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 |

Совершенствование технологии защиты пласта и призабойной зоны при ремонтно-восстановительных работах

-- [ Страница 1 ] --

УДК 622.276

На правах рукописи

Степанов ринат рамилевич

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ

ЗАЩИТЫ ПЛАСТА И ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ

ПРИ РЕМОНТНО-ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫХ РАБОТАХ

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Уфа 2010

Работа выполнена в Октябрьском филиале ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Научный руководитель Официальные оппоненты: Ведущая организация доктор геол.-мин. наук, профессор Мухаметшин Вячеслав Шарифуллович доктор технических наук, профессор Уразаков Камил Рахматуллович доктор технических наук, профессор Нугаев Раис Янфурович ГАНУ «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» АН РБ

Защита диссертации состоится 6 мая 2010 г. в 1300 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов»
(ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, Республика Башкортостан, г. Уфа,
пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 6 апреля 2010 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Перспективы развития нефтяной промышленности во многом определяются текущим состоянием действующего фонда скважин. Поддержание работоспособности большинства скважин предполагает проведение различных видов текущих и капитальных ремонтов. Практика показывает, что почти половина ремонтных работ на скважинах проводится с предварительным глушением пород продуктивных нефтяных пластов. В качестве жидкостей глушения скважин (ЖГС) наибольшее распространение получили водные растворы неорганических солей и сточные воды промыслов. В процессе глушения скважин на забое создаются давления, величина которых превышает текущее пластовое давление в окрестности скважин. При этом глубина проникновения ЖГС в призабойную зону пласта (ПЗП) в значительной степени определяется качеством цементного кольца, т.е. величиной эксцентриситета обсадной колонны в процессе цементирования. Все вышеперечисленное приводит к проникновению значительных объемов ЖГС в виде фильтратов непосредственно в пласт и вызывает ухудшение фильтрационно-емкостных параметров пласта.

Перечисленные факты обуславливают необходимость поиска новых технических и технологических решений управления процессами глушения скважин. Одним из таких направлений является разработка новых высокоэффективных технологий глушения и ремонта скважин, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств пород ПЗП. Среди технических и технологических решений проведения на скважинах ремонтных работ без предварительного глушения наибольшее распространение получили скважинные забойные отсекатели, изолирующие составы полимеров (напротив вскрытой толщины пласта), управляемая кольматация пород ПЗП и др.

Цель работы обеспечение сохранности коллекторских свойств пород ПЗП и сокращение продолжительности ремонтов нефтяных скважин путем разработки новых конструкций технических средств и технологий их применения.

Основные задачи исследований:

  • определение уровня влияния традиционных технологий глушения скважин перед ремонтами на фильтрационно-емкостные характеристики (ФЕХ) пород призабойной зоны пласта и обоснование требований к конструкциям механических устройств для проведения на скважинах ремонтных работ без предварительного глушения;
  • обоснование и разработка технологий применения устройств для проведения ремонтных работ без предварительного глушения скважин;
  • проведение опытно-промышленных работ по испытанию новых технических средств, позволяющих уменьшить глубину проникновения жидкостей глушения в призабойную зону при ремонтных работах на нефтяных скважинах.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались в лабораторных и промысловых условиях с помощью стандартных методик, приборов, инструментов с оценкой погрешностей выполненных измерений и обработкой полученных результатов с применением ПЭВМ.

Научная новизна

1. Аналитически решена задача выбора насосного агрегата и режима его работы, обеспечивающего возможность проведения ремонтов скважин со спускоподъемными операциями (СПО) без глушения продуктивного пласта.

2. Разработана технология проведения текущих и капитальных ремонтов скважин без предварительного глушения продуктивного пласта.

Основные защищаемые положения

1. Результаты анализа влияния традиционных технологий глушения скважин перед ремонтами на состояние фильтрационных параметров

пласта и показатели работы скважин.

2. Технология применения устройств, обеспечивающих проведение ремонтов без предварительного глушения скважин.

3. Технология цементирования обсадных колонн, позволяющая уменьшить глубину проникновения жидкости в призабойную зону пласта.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Результаты исследований используются в учебном процессе кафедрами «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» и «Бурение нефтяных и газовых скважин» Уфимского государственного нефтяного технического университета при подготовке инженеров по специальностям 0906 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» и 0908 «Бурение нефтяных и газовых скважин».

2. Разработанная технология цементирования обсадных колонн нефтедобывающих скважин используется в АНК «Башнефть» для проведения технологических операций.

3. Проведены промысловые испытания разработанной технологии цементирования обсадных колонн в скважинах.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались
на Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук» (Уфа, 2009 г.) и межвузовских семинарах.

Публикации

По материалам диссертации опубликовано 11 печатных работ, в том числе 1 статья в издании, входящем в Перечень ВАК, получено 2 патента РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 129 наименований. Она содержит 103 страницы машинописного текста, 29 рисунков и 6 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель работы и основные задачи исследований, показаны научная новизна и практическая ценность результатов проведенных исследований.

В первой главе выполнен анализ научных работ, посвященных особенностям проведения ремонтов скважин и определению влияния операции глушения скважин на состояние ФЕХ пород ПЗП. Приведены классификация и составы ЖГС, области их применения и технологии глушения скважин перед ремонтами.

Решение задачи сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов в процессе ремонта скважин возможно несколькими способами: временным отключением продуктивного пласта от жидкости глушения при помощи механических устройств или гидравлического пакера; применением в качестве ЖГС таких жидкостей, которые не приводят к существенному ухудшению ФЕХ пород ПЗП.

Все ЖГС условно делятся на две группы: на водной и углеводородной основах. В первую входят пресные воды, сточные воды промыслов, технические воды с добавками различных утяжелителей, пластовые воды (плотностью до 1190 кг/м3), водные растворы минеральных солей (плотностью от 1070 до 2300 кг/м3), пены, системы с конденсированной твердой фазой (гидрогели), глинистые растворы и прямые эмульсии. В качестве утяжелителей используют глинопорошки, концентрат баритовый различных модификаций, железистый и сидеритовый утяжелители. В качестве реагентов, применяемых для регулирования свойств ЖГС на водной основе, используются поверхностно-активные вещества (ПАВ), полимеры, различные углеводороды, кислоты и др. Использование таких ЖГС является одной из причин увеличения насыщенности по воде и снижения фазовых проницаемостей по нефти. В результате происходят уменьшение проницаемости пород в ПЗП, рост обводненности продукции и снижение коэффициентов продуктивности скважин.

В составе фонда добывающих скважин резко возросло количество малодебитных скважин. Причиной этого является интенсивное введение в разработку нефтяных залежей со сложными геолого-физическими условиями эксплуатации. К ним относятся:

- низкая проницаемость нефтенасыщенных пород;

- высокая степень неоднородности пластов по коллекторским характеристикам;

- повышенное содержание в составе горных пород водочувстви-тельных минералов;

- высокие значения начальной водонасыщенности пород пласта и др.

В таких условиях проведение операций глушения скважин приводит к необратимым изменениям ФЕХ пород пласта и ухудшению технологических показателей работы скважин.

Для сохранения коллекторских характеристик пород продуктивных нефтяных пластов в качестве ЖГС целесообразно использовать растворы на углеводородной основе. В то же время эти ЖГС имеют ряд недостатков. Они пожароопасные, дорогостоящие, экологически неблагоприятные, приготовление и использование таких жидкостей в условиях низких температур затруднено.

Для проведения ремонта скважин, где возможно открытое фонтанирование, без глушения пласта разработаны и внедрены забойные отсекающие устройства (ЗОУ). Все известные способы управления исполнительным органом ЗОУ подразделены на три группы: механические, гидромеханические и гидравлические.

Механические способы управления реализуются путем воздействия на исполнительный орган:

- осевым перемещением колонны насосно-компрессорных труб (НKT) или хвостовика;

- вращением колонны НКТ или хвостовика;

- осевым перемещением с поворотом колонны НКТ или хвостовика.

Этот способ характеризуется тем, что привод исполнительного органа ЗОУ осуществляется подвижным хвостовиком, жестко соединенным с НКТ. Анализ эксплуатационных качеств механических способов управления показал их низкую пригодность в агрессивных условиях скважин.

Гидромеханические способы управления реализуются следующими путями:

- передачей давления нагнетания жидкости от погружного насоса по обводной трубке на подвижный шток, связанный с исполнительным органом;

- передачей давления гидростатического столба скважинной жидкости на исполнительный орган основного затвора и воздействия осевым перемещением хвостовика на исполнительный орган вспомогательного затвора.

Их также нельзя считать перспективными, так как снижается надежность работы оборудования из-за опасности повреждения обводной трубки при спускоподъемных операциях, усложнения монтажа ЭЦН, преждевременного износа ЗОУ.

Гидравлические способы управления реализуются путем воздействия на исполнительный орган:

- гидростатическим давлением столба скважинной жидкости;

- давлением жидкости, закачиваемой в скважину наземным насосным агрегатом;

- давлением скоростного напора флюида или жидкости, закачи-ваемых в скважину наземным насосным агрегатом;

- закачкой в скважину жидкости с давлением, возрастающим со скоростью ниже расчетной.

Перечисленные способы имеют ограниченную область применения, т.к. в реальных условиях коллекторские свойства продуктивного пласта ухудшаются.

На нефтяных месторождениях Башкортостана в качестве забойных механических отсекателей применяются скважинные пакеры типа ПНГО и ППГО. Несмотря на простоту конструкции, эти пакеры имеют один существенный недостаток не предотвращают открытое фонтанирование в начале ремонта скважин. К конструкциям пакеров-отсекателей предъявляются следующие требования:

- высокая механическая надежность;

- отсутствие механической связи с насосным оборудованием;

- возможность управления работой пакера при помощи гидравлического клапана и устьевой задвижки;

- автоматическое открывание клапана при запуске насоса;

- возможность обработки забоя химическими реагентами;

- обеспечение возможности исследования ствола скважин до верхних перфорационных отверстий;

- обеспечение возможности спуска и установки пакера на заданной глубине ствола скважины без дополнительных СПО.

Некоторые конструкции механических отсекателей (ТатНИПИнефть) позволяют предотвратить загрязнение ПЗП при вторичном вскрытии пластов, эксплуатации и ремонте скважин. Однако в отечественной практике эти отсекатели не нашли широкого применения.

С использованием скважинного пакера-отсекателя можно проводить смену насосного оборудования без предварительного глушения скважин, что позволит сохранить коллекторские свойства пород ПЗП, облегчить освоение скважины после ремонта, приведет к снижению стоимости ремонтов.

На промыслах страны широкое применение нашли автономные пакеры-отсекатели с тарельчатыми клапанами. Однако они имеют ряд недостатков, снижающих их надежность:

- закрытие и открытие обратных клапанов производятся подъемом и опусканием колонны труб, что приводит к разгерметизации устья скважины;

- при нарушении герметизации устьевого оборудования пакер-отсекатель не закрывается и не предотвращает поступление жидкости из пласта в скважину;

- перепад давлений, необходимый для открытия клапана с тарированным грузом, должен поддерживаться во все время работы скважины;

- не исключены утечки жидкости через клапан при достижении рабочего перепада давления.

Для исключения перечисленных недостатков предложена конструкция автономного пакера-отсекателя, которая позволяет повысить надежность отключения продуктивного пласта. Кроме того, для проведения на скважинах ремонтных работ разработано герметизирующее устройство, которое позволяет полностью исключить выбросы флюида на поверхность земли и очищать насосные штанги от отложений твердых углеводородов.

Дополнительно для исключения разлива продукции скважин в процессе подъема НКТ разработано устройство для слива жидкости из труб. При сливе жидкости в процессе подъема НКТ из скважин предусматриваются расположение в верхней части поднимаемой трубы конца гибкого шланга с запорным устройством, перемещение трубы вверх и слив жидкости из нее в скважину. Гибкий шланг заполняют жидкостью, свободный конец его располагают в межтрубном пространстве скважины, перемещение трубы вверх осуществляют при неподвижном положении гибкого шланга.

Во второй главе приводятся результаты аналитических исследований выявления возможности и выбора основных параметров ремонта скважин с проведением спускоподъемных операций без глушения продуктивного пласта на месторождениях с высокой обводненностью, низкими пластовыми давлениями и остаточной газонасыщенностью. Для этого, например, в скважину, обсаженную 146-миллиметровой колонной, на глубину
10 м спускается 121-миллиметровый хвостовик и из образованного ими межтрубного кольцевого пространства (рисунок 1) производится непрерывная или периодическая откачка скважинной жидкости насосом объемного типа низкой производительности с расходом

Qнас Q,

где Q расход жидкости, поступающей из пласта в скважину.

  Схема к расчету режима откачки без глушения скважины Соблюдение этого-2

Рисунок 1 Схема к расчету режима откачки без глушения скважины

Соблюдение этого условия обеспечивает безопасное ведение работ бригадами подземного ремонта скважин при спускоподъемных операциях. Причем, на время ремонта целесообразен автоматический контроль уровня жидкости в скважине.

В результате не только обеспечивается экологически чистое (без «излива» скважинной жидкости на поверхность) проведение подъема на поверхность, ремонта и спуска глубинно-насосного оборудования, но и предупреждается часто не восстанавливаемое снижение естественной проницаемости прискважинной зоны продуктивных пластов инфильтратом промывочной жидкости, устраняется необходимость в использовании для глушения жидкостей на углеводородной основе, предотвращается выход из строя отдельных пластов эксплуатируемого одной скважиной многопластового продуктивного комплекса и обеспечивается ряд других преимуществ.

Для осуществления предлагаемой технологии необходимо рассчи­тать технологические параметры насоса для откачки скважинной жидкости.

Для расчета объема откачки насосом производится определение производительности скважины Q с использованием распространенного уравнения притока жидкости к забою в виде

Q = K(Pпл Pзаб), (1)

где Рпл, Pзаб соответственно давление в пласте и на забое скважины;

К – коэффициент продуктивности скважины.

В результате проведенных аналитических исследований для установившегося режима откачки было получено дифференциальное уравнение первой степени, характеризующее зависимость изменения гидростатического давления по высоте откачиваемого водогазонефтяного столба, в виде

. (2)

Граничные условия для режима откачки жидкости из скважины в процессе ремонта имеют вид

Pi = Py и Ti = Ty.

Здесь , и плотности соответственно жидкой фазы, выделившегося (свободного) газа, воды и нефти в произвольном сечении i…i скважины с давлением Pi и температурой (по Кельвину) Ti (см. рисунок 1);

плотность газовой фазы при атмосферных условиях;

Ггi массовое содержание выделившегося газа в произвольном сечении i…i при давлении, меньшем давления насыщения Рнас;

Гф газовый фактор, определяемый по результатам однократного разгазирования отобранных на забое проб нефти;

Ру и Ту соответственно давление и температура на устье скважины в процессе откачки без глушения продуктивного пласта.



Pages:   || 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.