Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологии ремонтно-изоляционных работ по исправлению негерметичного цементного кольца

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии ремонтно-изоляционных работ по исправлению негерметичного цементного кольца"

ИУ460О353 На правах рукописи

НИКИШОВ ВЯЧЕСЛАВ ИВАНОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАШГЕ ТЕХНОЛОГ1Ш РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ ПО ИСПРАВЛЕНИЮ НЕГЕРМЕТИЧНОГО ЦЕМЕНТНОГО КОЛЬЦА (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ)

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа- 2010

004600353

Работа выполнена в корпоративном научно-техническом центре ОАО «НК «Роснефть» и Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Хасанов Марс Магнавиевич.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Хисамутдинов Наиль Исмагзамович;

кандидат технических наук Уметбаев Вадим Вильевич.

Ведущее предприятие

ГАНУ Институт нефтегазовых технологий и новых материалов.

Защита состоится 26 марта 2010 года в 15-30 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д. 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан 26 февраля 2010 года.

Учёный секретарь совета

Ямалиев В.У.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы. Проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР) по исправлению негерметичности цементного кольца скважины (ликвидации за-колонной циркуляции жидкости) является, с одной стороны мероприятием направленным на повышение эффективности эксплуатации нефтяных добывающих скважин, с другой - сложным технологическим процессом с недостаточной для практики «успешностью». Поэтому наблюдается несоответствие между потребностью в проведении этого вида РИР (равно и других видов) и их результативностью. Основной причиной этого является несоответствие основных параметров технологии (фильтрационных и прочностных свойств тампонажного раствора, сроков отверждения, условий доставки изоляционных материалов в интервал изоляции) разнообразным геолого-техническим условиям эксплуатации скважин (гидродинамической обстановке в объекте изоляции, температуре, размерам перемычек и др.).

Вступление большинства месторождений в позднюю или завершающую стадии разработки сопровождается ухудшением состояния фонда скважин и увеличением количества восстановительных ремонтов. Например, предприятия ООО «РН-Юганснефтегаз» и «РН-Пурнефтегаз» разрабатывают 52 месторождения, более 30 % которых вступили в третью стадию разработки. При этом из почти 20 тыс. добывающих скважин 47 % находятся в бездействии, консервации и ожидании ликвидации. Среди этих скважин многие имеют негерметичное цементное кольцо и заколонные перетоки жидкости. Этим и обусловлена актуальность диссертационной работы.

Цель работы. Совершенствование технологий исправления некачественного цементного кольца - ликвидации заколонной циркуляции жидкости, на основе обобщения опыта проведения ремонтных работ, методических, теоретических и экспериментальных исследований.

В рамках поставленной цели решались следующие задачи:

- анализ зарубежного и отечественного опыта проведения РИР;

- обобщение опыта применения различных тампонажных растворов;

- разработка математической модели процесса исправления негерметичного цементного кольца путём закачивания тампонажного раствора;

- разработка методических указаний по выбору технологии РИР для исправления негерметичности цементного кольца;

- внедрение результатов научно-методических разработок по совершенствованию технологии РИР.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались путём экспериментальных и аналитических исследований с использованием апробированных методик. Обработка результатов проводилась с использованием современных математических методов; вычислительной техники.

Научная новизна

1 Разработана научно-методическая основа выбора технологии РИР по исправлению некачественного цементного кольца путём учёта геолого-технических условий эксплуатации скважин, видов и изолирующих свойств тампонажных растворов и технологических схем доставки тампонажных растворов в зависимости от направлений перетока.

2 Разработана математическая модель процесса исправления негерметичного цементного кольца путём закачивания тампонажного раствора в дефекты различной геометрической формы, позволяющая оценить потребный объём тампонажного раствора и радиус его проникновения в породы.

Практическая ценность

Результаты исследований по совершенствованию технологии РИР по исправлению некачественного цементного кольца внедрены на месторождениях, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз». В результате внедрения разработанных технологий на 10 скважинах в 2006 - 2008 г. дополнительно добыто 16,1 тыс. т нефти.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на конференции Б РЕ «Проекты по направлению новые технологии в РИР», г. Москва, 2007 г.; на международной академической конференции «Со-

стояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири», г. Тюмень, 2006 г.; на международных научно-практических конференциях «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития», г. Геленджик, 2007, 2008 г.

Публикации. По результатам исследований опубликовано 10 печатных работ, в том числе 3 работы в изданиях ВАК РФ.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и списка использованных источников из 86 наименований. Изложена на 175 страницах машинописного текста, содержит 20 рисунков, 13 таблиц и 1 приложение.

Содержание работы Во введении показана актуальность темы диссертации, сформулированы цель, основные задачи исследований и методы их решения, научная новизна и практическая ценность работы.

Первая глава посвящена анализу и обобщению мирового опыта проведения РИР по ограничению притока воды с использованием различных химических составов в качестве основы технологий ремонта скважин. Известно, что в зависимости от причин обводнения существует несколько видов РИР. Для каждого из них имеются свои специфические геолого-технические условия (ГТУ) проведения, которым, по основным свойствам, должен соответствовать применяемый тампонажный состав.

Зарубежный опыт проведения РИР. Аналитический материал представлен по 33 источникам 15 стран и охватывает период 1997 - 2007 г. Анализ проводился отдельно по каждому из пяти видов РИР. Такой подход обеспечивал возможность сравнительного анализа параметров технологий и условий их применения с точки зрения обоснования использования технологий отдельных видов РИР для выполнения основной цели исследования - совершенствования технологий исправления негерметичности цементного кольца (далее - ликвидации заколонной циркуляции жидкости - ЗКЦ) в нефтяных добывающих скважинах.

В результате установлены следующие тенденции развития технологий РИР по ограничению притока воды. Для отключения обводнённых интервалов пласта, как в терригенных, так и карбонатных коллекторах, в основном, используются сшитые солями хрома гели на основе полиакриламида (ПАА) различного молекулярного строения. При этом объём закачиваемого геля изменяется в пределах 50 - 160 м3 в терригенных и 480 - 640 м3 в карбонатных пластах. Болыпеобъёмные обработки характерны для трещиноватых карбонатных пластов с подошвенной водой. В отдельных случаях объём геля рассчитывается из принятого радиуса проникновения его в пласт, равного 3 - 6 м. Однако при наличии вертикальных трещин, учёт только радиуса проникновения, по нашему мнению, является недостаточным. Установлены случаи когда закачивание около 4 м3 геля приводило к уменьшению обводнённости продукции скважин до нуля, что объясняется поступлением воды по негерметичному цементному кольцу. Указанные случаи показывают важность однозначной диагностики причин обводнения скважин, позволяющей правильно осуществлять планирование технологии РИР. Более сложным является проведение РИР в горизонтальном стволе. Например, закачивание в забойную (предположительно обводнённую) часть ствола с терригенным коллектором 136 м3 геля обеспечило только частичный эффект. Закачивание в вертикальную трещину высотой 50 м, соединяющую горизонтальный ствол и нижний водоносный пласт, более 1900 мэ геля также не привело к долговременному эффекту.

Выявлены случаи отключения высокотемпературного (до 150 °С) верхнего пласта с использованием цемента с добавлением 35 % измельченного сили-кагеля и высокотемпературного латекса. Для исправления негерметичного цементного кольца применяются расширяющийся цемент, герметики и цементы с оптимизированными свойствами (тонкого помола). Закачиваемый объём указанных растворов не превышает 2 м3. При проведении РИР по устранению негерметичности эксплуатационной колонны используются технологии на основе волокнистого цемента, гелевых систем (ПАА) в комбинации с полимерной системой для временной изоляции заколонного пространства с целью предотвра-

щения разбавления и поглощения основного изоляционного реагента, а также с применением эластомерной манжеты на основе смолы, отверждаемой при нагревании. Закачиваемые объёмы перечисленных составов также не превышают 2 м3. Установлено, что в пластах с высокой температурой (144 - 165 °С) производится предварительное охлаждение их до температуры 90 - 100 °С путём закачивания воды для обеспечения температурной устойчивости тампонажных составов.

Отечественный опыт проведения РИР. Проанализированы научно-технические публикации, начиная с 80-х годов прошлого века, по 2008 г. Кратко описана история и эволюция развития РИР. Подчеркнута роль в исследованиях механизма обводнения продуктивных пластов и скважин, обоснования необходимости и целесообразности проведения работ по ограничению притока воды в добывающие нефтяные скважины В.А. Блажевича, Р.Т. Булгакова, Р.Г. Габдул-лина, А.Ш. Газизова, A.A. Газизова, А.Т. Горбунова, М.М. Загирова, Ю.В. Зейг-мана, P.P. Кадырова, А.Т. Кошелева, И.И. Кравченко, A.B. Маляренко, Р.Х. Муслимова, Ю.А. Поддубного, М.Н. Рогачева, Р.Ш. Рахимкулова, С.А. Рябоко-ня, И.А. Сидорова, JI.A. Скородиевской, В.А. Стрижнева, А.Г. Телина, В.Г. Уметбаева, E.H. Умрихина, C.B. Усова, В.А. Шумилова, И.Г. Юсупова и др.

Установлено, что для отключения обводнённых интервалов пласта, в основном, используются легкофильтрующиеся тампонажные составы (гели), улучшенные составы кремнийорганических соединений - КОС (продукт 119 -296 Т, реагенты АКОР МГ и АКРОН), маточные растворы цеолитов, вязкоупру-гие составы (ВУС), гелеобразующие составы (ГОС). Наблюдается тенденция увеличения объёмов исследований, направленных на обеспечение доставки тампонажного раствора в высокопроницаемые обводнённые интервалы путём временного блокирования нефтенасыщенных интервалов, что является принципиально важным для переосмысливания роли обязательной селективности тампонажного состава (раствора).

Имеется возможность адаптации технологий на основе перечисленных составов к другим видам РИР, в том числе к ликвидации заколонной циркуляции

жидкости (ЗКЦ) жидкости. Для этого используются тампонажные составы, обеспечивающие «успешность» РИР более 80 %. К ним относятся «Силор» (кремнийорганические соединения + НС1 + нефть + пресная вода), жидкое стекло с органическими отвердителями и цемент с комплексными добавками. Для этой цели с «успешностью» выше 70 % применяются составы - ацетоно-формальдегидная смола (АЦФ + №ОН + модификатор) и ГПТС (гидрофобный полимерный тампонажный состав). Перспективными для ликвидации ЗКЦ жидкости могут быть составы Карфас, АКОР МГ и АКРОН (усовершенствованные КОС), пеноцементные растворы, составы на основе расширяющегося цемента.

Закачиваемые объёмы тампонажных составов с целью восстановления негерметичности цементного кольца изменяются, в основном, в пределах 2 - 4 м3 в зависимости от геолого-технических условий, с целью изоляции притока воды путём отключения обводнённых интервалов пласта - до 6 м3, иногда 10-20 м3, изоляции подошвенной воды созданием непроницаемых экранов - 50 - 100 м3.

Результаты анализа отечественного опыта проведения РИР обобщены в виде классификации тампонажных составов(материалов) по целям и геолого-техническим условиям их применения, включающей в себя виды РИР и тампонажных составов, их свойства и объёмы закачки, условия и результаты применения. В результате анализа показано наличие за рубежом и в России близких тенденций в разработке технологий РИР по ликвидации ЗКЦ жидкости, основанных на использовании легкофильтрующихся полимерных составов и цементных растворов с улучшенной проникающей способностью, отверждённые камни которых обладают высокими прочностными и адгезионными свойствами. Полученные результаты учитывались в дальнейших исследованиях по совершенствованию технологий ликвидации ЗКЦ жидкости.

Во второй главе представлены результаты исследования состояния РИР по ликвидации ЗКЦ жидкости в скважинах месторождений, эксплуатируемых ОАО «НК «Роснефть». Показано, что наибольшее количество РИР проведено в ООО «РН-Пурнефтегаз» - в 45 нефтяных добывающих скважинах 7 месторождений, в том числе в 20 скважинах (45 %) Комсомольского месторождения. В

качестве тампонажного раствора в большинстве случаев применялась цементная суспензия, в отдельных скважинах - синтетические смолы. Средние «успешность» и продолжительность технологического эффекта составили, соответственно, 60 % и 5,7 мес. Обводнённость продукции снизилась с 93 до 80 %, дополнительно было добыто 28,2 тыс. т нефти, добыча воды уменьшилась на 20,2 тыс. т. По величине снижения содержания воды после РИР можно предположить, что доля воды за счёт перетока составляет 10 - 15 %, остальное же количество воды поступает по высокопроницаемым пропласткам продуктивного пласта. В этих условиях целесообразно проведение двух одновременно-раздельных ремонтов по ликвидации ЗКЦ жидкости и отключению обводнённых пропластков. В отдельных геолого-технических условиях эксплуатации скважин обе операции ремонта могут быть совмещены (например, один перфорированный пласт, обводнена его подошва, переток воды снизу).

На Барсуковском месторождении за тот же период РИР проводились с использованием цементного раствора (11 скв.) и смолы (1 скв.), при этом «успешность» составила 90 %, продолжительность эффекта 6,7 мес. После РИР отборы жидкости увеличились в 1,6 раза (с 28 до 43 м3/сут), а дебит нефти с 1,7 до 6,5 т/сут, обводнённость снизилась с 94 до 85 %.

На Тарасовском месторождении РИР были проведены в 5 скважинах с закачиванием в объект изоляции цементного раствора (3 скв.) и смолы (2 скв.). «Успешность» ремонта и продолжительность эффекта составили соответственно 88 % и 2 мес. Обводнённость продукции в среднем уменьшилась с 95 до 74 %. По этой причине снизился отбор жидкости из скважин после РИР в 1,9 раза, прирост дебита нефти составил 6,5 т/сут. В целом по месторождениям, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз», «успешность» РИР составила 67 %, дебит жидкости снизился на 18 %, обводнённость на 6 % (с 94 до 88 %), дебит скважин по нефти увеличился с 2,8 до 7,5 т/сут.

На остальных месторождениях, эксплуатируемых ОАО «НК «Роснефть», РИР по ликвидации ЗКЦ жидкости в период 2004 - 2006 г. были проведены на 43 скважинах, в том числе на 39 скважинах 10 месторождений эксплуатируе-

мых ООО «РН-Юганскнефтегаз», 1 скважине ООО «РН-Ставропольнефтегаз» и

3 скважинах ООО «РН-Удмуртнефтегаз». «Успешность» РИР в скважинах месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», за указанный период времени снизилась до 69 %, что может быть объяснено недостаточным соответствием применяемых технологий осложняющимся условиям эксплуатации скважин, в частности, применением в большинстве случаев цементных растворов с ограниченными проникающей способностью, прочностью и адгезией.

Проведённый анализ состояния РИР по ликвидации ЗКЦ жидкости в скважинах месторождений, эксплуатируемых ОАО «НК «Роснефть», показал нестабильную «успешность» их во времени и на различных предприятиях, что обусловливает необходимость дальнейшего проведения научно-методических и лабораторно-промысловых исследований.

Приведены результаты лабораторного тестирования тампонажных растворов (материалов) с целью обоснования выбора их оптимального состава для условий конкретных месторождений. К тестируемым физико-химическим и технологическим параметрам относились вязкость, термостойкость, прочность, адгезия, сроки «схватывания» и др. Осуществлено лабораторное тестирование различных цементов и растворов на их основе, синтетических смол и гелей.

Базовый цемент ПЦТ-50 и цемент класса (?. Тестирование свойств цементных растворов и отверждённого камня проводилось по общепринятым стандартным методикам. Показано, что прочностные и адгезионные свойства цемента марки в выше по сравнению со стандартным цементом ПЦТ-1-50. Например, прочность на изгиб камня из обычного цемента и цемента марки в составляет, в зависимости от температуры и времени испытания, 4,2 - 5,9 и 5,4 -6,7 МПа соответственно, адгезия с поверхностью металла 1,3 - 2,7 и 2 - 3 МПа соответственно. Растворы на основе цемента марки О имеют меньшее время «схватывания»: начало - конец «схватывания» - 3 ч 40мин - 4 ч 50 мин вместо 4

4 40 мин - 6 ч 10 мин для обычного цемента.

Расширяющийся цемент с добавками. В качестве расширяющей добавки использовалось невзрывчатое разрушающее средство (НРС-1), ускорителя схва-

тывания СаСЬ- Показано, что прочность цементного камня на изгиб с добавлением только СаСЬ и НРС-1+ СаСЬ несколько больше прочности обычного цементного камня - соответственно 4,6; 5,0; 4,5 МПа, а сроки схватывания сокращаются в 2 - 4 раза. При добавлении в цемент одновременно СаС12 и НРС-1 в количестве 3 и 4 % (масс.), соответственно, адгезия цементного камня с поверхностью металла увеличивается более чем в 4 раза (5,6 МПа против 1,3 МПа). Рецептура наиболее подходит для РИР по ликвидации ЗКЦ жидкости.

Фенолрезорциноформалъдегидные смолы ОГР-Н и ОГР-В. Результаты исследования показывают, что смола считается загустевшей при увеличении вязкости до 0,55 Па-с при скорости сдвига 100 с'1. Перегиб на кривых вязкости связан с автоускорением реакции за счёт выделения тепла при конденсации смолы в процессе индукционного периода. Время схватывания смол составляет 90 -100 мин, прочность на изгиб 2,4 - 2,7 МПа, адгезия 4,6 - 4,8 МПа, что более чем в 2 раза больше, чем для обычного цементного камня.

Тампонажная композиция ТК «Гранит». Тестирование проводилось аналогично смолам ОГР. Предельные значения вязкости при различных концентрациях отвердителя наступают через 80 - 90 мин, то есть изменение количества отвердителя не оказывает существенного влияния на скорость образования структуры. Прочность отверждённых образцов на изгиб составляет около 9 МПа, а адгезия около 4 МПа, то есть для обоих типов смол характерна более высокая прочность и адгезия по сравнению с обычным цементным камнем.

Полимерные гели. Время гелеобразования оценивалось с помощью экспресс-метода определения «времени жизни» нити (время релаксации) на релак-сометре конструкции ИПНГ РАН. При достижении времени релаксации более 700 сек (тР.л—>со) полимерная система считается сшитой. Обычно это время изменяется в пределах 0,1 - 350 ч. Нами проведено тестирование базовых полимерных гелей на основе высокомолекулярного полимера БР-107 и низкомолекулярного полимера АК-642. Время гелеобразования зависит от концентрации полимера и сшивателя, а также от температуры (таблица 1).

Таблица 1 - Данные о времени гелеобразования в зависимости от концентрации и типа полимера при различных температурах

№ Время гелеобразования (час) при

п/п Композиция температуре, С

20 40 60 80

1 0,3 %РР-107 + 0,03% АХ 51 5,5 0,75 0,15

2 0,5 %РР-107 + 0,05% АХ 22 3 0,25 0,17

3 0,8 % РР-107 + 0,08% АХ 14 1,5 0,17 0,17

4 1,5 % АК-642 + 0,15 % АХ . 48 5,5 0,8 0,17

Кремнийорганические составы. Определены некоторые свойства реагентов АКОР различных марок и Полисил-ДФ. Показано, что при разбавлении водой в соотношении (1:1) - (1:3) их растворы обеспечивают 100 % снижение проницаемости образца и градиент давления прорыва 23 - 29 МПа/м.

На основе тестирования тампонажных растворов составлен их рейтинг, согласно которому для скважин месторождений, эксплуатируемых ОАО «НК «Роснефть», для РИР по ликвидации ЗКЦ жидкости рекомендовано применение реагентов на основе фенолрезорциноформальдегидных смол и ТК «Гранит», менее предпочтителен цемент, вспомогательным является ВУС (таблица 2).

Таблица 2 - Рейтинг тампонажных растворов по различным видам РИР

Вид РИР Рейтинг тампонажных растворов

Цементный раствор Смола Гелеобразующие составы Орат-тные эмульсии

Кл. в ПЦР С щелоч./ нейтр. отверди-телем С кислотным ог-вердите-лем ГОС ВУС КОС

Отключение интервалов пласта д Д 3 3 2 1 1

Отключение пластов верхний пласт 2 2 1 1 В В в

нижний пласт 1 2 2 2

Ликвидация ЗКЦ жидкости 3 1 1 2 В В в В

Устранение негерметичности колонны 2 1 3 3 в В

1 - основной состав 2,3 - менее предпочтительные составы в порядке

снижения их рейтинга

В - вспомогательный (для снижения приёмисто- Д - для докрепления гелеобразующих составов сти)

В третьей главе изложены методические и теоретические разработки с целью совершенствования технологии РИР по ликвидации ЗКЦ жидкости. Обоснование необходимости проведения РИР, в первую очередь, зависит от корректной оценки негерметичности цементного кольца. Нами предложен и запатентован способ разработки обводнённой нефтяной залежи, учитывающий выявленные источники обводнения (патент РФ №2318993). Согласно предложенному способу проблемные скважины выявляются с помощью карт опережающей обводнённости (избыточной воды) и недоотбора начальных извлекаемых запасов (НИЗ) нефти. Сущность способа заключается в следующем. По каждой добывающей нефтяной скважине определяется доля избыточной воды как разница между текущим фактическим значением обводнённости жидкости и расчётным, соответствующим оптимальной тенденции разработки и обеспечивающим извлечение НИЗ нефти данной скважиной в перспективе. Затем строится карта опережающей обводнённости (избыточной воды). Проведение РИР целесообразно в скважинах, расположенных на участках опережающей обводнённости, а выбор технологии зависит от источника обводнения. Строится карта приведённого водонефтяного фактора (ВНФ), представляющего накопленный ВНФ скважины на время достижения фиксированного значения обводнённости добываемой жидкости. Совместный анализ этой карты с геологическими картами и результатами ранее проведённых исследований отдельных скважин позволяет оценить изменение источника обводнения скважины на площади. Последний уточняется путём сравнительного корреляционного анализа динамики различных показателей эксплуатации анализируемой добывающей скважины и влияющих на неё нагнетательных скважин, а также показателей энергетического состояния пласта и интенсивности гидродинамического воздействия на него. Проводится количественная оценка и анализ выявленных выше корреляционных связей.

Диагностика водопритока описанными выше методическими действиями позволяет выбирать проблемные скважины, в которых в дальнейшем проводятся промыслово-геофизические исследования для уточнения источника обводне-

ния. После этого принимаются конкретные технологические решения. Принципиальные положения предложенного способа разработки обводнённой нефтяной залежи использованы при составлении методических указаний по выбору технологии РИР для исправления негерметичности цементного кольца (ликвидации ЗКЦ жидкости).

Методические указания включают в себя общие положения, где кратко изложены причины возникновения проблемы ЗКЦ, её виды и последовательность действий при выборе технологии. Приводятся перечень и сущность исследований скважин - кандидатов для РИР, обоснование и характеристика геолого-технических условий их эксплуатации, механизм непосредственного выбора технологии РИР путём составления матрицы и блок-схем. Матрица упрощает выбор технологии РИР путём сопоставления видов перетока, геолого-технических условий эксплуатации скважин, схем и последовательности закачивания тампонажного раствора, их видов. Блок-схемы представляют собой последовательность механических действий, облегчающую выбор технологии РИР для использования специалистами разного уровня.

В соответствии с методическими указаниями вначале проводится сравнительная оценка несоответствия плотности и состава попутной воды аналогичным характеристикам продуктивного пласта. Затем анализировалась динамика обводнения скважин, выведенных из бурения и обводнившихся на 20...30 % в первые 2-3 мес. эксплуатации, а также скважин, находящихся в течение одного года в эксплуатации и обводненных на 90 % и более.

Рассчитывается прогнозный потенциальный дебит нефти, жидкости и обводнённость после проведения РИР в следующей последовательности.

Строятся зависимости изменения обводнённости и ВНФ от накопленной добычи нефти - кривая вытеснения (рисунок 1). По ним (или по одной из них) фиксируется дата аномального увеличения («скачка») обводнённости (увеличение обводнённости на 40 - 50 % в течение 2-3 месяцев), принимаемая предположительно за начало проявления заколонной циркуляции жидкости. Фиксируются также величины дебитов нефти и жидкости на дату, предшествующую

Рисунок 1 - Изменение водонефтяного фактора (ВНФ) в зависимости от накопленной добычи нефти

появлению признака перетока. Рассчитывается потенциальный дебит нефти после РИР и определяется прирост добычи нефти по скважине как разница между потенциальным и фактическим дебитом, зафиксированным перед ремонтом.

После этого проводятся экономические расчёты для определения срока окупаемости РИР при прогнозном приросте дебита нефти (для каждого предприятия известна величина прироста дебита нефти, которая обеспечивает окупаемость затрат за конкретные сроки). Вычисляются прогнозные потенциальные значения обводнённости и дебита жидкости после проведения РИР путём экстраполяции (линия тренда) кривой вытеснения от момента «скачка» обводнённости (появления признаков заколонной циркуляции) до времени проведения РИР.

По планируемому значению 1п(ВНФ) после проведения РИР вычисляется обводнённость, согласно которой, исходя из потенциального дебита нефти, находится потенциальный дебит жидкости скважины. Эти расчёты проводятся следующим образом. Если / = ЫВНФ) - планируемое значение 1п(ВНФ) после

проведения РИР, которое определяется из рисунка 1, то отношение дебетов воды и нефти в этот момент времени будет вычисляться по формуле

•^- = £ЯФ = е' (1)

9»

Тогда обводнённость после проведения РИР будет рассчитываться исходя из соотношения

Следовательно, дебит жидкости после проведения РИР будет определяться по формуле

= С3)

Изложенные выше положения осуществляются следующим образом.

Уточняется обводнённость скважины ко времени появления признака ЗКЦ, характеризующегося резким отклонением кривой 1п(ВНФ) от линии тренда (наклонная красная линия на рисунке 1), значениями накопленной добычи нефти 10,7 тыс. т и 1п(ВНФ) = 0,65 (нижняя синяя штрихованная линия). Из рисунка 1 следует, что при 1п(ВНФ) = 0,65, ВНФ = 1,91, обводнённость - 66 % (точка 1). Затем оценивается обводнённость скважины ко времени проведения РИР (точка 2), характеризующемуся накопленной добычей нефти 11,2 тыс. т., 1п(ВНФ) = 1,95 (горизонтальная красная штрихованная линия). Из рисунка 1 следует, что при 1п(ВНФ) = 1,95, ВНФ = 7,03, обводнённость - 88 %. Оценивается прогнозная обводнённость скважины после проведения РИР. Для этого определяется значение 1п(ВНФ), соответствующее точке пересечения линии тренда (наклонная красная линия) и верхней заштрихованной линии при накопленной добыче нефти 11,2 тыс. т (точка 3). Из рисунка 1 следует, что в этих условиях 1п(ВНФ) = 0,92, ВНФ = 2,51, а обводнённость - 71 %. Затем рассчитывают прогнозный дебит жидкости после проведения РИР по формуле (3).

Далее оцениваются остаточные запасы нефти, приходящиеся на одну скважину, запланированную для проведения РИР, как разница между удельны-

ми извлекаемыми запасами на 1 скважину (по проекту или схеме разработки) и накопленной добычей нефти по этой скважине. Для дальнейшего рассмотрения оставляются скважины, остаточные извлекаемые запасы в зоне дренирования которых больше величины, определяемой для каждого месторождения опытным путём (например, для месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз», эта величина составляет 10 тыс. т./скв.). Проводятся инструментальные исследования для подтверждения наличия ЗКЦ жидкости: геофизические - высокочувствительная термометрия (ВТ) отдельно или в сочетании с глубинной дебитометрией (ГД), при необходимости индикаторные.

По результатам исследований для РИР выбираются те скважины, среднесуточный потенциальный дебит нефти которых перед резким ростом (аномалией) обводнённости обеспечивает окупаемость РИР в течение времени, обоснованного для каждого предприятия (месторождения) по результатам экономических расчётов.

Приводятся результаты теоретических исследований по разработке математической модели ликвидации ЗКЦ жидкости с целью оценки объёма и радиуса проникновения тампонажного раствора. Задача по моделированию закачивания раствора решалась для случая когда перфорирован нефтенасыщенный пласт, наблюдается переток воды к перфорационным отверстиям от нижележащего водоносного пласта по заколонному пространству, раствор закачивается через существующий интервал перфорации (рисунок 2).

На рисунке 2 приняты следующие условные обозначения: , кг представляют собой проницаемости верхнего (нефтяного) и нижнего (водоносного) пластов; р.2 - вязкости нефти и воды; бь & ~ дебиты нефтяного и водоносного пластов (общий дебит скважины б = й +62)! РкЪРк2 ~ давление на контурах пластов; р„, Р2 - давления в нефтяном и водоносном пластах в призабойной зоне скважины; Ь^, % - толщины нефтяного, водоносного пластов и глинистой перемычки соответственно, Я - радиус обсадной трубы.

Я.

] Водоносный пласт ||||||||[| Система трещин

Рисунок 2 - Геолого - технологическая схема объекта изоляции, принятая при разработке математической модели

При этом необходимо определить эффективный объём трещин в цементном кольце. Для этого по данным анализа эксплуатации добывающей скважины необходимо оценить эффективные параметры трещины - среднюю ширину и коэффициент трещиноватости. Считается, что известна доля воды, поступающей по трещине в цементном кольце в общем объёме добываемой жидкости. Рассмотрены три модели трещины - в форме цилиндрической трубки, канала прямоугольного сечения, кольца между двумя соосными цилиндрами. Для каждого из перечисленных случаев получены формулы для расчёта параметров дефекта в цементном кольце, а через них - определения объёма закачиваемого тампонажного раствора. Полученные результаты оцениваются нами как предварительные, и в дальнейшем будут уточняться.

Четвёртая глава посвящена результатам внедрения научно-методических разработок. Опытно-промышленные работы по ликвидации ЗКЦ жидкости проведены в 10 скважинах Комсомольского (6 скв.), Барсуковского (1 скв.) и Тара-совского (3 скв.) месторождений нефти, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефте-

газ». В 7 скважинах переток воды был снизу по отношению к продуктивному пласту. В качестве тампонажного раствора использовалась фенолрезорцино-формальдегидная смола (ФРФ), раствор которой закачивался через существующий интервал перфорации (4 скв.) и спецотверстия (3 скв.). В двух скважинах переток воды был сверху, в одной скважине снизу и сверху одновременно, в этом случае смола ФРФ закачивалась через интервал перфорации и спецотверстия. Использованная смола относится к легкофильтрующимся и обладающим высокими адгезионными и прочностными свойствами тампонажным составам, которые выявлены по результатам обобщения мирового опыта проведения РИР и лабораторного тестирования.

Величины давления закачивания раствора смолы в объект изоляции в целом ниже аналогичного давления при использовании обычного цементного раствора. Так, начальное давление закачивания раствора в 5 скважинах составляло 5-9 МПа, в 5 скважинах 10-12 МПа. Конечное давление закачивания раствора варьировалось от 5,5 -10 (3 скв.) до 12 -13 (3 скв.) и 14 -15 МПа (5 скв.), при приёмистости объектов изоляции не более 20 - 30 м3/сут. В таких условиях применение цементного раствора было нецелесообразно. Приведённые данные подтверждают преимущества легкофильтрующихся тампонажных растворов для изоляции дефектов малого размера, свойственных негерметичному цементному кольцу.

Объём закачанного за эксплуатационную колонну раствора смолы в 7 операциях из 11 составлял 1,2 м3, в 3 операциях 0,8 -1 м3, в среднем же этот объём был равен 1,1 м3. Если исходить из диаметра скважины 225 мм и эксплуатационной колонны 146 мм, то указанным объёмом смолы можно заполнить неза-цементированное заколонное пространство высотой около 50 м; при диаметре скважины и колонны 200 и 146 мм - около 70 м.

Исходя из предположений о многократно меньшем объёме нарушений цементного кольца, чем объём заколонного пространства, фактически закачиваемые объёмы раствора смолы вполне достаточны для ликвидации ЗКЦ воды, так как высота перемычек в 10 скважинах не превышала 17 м. Более того, можно

допустить поглощение части раствора смолы интервалом перфорации или интервалом спецотверстий в зависимости от схемы закачивания тампонажного раствора. Однако в отдельных случаях (например, при удельной приемистости 30 - 40м3/сут и более) объём тампонажного раствора должен быть значительно увеличен. В этом случае, исходя из экономических соображений, предусматривается предварительное закачивание не отверждаемых до твёрдого состояния, более дешевых тампонажных составов (ВУС, ГОС и др.).

Приводится подробный анализ полученных технологических результатов по каждой скважине. В результате внедрения разработок в 10 скважинах достигнута 100 % «успешность», при этом средний прирост дебита нефти составил 9,1 т/сут, средняя продолжительность эффекта - 7,2 мес., дополнительная добыча нефти составила 1646 т/скв. За учтённый период эксплуатации 10 скважин 7J./0.

дополнительно добыто 16,1 т нефти, а также 41862 м воды. Большой объём попутно добытой воды объясняется увеличением отборов жидкости, что возможно только после успешного проведения PHP.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 На основе анализа и обобщения зарубежного и отечественного опыта проведения РИР по ограничению притока воды в добывающие нефтяные скважины составлена классификация тампонажных составов по целям и геолого-техническим условиям-их применения, показано наличие за рубежом и в РФ близкой тенденции в разработке технологий РИР по исправлению негерметичности цементного кольца (ликвидации заколонной циркуляции воды) с использованием легкофильтрующихся полимерных растворов и цементных растворов с улучшенной проникающей способностью и высокими прочностными и адгезионными свойствами отверждённого тампонажного камня,

2 На основании анализа проведения РИР в 88 скважинах месторождений, эксплуатируемых ОАО «НК «Роснефть», показана нестабильная во времени и на различных месторождениях, недостаточная (в среднем 67 - 69 %) «успешность» РИР по исправлению негерметичности цементного кольца.

3 По результатам лабораторных исследований тестирования различных тампонажных материалов путём имитации условий эксплуатации скважин месторождений, эксплуатируемых ОАО «НК «Роснефть», составлен их рейтинг, в соответствии с которым обосновано направление совершенствования технологий РИР путём применения легкофильтрующихся, высокопрочных и высокоадгезионных тампонажных составов на основе синтетических смол и улучшенных цементов.

4 Разработаны методические указания по выбору технологии РИР для исправления негерметичного цементного кольца, включающие в себя научно-обоснованные способ выбора скважин-кандидатов (патент РФ №2318993) и матрицу с геолого-техническими условиями и параметрами технологии проведения РИР.

5 Предложена математическая модель закачивания тампонажного раствора в негерметичное цементное кольцо, которая может использоваться для оценки необходимого объёма раствора в зависимости от геометрии дефекта в цементном кольце и геолого-технических условий эксплуатации скважины.

6 В результате проведения опытно-промышленных работ в 10 скважинах трёх месторождений нефти, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз», показано, что внедрение результатов исследований по совершенствованию технологии исправления негерметичного цементного кольца обеспечило 100 % «успешность» РИР, прирост дебита нефти 9,1 т/сут-скв, дополнительную добычу нефти 16,1 тыс.т.

Основное содержание работы изложено в следующих публикациях:

1 Куликов А.Н. Исследование процесса эксплуатации водоплавающих залежей нефти / Куликов А.Н., Эюбов Ф.Т., Никишов В.И. // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири. Материалы докладов международной академической конференции. - Тюмень, 2006. -С. 231 -235.

2 Стрижнев В.А. К выбору технологии РИР по ликвидации заколонной циркуляции жидкости / Стрижнев В.А., Уметбаев В.Г., Никишов В.И. и др. //

Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. - Уфа, 2007. - С. 141 -151.

3 Бедрин В.Г. Первые результаты работы Системы Новых Технологий в области ремонтно-изоляционных работ / Бедрин В.Г., Стрижнев В.А., Никишов

B.И. // Роснефть, научно-технический вестник «Энергия развития». - 2007. - № 1,-С. 14-17.

4 Корнилов A.B. Анализ применения тампонажных материалов при ре-монтно-изоляционных работах за рубежом в 1997 - 2007 г. / Корнилов A.B., Стрижнев В.А., Никишов В.И. и др. // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. - Уфа, 2007. - С. 176 - 196.

5 Стрижнев В.А. Оценка технологической эффективности ремонтно-изоляционных работ / Стрижнев В.А., Уметбаев В.Г., Никишов В.И. и др. // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. - Уфа, 2007. -

C. 156-161

6 Никишов В.И. К вопросу о выборе технологии ремонтно-изоляционных работ / Никишов В.И., Стрижнев В.А., Муллагалин И.З. // Нефтепромысловое дело. - 2007. -№1,- С. 28-31.

7 Пат. № 2318993 Российская Федерация. Способ разработки обводнённой нефтяной залежи / А.Н. Куликов, В.И. Никишов, И.Р. Магзянов и др.; за-явл.07.07.2006; опубл.10.03.2008, Бюл. № 7.

8 Стрижнев В.А. Анализ мирового опыта применения тампонажных материалов при ремонтно-изоляционных работах / Стрижнев В.А., Корнилов A.B., Никишов В.И. и др. // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 4. - С. 28 - 34.

9 Тяпов O.A. Пути повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ / Тяпов O.A., Михайлов А.Г., Никишов В.И. и др. // Бурение и нефть. - 2008. - № 9. - С. 44 - 47.

10 Пресняков А.Ю. Комплексный подход к построению технологии РИР по устранению негерметичности эксплуатационных колонн для условий ООО «РН - Пурнефтегаз» / Пресняков А.Ю., Никишов В.И., Михайлов А.Г. // НТЖ Интервал. - 2008.-№ 10. - С. 10 -13.

Подписано в печать 18.02.10. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Times». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 90. Заказ 32.

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Никишов, Вячеслав Иванович

Список сокращений.

Введение.

1 .АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ МИРОВОГО ОПЫТА

РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ.

1.1. Зарубежный опыт проведения РИР.

1.1.1. Отключение обводнённых интервалов пласта.

1.1.2. Отключение отдельных пропластков.

1.1.3. Исправление негерметичности цементного кольца (ликвидация заколонной циркуляции жидкости).

1.1.4. Наращивание цементного кольца за эксплуатационной колонной.

1.1.5. Устранение негерметичности эксплуатационной колонны.

1.1.6. Добавки в жидкости ГРП.

1.1.7. Регулирование профиля приемистости.

1.2. Отечественный опыт проведения РИР.

Выводы.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТОЯНИЯ РИР ПО ИСПРАВЛЕНИЮ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЦЕМЕНТНОГО КОЛЬЦА НА ПРИМЕРЕ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОАО «РОСНЕФТЬ».

2.1. Анализ технологий и эффективности РИР по исправлению негерметичности цементного кольца в нефтяных добывающих скважинах месторождений ООО «РН Пурнефтегаз».

2.2. Лабораторное тестирование тампонажных материалов.

2.2.1. Лабораторное тестирование базовых цементных растворов. Базовый цемент ПЦТ-50 и цемент класса 0.

2.2.2. Лабораторное тестирование базовых смол.

2.2.3. Лабораторное тестирование полимерных гелей.

2.3. Составление рейтинга тампонажных материалов ^ ^ на основе их тестирования.

Выводы. ИЗ

3. МЕТОДИЧЕСКИЕ И ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ РАЗРАБОТКИ С ЦЕЛЬЮ СОВЕШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ РИР ПО ИСПРАВЛЕНИЮ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЦЕМЕНТНОГО КОЛЬЦА.

3.1. Методические вопросы исследований по выявлению источников обводнения добывающих нефтяных скважин.

3.2. Разработка методических указаний по выбору технологии

РИР для ликвидации заколонной циркуляции жидкости.

3.2.1. Общие положения.

3.2.2. Исследования скважин-кандидатов для РИР по ликвидации заколонной циркуляции жидкости.

3.2.3. Геолого-технические условия эксплуатации скважин.

3.2.4. Выбор технологии РИР.

3.3. Разработка математической модели РИР по исправлению некачественного цементного кольца (ликвидации заколонной циркуляции жидкости).

3.3.1. Моделирование формы трещины в цементном кольце и определение её геометрических параметров.

3.3.1.1. Модель трещины в форме цилиндрической трубки.

3.3.1.2. Модель трещины в форме канала прямоугольного сечения.

3.3.1.3. Модель трещины в форме кольца между двумя соосными цилиндрами.

3.4. Алгоритм решения.

Выводы.

4. ВНЕДРЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИХ РАЗ

РАБОТОК.

Выводы.

ОСНОНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологии ремонтно-изоляционных работ по исправлению негерметичного цементного кольца"

Разработка нефтяных месторождений с применением методов заводнения предопределяет закономерное и неизбежное обводнение продуктивных пластов по мере их выработки. Этот процесс происходит более интенсивно в неоднородных по проницаемости продуктивных пластах и, особенно, на поздних и завершающих стадиях разработки. С целью ограничения добычи этой, так называемой, технологической воды, проводятся ремонтно-изоляционные работы (РИР). Работы осуществляются путем отключения из эксплуатации отдельных высокообводнённых (до 99 - 100 %) пластов и отключения отдельных высокопроницаемых обводнённых пропластков в пределах продуктивного пласта (селективная изоляция). Необходимость проведения указанных видов РИР обусловлена требованиями проектов и технологических схем разработки месторождений и, в первую очередь, требованиями по достижению научно-обоснованных величин коэффициента нефтеизвлечения. Это значит, что целесообразность проведения РИР по ограничению добычи технологической воды зависит от наличия остаточных извлекаемых запасов нефти на отдельных участках залежи.

При эксплуатации месторождений приходится добывать и значительное качество не технологической, то есть не обязательной воды. Основной причиной поступления этой воды в добывающие нефтяные скважины является несоответствие качества изоляции внутриколонного и заколонного пространства условиям эксплуатации, то есть требованию герметичности всей крепи скважины. Ограничение притока такой воды также осуществляется путем проведения РИР по устранению негерметичности эксплуатационных колонн и исправлению негерметичности цементного кольца. Проведение указанных видов РИР является обязательным не только с точки зрения изменения состава добываемой продукции, но и охраны недр и окружающей среды. Даже в условиях отсутствия остаточных извлекаемых запасов нефти на участке расположения дефектной скважины существует целесообразность проведения РИР либо работ по временной консервации скважины с установкой цементных мостов против продуктивного пласта или дефекта колонны.

Таким образом, проведение РИР по восстановлению герметичности крепи скважины путём исправления негерметичности цементного кольца (ликвидации заколонной циркуляции жидкости), является актуальной задачей в целом и для месторождений, эксплуатируемых ОАО «НК «Роснефть», в частности. Как показывает практика, наблюдается несоответствие между потребностью в проведении этого вида РИР (равно, и других видов) и их результатами (успешностью и эффективностью). Основной причиной этого является недостаточное соответствие главных параметров технологии (фильтрационные, прочностные, адгезионные свойства тампонажных растворов и отверждённого тампонажного камня) геолого-техническим условиям эксплуатации скважин (гидродинамическая обстановка в объекте изоляции, температура, градиенты давления, наличие и размеры перемычек и др.).

Следует отметить, что со вступлением большинства крупных месторождений в позднюю и завершающую стадии разработки состояние фонда скважин ухудшается, объёмы ремонтов увеличиваются. Это может быть, в частности, проиллюстрировано на примере двух предприятий ОАО «НК «Роснефть» -ООО «РН-Пурнефтегаз» и «РН-Юганскнефтегаз». Ими разрабатываются 52 месторождения, более 30 % которых вступили в третью стадию разработки. Из почти 20 тыс. добывающих нефтяных скважин 47 % находятся в бездействии, консервации и ожидании ликвидации. Среди них значительный фонд скважин с негерметичным цементным кольцом, в которых заколонный переток жидкости или уже установлен или обоснованно предполагается.

Вышеизложенное не оставляет сомнений в актуальности поставленной цели диссертационных исследований.

Цель работы

Совершенствование технологий исправления некачественного цементного кольца - ликвидации заколонной циркуляции жидкости, на основе обобщения опыта проведения ремонтных работ, методических, теоретических и экспериментальных исследований.

Задачи исследований

- анализ зарубежного и отечественного опыта проведения РИР;

- обобщение опыта применения различных тампонажных растворов;

- разработка математической модели процесса исправления негерметичного цементного кольца путём закачивания тампонажного раствора;

- разработка методических указаний по выбору технологии РИР для исправления негерметичности цементного кольца;

- внедрение результатов научно-методических разработок по совершенствованию технологии РИР.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались путём экспериментальных и аналитических исследований с использованием апробированных методик. Обработка результатов проводилась с использованием современных математических методов, вычислительной техники.

Научная новизна

1 Разработана научно-методическая основа выбора технологии РИР по исправлению некачественного цементного кольца путём учёта геолого-технических условий эксплуатации скважин, видов и изолирующих свойств тампонажных растворов и технологических схем доставки тампонажных растворов в зависимости от направлений перетока.

2 Разработана математическая модель процесса исправления негерметичного цементного кольца путём закачивания тампонажного раствора в дефекты различной геометрической формы, позволяющая оценить потребный объём тампонажного раствора и радиус его проникновения в породы.

Практическая ценность

Результаты исследований по совершенствованию технологии РИР по исправлению некачественного цементного кольца внедрены на месторождениях, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз». В результате внедрения разработайных технологий на 10 скважинах в 2006 - 2008 г. дополнительно добыто 16,1 тыс. т нефти.

Апробация работы

Содержание работы докладывалось и обсуждалось на конференции БРЕ «Проекты по направлению новые технологии в РИР», г. Москва, 2007 г.; международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири», г. Тюмень, 2006 г.; международных научно-практических конференциях «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития», г. Геленджик, 2007, 2008 г.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 10 работ, в том числе в изданиях, рекомендованных ВАК РФ - 3 работы.

Структура и объём диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 86 наименований. Работа изложена на 175 страницах машинописного текста, в том числе содержит 20 рисунков и 13 таблиц и 1 приложение объёмом 1 страницу.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Никишов, Вячеслав Иванович

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. На основе анализа и обобщения зарубежного и отечественного опыта проведения РИР по ограничению притока воды в добывающие нефтяные скважины составлена классификация тампонажных составов по целям и геолого-техническим условиям их применения, показано наличие за рубежом и в РФ близкой тенденции в разработке технологий РИР по исправлению негерметичности цементного кольца (ликвидации заколонной циркуляции воды) с использованием легкофильтрующихся полимерных растворов и цементных растворов с улучшенной проникающей способностью и высокими прочностными и адгезионными свойствами отверждённого тампонажного камня.

2. На основании анализа проведения РИР в 88 скважинах месторождений, эксплуатируемых ОАО «НК «Роснефть», показана нестабильная во времени и на различных месторождениях, недостаточная (в среднем 67 - 69 %) «успешность» РИР по исправлению негерметичности цементного кольца.

3. По результатам лабораторных исследований тестирования различных тампонажных материалов путём имитации условий эксплуатации скважин месторождений, эксплуатируемых ОАО «НК «Роснефть», составлен их рейтинг, в соответствии с которым обосновано направление совершенствования технологий РИР путём применения легкофильтрующихся, высокопрочных и высокоадгезионных тампонажных составов на основе синтетических смол и улучшенных цементов.

4. Разработаны методические указания по выбору технологии РИР для исправления негерметичного цементного кольца, включающие в себя научно-обоснованные способ выбора скважин-кандидатов (патент РФ № 2318993) и матрицу с геолого-техническими условиями и параметрами технологии проведения РИР.

5. Предложена математическая модель закачивания тампонажного раствора в негерметичное цементное кольцо, которая может использоваться для оценки необходимого объёма раствора в зависимости от геометрии дефекта в цементном кольце и геолого-технических условий эксплуатации скважины.

6. В результате проведения опытно-промышленных работ в 10 скважинах трёх месторождений нефти, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз», показано, что внедрение результатов исследований по совершенствованию технологии исправления негерметичного цементного кольца обеспечило 100 % «успешность» РИР, прирост дебита нефти 9,1 т/сут-скв, дополнительную добычу нефти 16,1 тыс.т.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Никишов, Вячеслав Иванович, Уфа

1. Анализ мирового опыта применения тампонажных материалов при ре-монтно-изоляционных работах / В.А. Стрижнев, A.B. Корнилов, В.И. Никишов и др. // Нефтепромысловое дело. 2008. - № 4. - С. 28 - 34.

2. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. -М.: Недра, 1993.-416 с.

3. Бедрин В.Г., Стрижнев В.А., Никишов В.И. Первые результаты работы Системы Новых Технологий в области ремонтно-изоляционных работ // Роснефть, Научно-технический вестник «Энергия развития». 2007. - № 1. - С. 14 -17.

4. Бекетов С.Б. Комплекс технологий капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально низких пластовых давлений // Нефтепромысловое дело. 2007 - № 8. - С. 45 - 48.

5. Блажевич В.А., Умрихина E.H., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981. - 232 с.

6. Восстановление герметичности крепи скважин в условиях поглощений на Усинском месторождении / И.Р. Василенко, Б.В. Кузьмин, А.И. Дьяченко и др. // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 5. - С. 74 - 76.

7. Газизов А.Ш., Газизов A.A. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. - 285 с.

8. Герштанский О.С. Интенсификация добычи нефти путём применения временноблокирующих составов // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 9. - С. 96 -98.

9. Диагностика и ограничение водопритоков / Билл Бейли, Майк Крабтри, Джеб Тайри и др. // Нефтегазовое обозрение. 2001. - № 1. - С. 44 - 67.

10. Ентов В.М., Зазовский А.Ф. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи. М.: Недра, 1989. - 232 с.

11. Инструкция по эксплуатации ДОРНов и других устройств для ремонта обсадных колонн продольно-гофрированными пластырями в наклонных скважинах Главтюменнефтегаза. Краснодар: ВНИИКрнефть, 1982. - 20 с.

12. Кадыров Р.Р. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах с использованием полимерных материалов. Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2007. - 424 с.

13. Кочин Н.Е., Кибель И.А., Розе Н.В. Теоретическая гидромеханика. Т.2. -М.: Физматлит, 1963. 728 с.

14. Кривошей A.B., Новохатский Д.Ф., Рябова Л.И. Расширяющиеся там-понажные материалы// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2007 - № 6. - С. 43 - 48.

15. Куликов А.Н., Эюбов Ф.Т., Никишов В.И. Исследование процесса эксплуатации водоплавающих залежей нефти // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири. Тр. междунар. академ. конф. Тюмень, 2006. - С. 231 - 235.

16. Кустышев A.B. Специфика сложных капитальных ремонтов скважин нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. 2007. - № 2. - С. 37 - 39.

17. Лемешко H.H., Харланов С.А., Симановская Н.М. Применение технологий ремонтно-изоляционных работ на месторождениях ОАО «РИТЭК»// Нефтяное хозяйство. 2007. - № 2. - С. 66 - 68.

18. Никитин С.М., Стрижнев В.М., Матвеев Ю.М. Ремонт скважин металлическими пластырями в ПО «Юганскнефтегаз»/ВНИИОЭНГ. Экспресс-информация. Сер. «Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений». 1988, вып. 4. - С. 7 - 11.

19. Никишов В.И., Стрижнев В.А., Муллагалин И.З. К вопросу о выборе технологии ремонтно-изоляционных работ // Нефтепромысловое дело. 2007. -№ 1.-С. 28-31.

20. Новые тампонажные материалы для цементирования обсадных колонн в скважинах с различными термобарическими условиями / И.И. Белей, Е.Б. Цыпкин, В.В. Вялов и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2007. - № 6. - С. 33 - 37.

21. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины / Р.Т. Булгаков, А.Ш. Газизов, Р.Г. Габдуллин и др. //М.: Недра, 1976. 175 с.

22. Опыт применения реагентов серии «Крепь» при цементировании скважин на Киняминском месторождении / Ю.В. Гринько, Г.Г. Заславский, В.Ф. Атгараев и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2007.-№ 6. - С. 41 - 43.

23. Патент РФ № 2214505. Способ разработки нефтяной залежи, основанный на системном выявлении скважин, обводняющихся посторонней водой, их ремонте и вводе в эксплуатацию / В.Д. Енишин, Э.Л. Лейбин, A.B. Сентюрев и др. // Бюл. № 10.-2003.

24. Патент РФ № 2318993. Способ разработки обводнённой нефтяной залежи / А.Н. Куликов, В.И. Никишов, И.Р. Магзянов и др. // Бюл. № 7. 2008.

25. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов P.P. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. Уфа. Изд-во ТАУ, 1999. - 408 с.

26. Применение новых водоизолирующих материалов для ограничения притока вод в нефтяные скважины / К.А. Поддубный, В.М. Сазонова, И.А. Сидоров и др. // ТНТО. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. - 1976. -63 с.

27. Проведение изоляционных работ с применением водонабухающего полимера (ВНП) на месторождениях Когалымского региона / H.A. Черепанова, И.М. Галимов, O.A. Залевский и др. // Нефтепромысловое дело. 2006. - № 2. -С. 41 -45.

28. Проведение ремонтоно-изоляционных работ с применением комплексных реагентов-компаундов / М.О. Ашрафян, Л.И. Рябова, Ю.В. Гринько и др. // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 2. - С. 52- 53.

29. Разработка и внедрение новых тампонажных составов и технологий ремонтных работ на месторождениях ОАО АНК «Башнефть» / Т.М. Вахитов, P.M. Камалетдинов, Л.Д. Емалетдинова и др. // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 4.-С. 61 -63.

30. Разработка технологии изоляции водопритоков и водоперетоков в скважинах на месторождениях ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» / В.М. Строганов,

31. B.М. Мочульский, A.B. Сахань и др. // Опыт разработки и применения крем-нийорганических тампонажных материалов группы АКОР. Краснодар, 2006.1. C. 88 96.

32. РД 39-0147009-23-87. Единые правила ведения ремонтных работ в скважинах. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1987. - 82 с.

33. Решение проблемы ограничения водопритоков в скважинах с подошвенным залеганием воды / В.Г. Скородиевский, М.Н. Шурыгин, В.И. Яковенко и др. // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 3. - С. 82 - 85.

34. Совершенствование технологий устранения негерметичности колонн в условиях отсутствия непрерывной приёмистости / JI.M. Козуница, К.В. Стрижнев, Е.А. Румянцева и др. // НТЖ «Интервал». 2005.- № 4 - 5(75 - 76). - С. 4451.

35. Современное состояние работ по ремонту обсадных колонн металлическими пластырями / E.H. Штахов, O.A. Ледяшов, И.Н. Копылов и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2008. - № 3. - С. 44 -46.

36. Создание и результаты применения гелеобразующей композиции избирательного действия на месторождениях Урало-Поволжья / Ю.А. Котенев, Ф.А. Селимов, С.А. Блинов и др. // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 6. - С. 81 - 83.

37. Соркин А.Я., Ступоченко В.Е., Горобец Е.А. Особенности проведения работ по ограничению водопритоков в скважинах Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 2. - С. 60 - 62.

38. Стрижнев К.В. Тампонажные составы для восстановления герметичности эксплуатационной колонны // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 12. - С. 4952.

39. Технология поинтервального гидравлического разрыва пластов / П.С. Васильев, И.В. Кривоногов, А.Н. Горохов и др. // М.: Недра, 1965. 130 с.

40. ТУ-6-07-281-27-91. Связующие для полимерных тампонажных материалов типа ОГР-Н, ОГР-В, Ремонт-Н, Ремонт-B. 1991. - 15 с.

41. ТУ-6-05-281-19-87. Смола фенолрезорцинформальдегидная марки ФРФ-50Р. 1987.- 15 с.

42. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», - 2000. - 424 с.

43. Д. Уолкотт. Разработка и управление месторождениями при заводнении. М.: ЮКОС, 2001. - 141 с.

44. Химическая гидродинамика. Справочное пособие/ A.M. Кутепов, А.Д. Полянин, З.Д. Запрянов и др. // М.: Квантум, 1996. 336 с.

45. Черепанова Н.А., Курочкин Б.М., Залевский О.А. Исследование реологии гидрофобного полимерного тампонажного состава (ГПТС) для применения в нефтяной промышленности // Нефтепромысловое дело. 2008. - № 4. - С. 35 -38.

46. Черепанова Н.А., Курочкин Б.М., Залевский О.А. Фильтрационные испытания тампонажного состава ГПТС / Нефтепромысловое дело. 2008.- № 5. -С. 45-48.

47. Шайхутдинов P.M., Табашников Р.А., Алексеев Д.Л Эффективность проведения капитального ремонта скважин в НГДУ «Джалильнефть» // Нефтепромысловое дело. 2005. - № 8. - С. 60 - 64.

48. Vasquez, J.; Jurado, I. et al.: «Organically Crosslinked Polymer System for Water Reduction Treatments in Mexico». Paper SPE 104134 presented at the First International Oil Conference and Exhibition held in Cancun, Mexico, 31 August 2 September. 2006.

49. Buraffato, G.; Pitoni, E. et al.: «Water Control in Fissured Reservoirs Diagnosis and Implementation of Solutions: Cases from North Italy». Paper SPE 96569 presented at Offshore Europe 2005 held in Aberdeen, Scotland, UK, 6-9 September, 2005.

50. Der Sarkissian, J.; Prado, M. and Rauseo, O.: «Lessons Learned from Four Selective Water Shutoff Treatments in Mature Reservoirs in Maracaibo Lake». Paper SPE 96528 presented at Offshore Europe 2005 held in Aberdeen, Scotland, UK, 6 9 September, 2005.

51. Bhide, V.; Hirasaki, G. et al.: «Foams For Controlling Water Production». Paper SPE 93273 presented at the 2005 SPE International Symposium on Oilfield Chemistry held in Houston, USA, 2 4 February, 2005.

52. Romo, G.A.F.; Leyva, H.H. et al.: «Advanced Technology to Reduce Water Cut: Case Studies From the Pemex Southern Region». Paper SPE 103638 presentedat the First International Oil Conference and Exhibition held in Cancun, Mexico, 31 Aug. 2 Sep., 2006.

53. Bai, B.; Han, M. et al.: «Selective Water Shutoff Technology Study and Application of W/O Emulsions». Paper SPE 59320 presented at the 2000 SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, 3-5 April. 2000.

54. Lalcatos, I.; Lakatos-Szabo, J. et al.: «Application of Silicate-Based Well Treatment Techniques at the Hungarian Oilfields». SPE 56739 presented at the 1999 SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Houston, USA, 3-6 October. 1999.

55. Mata, F. and Ali, S.: «Water Shutoff Using an Internally Catalyzed System In Boscan Field: Case Histories». Paper SPE 102219 presented at the 2006 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Houston, Texas, 24 27 September, 2006.

56. Kosztin, B.; Palashty, G. et al.: «Field Evaluation of Iron Hydroxide Gel Treatments». Paper SPE 78351 presented at the SPE 13th European Petroleum Conference held in Aberdeen, Scotland, UK, 29 31 October. 2002.

57. Roden, C.: «A Novel Approach for Tubing Repair in a HPHT Well». Paper SPE 68417 presented at the SPE/ICoTA Coiled Tubing Roundtable held in Houston, Texas, 7 8 March, 2001.

58. Rusch, D.W.; Sabins, F. and Aslakson, J.: «Microannulus Leaks Repaired with Pressure-Activated Sealant». Paper SPE 91399 presented at the 2004 SPE Eastern Regional Meeting held in Charleston, West Virginia, U.S.A., 15-17 September, 2004.

59. Farkas, R.F.; England, K.W. et al.: «New Cementing Technology Cures 40-Years Old Squeeze Problems». Paper SPE 56537 presented at the 1999 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Houston, Texas, 3-6 October, 1999.

60. Styler, J.W., Al-Suwailem, S.S. et al.: «A Unique Rigless Casing Leak Repair, Ghawar Field, Saudi Arabia». Paper SPE 68129 presented at the 2001 SPE Middle East Oil show held in Bahrain, 17-20 March, 2001.

61. Borodin, E.G., Vakhroushev, P.E. et al.: «Applications of Relatively Permeability Modifiers To Control Water Cut Following Hydraulic Fracturing in Western

62. Siberia Oilfields». Paper SPE 102679 presented at the 2006 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in San Antonio, USA, 24 27 September, 2006.

63. Mahajan, M.; Rauf, N. et al.: «Water Control and Fracturing: A Reality». Paper SPE 101019 presented at the SPE 2006 Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition held in Adelaide, Australia, 11-13 September. 2006.

64. Chang, H.L.; Sul, X. et al.: «Successful Field Pilot of In-Depth Colloidal Dispersion Gel Technology on Daqing Oilfield». Paper SPE 89460 presented at the 2004 SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, 17-21 April, 2004.