № 520 рассчитан по полученной автором регрессионной модели (1) и составил 3,1 м3.

Положительно оценено применение ВУС для предварительного снижения аномальной приемистости (576 м3/сут при P=4,5 МПа) объекта изоляции (рисунок 3). Уменьшение приемистости до 280 м3/сут при 10 МПа достигнуто после закачивания в негерметичность ЭК около 340 м3 ВУС на основе ПАА за 4 операции, что показывает недостатки порционного закачивания тампонирующего состава, связанные с разбавлением и размыванием его между операциями тампонирования.

Рисунок 3. Темп снижения удельной приемистости в скважине 230 при порционном закачивании ВУС.

Показана возможность применения ТС «Гранит А», смолы «Резойл Ф-1» в условиях отсутствия непрерывной приемистости нарушения колонны. Термоотверждаемая смола «Резойл Ф-1» использована для устранения негерметичности колонны, находящейся близко к интервалу перфорации продуктивного пласта и характеризующейся отсутствием непрерывной приемистости (темп падения давления 0,8 МПа/мин – с 15 до 12,5 МПа за 30 мин).

Рекомендована к применению колонна-«летучка» в скважинах, в которых нарушение находится ниже планируемого уровня нахождения насосного оборудования.

Достигнуто улучшение технико-экономических показателей РИР от 4 до 53% в зависимости от использованных технологий. Разработаны 2 руководящих документа.

Основные выводы

1. На основании обобщения применяемых методов и технологий РИР по устранению негерметичности колонны и борьбы с солеотложениями в условиях их влияния на техническую надежность эксплуатации скважин после РИР:

- составлена качественно-оценочная классификация этих методов, позволяющая осуществлять научно-обоснованный выбор технологий РИР в осложненных отложениями солей скважинах;

- установлена необходимость совершенствования технологий РИР путем обеспечения соответствия свойств применяемых ТС гидродинамическим условиям в заколонном пространстве в объекте изоляции, прогнозирования состава образующихся отложений, разработки и внедрения новых высокоэффективных способов защиты глубинного оборудования и колонны от отложений солей.

2. Путем краткого анализа геологического строения, состояния разработки и эксплуатации скважин Кирского и Коттынского месторождений выявлены следующие их особенности, влияющие на надежность эксплуатации скважин:

- наличие в разрезе интервалов (30-150 м) вечной мерзлоты, водоносных и трещиноватых пластов (интервалы 1400-1900 м), большая глубина залегания продуктивных пластов (более 2200 м), породы которых представлены слабосцементированными алевролитами и алевритами;

- запасы нефти относятся к категории трудноизвлекаемых из-за низких фильтрационно-емкостных свойств пластов (проницаемость изменяется от 0,004 до 0,036 мкм2, начальная нефтенасыщенность составляет 0,45 - 0,6 дол. ед., коэффициент расчлененности изменяется от 1,5 до 4);

- совместная эксплуатация продуктивных пластов единым фильтром, осложненным отложениями солей, значительная гидродинамическая нагрузка на крепь скважин в процессе физических методов воздействия (ГРП, ГПП, ЗГРП, дострелы, перестрелы);

- кустовое бурение наклонно-направленных скважин с отходом забоя скважины от устья до 1500 м;

- 15,1 % действующих добывающих нефтяных скважин осложнено отложениями неорганических солей, из них в 13,8 % скважин проводились РИР, что является «индикатором» коррозионной агрессивности среды по отношению к металлу эксплуатационной колонны и обусловливает необходимость ее ремонта.

3. В результате обобщения использованных технологий РИР по устранению негерметичности эксплуатационной колонны в 28 скважинах Кирского и Коттынского месторождений обоснованы оптимальные величины удельной приемистости интервала негерметичности колонны, являющейся комплексным показателем степени повреждения колонны, состояния цементного кольца, проницаемости, трещиноватости пород в заколонном пространстве, при которых достигается наибольшая успешность РИР с использованием конкретного тампонажного состава (цементный раствор, полимерцементный состав, смолы).

4. Путем статистического анализа данных о гидродинамической характеристике негерметичности колонны и параметров технологии РИР в 24 скважинах установлена значимая регрессионная зависимость между следующими величинами: объемом ТС, удельной приемистостью интервала негерметичности и планируемым давлением продавливания раствора (для цементного раствора коэффициент корреляции 0,78 и для составов «Пластик КС» и «Гранит А» 0,58 и 0,42 соответственно). Полученные зависимости рекомендуется использовать при обосновании параметров технологии РИР по устранению негерметичности эксплуатационной колонны с учетом влияния солеотложений.

5. Разработан способ удаления отложений, основанный на комплексном использовании органического растворителя для удаления АСПО, разбавленной уксусной (соляной) кислоты для разрушения плотных отложений, ингибитора солеотложения – для предотвращения образования отложений и ингибитора коррозии для защиты эксплуатационной колонны во всем до- и послеремонтном периоде эксплуатации скважины. Способ эффективно реализован в 4-х скважинах Коттынского месторождения (патент РФ №2375554). По результатам опытных работ составлена временная инструкция «Технология обработки скважин, осложненных неорганическими отложениями карбонатных солей, композицией на основе соляной кислоты на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть» на территории Западной Сибири».

6. Проведено испытание технологических и методических разработок автора в процессе РИР в 2 осложненных скважинах Кирского и 5 скважинах Коттынского месторождений, в результате которого достигнута 100 % - ная успешность по герметизации колонн после одной операции РИР с использованием цементного раствора, синтетических смол и других полимерных составов. Технико-экономическая эффективность от внедрения разработок составила 1091 тыс. руб. По результатам ОТР разработана временная инструкция «Технологии проведения ремонтно-изоляционных работ по устранению негерметичности эксплуатационных колонн в скважинах месторождений ОАО «АНК «Башнефть» на территории Западной Сибири».

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ:


Pages:     | 1 | 2 ||
 





 
© 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.