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 ||

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

-- [ Страница 2 ] --

Решение дифференциального уравнения (2), полученное после последовательной замены ряда переменных для скважин с высокой обводненностью и невысокой остаточной газонасыщенностью, сводится к трансцендентному выражению и из-за громоздкости не приводится. Полученное решение позволяет определить искомую величину гидростатической нагрузки на забой Рзаб = Рi [при х = Lскв (по вертикали) и Ti = Tпл], подставляя которую в выражение (1), по известным величинам коэффициента продуктивности скважины К и пластового давления Рпл можно найти искомые значения минимально (Q = Qmin) и максимально (Q = Qmax) допускаемых величин расходов откачиваемой жидкости, обеспечивающих возможность ремонта скважины без глушения продуктивного пласта.

Пример результатов расчета режимов откачки приведен на рисунке 2. Здесь следует иметь в виду, что с учетом влияния изменения объема НКТ в скважине в процессе спускоподъемных операций требуемая суммарная производительность насосного агрегата принимает вид

где FНKT – площадь поперечного сечения НКТ;

VСПО – скорость спуска или подъема колонны.

Верхний знак перед (FНKT VСПО) относится к случаю спуска колонны в скважину, нижний – подъема.

Приведенные на рисунке 2 результаты расчета и проведенный анализ решения дифференциального уравнения (2) показывают, что режимы откачки жидкости из скважины при ремонтных работах без проведения операции глушения при производительности насоса Q и при проведении спуска или подъема НКТ должны быть различными. В доминирующей степени на выбор режима откачки влияют коллекторские свойства продуктивного пласта и величина газового фактора, в меньшей степени – обводненность и температура пласта.

без учета СПО;

при СПО с НКТ 73x5,5:

с незаглушенным нижним концом;

с заглушенным нижним концом;

1 – при спуске НКТ; 2 – при подъеме НКТ

Рисунок 2 Требуемая производительность насоса при ремонте

скважины без глушения

Таким образом, проведенный на основе полученного аналитического решения анализ подтвердил возможность ремонта скважин без глушения продуктивного пласта при достаточно высокой обводненности (свыше
60... 70 %), низких пластовых давлениях и относительно невысоком газовом факторе с полным отбором газа, обеспечиваемым имеющимся наземным оборудованием. Ремонт таких скважин без глушения продуктивного горизонта позволит предупредить загрязнение прискважинной зоны пласта инфильтратом жидкости глушения и соответственно предупредить снижение их дебитов в последующий период эксплуатации.

Требуемая для ремонта скважины без глушения прискважинной зоны продуктивного пласта производительность насосного оборудования не превышает 1... 2 л/с и соответствует параметрам используемых на промыслах насосных агрегатов, например мультифазных.

Влияние объема спускаемых в скважину или извлекаемых на поверхность колонн НКТ не превышает 2 … 4 % и при выборе параметров насосного агрегата может не учитываться.

В третьей главе рассмотрена технология применения технических устройств для проведения на скважинах текущих ремонтов без предварительного глушения продуктивного пласта.

Для реализации технологии предварительно в пространстве между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами размещают дополнительную колонну труб, а спускоподъемные операции осуществляют после отключения скважинного насоса и откачки внутрискважинной жидкости из затрубного пространства в нефтесборный коллектор (до достижения атмосферного давления в межтрубном пространстве) с последующим демонтажем устьевой арматуры. При этом откачку внутрискважинной жидкости ведут в течение всего процесса спускоподъемных операций. Дополнительную колонну спускают не менее чем на 1/10 часть длины скважины.

Перед началом производства подземного ремонта скважины для предотвращения выбросов в межколонное пространство посредством мультифазного насоса производительностью более 40 м3/ч откачивают жидкость. Откачка может вестись либо постоянно, либо периодически в зависимости от скорости поступления пластовой жидкости. Производят демонтаж устьевой арматуры и подъем глубинно-насосного оборудования. Отобранная жидкость поступает в нефтесборный коллектор либо в желобную емкость (при освоении).

Разработана конструкторская документация специального устройства для осуществления технологии предупреждения перелива скважин с обсад­ными колоннами диаметром 146 мм при использовании насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм с устьевой арматурой нагнетательных и добывающих скважин, оборудованных установками ЭЦН и ШГН (рисунок 3).

Существующая арматура состоит из фланца (патрубка) 1 и обсадной трубы 2, верхнего присоединительного фланца 3, колонны НКТ 4 и системы труб и задвижек.

  Схема устьевой арматуры нагнетательной (а) и добывающей скважины с ШГН-13

Рисунок 3 Схема устьевой арматуры нагнетательной (а)

и добывающей скважины с ШГН (б), включающей

устройство для предупреждения перелива нефти

Устройство предупреждения перелива (рисунок 4) монтируется между фланцем (патрубком) 1 обсадной трубы 2 и верхним присоединительным фланцем 3 и состоит из корпуса 4, фланцев – верхнего 5 и нижнего 6, трубы 7.

В состав оборудования по применяемой технологии в соответствии с рисунком 3 входят насос 8, соединенный с затрубом скважины через вентиль 9, и емкость 10.

Технология предупреждения перелива для скважин, оборудованных УЭЦН, осуществляется согласно схеме, приведенной на рисунке 5.

  Схема устройства для предупреждения перелива нефти Принцип работы по-14

Рисунок 4 Схема устройства для предупреждения перелива нефти

Принцип работы по предупреждению перелива нагнетательных скважин, оборудованных ШГН и УЭЦН, одинаков и рассмотрен в общем случае.

При переливе скважины путем откачки жидкости из ее затрубного пространства через открытый затрубный вентиль и насос в емкость производится откачка газожидкостной смеси, что предупреждает возможность перелива. В составе применяемого оборудования совместно с устройствами, о которых речь шла выше, применяются любой агрегат для откачки газожидкостной среды скважины производительностью не менее возможного поступления жидкости на устье скважины и емкость. Вместо емкости продукцию скважины можно откачивать в нефтесборный коллектор. Возможный объем перелива скважины рассчитывается соответствующими технологическими службами нефтедобывающего предприятия, ими же осуществляется подбор оборудования и необходимой емкости.

  Схема устьевой арматуры скважин с УЭЦН и устройством для предупреждения-15

Рисунок 5 Схема устьевой арматуры скважин с УЭЦН

и устройством для предупреждения перелива нефти

Таким образом, предлагаемый способ позволяет сохранить коллекторские свойства как пласта в целом, так и его призабойной зоны, что, в конечном итоге, ведет к повышению эффективности освоения скважины после проведения ремонтно-восстановительных работ, предотвратить сифонный «излив» при спускоподъемных операциях, ускорить ремонтно-восстановительные работы за счет сокращения времени на промывку скважины. Особенно важно то, что продолжается добыча нефти при непосредственном выполнении текущего ремонта скважины.

В четвертой главе рассмотрен технологический комплекс, позволяющий уменьшить глубину проникновения жидкостей глушения в призабойную зону.

Глубина проникновения жидкостей глушения в призабойную зону скважины в процессе эксплуатации в значительной степени зависит от состояния цементного кольца после перфорации. Одним из основных условий получения качественного кольца является правильное центрирование колонны перед цементированием.

Концентричное расположение колонны в стволе скважины обеспечивает более полное замещение глинистого раствора цементным в затрубном пространстве за счет равномерного зазора между трубой и стенками скважины, что улучшает качество цементирования.

Даже в относительно вертикальной скважине не исключена возможность эксцентричного расположения колонны в стволе скважины. В искривленной и наклонной скважинах колонна, как правило, лежит на стенке скважин или касается их отдельных участков, что ведет к неполному заполнению затрубного пространства цементным раствором. Прилеганию колонны к стенкам скважины способствует также часто практикуемая «разгрузка» колонны на 50…100 кН после окончания цементирования, в результате чего нижняя, сжатая, часть ее подвергается продольному изгибу.

Достичь концентричного расположения колонны по всему стволу скважины практически невозможно, да в этом и нет необходимости. Особенно тщательное центрирование колонны необходимо в продуктивной зоне, то есть в интервале расположения водоносных и нефтеносных пластов.

Эксцентричное расположение колонны оказывает существенное влияние на качество крепления. Даже качественное, концентрично расположенное цементное кольцо и колонна могут разрушиться при кумулятивной перфорации. Эксцентриситет, естественно, усиливает этот эффект.

Негерметичность цементного кольца в фильтровой части колонны служит причиной проникновения жидкости глушения на большую глубину призабойной зоны пласта.

Для предотвращения осложнений, связанных с эксцентриситетом колонны, разработаны технологические приемы и технические средства центрирования.

В настоящее время используемые в отечественной практике технологии цементирования обсадной колонны в скважине с одной или двумя цементировочными пробками не обеспечивают требуемого качества крепления стенок скважины.

Одной из основных причин неудовлетворительного по качеству цементирования обсадной колонны в скважине является то, что после посадки цементировочных пробок на стоп-кольцо происходят резкий скачок давления в цементировочной головке и плавное понижение избыточного давления во внутренней полости обсадной колонны, при этом на поперечное сечение колонны на уровне обратного клапана действует сила, по оси ствола скважины направленная в сторону устья. Эта сила сжимает нижний участок обсадной колонны, вызывая потерю устойчивости и эксцентриситет колонны.

Для повышения качества крепления стенок скважины предложена новая технология цементирования обсадной колонны в скважине с дополнительно устанавливаемыми гидромеханическими центраторами, которые размещаются в обычные схемы оснастки обсадной колонны с пружинными или жесткими центраторами. Гидромеханические центраторы устанавливаются в количестве не менее 23 штук, причем нижний гидромеханический центратор устанавливается на колонне на уровне обратного клапана, а следующие над и под зоной перфорации обсадной колонны.

Срабатывание гидромеханических центраторов происходит под давлением продавочной жидкости.

При этом обсадная колонна центрируется относительно оси скважины и заякоривается за стенки скважины в местах установки гидромеханических центраторов. В это время обсадная колонна совершает поперечные затухающие колебания; источником, вызывающим поперечные колебания, является работа гидромеханических центраторов в период их срабатывания. Поперечные затухающие колебания обсадной колонны способствуют получению более равномерного по качеству кольца цементного камня.

Для сообщения полости эксплуатационной колонны с продуктивным пластом после затвердевания тампонажного раствора в ней с помощью перфораторов пробивают отверстия. При этом часть ударной энергии отводится рычагами гидромеханических центраторов, расположенных над и под зоной перфорации, в горную породу.

Технология и технические средства разработаны как для условно-вертикальных, так и для горизонтальных и боковых стволов с учетом их пространственных параметров.

Работоспособность центраторов была оценена в лабораторных условиях с использованием электромагнитной дефектоскопической аппаратуры ЭМДСТ-МП. Исследования показали надежную работоспособность центраторов: был получен четкий сигнал о раскрытии и закрытии гидромеханического центратора при повышении и понижении давления рабочей жидкости. Далее были проведены промысловые испытания на скважине 443 НГДУ «Бавлынефть» с положительным результатом.

Разработанные центраторы получили промышленное внедрение в АНК «Башнефть» при строительстве боковых стволов на 10 скважинах, в ОАО «Татнефть» на 12 скважинах, в ЗСФ ООО «Буровая компания» на 5 скважинах.

Основные выводы

1. Выполнен анализ уровня влияния традиционных технологий глушения скважин перед ремонтами на фильтрационно-емкостные параметры пород призабойной зоны пласта и технологические показатели работы скважин. Показано, что обеспечение сохранности ФЕХ пласта при ремонтах скважин возможно путем временного отключения П3П от ствола скважин механическими устройствами. Сформулированы требования к устройствам для временного отключения пласта при ремонте скважин.

2. Проведено технологическое обоснование условий применения для ремонтных работ устройства для предупреждения перелива нефти и разработана технология его применения в скважинах.

3. Предложена методика выбора типоразмера насосного агрегата и режима его работы, обеспечивающего возможность проведения в процессе ремонта скважин спускоподъемных операций без глушения продуктивного пласта.

4. На основании результатов лабораторных, опытно-промышленных испытаний и внедрения технологического комплекса доказана возможность уменьшения глубины проникновения жидкостей глушения в призабойную зону пласта в процессе эксплуатации скважины.

Основные результаты работы опубликованы в следующих
научных трудах:

1. Степанов Р.Р. Метод блокировки пласта при ремонте скважин. Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело», 2007. – 36 с.

2. Степанов Р.Р. Гидрогазодинамика потока в эксплуатационной колонне при откачке жидкости из скважины в процессе ремонта. Уфа:
Изд-во «Нефтегазовое дело», 2008. – 42 с.

3. Бахтизин Р.Н., Степанов Р.Р. Новый метод подготовки и проведения подземного ремонта скважин // Информационно-аналитический журнал «Нефть, газ и бизнес». 2009. № 5. С. 68-71.

4. Степанов Р.Р. Технология предупреждения перелива нефтедобывающих скважин // Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук. Матер. Междунар. научн.-техн. конф. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009. Вып. 4. – С. 37-39.

5. Ларин П.А., Степанов Р.Р. Технология цементирования эксплуатационной колонны в скважине с применением гидромеханических центраторов типа ЦГМС // Сб. научн. тр. / Октябрьский филиал УГНТУ. Уфа, 2006. Т. 2. – С. 131-137.

6. Ларин П.А., Степанов Р.Р. Лабораторные и промысловые испытания гидромеханических центраторов типа ЦГМС // Сб. научн. тр. / Октябрьский филиал УГНТУ. Уфа, 2006. Т. 2. – С. 137-142.

7. Ларин П.А., Шамсутдинов Т.П., Степанов Р.Р. Гидромеханические центраторы типа ЦГМС для обсадных колонн // Сб. научн. тр. / Октябрьский филиал УГНТУ. Уфа, 2006. Т. 2. – С. 146-151.

8. Степанов Р.Р., Ларин П.А., Абдуллин А.Н. Определение максимального расстояния между центраторами и нагрузки на них в горизонтальной скважине при растягивающей нагрузке на колонну // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи: Сб. статей аспирантов и молодых специалистов / ОАО НПФ «Геофизика». Уфа, 2004. – С. 81-84.

9. Степанов Р.Р., Абдуллин А.Н. Технология цементирования хвостовика с применением гидравликомеханических центраторов ЦОК // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи: Сб. статей аспирантов и молодых специалистов / ОАО НПФ «Геофизика». Уфа, 2004. – С. 84-91.

10. Пат. 2191881 РФ, МПК E 21 B 17/10. Центратор обсадной колонны / Р.Р. Степанов, М.Р. Мавлютов, В.Г. Килин, А.М. Хаятов, Л.М. Левинсон (РФ). 2000112581/03; Заявлено 19.05.2000; Опубл. 27.10.2002.
Бюл. 25.

11. Пат. 2275489 РФ, МПК E 21 B 17/10, E 21 B 33/13. Центратор гидромеханический / Р.Р. Степанов, А.И. Галлямова (РФ). 2004106395/03; Заявлено 04.03.2004; Опубл. 27.04.2006. Бюл. 6.

Фонд содействия развитию научных исследований.

Подписано к печати 5.04.2010 г. Бумага писчая.

Заказ №.170. Тираж 100 экз.

Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, проспект Октября, 144/3.



Pages:     | 1 ||
 





 
© 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.