На правах рукописи УДК 622.276.7 Пресняков Александр Юрьевич

Реклама
На правах рукописи
УДК 622.276.7
Пресняков Александр Юрьевич
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ УСТРАНЕНИЯ
НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ В
ИНТЕРВАЛАХ БОЛЬШОЙ ПРОТЯЖЕННОСТИ И ГАЗОВЫХ ПЛАСТОВ
(НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»)
25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Уфа – 2011
2
Работа выполнена в обществе с ограниченной
«РН-УфаНИПИнефть» (ООО «РН-УфаНИПИнефть»).
Научный руководитель
ответственностью
кандидат технических наук
Стрижнев Владимир Алексеевич
Официальные оппоненты:
доктор технических наук
Мерзляков Владимир Филиппович
кандидат технических наук
Румянцева Елена Александровна
Ведущая организация:
Татарский научно-исследовательский и
проектный
ОАО
институт
нефти
«Татнефть»
имени
В.Д.Шашина
(«ТатНИПИнефть»
ОАО
«Татнефть»
им.В.Д.Шашина)
Защита диссертации состоится «27» января 2012 г. в 15
00
часов
в конференц-зале на заседании совета по защите докторских и кандидатских
диссертаций Д 520.020.01 при открытом акционерном обществе «Научнопроизводственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу:
450005, г. Уфа, ул. 8-ое Марта, д. 12.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».
Автореферат разослан «26» декабря 2011 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета,
доктор химических наук
Д.А. Хисаева
3
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы
С переходом многих месторождений в позднюю стадию разработки и
массовым обводнением скважин решение проблемы ремонтно-изоляционных
работ (РИР) приобретает особую значимость. По большинству месторождений
ОАО «НК «Роснефть», эксплуатирующихся более 15 лет, наблюдается
увеличение бездействующего фонда скважин, требующих проведения РИР. К
наиболее сложному и трудоемкому виду РИР относятся работы по устранению
негерметичности (нарушения) эксплуатационных колонн (УНЭК). Основной
причиной этого является отсутствие достаточной и надежной информации о
характере нарушений эксплуатационной колонны, наличии и состоянии
цементного камня за колонной и поглощающем тампонажный состав пласте. В
большинстве
случаев
многочисленные
для
работы
достижения
по
эффекта
закачиванию
изоляции
тампонажных
проводятся
составов
за
эксплуатационную колонну в интервал негерметичности. В среднем успешность
этих
работ
не
превышает
70
%.
Однако
при
наличии
нескольких
негерметичностей (2 и более) в протяженном интервале эксплуатационной
колонны (50-150 м) проведение РИР с применением стандартных технологий
становится безуспешным. В этом случае должны применяться другие
технологические решения с использованием технических средств.
При наличии в разрезе газовых пластов решение проблемы РИР
усугубляется прорывом газа через негерметичность эксплуатационной колонны.
В этом случае требуется разработка новых технологий с использованием
специальных тампонажных составов для изоляции газа.
Цель
диссертационной
работы
–
совершенствование
технологий
устранения негерметичности эксплуатационной колонны в интервалах большой
протяженности и газовых пластов для повышения надёжности эксплуатации
скважины.
4
Объект исследования – скважины месторождений ОАО «НК «Роснефть» с
негерметичными эксплуатационными колоннами.
Предмет исследования – технологии РИР по устранению негерметичности
эксплуатационной колонны в интервалах большой протяженности и газовых
пластов.
Основные задачи исследования
1. Оценка
областей
применения
известных
технологий
устранения
негерметичности эксплуатационной колонны в зависимости от характера,
размеров и протяженности интервалов нарушения колонн.
2. Математическое моделирование процесса устранения негерметичности
эксплуатационных колонн закачиванием различных тампонажных составов.
3. Обоснование и построение алгоритма выбора технологии РИР по
устранению негерметичности эксплуатационной колонны.
4. Разработка технологий устранения негерметичности эксплуатационной
колонны в интервалах большой протяженности и газовых пластов.
5. Внедрение
разработанных
технологий
РИР
по
устранению
негерметичности эксплуатационной колонны.
Методы исследования
Поставленные задачи решались путём аналитических исследований,
численного моделирования процесса закачивания тампонажных составов в
интервал изоляции, лабораторных исследований водоизоляционных свойств
тампонажных составов, проведения промысловых испытаний.
Научная новизна
1.
Разработана
технология
устранения
одновременно
нескольких
негерметичностей эксплуатационной колонны в протяжённом интервале путём
спуска в скважину стеклопластиковой колонны-«летучки» и создания за ней
непроницаемого
изоляционного
адгезионноспособного
с
кольца
поверхностью
из
лабораторно
обоснованного
стеклопластика
тампонажного
материала, обеспечивающая при необходимости возможность восстановления
внутреннего диаметра первоначальной основной колонны (патент РФ №79930).
5
2. Разработана технология устранения прорыва газа через нарушение
эксплуатационной колонны, заключающаяся в последовательной изоляции
путей поступления газа гелеобразующими составами и отверждающимся
тампонажным раствором (патент РФ №2389865).
3. Предложено математическое моделирование процесса закачивания
тампонажного
определения
состава
видов
в
нарушения
тампонажных
эксплуатационной
составов,
их
колонны
потребного
объёма
для
и
максимальной величины депрессии на интервал изоляции при последующей
эксплуатации скважины.
Защищаемые научные положения
1. Алгоритм выбора технологии РИР по устранению негерметичности
эксплуатационной колонны.
2. Математическое моделирование процесса закачивания тампонажного
состава
в
заколонное
пространство
для
устранения
негерметичности
эксплуатационной колонны.
3. Технологии РИР по устранению негерметичности эксплуатационной
колонны в интервалах большой протяженности и газовых пластов.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций
Достоверность
научных
положений,
подтверждается
результатами
экспериментов;
сопоставлением
выводов
лабораторных
и
теоретических
и
рекомендаций
опытно-промышленных
и
экспериментальных
исследований с результатами промышленного внедрения технологий в
скважинах; а также непосредственным участием автора в проведении
аналитических, экспериментальных и промысловых исследований.
Практическая значимость и реализация результатов работы
1. Технология
УНЭК
путем
спуска
в
скважину
дополнительной
стеклопластиковой колонны-«летучки» включена в программу внедрения
инновационных проектов ОАО «НК «Роснефть», объём внедрения в 2012 г. – 6
скважин.
6
2. Технология
изоляции
прорывов
газа
испытана
в
8
скважинах,
Инструкция по
технологии
дополнительная добыча нефти составила 6,9 тыс.т. нефти.
3. Разработан
нормативный
документ
–
ремонтно-изоляционных работ (РИР) по ликвидации прорывов газа в ОАО «РНПурнефтегаз», утверждённая генеральным директором ООО «РН-Пурнефтегаз»
28.12.2009 г.
Личный вклад автора
В диссертации представлены результаты исследований, выполненных лично
автором, при его непосредственном участии. Вклад автора состоит в обобщении
результатов РИР, разработке методических подходов и технологий, участии в
проведении лабораторных и промысловых работ и обобщении их результатов.
Апробация работы
Основное
обсуждалось
содержание
на:
диссертационной
международных
работы
докладывалось
научно-практических
и
конференциях
«Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения
нефтеотдачи пластов.Перспективы развития», г.Геленджик, 2008 г., 2010 г.;
научно-технической
конференции
молодых
специалистов
ООО
«РН-
УфаНИПИнефть», г.Уфа, 2009г.; научно-практической конференции «Геология
и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», г.Москва, 2010г.
Публикации
Основные положения диссертации опубликованы в 17 печатных работах,
в т.ч. 5 работ – в изданиях, рекомендованных ВАК Минобразования и науки РФ,
получено 2 патента.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и
списка использованных источников, включающего 115 наименований. Работа
представлена на 143 страницах машинописного текста, содержит 34 рисунка, 8
таблиц и 3 приложения.
Автор выражает особую признательность и искреннюю благодарность за
большую помощь в обобщении результатов исследований своему научному
7
руководителю,
к.т.н.
В.А.
Стрижневу,
сотрудникам
ООО
«РН-
УфаНИПИнефть»: к.х.н. А.Г. Телину, к.ф.-м.н. Ильясову А.М., к.ф.-м.н.
Ломакиной И.Ю., к.т.н. Корнилову А.В., Нигматуллину Т.Э., а также
специалистам ООО «РН-Пурнефтегаз», оказавшим большую помощь в
выполнении работы.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении представлена общая характеристика работы, обоснована ее
актуальность, поставлены цели и сформулированы задачи исследований,
показаны научная новизна и практическая значимость диссертационной работы.
В первой главе диссертационной работы обобщены известные технологии
УНЭК с точки зрения возможности их применения в зависимости от характера,
размера
и
протяженности
интервала
нарушения
колонн.
Изучению
рассматриваемой проблемы посвящены работы Абдрахманова Г.С., Блажевича
В.А., Булатова А.И., Булгакова Р.Т., Габдуллина Р.Г., Газизова А.Ш., Гарифова
К.М., Горбунова А.Т., Кадырова Р.Р., Кошелева А.Т., Рябоконя С.А., Стрижнева
В.А., Телкова А.П.,
Уметбаева В.Г., Умрихиной Е.Н., и др. Наиболее
распространённым методом восстановления герметичности эксплуатационной
колонны
является
метод
тампонирования
с
применением
различных
тампонажных составов. Этот метод обеспечивает относительно долговременную
герметичность интервала изоляции при невысокой стоимости. Значительные
проблемы возникают при устранении нескольких (2 и более) нарушений. Для
этого используют технические средства – пакеры различных конструкций,
пластыри, колонны-летучки
и профильные перекрыватели. Каждый из
перечисленных методов имеет свои преимущества и недостатки, свою область
применения. Однако такие средства находят ограниченное применение по
нескольким причинам – ограничение по глубине установки (пластыри),
невысокая допустимая депрессия при эксплуатации скважины (профильные
перекрыватели),
сложности
технологии,
уменьшение
диаметра
эксплуатационной колонны (двухпакерные компоновки, колонны-«летучки»).
8
При
анализе
зарубежных
технологий
устранения
негерметичности
эксплуатационной колонны выявлено эффективное применение цементных
растворов с различными добавками, в частности, волокнистого цемента. В
качестве составов для снижения поглотительной способности интервала
изоляции отмечено использование различных гелей, в том числе на основе ПАА,
приведен пример использования композитной эластомерной манжеты на основе
смолы, отверждаемой при нагревании, для восстановления целостности
эксплуатационной колонны.
В результате обобщения показано, что повышение успешности РИР по
УНЭК может быть достигнуто путём совершенствования технологии РИР с
использованием технических средств для изоляции нескольких нарушений в
протяженном интервале колонны и комбинации тампонажных составов для
изоляции газовых пластов.
Вторая глава посвящена анализу состояния РИР по УНЭК в нефтяных
добывающих скважинах месторождений основных предприятий ОАО «НК
«Роснефть» – ОАО «Томскнефть», ООО «РН-Пурнефтегаз», ООО «РНЮганскнефтегаз» и ОАО «Удмуртнефть».
Нами предложено оценивать результаты РИР по УНЭК по двум
показателям:
 технологическая эффективность (успешность), обусловленная получением
прироста дебита нефти после РИР 1 т/сут и более;
 геологическая эффективность, определяемая достижением расчётного
прироста дебита нефти.
Проведенный анализ показал, что в период 2008-2010 гг. в ОАО
«Томскнефть» было проведено 246 скв.-операций РИР по УНЭК, из них 218 в
нефтяных и 28 в нагнетательных скважинах. Успешность проведенных работ
составила 72 %, геологическая эффективность 62 %. Большинство РИР
проводилось
методом
тампонирования
по
стандартной
технологии
с
использованием насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером. Основной вид
применяемого тампонажного материала – цементный раствор с различными
9
добавками, улучшающими его физико-механические свойства. В условиях
низкой приемистости интервала изоляции в качестве тампонажного материала
применяются легкофильтрующиеся тампонажные составы – смолы, пластики.
Также большое количество работ было проведено с применением технических
средств – отсечение интервала негерметичности эксплуатационной колонны
пакером и последующая эксплуатация скважины насосным оборудованием.
В
результате
анализа
количества
интервалов
негерметичностей,
обнаруженных в одной скважине, установлена тенденция их увеличения во
времени.
Установлена тенденция роста количества операций при проведении РИР по
УНЭК в ОАО «Томскнефть». В 2008 г. было проведено 1,15 скв.-операций РИР
на 1 скважину, в 2009 г. – 1,26; в 2010 г. на 1 скважину пришлось 1,25 скв.операций.
Анализ глубин расположения негерметичностей показал, что наибольшее
количество их расположено в интервале 1650-1750 м, т.е. совпадает с
интервалом установки УЭЦН.
С целью изучения характера и причин появления негерметичностей
эксплуатационной колонны были проведены специальные исследования с
использованием
электромагнитной
дефектоскопии
и
акустического
видеокаротажа в скважине 3180 Барсуковского месторождения ООО «РНПурнефтегаз». По результатам этих исследований установлено развитие
коррозионных процессов различной интенсивности на протяжённом участке
эксплуатационной колонны от 1473 до 1641 м.
Следует отметить, что подобные протяжённые участки нарушений
эксплуатационной колонны характерны для большинства нефтяных скважин
Барсуковского
месторождения.
По
результатам
проведенного
анализа
осложнений при эксплуатации Барсуковского месторождения выявлена очаговая
зона пласта ПК19-20, характеризующаяся высокими отборами, где встречаются
скважины с выявленными фактами нарушений целостности эксплуатационной
колонны и коррозией глубинно-насосного оборудования (ГНО). При этом в
10
ООО «РН-Пурнефтегаз» из 129 скважин с признаками коррозии ГНО 67
скважин находятся на Барсуковском месторождении.
Следует отметить специфику РИР по УНЭК, проводимых в ОАО
«Удмуртнефть».
Геологической
особенностью
месторождений
ОАО
«Удмуртнефть» является содержание в сводовой части продуктивных пластов
обширных газовых шапок. В процессе эксплуатации скважин, вследствие
нарушения целостности цементного кольца и герметичности обсадных колонн в
интервале залегания газовых пластов, происходят прорывы газа в скважину из
интервала
негерметичности
эксплуатационной
колонны,
реже
по
негерметичному цементному кольцу (ЗКЦ газа).
Ежегодно на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» проводится порядка 20
скв.-операций РИР по УНЭК – в интервале водоносных и газовых пластов. РИР
по УНЭК в интервале газовых пластов характеризуются низкой успешностью.
Поэтому остаётся актуальным вопрос поиска эффективной технологии изоляции
негерметичностей эксплуатационной колонны, приуроченных к залеганию
газовых пластов. Одним из направлений совершенствования технологий УНЭК
в скважинах ОАО «Удмуртнефть» может быть совместное применение
тампонажных составов и технических средств.
Результаты анализа РИР по УНЭК, проведенных в период 2008-2010 гг. в
ОАО «Томскнефть», ООО «РН-Пурнефтегаз», ООО «РН-Юганскнефтегаз» и
ОАО «Удмуртнефть» представлены в таблице. Как видно из таблицы, в период
2008-2010 гг. на основных предприятиях ОАО «НК «Роснефть» было проведено
560 скв.-операций по УНЭК, при этом в 2010 г. объём работ увеличился на 74 %
по сравнению с 2008 г. Это обусловлено, в основном, широким внедрением
методов интенсификации добычи нефти (ГРП, форсированный отбор жидкости),
старением фонда скважин. При этом из года в год прослеживается тенденция
снижения прироста дебита нефти. Так, если в 2008 г. полученный прирост
составлял 10,3 т/сут, то в 2010 г. уже 6,4 т/сут.
Таблица - Результаты РИР по УНЭК, проведенных в добывающих обществах (ДО) ОАО «НК «Роснефть» в 2008-2010 гг.
Показатели РИР
ДО
ООО "РНЮганскнефтегаз"
ОАО "Томскнефть"
ОАО "Удмуртнефть"
Кол-во
РИР
Прирост
дебита
нефти,
т/сут
Геол.
эфф-ть, %
Технол.
эфф-ть, %
2008
55
18
74
64
2009
21
14,1
61
71
2010
84
8,2
59
76
2008
27
15,1
59
81
2009
47
13,1
87
87
2010
74
10,5
81
78
2008
54
5,8
63
68
2009
34
3,1
78
79
2010
113
3,5
56
72
2008
24
2,5
70
84
2009
19
2,5
78
84
2010
8
3,3
91
88
Применяемые технологии
1. Цементные растворы
2. Полимерцементные растворы
3. Синтетические смолы
4. ВУС
5. ЭЦН с пакером
6. Двухпакерная компоновка
1. Цементные растворы
2. Полимерцементные растворы
3. Синтетические смолы
4. ВУС
5. ЭЦН с пакером
6. Двухпакерная компоновка
7. Доп.колонна
8. Металлический пластырь
Проблемы
1. Высокая приемистость
интервалов негерметичности
2. Протяжённые интервалы
негерметичности
1. Высокая приемистость
интервалов негерметичности
2. Протяжённые интервалы
негерметичности
3. Негерметичности в
интервале газовых пластов
1. Цементные растворы
2. Синтетические смолы
3. ЭЦН (ШГН) с пакером
4. Доп. колонна
1. Интервалы
негерметичности с
отсутствием непрерывной
приемистости
2. Протяжённые интервалы
негерметичности
1. Цементные растворы
2. Двухпакерная компоновка
3. Кремнийорганические составы
1. Негерметичности в
интервале газовых пластов
11
ООО "РНПурнефтегаз"
Год
12
Причиной снижения получаемых приростов дебита нефти является
общее ухудшение структуры целевого фонда скважин, в которых проводятся
РИР – большая выработанность запасов, высокая обводнённость добываемой
продукции.
Вместе с тем, в данной области остаётся нерешённым ряд проблем,
связанных с проведением УНЭК в условиях высокой приемистости
интервалов негерметичности, нахождения их в интервалах значительной
протяженности и газовых пластов.
Путями решения данных проблем являются как совершенствование и
адаптация
к
конкретным
геологическим
условиям
уже
имеющихся
технологий РИР по УНЭК, так и разработка новых технологий, включая
тампонажные составы и технические средства.
В третьей главе для решения проблемы изоляции нескольких
нарушений
в
протяженном
интервале
эксплуатационной
колонны
предложена технология установки стеклопластиковой колонны-«летучки».
Данная технология позволяет решать те же задачи, что и стальная колонна«летучка», но обладает значительно большей коррозионной стойкостью и, в
случае необходимости, позволяет произвести её разбуривание. Ниже
приведены результаты лабораторных исследований тампонажных составов
для крепления колонны-«летучки», изготовленной из стеклопластиковых
труб, в обсадной колонне скважины. Для этого, как правило, применяются
цементные растворы. По данным лабораторных опытов величина адгезии
цементного
камня
к
металлической
поверхности
колонны-«летучки»
составляет 1-1,5 МПа. Адгезия цементного камня к стеклопластиковой
поверхности намного ниже, чем к металлической, и составляет 0,3-0,5 МПа.
Целью лабораторных исследований являлся поиск способов увеличения
адгезии цементного камня к стеклопластиковой поверхности.
Увеличение величины адгезии в данном случае возможно путём
видоизменения
исходной
стеклопластиковой
поверхности,
альтернативных тампонажных составов и сочетания обоих способов.
подбора
13
Эксперименты
заключались
в
определении
адгезии
различных
тампонажных составов к исходной и модифицированной стеклопластиковой
поверхности и сравнении полученных результатов с адгезией цементного
камня к металлической поверхности.
Результаты лабораторных исследований позволили сделать следующие
выводы.
1.
Механическая
модификация
стеклопластиковой
поверхности
(удаление с поверхности стеклопластиковой трубы верхнего слоя смолы
вместе с частью стекловолокон) позволяет увеличить адгезию цементного
камня к стеклопластиковой поверхности до величины, сопоставимой с
адгезией цементного камня к металлической поверхности.
2. Применение цементных растворов с добавками комплексного действия
(Монолит-Р,
КРЗС)
позволяет
повысить
адгезию
к
шероховатой
стеклопластиковой поверхности на 20-30 %.
3. Добавка ацетоно-формальдегидной смолы торговой марки «Софит» в
цементный раствор до 1 % мас. позволяет еще больше увеличить сцепление с
модифицированной стеклопластиковой поверхностью, однако в этом случае
значительно возрастают сроки отверждения состава.
Таким образом, наиболее оптимальным тампонажным составом для
крепления стеклопластиковых колонн-«летучек» в обсадной колонне
скважины является цементный раствор с комплексными добавками,
улучшающими его свойства, при этом стеклопластиковая поверхность
должна быть модифицирована – необходимо удалить верхний слой смолы
вместе с частью стекловолокон.
Для эффективного построения технологии РИР по УНЭК путём
закачивания тампонажного состава в интервал изоляции необходимо
учитывать:
- геолого-промысловые параметры пласта, к которому приурочена
негерметичность
эксплуатационной
характеристики пласта, его приемистость);
колонны
(фильтрационные
14
- свойства тампонажных составов, применяемых для УНЭК;
- свойства получаемого тампонажного камня и условия его разрушения в
зависимости от депрессии в процессе эксплуатации после РИР.
В
этой
же
главе
представлены
результаты
математического
моделирования процесса закачивания тампонажного состава для устранения
негерметичности эксплуатационной колонны произвольного размера и формы
с использованием вышеперечисленных данных в вертикальных и вертикальнонаклонных скважинах с терригенными коллекторами. При этом принято, что
эффективность РИР определяется закачанным в пласт объемом тампонажного
состава и последующей устойчивостью созданного при этом экрана.
Для моделирования процесса закачивания тампонажного состава в пласт,
к которому приурочена негерметичность эксплуатационной колонны,
используется расчетная схема последовательной смены стационарных
состояний применительно к плоскорадиальной фильтрации несжимаемой
жидкости (рис. 1). Таким образом, для каждого момента времени t, исходя из
формулы Дюпюи, с учетом скин-фактора для зонально-неоднородного
пласта, насыщенного тампонажным составом и водой, уравнение для оценки
изменения забойного давления во времени в водонасыщенном пласте будет
иметь вид:
p w (t )  pk 
где
R
Q TÐ (t )  r (t )  Q 
 s 
ln k ,
ln
2hk  Rw
 2hk r (t )
(1)
pk – среднепластовое давление в водонасыщенном пласте, Q –
постоянная
скорость
закачивания
тампонажного
переменная вязкость тампонажного раствора, h
раствора,
и k
μTР(t)
–
– толщина и
проницаемость водонасыщенного пласта соответственно, r (t ) – радиус
экрана из тампонажного состава в момент времени t , Rw – радиус скважины,
s – скин-фактор,  – вязкость воды в пластовых условиях, Rk – радиус
контура питания.
15
ЦК – цементный камень
ОТ – обсадная труба
ТР – тампонажный раствор
Rw – радиус скважины
Rс – наружный радиус обсадной трубы
Rt – внутренний радиус обсадной трубы
Рисунок 1. Модель негерметичности эксплуатационной колонны.
Для оценки устойчивости экрана из водоизолирующего состава в пласте
необходимо знать его радиус. Последний в каждый момент времени
определяется из уравнения сохранения его объема:
2
r (t )  Rw

Qt
,
hm
(2)
где m – пористость водонасыщенного пласта. Таким образом, расчет
основных параметров закачивания тампонажного раствора производится по
уравнениям (1) и (2) и прекращается при выполнении одного из двух
условий. Первое условие pw (t )  pcr , где pcr – некоторое критическое
давление, за которое можно принять давление гидроразрыва пласта или
давление опрессовки эксплуатационной колонны. Второе условие –
наступление момента времени, при котором весь тампонажный состав (если
речь идет о гелантах или смолах) будет размещен в пласте.
Обоснованность теоретических предпосылок предложенного подхода
проверялась
на
примере
проведенных
РИР
в
скважинах
разных
месторождений. Например, в скважине 4391 Комсомольского месторождения
ООО «РН-Пурнефтегаз», где по результатам геофизических исследований
была установлена негерметичность эксплуатационной колонны в интервале
1591,2–1592,6
м,
то
есть
в
интервале
залегания
монолитного
водонасыщенного пласта ПК16–17 толщиной 13 м, проницаемостью 1,4 мкм2 и
16
пористостью 0,31. После установки взрыв-пакера на глубине 1598 м была
определена приемистость интервала негерметичности, равная 720 м3/сут при
конечном устьевом давлении 2,5 МПа. Среднепластовое давление в
водонасыщенном пласте рассчитывалось по плотности пластовой воды 1180
кг/м3 и составило 18 МПа.
На момент появления негерметичности эксплуатационной колонны дебит
жидкости составлял 130 м3/сут, нефти – 0,4 т/сут, обводненность продукции –
99,7 %, забойное давление – 12,7 МПа. Непосредственно перед резким
обводнением скважины дебит жидкости был равен 115 м3/сут, нефти –
15 т/сут, обводненность продукции составляла 85 %, пластовое давление –
14,5 МПа, забойное – 9,9 МПа.
Для снижения поглотительной способности в интервал нарушения был
закачан со скоростью 11,7 м3/ч вязкоупругий состав – водонефтяная
эмульсия вязкостью 150 мПа·с в объеме 12 м3 при конечном устьевом
давлении 10 МПа с последующим закреплением нарушения полимерцементным раствором «Монолит-К» в объеме 0,75 м3. При устьевом
давлении 10 МПа закачивание тампонажного состава было остановлено по
причине достижения максимального давления опрессовки эксплуатационной
колонны.
Результаты расчетов сравнивались с промысловыми данными. При этом
для сравнения были отобраны ключевые параметры: давление на устье
скважины в процессе РИР и дебит нефти после РИР.
На рис. 2 показаны результаты расчетов радиуса проникновения
вязкоупругого состава в пласт в зависимости от времени – r(t). Видно, что в
момент окончания закачивания в пласте сформировался экран радиусом
0,98 м.
17
Рисунок 2. Зависимость радиуса проникновения тампонажного состава в
водонасыщенный пласт от времени закачивания.
На рис. 3 показаны прогнозные дебиты нефти после РИР и
обводненность продукции в зависимости от забойного давления.
Зона
разрушения
цем. камня
Рисунок 3. Изменение дебита нефти и обводненность продукции в
зависимости от забойного давления после успешных РИР.
18
Согласно промысловым данным после пуска скважины пластовое
давление составляло 14,5 МПа, забойное – 10,4 МПа, а дебит нефти
изменялся с 9,9 т/сут в первый месяц до 13,0 т/сут в последующие месяцы.
Проведенный расчет показал, что после проведения РИР при тех же условиях
дебит нефти должен составить 13,6 т/сут, что менее чем на 5 % отличается от
фактического значения.
Таким образом, предложенное математическое моделирование процесса
закачивания тампонажного состава в негерметичность эксплуатационной
колонны позволяет с достаточной точностью предсказывать результат
изоляции нарушений колонны произвольной формы и размера.
В четвертой главе приведены научно-методические (алгоритм и
матрица) и промысловые исследования по совершенствованию и внедрению
технологии УНЭК в скважинах ОАО «НК «Роснефть».
Для выбора технологии РИР по УНЭК нами разработан алгоритм, в
соответствии с которым исходным параметром построения технологии
является количество нарушений и их протяженность (рис. 4). При
установлении одного нарушения (или нескольких в интервале до 20 м)
рекомендуется проводить работы методом тампонирования. При наличии
нескольких нарушений на большом расстоянии (более 50 м) даже проведение
нескольких и неоднократных операций тампонирования не приводит к
достижению поставленной цели. В этом случае рекомендуется применение
технических средств.
Для изоляции интервалов негерметичности большой протяжённости
нами предложена и запатентована технология установки колонны-«летучки»
(патент РФ №79930). Последняя состоит из колонны стеклопластиковых
труб, спускаемых на механической подвеске, и элемента, расцепляющего
колонну-«летучку» и механическую подвеску (рис. 5).
Выбор технологии РИР по УНЭК
Количество и протяженность нарушений
1 нарушение э/к
протяженностью до 20 м
0
Удельная
приемистость
< 15 м3/(сут∙МПа)
Материал
Съемный
металлический
пластырь.
Смола
1000
1000
15-35
(сут∙МПа)
Цементный
раствор
> 35 м3/(сут∙МПа)
ВУС +
цем.
раствор
м3/
1500
Пласты группы Б
Многочисленные нарушения в интервале
более 50 м
Профильный
перекрыватель.
До глубины
подвески ЭЦН.
Материал
< 15 м3/(сут∙МПа)
Смола
2000
ЭЦН
2000
15-35 м3/
(сут∙МПа)
Цем.
раствор с
замедл.
> 35 м3/(сут∙МПа)
ВУС +
цем.
раствор с
замедл.
Стеклопла
стиковая
колонна«летучка»
Двухпакерная
компоновка.
Ниже глубины
подвески ЭЦН.
Стеклопла
стиковая
колонна«летучка»
Ограничение:
1500
Удельная
приемистость
Установка
ЭЦН с
пакером.
Для
нарушений
выше
глубины
подвески
ЭЦН.
19
Сеноманский горизонт
0
Несколько нарушений в
интервале 20-50 м
депрессия до
11 МПа
Двухпакерная
компоновка.
Ниже
глубины
подвески
ЭЦН.
Рисунок 4. Алгоритм выбора технологии РИР по устранению негерметичности эксплуатационной колонны
20
1 - эксплуатационная колонна,
2 - механическая подвеска,
3 - элемент, расцепляющий колонну-«летучку» и
механическую подвеску,
4 - колонна-«летучка»,
5 - интервал изоляции эксплуатационной колонны или
отключаемого пласта,
6 - цементный мост.
Рисунок 5. Технологическая схема установки стеклопластиковой колонны«летучки».
Трубы
соединяются
между
собой
муфтами,
выполненными
из
разбуриваемых материалов. В качестве механической подвески используется
бурильная или насосно-компрессорная труба. Элемент, расцепляющий
колонну-«летучку» и механическую подвеску, представляет собой пару
переводников с левой резьбой или соединенных при помощи срезаемых
штифтов. Устройство оснащено дополнительно трубой, установленной
внутри
колонны-«летучки»
с
помощью
переводника
на
элементе,
расцепляющем колонну-«летучку» и механическую подвеску. После спуска
колонны-«летучки»
в
скважину
производится
её
цементирование,
разбуривание цементного моста (в т.ч. внутри колонны-«летучки») и запуск
скважины в эксплуатацию.
При выборе технологии изоляции газа определяющим фактором является
создание на пути движения газа в ствол скважины непроницаемого
газоизолирующего экрана. Для повышения эффективности работ по
изоляции прорыва газа в добывающих нефтяных скважинах нами разработан
21
способ,
предотвращающий
поступление
гелеобразующего
состава
в
нефтяной пласт и упрощающий его освоение (патент РФ №2389865). Для
этого на первом этапе закачивают в перфорационные отверстия нефтяного
пласта цементный раствор в объеме, необходимом для изоляции устьевой
части канала перетока между газоносным и нефтяным пластами и
временного отключения (блокировки) нефтяного пласта. Далее создают
спецотверстия в подошве интервала газоносного пласта, в наиболее
проницаемом его интервале, закачивают в указанные спецотверстия
гелеобразующий состав на основе полиакриламида (ПАА), после чего
осуществляют докрепление цементным раствором или синтетическими
смолами с нейтральным или щелочным отвердителями.
Основная
идея
предложенного
способа
была
использована
при
проведении РИР по изоляции газа в скв. 974 Северо-Комсомольского
месторождения.
Элементы
данной
технологии
апробированы
при
отключении верхнего газоносного пласта в скв. 1855, 1578 и 3031
Барсуковского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз».
Другим направлением создания высокопрочных непроницаемых экранов
против
интервала
негерметичности
колонны
является
использование
кремнийорганических соединений. Данная технология изоляции прорывов
газа опробована на Киенгопском месторождении ОАО «Удмуртнефть».
Скважины этого месторождения характеризуются высокой расчленённостью
продуктивных
пластов,
близкорасположенных
по
многим
вышележащих
установлены
газовых
перетоки
пластов.
газа
из
Особенностью
предлагаемой технологии является то, что на первом этапе с целью создания
в прискважинной зоне непроницаемого экрана в газовый пласт закачивается
кремнийорганический состав АКРОН-РК, затем производится докрепление
цементным
раствором.
После
отверждения
состава
формируется
изоляционный экран, способный выдерживать значительные депрессии и
обеспечивать долговременный эффект изоляции, что не требует закачивания
больших объемов АКРОН-РК.
22
Основные выводы
1. Обобщением областей применения известных технологий УНЭК
показана необходимость их усовершенствования для условий нескольких
нарушений в протяженном интервале колонны и напротив газоносных
пластов.
2.
Анализом
опыта
проведения
РИР
по
УНЭК
в
скважинах
месторождений ОАО «НК «Роснефть» установлено, что успешность их в
наиболее сложных условиях (несколько негерметичностей в протяженном
интервале 50-150 м) не превышает 70 %.
3. Предложено математическое моделирование, описывающее процесс
закачивания тампонажного состава в негерметичность эксплуатационной
колонны и рекомендуемое для расчёта его необходимого объема и режима
эксплуатации скважины после РИР.
4. Разработаны:
алгоритм
и
негерметичностей
матрица
выбора
технологии
эксплуатационных
РИР
колонн,
по
устранению
характеризующихся
различным их количеством, протяженностью и гидродинамическими
условиями в объекте изоляции;
способ
изоляционных
работ
по
устранению
негерметичности
эксплуатационной колонны путём установки в скважине стеклопластиковой
колонны-«летучки» и её цементирования высокоадгезионным тампонажным
составом (патент РФ №79930);
способ изоляции прорывов газа через негерметичность колонны,
основанный на глубоком блокировании источника поступления газа и
временной
изоляции
продуктивного
нефтяного
пласта
(патент
РФ
№2389865).
5. Результаты диссертационных исследований по усовершенствованию
технологий РИР по УНЭК внедрены в 8 скважинах месторождений ООО
«РН-Пурнефтегаз» и ОАО «Удмуртнефть», дополнительная добыча нефти
составила 6,9 тыс. т. в течение первого года эксплуатации после РИР.
23
Основные положения диссертации опубликованы в работах:
в изданиях, рекомендованных ВАК Минобразования и науки РФ:
1. Стрижнев В.А. Выбор технологии РИР по отключению верхних и
промежуточных пластов / В.А. Стрижнев, А.Ю. Пресняков, О.А. Тяпов, В.Г.
Уметбаев // Нефтепромысловое дело. – 2009. - №7. – С.42-45.
2. Пресняков А.Ю. Исследование негерметичности эксплуатационных
колонн геофизическими методами / А.Ю. Пресняков, А.Г. Михайлов, Е.С.
Аликин, А.В. Миллер, В.Н. Еникеев, В.Д. Ташбулатов // Геология, геофизика
и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2009. - №9. – С.29-33.
3. Стрижнев
В.А. Новые
технологические подходы
к решению
проблемы ремонтно-изоляционных работ / В.А. Стрижнев, А.Ю. Пресняков,
О.А. Тяпов, В.И. Никишов // Нефтяное хозяйство. – 2009. - №11. – С.54-56.
4. Ильясов А.М. Моделирование процесса ремонтно-изоляционных
работ по устранению негерметичности эксплуатационной колонны в
нефтяных скважинах / А.М. Ильясов, И.Ю. Ломакина, В.А. Стрижнев, А.Ю.
Пресняков, В.И. Никишов, И.С. Афанасьев // Нефтяное хозяйство. – 2010. № 7. – С.102-105.
5. Шайхутдинов Р.Г. Опыт эксплуатации скважин с протяжёнными
участками
негерметичности
эксплуатационных
колонн
на
примере
месторождений ОАО «Самаранефтегаз» / Р.Г. Шайхутдинов, Э.О. Тимашев,
А.Ю. Пресняков, С.А. Козлов, А.В. Шириня // Научно-технический вестник
ОАО «НК «Роснефть». – 2011. – Вып.№24. – С.38-41.
6. Патент на полезную модель № 79930. Устройство для ремонта
эксплуатационной колонны или селективной изоляции пластов / А.Р.
Латыпов, В.А. Стрижнев, И.А. Латыпов, О.А. Тяпов, А.Н. Харлов, А.Б.
Тамбов, А. Ю. Пресняков // Заявлено 16.10.2008; опубликовано 20.01.2009;
бюл. № 2. – 7 с.
7. Патент № 2389865. Способ изоляционных работ в добывающей
скважине / В.А. Стрижнев, А.В. Корнилов, А. Ю. Пресняков, О.А. Тяпов,
24
А.Г. Михайлов // Заявлено 07.04.2009; опубликовано 20.05.2010; бюл. №14. –
7 с.
в других изданиях:
8. Пресняков А.Ю. Комплексный подход к построению технологии РИР
по устранению негерметичности эксплуатационных колонн для условий
ООО «РН-Пурнефтегаз» / А.Ю. Пресняков, В.И. Никишов, А.Г. Михайлов //
НТЖ «Интервал». – 2008. - №6. – С.10-13.
9. Пресняков А.Ю. Построение технологии РИР по устранению
негерметичности эксплуатационных колонн / А.Ю. Пресняков, А.В. Сахань //
Территория Нефтегаз. – 2008. - №8. – С.62-65.
10.Пресняков
А.Ю.
Анализ
и
направления
совершенствования
технологий ремонтно-изоляционных работ в ООО «РН-Пурнефтегаз» / А.Ю.
Пресняков, П.И. Елисеев, С.Е. Мезиков, Е.С. Аликин // Сборник статей
аспирантов и молодых специалистов «Проблемы геологии, геофизики,
бурения и добычи нефти. Экономика и управление». - Уфа: «Новый стиль». –
2008. - Вып.№5. – С.254-263.
11.Пресняков А.Ю. Комплексные технологии ремонта эксплуатационных
колонн на примере Барсуковского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз»
/ А.Ю. Пресняков // Сборник статей аспирантов и молодых специалистов
«Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и
управление». - Уфа: «Новый стиль». – 2009. - Вып.№6. – С.109-117.
12.Тяпов О.А. Комплексные технологии ремонта и защиты колонн в
скважинах Барсуковского месторождения / О.А. Тяпов, А.Г. Михайлов, С.Е.
Мезиков, А.Ю. Пресняков // Нефть. Газ. Новации. – 2009. - №5-6. – С.108112.
13.Стрижнев В.А. Методы изоляции прорывов газа при разработке
нефтегазовых месторождений / В.А. Стрижнев, А.Ю. Пресняков, В.И.
Никишов, А.Г. Михайлов // Научно-технический вестник ОАО «НК
«Роснефть». – 2010. - №4. – С.36-39.
25
14.Пресняков А.Ю. Комплексный подход к построению технологии РИР
по устранению негерметичности эксплуатационных колонн для условий
ООО «РН-Пурнефтегаз» / А.Ю. Пресняков, В.И. Никишов, А.Г. Михайлов //
Сборник докладов III Международной научно-практической конференции
«Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения
нефтеотдачи пластов». - Геленджик, Краснодарский край. - 2008. – С.42-46.
15.Пресняков
А.Ю.
Разработка
дизайна
РИР
с
использованием
стеклопластиковой колонны-летучки. // «Материалы третьей научнотехнической
конференции
молодых
специалистов
ООО
«РН-
УфаНИПИнефть». - Уфа: Вагант. - 2009. – С.108-112.
16.Пресняков А.Ю. Пути решения проблемы изоляции прорыва газа в
скважину / А.Ю. Пресняков, В.А. Стрижнев, В.И. Никишов // Сборник
докладов
5-ой
Международной
научно-практической
конференции
«Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения
нефтеотдачи пластов». - Геленджик, Краснодарский край. - 2010. – С.71-74.
17.Пресняков А.Ю. Методы изоляции газа при разработке нефтегазовых
месторождений / А.Ю. Пресняков, В.А. Стрижнев, В.И. Никишов // Тезисы
докладов Х научно-практической конференции «Геология и разработка
месторождений с трудноизвлекаемыми запасами». – Москва. - 2010. – С.56.
Скачать