Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка технологии и материалов для ремонтно - изоляционных работ при расконсервации скважин

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологии и материалов для ремонтно - изоляционных работ при расконсервации скважин"

На правах рукописи

005003843

ШАТАЛОВ ДМИТРИИ АЛЕКСАНДРОВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ И МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ РЕМОНТИО - ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ ПРИ РАСКОНСЕРВАЦИИ СКВАЖИН

25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

- 8 ДЕК 2011

Тюмень-2011

005003843

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном

образовательном учреждении высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Министерства образования и науки Российской Федерации

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Зозуля Григорий Павлович Официальные оппоненты: - доктор технических наук,

Кочетков Леонард Михайлович, - кандидат технических наук, Бурдин Константин Валериевич Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Сибирский научно - исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 23 декабря 2011 года в 14.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомится в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан 21 ноября 2011 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета, доктор технических наук, профессор Г.П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Энергетической стратегией России на период до 2030 года предусматривается довести добычу нефти в России до 530 - 535 млн. тонн и газа до 885 - 940 млрд. куб.м. в год. При этом ведущая роль принадлежит Тюменской области, на долю которой приходится ежегодно 291 - 292 млн. тонн нефти и 608 - 625 млрд. куб.м. газа.

Однако падающая добыча нефти на большинстве месторождений нефти и выработанность запасов газа на крупнейших газовых и газоконденсатных месторождениях Ямала (Уренгойское, Медвежье, Заполярное и др.) ставит проблемы эксплуатации «стареющих» скважин особенно остро, когда объективно быстро увеличивается их бездействующий фонд, в котором растет доля законсервированных, нерентабельных по причине высокой обводненности продукции и требующих капитального ремонта скважин (более 30 % при нормативном проектами уровне в 10 %).

В таких условиях эффективность освоения недр и успешность функционирования добывающих нефтегазовых компаний напрямую зависит от их технического оснащения и технологического обеспечения, востребованные объемы которых определяются уровнем сервисного обслуживания, включающего бурение, эксплуатацию и ремонт скважин.

В России и, прежде всего в Западной Сибири, нефтегазовым сервисом занимаются около 200 компаний и сфера их обслуживания постоянно расширяется как по спектру предлагаемых технологий, так и по качеству договорных услуг. При этом в рамках сервисного рынка быстрее растут потребности в высокотехнологичных услугах, таких как: геофизические исследования скважин (ГИС), горизонтальное бурение, гидроразрыв пластов (ГРП), ремонтно-изоляционные работы (РИР), сооружение боковых и горизонтальных дополнительных стволов (БС), применение технологий непрерывных гибких труб (НТ - колтюбинга), расконсервация и возврат в разряд действующих остановленных по различным причинам скважин.

Поэтому рассматриваемая в работе проблема, являясь составной частью стратегических задач развития ТЭК России и Западной Сибири, является актуальной.

Цель работы - дополнительная добыча углеводородов за счет разработки и внедрения технологии и материалов для крепления боковых стволов при расконсервации обводнившихся нефтяных и газовых скважин.

Основные задачи исследований

1. Анализ состояния нефтегазового сервиса в России и обоснование сервисного подхода к выбору перспективных технологий и материалов.

2. Разработка рецептур облегченных тампонажных растворов, современный уровень исследований которых позволяет рекомендовать их к применению в составе сервисных технологий ремонта нефтяных и газовых скважин.

3. Разработка способа расконсервации обводнившихся нефтяных и газовых скважин, включающего технологию крепления дополнительных боковых стволов.

4. Апробация разработанных материалов в сервисных организациях по ремонту обводнивщихся нефтяных и газовых скважин.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются технологии ремонта нефтяных и газовых скважин, а предметом - облегченный водоизолирующий цементно -диатомитовый тампонажный материал для крепления боковых стволов в проблемных интервалах нефтяных и газовых скважин.

Научная новизна диссертационной работы

1. Обоснован сервисный подход к выбору технологий и материалов для РИР в нефтяных и газовых скважинах, базирующийся на их адекватности современным требованиям производства и востребованности на рынке сервисных услуг в ТЭК России.

2. Изучен механизм и доказана возможность формирования низкопроницаемого тампонажного камня на основе портландцемента

ПЦТ 1-100 и диатомита Камышловского месторождения. Получены аналитические зависимости, описывающие физико-химические процессы в формирующемся во времени камне оптимизируемой рецептуры.

3. Установлена целесообразность применения капиллярной пропитки водой исследуемых образцов как экспрес - метода оценки водоизолирующих свойств, структуры формирующегося низкопроницаемого тампонажного камня.

Практическая ценность и реализация

1. Предложена методика исследования свойств облегченного тампонажного раствора и камня, включающая комплекс стандартных и специальных методов исследований, применение которых позволяет повысить надежность и качество полученных результатов, а значит и уровень сервиса технологии, в которой рекомендуется применение диатомито - содержащего

тампонажного материала.

2. Для повышения качества крепления основных и боковых стволов в проблемных зонах водоперетоков, аномально низкого пластового давления (АНПД) и интервалах поступления высокообводненной продукции скважин предложен облегченный цементно - диатомитовый раствор, содержащий тампонажный портландцемент (70 %), диатомит (30 %), армирующую уплотняющую структуру камня (волокно Ф-1) и водоотталкивающую

органическую добавку (керосин).

3. Разработан способ расконсервации скважины путем сооружения и крепления бокового наклонного ствола в обводнившихся нефтяных и газовых скважинах (патент РФ № 2349733), применение которого позволяет дополнительно добывать безводную нефть и конденсат (газ).

4. Разработанный облегченный тампонажный цементно - диатомитовый раствор применен при РИР в двух обводнившихся скважинах ООО «Ноябрьский КРС - Сервис» и в 2-х скважинах сервисной компании ООО «Газпром подземремонт Уренгой», что позволило только за три месяца 2010 года дополнительно добыть 1700 тонн безводной нефти.

Основные защищаемые положения

1. Сервисный подход к ремонту нефтяных и газовых скважин.

2. Комплексная методика исследования свойств облегченного тампонажного раствора и камня.

3. Состав тампонажного облегченного материала на основе портланцемента и диатомита с добавками, регулирующими технологические свойства формирующегося низкопроницаемого камня.

4. Способ расконсервации скважины путем сооружения и крепления боковых стволов из обводнявшихся нефтяных и газовых скважин.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности 25.00.15 - «Технология бурения и освоения скважин»

Диссертация соответствует паспорту данной специальности в части пункта 3 области исследований: «Физико - химические процессы в горных породах, буровых и цементных растворах с целью разработки научных основ обоснования и оптимизации рецептур технологических жидкостей, химических реагентов и материалов для строительства скважин».

Апробация результатов исследований

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: Межрегиональной научно - технической конференции (НТК) с Международным участием, посвященной 45-летию Индустриального института и 10-летию кафедры «Ремонт и восстановление скважин» (31 октября - 2 ноября 2008 г., г. Тюмень, ТюмГНГУ); Межрегиональной НТК с Международным участием, посвященной 10-летию Института нефти и газа и 65-летию Победы в Великой Отечественной Войне (11 - 12 февраля 2010 г., г. Тюмень, ТюмГНГУ); Всероссийском конкурсе инновационных проектов «Зворыкинский проект» (28 июня - 2 июля 2010 г., г. Москва, ВВЦ); Всероссийском форуме «СЕЛИГЕР 2010. Инновации и техническое творчество» (10 - 19 июля 2010 г., Тульская обл.); окружном Молодежном инновационном конвенте Уральского федерального округа (19-20 ноября 2010 г., г. Тюмень, Западно-Сибирский инновационный центр нефти и

газа); втором Международном форуме «Нефтегазовый сервис. Западная Сибирь» (13 - 14 апреля 2011 г., г. Тюмень); конкурсе «УМНИК 2011» (18 - 19 апреля 2011 г., г. Тюмень, Западно-Сибирский инновационный центр нефти и газа).

Публикации

Результаты выполненных исследований опубликованы в 13 печатных работах, в том числе в 4 изданиях, рекомендованных ВАК РФ. По результатам исследований получен 1 патент РФ на изобретение.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 156 страницах, содержит 14 таблиц, 26 рисунков. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 94 наименований, 4 приложений.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, определены цель и задачи исследований, изложены научная новизна и практическая ценность, сформулированы основные защищаемые положения.

Первый раздел посвящен анализу состояния нефтегазового сервиса в России. Мировые тенденции развития данного сервиса таковы, что носителями новых идей для нефтегазовой отрасли являются сервисные компании, а сам нефтегазовый сервис является «локомотивом» развития инновационных технологий. При этом качество и надежность являются основными составляющими современного технологического сервиса и должны лежать в основе сервисного подхода к выбору технологий и материалов для ремонта нефтяных и газовых скважин.

Анализ отечественного и зарубежного опыта показал, что в 2000 г. сервис компаний с иностранным капиталом в России составлял 1%, в 2005 г. - 31 % а в 2010 - уже около 40 % (экспертная оценка) всего нефтегазового сервиса в стране.

На сегодняшний в России функционируют около 200 нефтяных и газовых сервисных компаний, из которых наиболее крупными (независимыми) являются - «Буровая компания Евразия», «Интегра», «Сибирская Сервисная Компания», занимающие вместе около 18 % сервисного рынка. При этом только по итогам 2007 года российский рынок нефтегазового сервиса оценивался примерно в 11,5 млрд. долларов. Однако уже в 2010 г. его объем приблизился к 20 млрд. долларов, а к 2015 г. должен составить 40 млрд. долларов (до 50 % затрат на развитие всего нефтегазового комплекса России).

Из прогноза добычи нефти, близкому к показателям «Программы изучения недр для воспроизводства минерально - сырьевой базы (МСБ) на 2005 - 2010 гг. и на перспективу до 2020 г.», следует, что наибольший интерес для сервисных компаний в ближайшие 10 лет будут представлять Западная Сибирь, Тимано-Печорская провинция, Восточная Сибирь и шельф России.

Из анализа развития ТЭК России следует, что в Западной Сибири активно растущими являются такие виды технологического сервиса, как бурение, КРС, сейсморазведка и ГИС. По статистике анализируемого сервиса при КРС в Западно - Сибирском регионе в среднем около 10 % выполняемых ремонтов скважин направлены на ремонтно - изоляционные работы (РИР), которые имеют тенденции к росту в период от 2010 до 2015 г.г., (на 20 и 50 %, соответственно). При этом успешность работ по РИР во многом определяется качеством применяемых тампонажных материалов, в том числе облегченных для условий АНПД, обладающих улучшенными водоизолирующими свойствами, по сравнению с достаточно широко применяемыми (например, с добавками глинопорошка, микросфер и др.)

Анализ развития эксплуатационного бурения показал, что здесь прогрессирует сервис по бурению боковых стволов (БС), который в России за последнее десятилетие существенно вырос. При этом дополнительная добыча из БС в 2010 г. в целом по стране оценивается на уровне 4 млн. тонн. Поэтому данное направление развития сервисных услуг является перспективным.

Второй раздел посвящен выбору методик для исследований технологических параметров и свойств тампонажного раствора и камня, основам методического подхода к планированию экспериментов и обработке

полученных результатов.

Вопросам твердения минеральных вяжущих веществ, преобладающих в составах тампонажных материалов для РИР, посвящены труды многих ведущих отечественных и зарубежных исследователей. Среди них работы: Агзамова Ф.А., Байкова A.A., Бабушкина В.И., Булатова A.A., Баженова П.И., Бутта Ю.М., Данюшевского B.C., Зозули Г.П., Клещенко И.И., Кравцова В.М., Кравченко И.В., Кузнецовой Т.В., Кузнецова Ю.С., Ларионовой З.М., Москвина В.М, Мавлютова М.Р., Мирзаджанзаде А.Х., Новохатского Д.Ф., Овчинникова В.П., Пащенко A.A., Рояка С.М., Сычева М.М., Соловьева Е.М., Тимашева В.В., Мета П.К., Робсона Т.Д., Судо Г., Танаки М. и многих других.

Для исследования технологических свойств тампонажных растворов и физико - механических параметров формирующихся из них образцов камня применялись как стандартные, так и специальные методы исследований, которые составили основу рекомендуемой комплексной методики.

Стандартными методами (действующие ГОСТ и ТУ) исследовались технологические свойства растворов: плотность по АБР-1, растекаемость по конусу АзНИИ, водоотделение с помощью мерных цилиндров, время загустевания на консистометре, сроки схватывания на приборе Вика.

Специальными методами определялись следующие физико-механические параметры камня: прочность на изгиб (ГОСТ 1581-96) и на сжатие неразрушающим ультразвуковым методом на приборе «Бетон-32», прочность сцепления камня с металлом методом отрыва с помощью пресса П-10, изменение объема на установке «Chandler Engineering» 4268ES, водопроницаемость на пермиометре «Chandler Engineering 2030», время капиллярной пропитки на таймере «GST 294.00», рентгенофазовый анализ образцов камня на дифрактометре Philips PW1800. В комплексе эти методы (в сочетании с предлагаемым методом капиллярной пропитки водой камня)

обеспечивают современный уровень исследований технологических свойств тампонажных растворов и камня, рекомендуемых к применению в разработанном способе расконсервации обводнившихся нефтяных и газовых скважин.

В третьем разделе приведены сведения о существующих методах расчета плотности облегченных тампонажных растворов, выборе вида облегчающих добавок и свойствах формируемых из них растворов и камня. На основе сравнения показана целесообразность применения диатомитов в качестве облегчающих добавок в тампонажные растворы, свойства которых изучены недостаточно полно, так как отличаются по составу на новых месторождениях Урала (например Камышловское месторождение), которые необходимо исследовать и разрабатывать.

Диатомит Камышловского месторождения отличается от известных (Киргизского, Ахалинского, Поронайского и др.) повышенными содержанием органического мелкокристаллического кремнезема (не менее 82 %) и несколько большим содержанием глинозема (около 7 %), что представляет научный и практический интерес для изучения возможности его использования при производстве тампонажных портландцементов, в которых для умеренных температур (51 - 100°С) в цементах с минеральными добавками содержание последних ограничивается пределами 6-20 %, а добавок осадочного происхождения не должно быть более 10 % от массы цемента (ГОСТ 1581-96).

Поэтому в исследованиях в качестве активной минеральной добавки осадочного происхождения, снижающей плотность и улучшающей технологические свойства тампонажного раствора, был выбран диатомит Камышловского месторождения Среднего Урала, а базовым вяжущим веществом - портландцемент марки ПЦТ 1-100 Сухоложского ОАО, широко используемый для тампонирования скважин и РИР на месторождениях нефти и газа Западной Сибири.

В качестве жидкости затворения был выбран 6 %-ый водный раствор комплексной соли (КС), целесообразность применения которой была доказана ранее проведенными исследованиями (совместно с Тулубаевым А.Б., Поповой Ж.С. и др.). Это соль сложного состава (КС1 - не менее 68 %, NaCl в пределах 4 - 9 %, MgCl2 в пределах 4 - 9 %, СаС12 в пределах 0,7 - 1,4 %), которая выпускается по ТУ 1714-453-05785388-99 и подтверждена сертификатом соответствия № ТЭК RU.XH06.H00698,

На первом этапе исследований решалась задача по оптимизации состава раствора и формируемого из него камня в 2-х суточном возрасте в соответствии с требованиями ГОСТ 1581-96. Для решения данной задачи был применен метод 3-х факторного эксперимента, в котором 2 фактора изменялись на 3-х уровнях (содержание диатомита - х,: 15, 30, 45 % и х2- водо:твердое отношение - 0.5, 0.65, 0.8, а один фактор - температура х3 изменялась на 2-х уровнях: 22°С и 75°С).

В качестве рецептуры сравнения для исследований был выбран раствор на основе портландцемента ПЦТ 1-100 без добавок при водо:цементном отношении 0.5.

Статистически обработанные результаты 1 этапа исследований рецептур с различным содержанием диатомита приведены в таблице 1.

Анализ данных таблицы 1 показывает, что по показателям технологических свойств раствора и камня (в соответствии с требованиями ГОСТ 1581-96) оптимальной является рецептура № 6 с содержанием диатомита 30 % и водо.твердым отношением 0.65.

По результатам эксперимента для предела прочности на изгиб камня в возрасте 2-х суток было получено уравнение регрессии следующего вида: у=2,599-0,384х,-0,634х2+0,396хз+0,309х,х2-0,171х,хз+0,064х2хз-0,079х,х2хз

В полученном уравнении регрессии все коэффициенты являются значимыми, а оценка возможной погрешности изменения факторов не превышает 7%.

Таблица 1 - Результаты исследований технологических свойств раствора и камня на основе портландцемента ПЦТ1-100 (ОАО «Сухоложскцемент») и диатомита Камышловского завода, твердевших в течении 2 суток в воде

N п/п Состав твердой фазы раствора, мае. ч Растворо-твердое (Р:Т) или водо-цементное (В:Ц) отношение Плотность поАБР-1, кг/м3 Растекаемость, (по конусу АзНИИ), мм Время загустевания, ч-мин (до консистенции ЗОВсв ед.Вердена) Водоотделение, мл. (см3) (Мерные цилиндры по ГОСТ 1770-74) Сроки схватывания, ч-мин (прибор Вика) Предел прочности камня на изгиб (на приборе «Бетон -32»), МПа

начало конец

22°С 22°С 22°С 22"С 22°С 75UC 22иС 22"С 75°С 22°С 75°С 22UC 75°С

1 1,0Ц В:Ц=0,5 1833 220 3-20 1-45 5.2 6-10 1-55 7-30 2-10 3,92 6,10

2 0,85Ц + 0,15Д Р:Т=0,5 1831 210 2-30 1-35 1.6 6-42 1-45 7-42 2-15 4,02 4,34

3 0,85Ц + 0.15Д Р:Т=0,65 1710 230 2-45 1-45 2.0 6-55 1-50 7-58 2-27 3,45 3,84

4 0,85Ц + 0,15Д Р:Т=0,8 1621 >250 3-10 2-27 3.2 7-06 2-00 8-10 3-36 3,15 3,49

5 0,7 Д + о,зд Р:Т=0,5 1795 190 2-47 1-28 0 7-20 1-50 7-55 2-29 3,61 3,96

6 0,7 Ц + о,зд Р:Т=0,65 1635 215 3-54 1-35 0 7-35 2-00 8-25 2-40 3,41 3,73

7 0,7 Ц + о,зд Р:Т=0,8 1597 230 4-10 2-10 0 8-10 2-10 8-40 2-59 1,98 2,31

8 0,55Ц + 0,45Д Р:Т=0,5 1757 110 2-25 1-02 0 6-30 1-10 8-20 2-29 1,30 1,59

9 0,55Ц + 0,45Д Р:Т=0,65 1651 120 2-36 1-16 0 6-42 2-15 8-35 2-59 1,01 1,32

10 0,55Ц + 0,45Д Р:Т=0,8 1572 150 2-53 1-22 0 7-45 2-37 8-57 3-05 0,45 0,78

Обозначения: Ц - портландцемент ПЦТ) -100, Д - диатомит Камышловского месторождения, В -вода, Р - 6-ый водный раствор соли КС

м

Анализ уравнения позволяет констатировать, что в пределах заданных значений изменения уровней факторов х^ х2, хз снижению прочности в 2-х суточном возрасте способствует (в порядке уменьшения степени влияния) водотвердое отношение и содержание диатомита хь совместное влияние содержания диатомита и температуры Х|Х3, совместное влияние всех 3-х факторов х,х2хз Способствует росту прочности камня в 2-х суточном возрасте увеличение температуры хз, увеличение совместного содержания диатомита и водотвердого отношения Х1Х2, совместное влияние водо:твердого отношения и температуры Х2Х3. Такой характер формирования прочности образцов камня в 2-х суточном возрасте, по-видимому, можно объяснить высокой абсорбционной (водопоглощающей) способностью диатомита и особенностями его химического состава (повышенное содержание органического кремнезема и глинозема).

На втором этапе исследований изучалось влияние различных добавок на свойства формирующегося из данного состава (30 % диатомита и 70 % цемента) камня через 2, 7, 28 суток твердения в воде при нормальных условиях (20 ± 2°С).

На основе анализа литературных источников и ранее проведенных поисковых исследований в качестве добавок, улучшающих водоизолирующие свойства формируемой во времени структуры тампонажного камня, были выбраны:

- органосодержащая добавка - керосин, вводимая в жидкость затворения в количестве 1 % (от веса цемента)

- уплотняющее структуру камня волокно Ф-1 на основе полипропилена в количестве 0,04 % от веса цемента.

В качестве рецептур сравнения на втором этапе исследований были выбраны растворы на основе портландцемента без добавок марки ПЦТ 1-100 (рецептура № 1) и состав облегченного тампонажного раствора с алюмосиликатными микросферами (рецептура № 2), свойства которого достаточно полно были изучены ранее (на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» Овчинниковым В.П. и др., а также Зозулей Г.П. с участием автора и др. на бывшей кафедре «Ремонт и восстановление скважин») и

который находит применение при креплении нефтяных и газовых скважин в Западной Сибири.

Статистически обработанные результаты 2-го этапа исследований рецептур тампонажных материалов представлены в таблице 2.

Анализ изменения во времени прочности на изгиб и на сжатие (таблица 2) образцов камня свидетельствуют о возрастании (к 7 суткам твердения) и стабилизации их значений (к 28 суткам) у всех исследуемых рецептур. При этом рецептуры с добавкой диатомита (№ 3, № 4, № 5) формируют камень, прочность которого на изгиб уже в 2-х суточном возрасте превышает требования ГОСТ 1581-96, а к 28 суткам пределы прочности на изгиб и сжатие (например для рецептуры № 5) превышает аналогичные значения для рецептуры сравнения № 2 (с АСМ) на 6 % и 13 %, соответственно.

Указанное изменение прочности сопровождается снижением водопроницаемости образцов камня, сформировавшихся в течение 28 суток твердения в воде (при н.у.) из рекомендуемой рецептуры №5, по сравнению с рецептурой сравнения № 2 (с АСМ), в 1,71 раза.

Формирование у диатомито - содержащих рецептур (№ 3, № 4, № 5) более низкопроницаемых для воды структур к 28 суткам твердения в воде (при н.у.) сопровождается увеличением времени капиллярной пропитки образцов камня, которое, например для рецептуры № 5, увеличивается в 1,62 раза, по сравнению со временем пропитки образцов камня рецептуры № 2 (табл. 2).

При этом указанные изменения физико-механических свойств сопровождаются увеличением прочности сцепления камня с металлом, которое у рецептуры № 5 в аналогичных условиях (к 28 суткам твердения при н.у.) в 1,18 раза больше, чем у рецептуры № 2.

На заключительной стадии 2-го этапа были проведены оценочные исследования объемных изменений твердеющих при различных условиях образцов изучаемых рецептур на приборе 4268ES по методике, приведенной в разделе 2 диссертационный работы. Испытания рецептур в течение 25 часов (при 22°С и АР = 20 МПа) с доступом воды в процессе твердения показали, что

Таблица 2 - Физико-механические свойства образцов камня, приготовленных на основе ПЦТ 1-100 и регулируемых

структуру камня добавок, твердевшие при н.у. в воде (20±2°С)

Ре Состав Растворо -твердое отношен ие (В:Ц, Р:Т) Плотн ость Пределы прочности камня ( на приборе «Бетон -32»), МПа, в возрасте 2,7,28 суток Прочность сцепления с Водопроницаемость, (х10'7мкм2) (на Время капиллярной

це п TV твердой фазы раствора Т, °С по АБР-1, изгиб сжатие изгиб сжатие изгиб сжатие металлом, МПа (методом отрыва пластины) пермиометре Chandler Engineering 2030) пропитки, мин (на таймере C.S.T. 294-00)

pa , мае. ч (кг/м' ) 2сут. 7сут 28сут 2сут 7сут 28сут 2сут 7сут 28сут 2сут 7сут 28сут

1 1,0 Ц В:Ц=0,5 22 1833 3,92 18,22 4,92 24,71 5,8 26,67 1,80 2,40 2,80 0,35 0,31 0,29 21,2 44,2 49,0

2 85% Ц + 15% АСМ Р;Т=0,65 22 1460 2,61 10,05 3,21 13,31 3,51 14,72 1,30 1,69 1,8 0,29 0,26 0,24 22,0 51,4 84,4

3 70% Ц + 30%Д Р:Т=0,65 22 1635 3,41 14,05 3,92 16,03 4,31 18,78 1,71 2,25 2,52 0,32 0,22 0,19 32,1 87,2 124,2

4 70% Ц + 30%Д +1%К от веса цемента Р:Т=0,65 22 1635 3,15 12,03 3,62 15,02 3,92 17,62 1,65 2,14 2,32 0,29 0,19 0,17 42,4 89,5 130,4

5 69,96%Ц + 30%Д + 1 % К* + 0,04 % Ф-1 от веса цемента Р:Т=0,65 22 1633 3,01 11,46 3,41 14,52 3,73 16,91 1,52 2,02 2,13 0,19 0,15 0,14 47,4 118,2 136,6

Обозначения: В:Ц - водо;цементное отношение; Р:Т - растворо:твердое отношение; Д - диатомит; К - керосин; Ф-1 - наполнитель волокнистый; КС - комплексная соль; АСМ - алюмосиликатные микросферы; К - керосин вводится в количестве 1 % от веса цемента в жидкость затворения

объемные изменения (усадка) для диатомито-содержащих рецептур составили 2,5 %, в то время как у рецептур № 1 и № 2 они составили 3 %.

Результаты исследований (табл. 2) технологических свойств образцов во времени: прочности на изгиб А^х,) и сжатие Я^), прочности сцепления с металлом С(х3), водопроницаемости Дх4), времени капиллярной пропитки камня Г(х5) обрабатывались с помощью системы «МаЛсас!». В результате обработки были получены функциональные зависимости в виде уравнений регрессии, сведения о которых представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Сведения об уравнениях регрессии, полученные в системе «МаШсас!» для описания изменения во времени технологических свойств образцов камня исследуемых рецептур (2-7-28 суток при 20 ± 2°С)

№ рец-ры Прочность на изгиб {"(х,) Прочность на сжатие *~(х2) Прочность сцепления с металлом фц)

Вид обобщенной функциональной зависимости:

Г(х) = а-ехр(-х) - Ь-х + с

Значения коэффициентов уравнений регрессии:

31 ь, С) а-, ь2 С-> а3 Ь3 Сз

1 -5,89 -0,042 4,634 -45,03 -0,091 24,111 -3,761 -0,019 2,271

2 -3,938 -0,014 3,115 -21,789 -0,066 12,866 -2,711 хЮ"3 -5,12 хЮ"3 1,657 хЮ"3

3 -3.108 -0,018 3,794 -9,875 -0,131 15,125 -3,545 -0,013 2,164

4 -2,97 -0,014 3,524 -17,666 -0,123 14,175 -3,332 хЮ"3 -8,427 хЮ"3 2,084 хЮ"3

5 -2,413 -0,015 3,306 -18,561 -0,113 13,746 -3,53 хЮ"3 -5,085 хЮ"3 1,988 хЮ"3

Продолжение таблицы 3

Водопроницаемость Г(х4) Время капиллярной пропитки 1"(х5)

№ Вид обобщенной функциональной зависимости:

рец- |Г(х) = а-ехр 1 -х) - Ь-х + с|

ры Значения коэффициентов уравнений регрессии:

а4 ь4 с4 а5 ь5

1 0,263 9,41 0,316 -162,903 -0,222 42,798

2 0,561 9,28 0,266 -160,52 -1,564 40,595

3 0,692 1,399 0,229 -344,92 -1,747 75,286

4 0,71 9,216 0,196 -278,392 -1,936 76,205

5 0,28 4,64 0,153 -494,903 -0,855 112,668

Анализ приведенных в таблице 3 функциональных зависимостей показал, что их целесообразно применять для расчета промежуточных значений технологических свойств образцов камня исследуемых рецептур в пределах заданных граничных значений изучаемых факторов, а также прогнозировать их изменение во времени.

Рентгенофазовый анализ проводился с целью уточнения состава продуктов твердения в процессе формирования структуры образцов исследуемых тампонажных материалов в возрасте 2-7-28 суток при нормальных условиях (20 ± 2°С) в водной среде, что позволило объяснить особенности формирования физико-механических свойств камня при введении различных добавок целевого назначения (диатомит, волокно Ф-1, АСМ, КС -хлоркалий электролит, керосин).

Например (Рис. 1), изучение результатов рентгенофазового анализа рецептуры № 2, проведенного на дифрактометре Philips PW1800, показало, что в составе камня к 28 суткам твердения, помимо соединений, характерных для базового вяжущего ПЦТ 1-100, отмечены следующие образования: САНю (1.478А, 2.47А), С2АН8 (2.610А), С3АНб (1.816А, 2.052А, 2.272А, 2.608А, 2.721 А), АНз (4.841 А). Это гидроалюминаты кальция, идентифицированные как основные, а дополнительным здесь является оксид алюминия - гиббсит АН3 (АЬ0з*ЗН20). Известно, что для близкого по составу к рецептуре № 2 глиноземистого цемента характерна следующая схема превращений гидроалюминатов кальция: САНю -> С2АН8 СзАН6. Такие превращения в структуре твердеющего во времени тампонажного камня (с введением АСМ) могут сопровождаться нарушением контакта частиц алюмосиликатных микросфер с продуктами твердения вяжущего вещества с образованием каналов фильтрации для газа. Это предположение подтверждают данные экспертов, которые выявили тот факт, что при сдаче ряда газовых скважин в эксплуатацию, обсадные колонны которых были зацементированы облегченными составами с добавлением АСМ, были выявлены перетоки газа по заколонному пространству.

На рентгенограммах (Рис. 1) для составов с введением диатомита (рецептура № 3,) и рецептура № 5 (диатомит + керосин + волокно Ф-1), выявлено наличие соединений типа: гидрохлоралюминатов кальция (1.661 А, 2.170А, 2.197А, 2.601 А, 2.880А, З.ЗПА, 4.841 А), вероятных гидросиликатов магния (2.601 А), и гидрохлорсиликатов кальция (1.789А). При этом более четко выделяются отклики с межплоскостными расстояниями, характерными для гидросиликатов кальция СзБН, - (1.690А, 1.755А, 3.005А, 4.842А), С2БН2 -(1.676А, 1.807А, 1.916А, 2.088А, 2.170А, 2.269А, 3.082А), Са(ОН2) - (4.9А, 3.11 А, 2.63А, 2.92А, 1.79А, вероятных гидросиликатов типа С8Н(В) - (1.807А, 3.082А), гидрогранатов и гидросульфоалюминатов кальция (2.752А).

Угол поворота счетчика в угловых градусах [ ° 2 $ ) Рисунок 1 - Рентгенограммы образцов исследуемых рецептур тампонажного

камня, твердевших в воде в течение 28 суток при н.у. (20±2°С). Обозначения: кривая 1 - рецептура № 1, кривая 2 - рецептура № 2, кривая 3 - рецептура № 3, кривая 4 - рецептура № 5

По результатам рентгенофазового анализа было установлено, что гидроалюминатов кальция, как метастабильных фаз, содержится меньше в

рецептурах № 3, № 5, чем в рецептуре № 2 с АСМ. При этом гидросиликаты кальция, формирующие основную прочность в диатомито - содержащих рецептурах, имеют более четко выраженные отклики.

Следует отметить, что на рентгенограммах диатомито - содержащих рецептур (№ 3 и № 5) выявлены линии (отклики) 4.201 А, 3.630А, 3.31 lA, 2.997А, 1.661 А) которых нет на рентгенограмме рецептуры № 1 (базовый ПЦТ 1-100) и их наличие, по-видимому, в определенной степени объясняет особенности формирования структуры твердеющего камня. В целом, с учетом изложенного можно утверждать, что блокирующее воду действие органической гидрофобизирующей поровое пространство камня добавки (керосина - 1 % от веса цемента) и инертного наполнителя Ф-1 (0.04 % от веса цемента) проявляется (в рецептурах № 4 и № 5, таблица 3) в уменьшении проницаемости и улучшении водоотталкивающей способности камня (по увеличению времени капиллярной пропитки водой), а также в уменьшении объемных изменений твердеющего камня при допустимом снижении уровня прочностных свойств (по ГОСТ 1581-96).

В четвертом разделе представлена информация о предлагаемом способе расконсервации обводнившихся нефтяных и газовых скважин реализуемым путем сооружения и крепления бокового ствола.

На основе анализа (раздел 1) было показано, что бурение боковых стволов (БС) зарекомендовало себя в отечественной практике как один из методов реконструкции с целью восстановления работоспособности эксплуатационных нефтяных и газовых скважин. С учетом этого, в работе предлагается новый способ расконсервации скважины, законсервированной по известной технологии с помощью цементного моста, который базируется на вызове притока из пласта за счет преодоления «загрязненной» ПЗП и обводненной зоны путем бурения и крепления бокового ствола, вскрытия им продуктивной части пласта на определяемом по данным ГИС расстоянии от основного ствола скважины (патент РФ № 2349733) (Рис. 2).

Рисунок 2 - Схема расположения бокового ствола с наклонным входом в пласт Обозначения: 1 - направление; 2 - эксплуатационная колонна; 3 - «хвостовик»; 4 - кондуктор; 5 - центратор; 6 - цемент при креплении хвостовика; 7 - манжетный пакер; 8 - цементный мост; 9 - продуктивный пласт; 10 - перфорационные каналы; 11 - глинистый пропласток; 12 - манжетный пакер ПДМ; 13 - башмак хвостовика; 14-тампонажный раствор с АСМ (рецептура №2); 15 - тампонажный раствор с диатомитом (рецептура № 5); 16 - боковой ствол; 17 - обводненная часть продуктивного пласта.

Тем самым осуществляется восстановление гидравлической связи продуктивного пласта из невыработанной его части с устьем скважины, что способствует получению дополнительных дебитов углеводородов из расконсервируемой скважины.

При этом до 30 % сокращается продолжительность ремонтных работ за счет исключения операций по разбуриванию цементного моста, установленного в процессе консервации, а также уменьшения или исключения объема работ (ремонтов) по интенсификации притока углеводородов из пласта, которые неоднократно приходится выполнять для очистки ухудшенной в процессе эксплуатации ПЗП кислотными растворами и (или) преодоления ее перфорационными зарядами большой мощности.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе анализа и обобщения разработан сервисный подход к выбору технологий и материалов для ремонта нефтяных и газовых скважин, заключающийся в обосновании их востребованности и учета необходимости технологической адекватности современным требованиям производства. Показано, что наиболее востребованными сервисными технологиями на рынке услуг в нефтегазовом комплексе для условий Западной Сибири являются: РИР, ГРП, бурение боковых стволов, расконсервация скважин (доля которых составляет от 10 до 16 %).

2. Для обеспечения сервисного проведения работ по РИР предложен и детально исследован состав облегченного цементно - диатомитового тампонажного раствора (ПЦТ 1-100 - 69,96 %, диатомит - 30 %) с добавками (керосин в воде затворения 1 %, волокно Ф-1 - 0,04 %), регулирующими основные технологические свойства формируемого низкопроницаемого камня.

3. Установлена возможность и объяснены особенности твердения камня из вяжущего материала, получаемого введением в портландцемент (ПЦТ1-100) 30 % диатомита Камышловского месторождения, содержащего, по сравнению с известными месторождениями, повышенное количество (не менее 82 %) мелкокристаллического органического кремнезема и глинозема (около 7 %).

4. Получены аналитические зависимости в виде уравнений регрессии, описывающие закономерности формирования прочности камня на изгиб в 2-х суточном возрасте (показатель ГОСТ 1581-96), а также функциональные

зависимости изменения основных физико - механических свойств камня в процессе твердения в течение 28 суток (прочности на изгиб и на сжатие, прочности сцепления с металлом, водопроницаемости, времени капиллярной пропитки камня водой), полученные с применением системы Matchad, которые позволяют оценивать поведение во времени камня из рекомендуемого диатомито-содержащего (30 %) тампонажного состава (рецептура № 5) во времени.

5. Разработан с участием автора способ расконсервации обводнившихся скважин сооружением бокового ствола (патент № 2349733), траектория которого пересекает ухудшенную в процессе эксплуатации призабойную зону, а также интервалы водонасьпценной части продуктивного нефтяного пласта, изолировать которые предлагается разработанным тампонажным материалом.

6. Разработанный тампонажный материал реализован в сервисных компаниях нефтяной (ООО Ноябрьский «КРС - Сервис») и газовой (ООО «Северподземремонт Уренгой») отраслях ТЭК Западной Сибири, где из 4 отремонтированных обводнившихся скважин в течение трех месяцев 2010 года было получено дополнительно 1700 тонн безводной нефти.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах.

1. Захаренко В.А. Особенности ликвидации аварий при капитальном ремонте скважин на месторождениях Крайнего Севера / В.А. Захаренко, Г.П. Зозуля, A.B. Немков, A.B. Кустышев, Д.А. Шаталов // Специализир. сб.: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -2007.-№4. С.9-13.

2. Кряквин Д.А. Оценка успешности колтюбинговых технологий при ремонте скважин на Уренгойском месторождении. / Д.А. Кряквин, A.B. Кустышев, Д.А. Шаталов и др. // «Время Колтюбинга» («Coiled Tubing Times»), - 2007. - 9. С. 43-45.

3. Дмитрук B.B. Вопросы прогнозирования сервисного ремонта газовых скважин. / В.В. Дмитрук, Н.В. Рахимов, Д.А. Шаталов и др. // Труды Межрегиональной науч.-техн. конф. с Международным участием, посвящ. 10-летию Института нефти и газа и 65-летию Победы в Великой Отечественной Войне (11-12 февраля, 2010 г.). - 2010. С. 95-98.

4. Казаков Е.Г. Особенности ремонтно-изоляционных работ на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» / Е.Г. Казаков, Ж.С. Попова, Д.А. Шаталов и др. // Там же. С. 80-85.

5. Шаталов Д.А. О применении таймера всасывающего типа №294-00 для тестирования образцов тампонажного камня при их капиллярной пропитке. / Д.А. Шаталов, Д.С. Леонтьев, К.А. Пилат и др. // Там же. С. 160-163

6. Шаталов Д.А. Исследование свойств тампонажного раствора и камня с облегчающими добавками / Д.А. Шаталов, Д.С. Леонтьев, Г.П. Зозуля и др. // Там же. С. 154-160

7. Кустышев Д.А. Восстановление обводненной газовой скважины бурением бокового ствола. / Д.А. Кустышев, В.Н. Никифоров, И.В. Чижов, М.Г. Гейхман, Д.А. Шаталов // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. -2010. -№3. С. 48-51.

8. Коротченко А.Н. Разработка условий и рекомендаций для осуществления успешного гидравлического разрыва пласта / А.Н. Коротченко,

A.B. Кустышев, Д.А. Шаталов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2010. - № 7. С. 48-50.

9. Маслимов С.Р. Опыт интенсификации притока сеноманских газовых скважин методом гидравлического разрыва пласта / С.Р. Маслимов, Р.В. Ткаченко, Д.А. Кустышев, Д.А. Шаталов // Наука и техника в газовой промышленности. - 2010. - № 4. С. 18-20.

10. Шаталов Д.А. Настоящее и будущее нефтегазового сервиса в России: проблемы и решения / Д.А. Шаталов, Ю.В. Ваганов, Г.П. Зозуля и др. // Сб. материалов второго Международного форума «Нефтегазовый сервис. Западная Сибирь» (г. Тюмень, 13-14 апреля, 2011 г.). - 2011. С.3-6

11. Шаталов Д.А. Сервисный подход к капитальному ремонту скважин / Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна. Материалы седьмой Всероссийской научно-технической конференции посвященной 100-летию Байбакова Н.К. (г. Тюмень, 15 апреля 2011 г.) С. 34-35

12. Шаталов Д.А. Совершенствование нефтегазового сервиса на месторождениях Западной Сибири / Д.А. Шаталов, Д.А. Небогин,

B.C. Семенов и др. // Научно - экономический журнал «Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом» - 2011. - №8. С. 4-8

13. Пат. № 2349733. Способ расконсервации скважины (варианты) / A.B. Кустышев, И.А. Кустышев, Ю.В.Ваганов, В.М. Шенбергер, Д.А. Кряквин, A.B. Немков, Д.А. Шаталов, А.Г. Лесниченко, С.Г. Кочетов. Заявка: 2007114427/03, 16.04.2007. Заявлено 27.10.2008. Опубликовано: 20.03.2009 Бюл. №8

Соискатель

Д.А. Шаталов

Подписано в печать 18.11.2011. Формат 60x90 1/16. Усл. печ. л. 1,0. Тираж 100 экз. Заказ № 407.

Библиотечно-издательский комплекс государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет». 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38.

Типография библиотечно-издательского комплекса. 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Шаталов, Дмитрий Александрович

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ СЕРВИСНОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ПРИ 8 КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН

1.1. Основы сервиса и перспективы его развития

1.2. Роль нефтегазового сервиса в ТЭК России

1.3. Анализ состояния буровых работ

1.4. Анализ ремонтно - изоляционных работ

2. ВЫБОР МЕТОДИК ИССЛЕДОВАНИЙ СВОЙСТВ РАСТВОРА И 38 КАМНЯ И ПЛАНИРОВАНИЕ ЭКСПЕРИМЕНТОВ

2.1. Стандартные методы

2.2. Специальные методы

2.3. Основы методического подхода к планированию экспериментов

2.3.1. Классификация видов анализа

2.3.2. Дисперсионный анализ

2.3.3. Регрессионный анализ

2.3.4. Исследования физико-механических свойств камня системой «МаШсаё»

3. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЛЕГЧЕННЫХ ТАМПОНАЖНЫХ 62 РАСТВОРОВ И ИСХОДНЫХ КОМПОНЕНТОВ

3.1. Методы проектирования составов цементных растворов ^ пониженной плотности

3.1.1. Методы расчета плотности облегченных тампонажных растворов

3.1.2. Выбор вида облегчающей добавки

3.1.3. Свойства облегчающих добавок и содержащих их тампонажных ^5 цементов и растворов

3.1.4. Бентонитовые и глиноцементные растворы для тампонирования горных пород

3.2. Исследование тампонажных составов с облегчающими исследуемыми добавками, регулирующими их свойства

3.2.1. Результаты исследований свойств тампонажных составов 59 стандартными методами (ГОСТ 1581-96).

3.2.2. Результаты исследования прочности рецептур тампонажного 75 камня

3.2.3. Результаты рентгенофазового анализа образцов камня

3.2.4. Результаты исследования рецептуры облегченного тампонажного gg раствора, содержащий алюмосиликатные микросферы (рецептура №2)

3.2.5. Результаты исследования добавки диатомита на свойства раствора 93 и камня

3.2.6. Определение физико - механических свойств тампонажного камня ^02 из исследуемых рецептур

4. РАЗРАБОТКА СПОСОБА РАСКОНСЕРВАЦИИ СКВАЖИНЫ г 14 ПУТЕМ БУРЕНИЯ БОКОВОГО СТВОЛА

4.1. Выбор конструкции забоя боковых стволов

4.2. Разработка способа расконсервации скважины 120 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 126 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 128 ПРИЛОЖЕНИЕ 1 138 ПРИЛОЖЕНИЕ 2 142 ПРИЛОЖЕНИЕ 3 146 ПРИЛОЖЕНИЕ

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологии и материалов для ремонтно - изоляционных работ при расконсервации скважин"

Актуальность работы

Энергетической стратегией России на период до 2030 года предусматривается довести добычу нефти в России до 530-535 млн. тонн и газа до 885 - 940 млрд. куб.м. Здесь ведущая роль принадлежит Тюменской области, на долю которой приходится 291 - 292 млн. тонн нефти и 608 - 625 млрд. куб.м. газа. При этом на развитие нефтяного комплекса России в 2009 - 2030 годах потребуется капитальных вложений в объеме 609 - 625 млрд. долл. США, а на развитие газовой промышленности 565 - 590 млрд. долл. США.

Большинство месторождений нефти и газа Тюменской области находятся либо вступили в позднюю стадию разработки, для которой характерна падающая добыча углеводородного сырья. Для данной стадии характерным является изношенность основных фондов - это прежде всего стареющий фонд более 160 тысяч пробуренных скважин, высокая обводненность нефтяной продукции (75 - 90 %), падение пластовых давлений и выработанность запасов газов крупнейших газовых месторождений (сеноманские отложения Уренгойского, Медвежьего, Заполярного ГКМ) и др. Вместе с тем поставлены амбициозные задачи в «Программе развития до 2020 года», которые должны решаться за счет прироста запасов нефти на больших глубинах, а газа - в Надым-Пур-Тазовском районе Тюменской области, включая месторождения п-ва Ямал и шельфовую зону Карского моря (Штокмановское месторождение), где нужны новые технологии ГРР и добычи углеводородов в условиях суровой ледовой обстановки Заполярья.

Роль нефтегазового сервиса при выполнении поставленных задач трудно переоценить. Объективно эффективность освоения недр и функционирования добывающих компаний напрямую зависит от технического и технологического обновления отраслей ТЭК. Производным синонимом этого обновления является сервисное обслуживание, включающее бурение, эксплуатацию и ремонт скважин. При этом в рамках сервисного рынка быстрее растут потребности в высокотехнологичных услугах (геофизика, горизонтальное бурение, гидроразрыв пластов, ремонтно-изоляционные работы, сооружение боковых и горизонтальных дополнительных стволов, применение технологий гибких безмуфтовых труб, вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов и многие другие). Особого подхода требует проблема интенсивно растущего бездействующего фонда скважин, который составляет сегодня около 40 % всего пробуренного фонда (при нормируемом проектами разработки в 10 %).

В этот фонд сегодня относят не только скважины, законсервированные на длительный срок в соответствии с действующими ПБ 08-624-03 (их реальная цифра порядка 16 % всего фонда скважин), но и остановленные как нерентабельные, чаще обводнившиеся, иногда просто «брошенные» еще в период распада бывшего СССР (7,5 тыс. по данным Госкомфонда). В таких условиях требуется серьезная специализация и решить проблему можно через сервисный подход через создание специализированных самостоятельных сервисных организаций, которые сами будут заботиться об уровне своей эффективности. Таким компаниям для развития не нужны директивные указания: через них модернизация с инновациями сами потянутся в нефтегазовый сектор. Кроме того, через сервис становится возможным инвестировать углеводородные доходы в другие отрасли экономики, чтобы Россия могла зарабатывать не только и не столько на нефтегазодобыче, но и на технологиях, оборудовании и материалах.

Мировые тенденции таковы, что носителями новых идей для нефтегазовой промышленности давно стали сервисные компании, а сам нефтегазовый сервис является одним из важнейших «локомотивов» для развития высоких технологий в нефтегазовом комплексе и именно качество и надежность являются составляющими настоящего сервиса.

По экспертным оценкам в России нефтегазовым сервисом занимаются более 200 компаний и их сфера обслуживания постоянного расширяется как по спектру предлагаемых технологий, так и по качеству договорных услуг. При этом, приход западных компаний со своими высокими технологиями и многолетним мировым опытом работы послужил стимулом для разработки альтернативных отечественных технологий, техники и материалов, хотя многие из зарубежных «новинок» имеют российское происхождение.

Цель работы - дополнительная добыча углеводородов за счет разработки и внедрения технологии и материалов для крепления боковых стволов при расконсервации обводнившихся нефтяных и газовых скважин.

Основные задачи исследований

1. Анализ состояния нефтегазового сервиса в России и обоснование сервисного подхода к выбору перспективных технологий и материалов.

2. Разработка рецептур облегченных тампонажных растворов, современный уровень исследований которых позволяет рекомендовать их к применению в составе сервисных технологий ремонта нефтяных и газовых скважин.

3. Разработка способа расконсервации обводнившихся нефтяных и газовых скважин, включающего технологию крепления дополнительных боковых стволов.

4. Апробация разработанных материалов в сервисных организациях по ремонту обводнившихся нефтяных и газовых скважин.

Научная новизна

1. Обоснован сервисный подход к выбору технологий и материалов для РИР в нефтяных и газовых скважинах, базирующийся на их адекватности современным требованиям производства и востребованности на рынке сервисных услуг в ТЭК России.

2. Изучен механизм и доказана возможность формирования низкопроницаемого тампонажного камня на основе портландцемента ПЦТ 1-100 и диатомита Камышловского месторождения. Получены аналитические зависимости, описывающие физико-химические процессы в формирующемся во времени камне оптимизируемой рецептуры.

3. Установлена целесообразность применения капиллярной пропитки водой исследуемых образцов как экспрес - метода оценки водоизолирующих свойств, структуры формирующегося низкопроницаемого тампонажного камня.

Практическая ценность и реализация

1. Предложена методика исследования свойств облегченного тампонажного раствора и камня, включающая комплекс стандартных и специальных методов исследований, применение которых позволяет повысить надежность и качество полученных результатов, а значит и уровень сервиса технологии, в которой рекомендуется применение диатомито - содержащего тампонажного материала.

2. Для повышения качества крепления основных и боковых стволов в проблемных зонах водоперетоков, аномально низкого пластового давления (АНПД) и интервалах поступления высокообводненной продукции скважин предложен облегченный цементно - диатомитовый раствор, содержащий тампонажный портландцемент (70 %), диатомит (30 %), армирующую уплотняющую структуру камня (волокно Ф-1) и водоотталкивающую органическую добавку (керосин).

3. Разработан способ расконсервации скважины путем сооружения и крепления бокового наклонного ствола в обводнившихся нефтяных и газовых скважинах (патент РФ № 2349733), применение которого позволяет дополнительно добывать безводную нефть и конденсат (газ).

4. Разработанный облегченный тампонажный цементно -диатомитовый раствор применен при РИР в двух обводнившихся скважинах ООО «Ноябрьский КРС - Сервис» и в 2-х скважинах сервисной компании ООО «Газпром подземремонт Уренгой», что позволило только за три месяца 2010 года дополнительно добыть 1700 тонн безводной нефти.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Шаталов, Дмитрий Александрович

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе анализа и обобщения разработан сервисный подход к выбору технологий и материалов для ремонта нефтяных и газовых скважин, заключающийся в обосновании их востребованности и учета необходимости технологической адекватности современным требованиям производства. Показано, что наиболее востребованными сервисными технологиями на рынке услуг в нефтегазовом комплексе для условий Западной Сибири являются: РИР, ГРП, бурение боковых стволов, расконсервация скважин (доля которых составляет от 10 до 16 %).

2. Для обеспечения сервисного проведения работ по РИР предложен и детально исследован состав облегченного цементно - диатомитового тампонажного раствора (ПЦТ 1-100 - 69,96 %, диатомит - 30 %) с добавками (керосин в воде затворения 1 %, волокно Ф-1 - 0,04 %), регулирующими основные технологические свойства формируемого низкопроницаемого камня.

3. Установлена возможность и объяснены особенности твердения камня из вяжущего материала, получаемого введением в портландцемент (ПЦТ1-100) 30 % диатомита Камышловского месторождения, содержащего, по сравнению с известными месторождениями, повышенное количество (не менее 82 %) мелкокристаллического органического кремнезема и глинозема (около 7 %).

4. Получены аналитические зависимости в виде уравнений регрессии, описывающие закономерности формирования прочности камня на изгиб в 2-х суточном возрасте (показатель ГОСТ 1581-96), а также функциональные зависимости изменения основных физико - механических свойств камня в процессе твердения в течение 28 суток (прочности на изгиб и на сжатие, прочности сцепления с металлом, водопроницаемости, времени капиллярной пропитки камня водой), полученные с применением системы Ма1сЬаё, которые позволяют оценивать поведение во времени камня из рекомендуемого диатомито-содержащего (30 %) тампонажного состава (рецептура № 5) во времени.

5. Разработан с участием автора способ расконсервации обводнившихся скважин сооружением бокового ствола (патент № 2349733), траектория которого пересекает ухудшенную в процессе эксплуатации призабойную зону, а также интервалы водонасыщенной части продуктивного нефтяного пласта, изолировать которые предлагается разработанным тампонажным материалом.

6. Разработанный тампонажный материал реализован в сервисных компаниях нефтяной (ООО Ноябрьский «КРС - Сервис») и газовой (ООО «Северподземремонт Уренгой») отраслях ТЭК Западной Сибири, где из 4 отремонтированных обводнившихся скважин в течение трех месяцев 2010 года было получено дополнительно 1700 тонн безводной нефти.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Шаталов, Дмитрий Александрович, Тюмень

1. Кулибанова В.В. Маркетинг: Сервисная деятельность: Учебное пособие. СПб.: Питер, 2000. - 240 с.

2. Шафранник Ю. Катализатор модернизации // Нефть России. 2010. -№10. - С.78-81.

3. Баскаев К. Сервис на продажу// Нефтяной сервис. 2010. №1(7). С.2-3.

4. Сантьяго К. Мы должны быть готовы к окончанию кризиса. // Нефтяной сервис. 2009. -№5(6). С.20-21.

5. Шмаль Г. Колорит нефтесервиса. Необходима преемственность // Нефтесервис. 2009. - №5(6). С.2-3.

6. Баскаев К. Бурная работа // Нефтяной сервис. 2010. - №1(7). С. 16-23.

7. Сервис после кризиса // Нефтесервис. 2009. - №1(5). С.3-5.

8. Ю.Сомов А. Сервис разбитый вдребезги // Нефтяной сервис. 2005. - №10. С.2-5.

9. П.Новиков B.C. Повышение эффективности управления строительством скважин / B.C. Новиков, Л.В. Родимов, A.C. Новиков // Нефтяное хозяйство.-2010. №5. С. 108-111.

10. Завьялов Д. Сервис «просел» // Нефтяной сервис. 2009. №5(6). С.4-9. 13.Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Перспективы и стратегические инициативы развития топливно-энергетического комплекса // Москва, 2008.

11. Романов Р. Нефтегазовый комплекс РФ. URL: http://roman.by/r-97684.html

12. Акатьев В. Новая стратегия требует объединения усилий / В.Акатьев // Нефть и капитал. 1997. - № 9. С.76-80.

13. Бадовский H.A. Обеспечение качества и рентабельности скважин в комплексе их создания и применения / Н.А.Бадовский, Е.И.Королько, Ю.Н.Щепилло // Нефтяное хозяйство. -1998. № 5. С. 10-14.

14. Миракян В.И. Новое в технике контроля параметров траектории ствола скважины / В.И.Миракян, В.И.Грайфер, В.П.Иванов, А.В.Мнацаканов, В.Р.Иоанесян, В.И.Зубарев // Нефтяное хозяйство. -1998. № 5. С.15-18.

15. Мнацаканов A.B. Причины выбросов в скважине и обнаружение газонефтеводопроявлений на ранней стадии их возникновения / А.В.Мнацаканов, Р.В.Аветов, П.В.Куцын, О.А.Блохин // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 5. С.25-29.

16. Мессер А.Г. Новая техника для бурения и капитального ремонта скважин /

17. A.Г.Мессер, Л.А.Райхерт // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 5. С.30-31.

18. О.Шайхутдинов Р.Т. Бурение горизонтальных скважин из эксплуатационных колонн диаметром 146мм / Р.Т.Шайхутдинов.

19. B.Е.Бирюков, В.Г.Тимошин, Ю.И.Спиваковский, Е.М.Курнев // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 6. С. 19-20.

20. Мерзляков В.Ф. Технология сохранения естественной продуктивности пласта при первичном и вторичном вскрытиях // Нефтяное хозяйство. -2003.-6. С.38-39.

21. Кунцяк Я.В. Комплексный сервис эффективное решение задач бурения с отбором керна / Я.В. Кунцяк, Я.С. Гаврилов, Ю.В. Дубленич, Р.Х. Муслимов, P.C. Хисамов, А.К. Назипов, С.Ю. Ненароков // Нефтяное хозяйство.-2003.- 11. С.34-35.

22. Харламов К.Н. Прогнозирование повреждения пласта на основе оценки отрицательного влияния буровых растворов на его проницаемость / К.Н. Харламов, Т.В. Трошева, Е.А. Усачева // Нефтяное хозяйство. 2003. - 11. С.36-37.

23. Лукманов P.P. Разработка и внедрение новых технологий при строительстве скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ Западная Сибирь» // Нефтяное хозяйство. - 2006. - 11. С. 16-18.

24. Кустышев Д.А. Восстановление обводненной газовой скважины бурением бокового ствола / Д.А.Кустышев, В.Н.Никифоров, И.В.Чижов, М.Г.Гейхман, Д.А.Шаталов // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2010. - № 3. С.48-51.

25. В трехмерном пространстве // Нефть России. 2010. - №10. - С.76-77.

26. Усманов Т.С. Снижение рисков при проведении ремонтно-изоляционных работ / Т.С. Усманов, И.Ф. Хатмуллин и др. // Нефтяное хозяйство. 2004. -8. С.86-89.

27. Кряквин Д.А. Оценка успешности колтюбинговых технологий при ремонте скважин на Уренгойском месторождении / Д.А.Кряквин, A.B. Кустышев, Н.В. Рахимов, В.Н. Хозяинов, Д.А. Шаталов // «Время Колтюбинга» («Coiled Tubing Times»). 2007. - 9. С.43-45.

28. Шмидберский П.А. Перспективы развития нанотехнологий в Западной Сибири / П.А. Шмидберский, A.A. Шмидберская, Г.П. Зозуля, Д.А. Шаталов, A.B. Кустышев, В.Н. Никифоров / Наука и техника в газовой промышленности. -2010. № 3. С. 19-22.

29. Коротченко А.Н. Разработка условий и рекомендаций для осуществления успешного гидравлического разрыва пласта / А.Н.Коротченко, А.В.Кустышев, Д.А.Шаталов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2010. - №7. С.48-50.

30. Маслимов С.Р. Опыт интенсификации притока сеноманских газовых скважин методом гидравлического разрыва пласта / С.Р. Маслимов, Р.В. Ткаченко, Д.А. Кустышев, Д.А. Шаталов // Наука и техника в газовой промышленности. 2010. - №4. С. 18-20.

31. Пат. № 2349733. Способ расконсервации скважины (варианты) / A.B. Кустышев, И.А. Кустышев, Ю.В. Ваганов, В.М. Шенбергер, Д.А. Кряквин, A.B. Немков, Д.А. Шаталов, А.Г. Лесниченко, С.Г. Кочетов. Заявка: 2007114427/03, 16.04.2007. Заявлено 27.10.2008.

32. Рахимов Н.В. Разработка технологии водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок на месторождениях ООО "Уренгойгазпром": автореф. дис. на соискание уч. ст. канд. тех. наук: 2006. / Рахимов Николай Васильевич. Краснодар, 2006. - 24 с.

33. Мировой флот колтюбинговых установок продолжает расти // Coiled tubing times. -2010. -№31.-С.12

34. Шенбергер В.М., Зозуля Г.П., Гейхман М.Г., Матиешин И.С., Кустышев A.B. Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах: Учебное пособие. Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. - 594с.

35. Стрижнев К.В. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах: Теория и практика. СПб.: «Недра», 2010. - 560 с.

36. Белонин М.Д., Подольский Ю.В. Нефтегазовый потенциал России и возможности его реализации (оценки и прогнозы на основе имитационных технологий). СПб.: Недра, 2006. - 376 с.

37. Долгосрочная государственная программа изучения недр и воспроизводства МСБ России на основе баланса потребления и воспроизводства потребления сырья. М.: МПР РФ, 2005. - 144 с.

38. Журавлев А. Чем богаты? Нефть России, №10, 2006. - С. 12 - 15.

39. Караганов В.В., Кульпин Л.Г., Мурзин P.P., Симонов Ю.А. Шельф России: прогноз добычи углеводородов до 2030 г. и инфраструктура технико-технологического обеспечения. Нефтяное хоз-во, №6, 2006. С. 76 - 78.

40. Недропользование в Ханты-Мансийском АО в 2004 году. Гос. Проедприятие ХМАО «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И.Шпильмана», Тюмень - Ханты-Мансийск, 2005.- 116 с.

41. Лаптев В.В. Развитие нефтегазового сервиса России. Нефтяное хоз-во, № 6, 2006. С. 71-75.

42. Стрижнев К.В. Прогресс с затянутым поясом. // Нефть России. 2005. - С. 6-7.

43. РД 08-492-02 «Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов». М.: Госгортехнадзор, 2002. - С.24-26

44. Гилязов P.M. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами.-М.: «Недра-Бизнесцентр», 2002.-255с.

45. A.A. Латуфуллин Основные методы увеличения охвата пластов воздействием в России. «Бурение и нефть» №1.2009 г.-С. 6-9.

46. Баскаев К. Снова на подъеме // Нефть России. 2011. - №3. - С.64-67.

47. Булатов А.И. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб. Пособие для вузов / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, Ю.М. Проселков. -М.:Недра, 1999.-424 с.

48. Прибор ультразвуковой «Бетон 32». Руководство по эксплуатации: ООО Инженерно - технический центр средств контроля качества «КОНТРОС». - Солнечногорск, 2003 г.

49. Методические указания по определению прочности бетона ультразвуковым методом по ГОСТ 17624-87: ООО Инженерно -технический центр средств контроля качества «КОНТРОС». -Солнечногорск, 2004 г.

50. Определение времени загустевания (консистенции) тампонажных растворов. Паспорт и инструкция по эксплуатации прибора «Консистометр ZM 1002».

51. Определение расширения тампонажного раствора и камня. Паспорт иинструкция по эксплуатации прибора «ПР-50». 65.Проницаемость цемента. Инструкция по эксплуатации: «Модель 2030»

52. Определение расширения или усадки цемента. Паспорт и инструкция по эксплуатации прибора Chandler Engineering 4268ES.

53. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. 2-е изд., перераб. и доп.- М.: Недра, 1987,- 373 с.

54. Пименова Л.Н. Рентгенофазовый анализ: методические указания к лабораторной работе по дисциплине «Физико-химические методы исследования» / Л.Н. Пименова. Томск: Изд-во ТГАСУ, 2005. - 14 с.

55. Шейкин А.Е. Безусадочный портландцемент / А.Е. Шейкин, Т.Ю. Якуб. -М.: изд-во литературы по строительству, 1966. 104 с.

56. Шенк X. Теория инженерного эксперимента / X. Шенк. М.: ИЗДАТЕЛЬСТВО «МИР», 1972. - 386 е., С.5-19.

57. Кремер Н.Ш. Теория вероятности и математическая статистика. М.: Юнити Дана, 2002. - 343с.

58. Профессиональный информационно-аналитический ресурс, посвященный машинному обучению, распознаванию образов и интеллектуальному анализу данных. MachineLearning.ru

59. Спирин H.A. Методы планирования и обработки результатов инженерного эксперимента: Конспект лекций (отдельные главы из учебника для вузов) / Н.А.Спирин, В.В.Лавров. Под общ. ред. Н.А.Спирина. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2004. 257 с.

60. ГОСТ 310.4-81. Цементы. Методы определения предела прочности при изгибе и сжатии. М.: ИПК Изд-во стандартов, 1981. - 11 с.

61. Техническое описание волокон Ф-1™

62. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М.: Недра, 325 с.

63. Бутт Ю.М., Сычев М.М., Тимашев В.В. Химическая технология вяжущих материалов: учебное пособие для вузов/ Под ред. Тимашева B.B. М.: Высш. Школа, 1980. - 412 е.,

64. А.Х. Мирзанжанзаде, В.И. Мищевич, Н.И. Титков и др. Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин / М., «Недра», 1975.-232 с.

65. Новохатский Д.Ф., Нижник А.Е. Особенности приготовления и применения сверхоблегченных тампонажных растворов на основе микросфер. М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2010, №2. - С. 45+49.

66. Гребенщиков В.М., Овчинников В.П. Исследование технологических свойств газированных тампонажных суспензий. М.: ООО «Бурнефть»; РНТЖ «Бурение и нефть», 2009, №5. - С.22-24.

67. Формирование структуры цементного камня и его разрушение в зависимости от условий бурения и эксплуатации скважин // Г.П. Зозуля., Ю.В. Пахаруков, Е.Г. Казаков и др. М.: РНТЖ «Бурение и нефть»; 2008, №1. - с. 23-26.

68. Ларионова З.М., Никитина JI.B., Герамин В.Р„ Фазовый состав, микроструктура и прочность цементного камня и бетона. М.: Стройиздат, 1977. - 264с.

69. Химия и технология специальных цементов / Кравченко И.В., Кузнецов Т.В. и др. -М.: Стройиздат, 1979, 208с., ил

70. Пустовчар А.П. Эффективность применения активированных диатомитов в сухих строительных смесях. М.: РНТЖ, Строительные материалы, №10, 2006.

71. Описание программы Mathcad Web: http://cae.tsogu.ru/Programs/Mathcad/mathcad about.htm

72. Булатов А.И., Сидоров Н.А. Осложнения при креплении глубоких скважин. М., «Недра», 1966. 204 с.

73. Сеид Рза М.К., Шерстнев Н.М., Агаев М.Х. К вопросу исследования некоторых явлений, происходящих при твердении цементного раствора. «Азербайджанское нефтяное хозяйство», 1968, № 2. 196 с

74. Дмитриев А.Ю. Методика оценки возможности и целесообразности восстановления бездействующих скважин бурением из них дополнительных стволов / А.Ю. Дмитриев, П.С. Чубик, Л.Б. Абакумов // Нефтегазопромысловое дело. 2000. - № 10. - С. 13-17.

75. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин / А.Д.Амиров и др. М.: Недра, 1979. - С.353-361.

76. Стрижов В. В. Методы индуктивного порождения регрессионных моделей. М.: ВЦ РАН. 2008. 55 с.

77. Химия тампонажных и промывочных растворов: учеб. пособие / Ф.А.

78. Агзамов, Б.С. Измухамбетов, Э.Ф. Токунова.- СПб.: ООО «Недра»,2011.-268 с.