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:   || 2 | 3 |

Разработка и совершенствование технологий ремонта скважин в условиях цикличной эксплуатации подземных хранилищ газа

-- [ Страница 1 ] --

УДК 622.691.2 На правах рукописи

Афанасьев Ахнаф Васильевич

РАЗРАБОТКА И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ

РЕМОНТА СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ЦИКЛИЧНОЙ

ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Уфа 2007

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом
университете (ТюмГНГУ).

Научный руководитель кандидат технических наук Кустышев Александр Васильевич
Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Котенёв Юрий Алексеевич
доктор физ.-мат. наук, профессор Федоров Константин Михайлович
Ведущая организация Центр химической механики нефти Академии наук Республики Башкортостан (ЦХИМН АН РБ)

Защита диссертации состоится 2 августа 2007 года в 1000 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта и энергоресурсов (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «Институт
проблем транспорта и энергоресурсов (ГУП «ИПТЭР»).

Автореферат разослан 28 июня 2007 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

кандидат технических наук Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В современных условиях развитие топливно-энергического комплекса России во многом зависит от надежности функционирования единой системы газоснабжения, которая обеспечивается за счет создания резервов оборотных фондов газа. Наиболее эффективным методом накопления является подземное хранение газа (ПХГ) в истощенных газовых и газоконденсатных месторождениях, позволяющее регулировать сезонную неравномерность потребления газа и обеспечивать надежность его подачи потребителю.

Первые подземные хранилища газа в нашей стране начали создаваться в 1958 году. В настоящее время на территории России и стран СНГ действует более 40 ПХГ, в то время как в Тюменской области эксплуатируется одно Пунгинское ПХГ (объем запасов 20 млрд м3). На переводимых в ПХГ месторождениях уже имеются фонд добывающих, нагнетательных и наблюдательных скважин и внутрипромысловые сооружения для очистки и транспортирования товарного газа.

Эксплуатация ПХГ носит цикличный характер, при котором происходит периодическая смена направления движения границы раздела «газ вода» в неоднородной пористой среде, что приводит к существенным изменениям продуктивных характеристик газовых скважин. Смена направления движения газа и вытесняемой воды, повышение водонасыщенности в процессе отбора, недостаточно прочная сцементированность коллекторов, а также значительные перепады давления способствуют разрушению призабойной зоны пласта (ПЗП) и скапливанию в ней матричного глинистого, алевролитового и песчаного материала, создающего существенные сопротивления потоку газа. Эксплуатация скважин в таких условиях остается проблематичной, а условия их работы специфичны для каждого ПХГ, поэтому выбранная для исследования тема является актуальной.

Цель диссертационной работы разработка и совершенствование технологий ремонта скважин в условиях цикличной эксплуатации подземных хранилищ газа.

Основные задачи исследований:

1. обобщение и анализ существующих технологий ремонта газовых скважин в условиях цикличной эксплуатации подземных хранилищ газа;

2. совершенствование применяемых на Пунгинском ПХГ технологий ремонта скважин с использованием обычных передвижных подъемных агрегатов (ППА) типа А-50 и повышение эффективности их применения;

3. разработка новых составов технологических растворов и технических средств, повышающих эффективность ремонтов и сохраняющих продуктивность коллекторов газовых скважин на ПХГ;

4. разработка комплексной технологии ремонта скважин с использованием колтюбинговых установок, обеспечивающей успешное проведение ремонтов скважин без их глушения;

5. разработка технологии безгидратной эксплуатации скважин, обеспечивающей увеличение межремонтного периода работы скважин и внутрипромысловых газопроводов в безгидратном режиме;

6. промысловые испытания предложенных технологий в условиях Пунгинского ПХГ, оценка эффективности их внедрения в производство.

Научная новизна

1. Уточнен механизм взаимодействия различных по составу технологических жидкостей и газа с коллекторами ПХГ в условиях АНПД, основанный на выявленной тенденции снижения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов, обусловленной разрушением скелета матричных пород коллектора и цементного камня крепи скважин в период закачивания газа и обводнением ПЗП в период его отбора.

2. Обоснована целесообразность применения комплексной технологии ремонта скважин в условиях цикличной работы ПХГ. Данная технология включает глушение скважин, промывку песчаных пробок, изоляцию притока пластовых вод, освоение скважин и интенсификацию притока с помощью колтюбинговых установок.

3. Обоснована необходимость закачивания метанола в период подачи газа в ПХГ для предотвращения гидратообразования в период его отбора.

На защиту выносятся технологии ремонта скважин в условиях цикличной эксплуатации подземных хранилищ газа

Практическая ценность работы

1. Усовершенствованы технологии ремонта скважин с использованием обычных передвижных подъемных агрегатов типа А-50 (заявка РФ
№ 2006133885), применение которых сокращает продолжительность ремонтных работ на 25…30 % (по результатам внедрения на Пунгинском ПХГ).

2. Разработаны составы технологических растворов (патент РФ
№ 2264531, заявка РФ № 2006115275), которые позволяют уменьшить загрязнение ПЗП на 10…20 % и обеспечить удаление сильно сцементированных песчаных пробок большой толщины (до 60…70 м).

3. Разработаны технические средства (патенты РФ № 2217574 и
№ 2211915), позволяющие обеспечить надежный ремонт скважин с соблюдением требований противофонтанной безопасности.

4. Создана комплексная технология ремонта скважин с использованием колтюбинговых установок (патент РФ № 2244115, заявка РФ
№ 2007109968), применение которой сокращает продолжительность ремонтных работ на газовых скважинах на 40…50 % и уменьшает загрязнение ПЗП на 25…50 %.

5. Разработана технология безгидратной эксплуатации скважин за счет превентивного закачивания метанола в подземное хранилище (заявка РФ № 2006119759), применение которой увеличивает период безгидратной эксплуатации скважин и межпромысловых газопроводов в 1,5…2,0 раза.

6. Выполненные исследования явились основой для разработки 13 руководящих документов, регламентов и инструкций, применяемых при строительстве, эксплуатации, ремонте, консервации, расконсервации и ликвидации скважин на Пунгинском ПХГ.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на Международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ» (г. Кисловодск, 2004); III Российской межвузовской научно-практической конференции с международным участием, посвященной 50-летию образования ТюмГНГУ и 35-летию кафедры МОП «Методы компьютерного проектирования и расчета нефтяного и газового оборудования» (г. Тюмень, 2006); Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2006); XIV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири» (г. Тюмень, 2006); Научно-технических советах ОАО «Газпром» (2000-2007 гг.); заседаниях кафедры «Ремонт и восстановление скважин» ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2004-2007 гг.).

Публикации. По теме диссертации опубликована 21 печатная работа, в том числе 1 тематический обзор, 16 научных статей, 1 тезис научного доклада, получены 4 патента РФ, разработаны 13 руководящих документов.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 132 наименования. Работа изложена на 139 страницах машинописного текста, содержит 11 таблиц, 21 рисунок.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении мотивируется актуальность темы диссертации, определяются цели и основные задачи исследований, обосновываются научная новизна и личный вклад автора, достоверность результатов и положения, выносимые на защиту.

Первый раздел диссертации посвящен анализу состояния вопроса по ремонту скважин на ПХГ в условиях их цикличной эксплуатации, в частности на примере Пунгинского ПХГ.

Исследованиями в области эксплуатации и ремонта скважин занимались многие отечественные и зарубежные ученые и специалисты. В их числе: Х.А. Азметов, В.Е. Андреев, Х.А. Асфандияров, А.Д. Амиров, А.А. Ахметов, Ю.М. Басарыгин, Ю.Е. Батурин, А.И. Булатов, О.А. Блохин, А.Г. Гумеров, Р.А. Гасумов, Г.М. Гульянц, Ю.В. Зайцев, Г.П. Зозуля, А.Г. Калинин, К.А. Карапетов, И.И. Клещенко, А.А. Клюсов, Ю.П. Коротаев, Ю.С. Кузнецов, А.В. Кустышев, В.Н. Маслов, К.М. Тагиров, А.П. Телков, Р.А. Тенн, К.М. Федоров, Р.Х. Хазипов, H.P. Besner, G.R. Gray, W. Hurst, M. Muskat, E. Tomas, R.D. Wickoff и др.

Специфические климатические условия севера Тюменской области отрицательно влияют на качество капитального ремонта скважин (КРС), вызывая многочисленные осложнения при проведении работ.

Анализ литературных источников указывает на необходимость разработки новых и совершенствования применяемых технологий и технических средств для условий цикличной эксплуатации ПХГ (максимальное давление – в конце периода закачивания газа в хранилище и минимальное в конце периода отбора газа из хранилища).

Рассматриваемое Пунгинское ПХГ расположено в пределах Березовской моноклинали и в структурном отношении приурочено к брахиантиклинальной складке сложной конфигурации размером 11х9 км. Залежь массивного типа высотой около 200 м. Глубина залегания продуктивной толщи 1650…1990 м. Эффективная газонасыщенная мощность изменяется от 1 до 85 м, пористость коллектора варьируется в пределах от 15 до 30 %, проницаемость изменяется от 0,05 до 6,50 мкм2. Наиболее распространены породы с проницаемостью 0,2…0,6 мкм2.

В настоящее время на Пунгинском ПХГ эксплуатируются 32 газовые скважины, построенные в период 1961-1966 гг. Скважины выработали свой ресурс и нуждаются в капитальном ремонте. Основными осложнениями при цикличной эксплуатации скважин являются поступление жидкости и образование песчано-глинистых пробок на забое в период отбора газа, а также большая вероятность нарушения герметичности эксплуатационных колонн и крепи скважин в период закачивания.

За последние шесть лет на Пунгинском ПХГ отремонтировано более 85 % фонда скважин. В основном, ремонты скважин обусловлены необходимостью подъема и ревизии лифтовых колонн, замены фонтанных арматур, а также промывок песчаных пробок. Реже проводились работы по интенсификации притока газа и изоляции притока пластовых вод, а также ремонты по ликвидации межколонных газопроявлений и по ликвидации аварий (рисунок 1).

  Соотношение видов ремонтных работ на скважинах Пунгинского ПХГ за период-0

Рисунок 1 – Соотношение видов ремонтных работ на скважинах
Пунгинского ПХГ за период 2001-2006 гг.

Особенностью КРС на Пунгинском ПХГ является применение технологий ремонта скважин, включающих глушение скважин, промывку песчаных пробок и освоение скважин. Однако данные технологии не учитывают другие виды ремонтов, таких как изоляция притока пластовых вод и интенсификация притока газа, которые необходимы для эффективного вывода скважин из ремонта и запуска их в эксплуатацию.

Глушение скважин, как правило, осуществлялось с помощью пенообразующей жидкости (ПОЖ) и блокирующего раствора с торфощелочным наполнителем. Отрицательными факторами данной технологии являются сложность приготовления блокирующего раствора и снижение продуктивных характеристик пласта. Для восстановления продуктивности необходимо проводить дополнительные работы по интенсификации притока, например закачиванием в пласт пенокислотных эмульсий (ПКЭ). Помимо этого длительное применение пенных систем, периодически закачиваемых в залежь, приводит к необратимой кольматации пород пласта.

Удаление песчаных пробок до 2003 года осуществлялось с помощью подъемных агрегатов, а после 2003 года – с помощью колтюбинговых установок. Отдельные осложнения при ремонте были связаны с трудностью разрушения сцементированных песчаных пробок большой толщины. Освоение скважин после ремонта проводилось с использованием пенных систем.

Однако анализ показывает, что эффективность ремонтных работ в скважинах с позиции увеличения их послеремонтного дебита недостаточно высока. Например, в 8 отремонтированных скважинах послеремонтный дебит увеличился (в среднем от 100 тыс. м3/сут до 300 тыс. м3/сут), в 3 скважинах послеремонтный дебит практически остался на прежнем уровне, а в остальных снизился. В среднем, послеремонтный дебит уменьшается в период закачивания в ПХГ газа на 13…25 %, а в период отбора газа – на 13…43 %.

Во втором разделе приведены результаты теоретических и экспериментальных исследований по совершенствованию применяемых и разработке новых технологий эксплуатации и ремонта скважин. Теоретические и экспериментальные исследования проводились с применением методов математического планирования экспериментов и статистической обработки результатов.

Например, при разработке составов водоизолирующих композиций учитывались следующие граничные условия: смесь должна обладать необходимой текучестью и сохранять это свойство в процессе закачивания и продавливания ее в пласт; сроки схватывания смеси должны легко регулироваться; необходимо, чтобы начало схватывания смеси превышало время всей операции по закачиванию ее в пласт как минимум на 40…45 мин; смесь должна быть устойчива к разбавлению пластовыми водами и должна иметь высокие значения структурно-механических свойств; она должна сохранять стабильность при температурах и давлениях в скважине на период проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР); после закачивания в ремонтируемую зону смесь должна схватываться и приобретать за требуемый срок необходимую прочность.

В исследованиях, проводимых согласно ГОСТ 1581-96, применялся портландцемент тампонажный Новороссийского цементного завода «Октябрь». Удельная поверхность цементного порошка
290…320 м2/кг, плотность 3,10…3,15 кг/м3. Для снижения водопотребности тампонажного раствора применялся суперпластификатор С-3
(ТУ 6-14-05-61-88), а для снижения водоотдачи поливиниловый спирт марки ПВС-Т (ТУ 6-05-313-85). Исследования свойств тампонажного раствора и цементного камня выполнены по стандартным методикам
(ГОСТ 26798.0-96 и ГОСТ 26798.2-96). Реологические характеристики разрабатываемых тампонажных растворов исследовались на ротационных вискозиметрах отечественного (ВСН-3) и зарубежного (FANN) производства.

Для разработки состава и влияния комплексных реагентов применялись ортогональные планы полного факторного эксперимента.

В связи с тем, что обводнению подвержена нижняя часть продуктивного пласта, модель пласта была выбрана «сцементированной» с такой же проницаемостью, как и продуктивный пласт. Предлагаемая изолирующая жидкость продавливалась в модель пласта, выдерживалась там при скважинных условиях, после чего модель испытывалась на герметичность полученного экрана.

При разработке рецептуры ПОЖ для глушения скважин на Пунгинском ПХГ учитывалось требование, чтобы она в конце периода отбора газа не поглощалась пластом. Поэтому в применяемый состав ПОЖ вместо наполнителя ТЩН-2 из местного торфа был введен наполнитель
«Целлотон-Ф». Исследования ПОЖ с наполнителем «Целлотон-Ф» проводились на модели проницаемой среды, в которой высокопроницаемый коллектор моделировался с помощью пакета медных перфорированных шайб, собираемых в пакет случайным образом. Схема установки приведена на рисунке 2.

1 пресс высокого давления; 2 разделительный поршень; 3 пена с наполнителем;
4 емкость; 5 перфорированные шайбы; 6 обойма; 7 кран; 8 манометр;
9 мерный цилиндр

Рисунок 2 Схема установки для исследования закупоривающей способности

пенных систем с наполнителями

ПОЖ поступает в модуль установки через разделительную емкость. Давление в установке создается жидкостным прессом высокого давления. Результаты исследований представлены в таблице 1.

Таблица 1 Результаты испытаний ПОЖ с наполнителями ТЩН-2 и «Целлотон-Ф»

Состав наполнителя Кратность пены рН Рн, МПа РФ, МПа РСДВ, МПа Робр, МПа
НПОЖ + 3 % ТЩН-2 НПОЖ + 3 % Целлотон 2,25 3,00 8,80 8,73 8,80 2,40 5,0 2,0 8,0 10,0 0,10 0,10
НПОЖ +7 % ТЩН-2 НПОЖ + 7 % Целлотон 2,25 3,00 9,40 9,63 9,40 10,00 10,0 6,0 16,0 32,0 0,10 0,10
НПОЖ + 10 % ТЩН-2 НПОЖ + 10 % Целлотон 2,25 3,00 9,70 9,95 9,70 16,00 19,0 14,0 40,0 40,0 0,32 0,10
Примечания: НПОЖ – незамерзающая ПОЖ; ТЩН – торфощелочной наполнитель; рН – водородный показатель; Рн давление начала течение раствора; Рф давление фильтрации; РСДВ давление сдвига пены; Робр давление обратной промывки.


Pages:   || 2 | 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.