Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологий и тампонажных составов для ремонтно-изоляционных работ в скважинах

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологий и тампонажных составов для ремонтно-изоляционных работ в скважинах"

На правах рукописи

ЖИРКЕЕВ АЛЕКСАНДР СЕРГЕЕВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ И ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ ДЛЯ РЕМОНТНО - ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ

Специальность 2*5.00.! 7 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Бугульма - 2005 г.

Работа выполнена в Тагарском научно - исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть)

Научный руководитель: кандидат технических наук

Кадыров Рамзис Ражимович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Ишкаев Раувель Калимуллинович

кандидат технических наук Стартов Михаил Иванович

Ведущая opi анизация: Общество с ограниченной ответственностью

научно - производственное объединение «Нефтегазтехнолошя» (г. Уфа)

Защита состоится 29 сентября 2005 года в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 222.018 01 в Татарском научно - исследовательском и проектном институте нефти ОАО «Татнефть», но адресу: 423236, г. Бугульма, ул. Джалиля, 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТатНИПИнефть. Автореферат разослан 25 августа 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, с.н.с

(

Р.З. Сахабутдинов

гоо 6-4

/5076 з

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В настоящее время большинство нефтяных месторождений России находятся на поздней стадии разработки. Эта стадия разработки характеризуется медленным снижением уровня добычи нефти и ростом обводненности добываемой продукции.

Рост обводненности добываемой продукции является одной из причин, способствующих выходу скважин из действующего фонда. В России насчитывается около 122 тысяч нефтяных и газовых скважин, и в 30 % из них продукция содержит воды более 70 % воды. Эксплуатация таких скважин в рамках действующей законодательной (прежде всего налоговой) системы становится убыточной для нефтедобывающих компаний. В результате количество неработающих скважин доходит до 30 тысяч и ежегодно увеличивается.

Снижению обводненности добываемой продукции способствует проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР). Основной объем РИР составляют работы по герметизации эксплуатационных колонн, ликвидации заколонных перетоков и ограничению водопритока из обводненных нефтяных коллекторов, осуществляемые посредством тампонирования. Существующие в настоящее время технологии и тампонажные составы не обеспечивают достаточной эффективности РИР. Наличие ряда проблем, связанных с высокой обводненностью добываемой продукции и недостаточной эффективностью технологий ограничения водопритока, указывает на актуальность задачи совершенствования технологий и тампонажных составов для РИР. Эффективность РИР может бьггь увеличена при определении оптимальных геолого - технических условий применения известных технологий, а также за счет разработки новых тампонажных составов, обладающих более высокими технологическими характеристиками и повышенной изолирующей способностью.

Цель диссертационной работы. Повышение эффективности ремонтно -

изоляционных работ в скважинах за счет Й'/ЩЩ^ЙЗД^ЙX способов

БИБЛИОТЕКА С. Пет) 09

нли» I-

приготовления и технологии применения водоизоляционных композиций, разработки нового тампонажного состава с повышенными технологическими характеристиками.

Основные задачи исследований.

1. Выявление процессов, приводящих к снижению эффективности водоизоляционных работ с использованием тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта 119 -296Т.

2. Разработка нового способа нрш отовления и закачивания быстросхватывающихся тампонажных составов

3. Разработка нового тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта «Силор».

4. Опытно - промысловые испытания и внедрение в производство разработанного тампонажного состава.

5. Определение области применения различных технологий ремонтно -изоляционных работ, составление алгоритма для компьютерной программы осуществляющей выбор оптимальной технологии ограничения водопритока в заданных геолою - технических условиях.

Основные защищаемые положения.

1. Новый тампонажный состав для ремонтно - изоляционных работ на основе кремнийор! анического продукта «Силор». Границы оптимальных интервалов изменения концентрации и количества компонентов разработанного тампонажного состава.

2 Новый способ приготовления быстросхватывающихся тампонажных составов.

3. Условия применимости различных технологий ремонтно изоляционных работ, алгоритм для компьютерной программы, осуществляющей выбор оптимальной технологии ограничения водопритока в заданных геолого - технических условиях.

Научная новизна.

1 Установлен эффект снижения скорости структурирования 1амтюнаж-

ного состава на основе кремнийорганического продукта 119-296Т при контактировании с пластовой водой повышенной минерализации.

2. Установлено, что с повышением содержания структурообразователя в составе на основе продукта 119-296Т снижается влияние минерализации разбавляющей состав воды на динамику структурирования и изолирующую способность состава.

3. Показано, что температура саморазогрева и скорость экзотермической реакции структурирования разработанною тампонажного состава снижаются с увеличением содержания дисперсного кремнезема в кремнийорганическом продукте «Силор».

4. Выявлены зависимости изолирующей способности и прочностных характеристик тампонирующей массы, образующейся при структурированиии состава на основе продукта «Силор», от содержания компонентов в составе.

Практическая значимость и реализация результатов работы.

1. Разработан новый способ приготовления и закачивания быстросхватывающихся тампонажных составов, применение которого позволяет снизить риск возникновения аварийной ситуации с одновременным повышением эффективности работ.

2. Разработан новый тампонажный состав на основе кремнийорганического продукта «Силор», обладающий повышенной изолирующей способностью и регулируемыми сроками структурирования.

3. Утвержден и применяется в ОАО «Татнефть» РД 153-39.1-316-03 «Проведение ремонтно - изоляционных работ с использованием кремнийорганического продукта «Силор».

4. Определена область применения различных технологий ремонтно -изоляционных работ, составлен алгоритм, по которому разработана компьютерная программа, осуществляющая выбор оптимальной технологии ограничения водопритока для заданных геолого - технических условий.

5. Предложенный в данной работе способ приготовления тампонажного состава признан изобретением и защищен патентом РФ. По заявке на разработанный тампонажный состав получено решение о выдаче патента.

6. Разработанный тампонажный состав на основе кремнийорганического продукта «Силор» успешно прошел приемочные испытания и использован при проведении РИР в 10 скважинах. В соответствии с утвержденным планом научно - исследовательских и опытно - конструкторских работ в 2005 г. предусмотрено применение состава при проведении работ еще в 11 скважинах ОАО «Татнефть».

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались:

- на научно - практической конференции молодых работников ОАО «Татнефть» «Техника, технология и экономика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Татарстана в начале 21 века», г. Альметьевск, 2001г.

- на научно - практической конференции VIII Международной выставки «Нефть, газ. Нефтехимия - 2001», г. Казань, 2001 г.

- на научно - практической конференции молодых работников ОАО «Татнефть» «Техника, технология и экономика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Татарстана в начале 21 века», г. Альметьевск, 2002г.

на VII Московском международном Салоне промышленной собственности «Архимед», г. Москва, 2004 г.

- на расширенном заседании методического совета отдела эксплуатации и ремонта скважин Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти, 2 июня 2005 г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе 3 научных статьи, 4 тезиса докладов на научно - практических конференциях, 2 руководящих документа, 1 патент на изобретение.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций. Работа изложена на 121 странице машинописного текста, содержит 12 таблиц, 24 рисунка, список использованной литературы из 108 наименований, 2 приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении содержится общая характеристика работы, показана актуальность и практическая значимость темы, сформулированы цель и

основные задачи исследований.

В первой главе показано, чго, несмотря на большое количество проведенных исследований, ввиду сложности и неоднозначности проблема ограничения водопритока остается актуальной.

В разные годы аспекты проблем возникающих при проведении ремонт но -изоляционных работ рассматривались в работах Блажевича В.А, Юсупова И.Г., Газизова А.Ш., Клещенко И.И., Уметбаева В.Г., Рябоконя С.А., Умрихиной Е.В., Муслимова Р.Х., Кадырова P.P., Гарифова K.M., Габдуллина Р.Г., Орлова Г.А., Ситникова H.H., Старшова М.И., Ягофарова А.К., Стрижнева В.А., Курочкина Б.М., Скородиевской JI.A., Телкова А.П. и других. На основе результатов теоретических и практических работ указанных авторов сформированы существующие в настоящее время принципы проведения ремонтно - изоляционных работ.

В процессе эксплуатации большинства скважин, как правило, обнаруживаются различные варианты обводнения добываемой продукции, вызывающие необходимость проведения РИР. Обводнение может быть вызвано, например, нарушением герметичности обсадной колонны в интервале залегания водоносных коллекторов. Для нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, характерно обводнение добываемой продукции за счет прорыва или подтягивания воды к продуктивным коллекторам. Методы ограничения водопритока выбираются в зависимости от установленных причин обводнения. При проведении РИР тампонированием результативность работ, как правило, определяется свойствами используемой водоизоляционной композиции. Для выявления преимуществ и недостатков водоизоляционных композиций по литературным источникам выполнен обзор и критический анализ применяемых в настоящее время технологий РИР. При проведении анализа была произведена классификация водоизоляционных композиций по физико - химическим свойствам, обеспечивающим изолирующий эффект при проведении изоляционных работ. До настоящего времени для тампонирования путей водопритока наиболее часто используются дисперсные тампонажные составы

на основе цемента. Цементные растворы не соответствуют большинству требований к водоизоляционным композициям. Большинство других типов водоизоляционных композиций также имеют существенные недостатки или применяются в условиях, не соответствующих критериям их использования.

Выбор водоизоляционной композиции осуществляется с учетом совместимости ее свойств с существующими в пластовых условиях факторами. Кратко охарактеризованы основные факторы, негативному воздействию которых подвергаются тампонажные составы в пластовых условиях. Сформулированы требования к составам и образующейся при их структурировании тампонирующей массе.

Большинству требований удовлетворяют тампонажные составы на основе гидролизующихся полифункциональных кремнийорганических соединений, в том числе, применяемый в ОАО «Татнефть» состав на основе кремнийорганического продукта 119-296Т. С целью повышения эффективности применения этого состава, необходимо выявить факторы, оказывающие негативное влияние на результат РИР. Целесообразным является совершенствование технологии с использованием тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта J19-296Т в плане повышения безопасности проведения работ.

Во второй главе описаны приборы, оборудование и методы, использованные для исследования влияния различных факторов на свойства тампонажных составов. Исследования проведены по известным методикам. Структурно - механические свойства тампонажных составов определяли путем измерения пластической прочности по методу конического пластомера. Изучение водоизолирующих свойств разработанных тампонажных составов проводилось на линейной модели пласта с использованием фильтрационной установки. За динамикой структурирования тампонажных составов наблюдали по нарастанию динамической вязкости тампонажного состава с использованием ротационното вискозиметра VISCO STAR L. Сроки структурирования определяли по времени гелеобразования и отверждения тампонажного состава. Время гелеобразования определяли по моменту, когда мениск жидкости при

наклоне мерного цилиндра с испытуемым составом переставал смещайся. Время отверждения тампонажного состава фиксировали с помощью прибора Вика.

В третьей главе обобщены и проанализированы резулыаты применения технологии ремонтно - изоляционных работ с применением тампонажных составов на основе кремнийорганического продукта 119 - 296Т на скважинах ОАО «Татнефть» Продукт выпускается по ТУ 2229-266-05763441-99 и представляет собой смесь малотоксичных отходов производства Э1 илсиликата -40, тетраэтоксисилана. Состав на основе продукта 119 - 296Т после закачивания в изолируемый интервал способен образовывать в пластовых условиях закупоривающий водонасыщенную породу полимер. К настоящему времени проведены ремонтно - изоляционные работы с использованием тампонажого состава на основе кремнийорг анического продукта 119-296Т более чем на 200 скважинах.

Проведенные с использованием методов математической статистики исследования показали, что степень снижения обводненности продукции скважины и дополнительная добыча нефти после тампонирования составами на основе кремнийорганического продукта 119 - 296Т возрастают при:

- снижении удельного веса добываемой воды;

- наличии и увеличении толщины непроницаемой перемычки между обводненным и нефтенасыщенным коллекторами;

- уменьшении численного значения отношения перфорированной толщины пласта к эффективной толщине пласта

Методы математической статистики позволяют определить факторы, оказывающие влияние на эффективность технологии, однако они не характеризуют явления, которые являются первопричинами происходящего. В данной работе предпринята попытка выявить процессы, приводящие к снижению результативности ремонтно - изоляционных работ С этой целью были проведены исследования динамики структурирования тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта 119-296Т с моделированием разбавления в пластовых условиях пресной или минерализованной водой. Для

разбавления был использован тампонажный состав, аналогичный применяемым в промысловых условиях, содержащий 75 % об. кремнийорганического продукта 119-296Т и 25 % об. водного раствора соляной кислоты 8 % - ной концентрации. Минерализованная вода представляла собой пластовую воду терригенного девона хлоркальциевого типа с удельным весом 1387 кг/м\ Количество дополнительно введенной воды составляло 10 - 50 % об. За структурированием испытуемых тампонажных составов наблюдали по изменению динамической вязкости. По результатам замеров были построены графики изменения динамической вязкости во времени (рис. 1).

Время структурирования, мин Состав № 1 Состав № 2 Состав № 3 Состав № 4

Рисунок 1 - Изменение динамической вязкости тампонажных составов во времени.

На рисунке показаны графики изменения динамической вязкости состава № 1, в который было введено 30 % об. пресной воды, и состава № 2, в который было введено - 30 % об. минерализованной воды. Тот факт, что нарастание динамической вязкости состава, разбавленного пресной водой, происходит более быстро, может объяснить более высокую эффективность тампонажных составов при ограничении водопритока вод с низкой минерализацией. При более быстром формировании структуры тампонажною

состава он в меньшей степени размывается пластовыми флюидами, и образующийся гидроизоляционный экран обладает большей прочностью. Далее было установлено, что в случае использования быстросхватывающихся составов с повышенным содержанием соляной кислоты, минерализация воды, разбавляющей состав, оказывает меньшее влияние на динамику структурирования состава. На рисунке 1 показаны графики изменения динамической вязкости состава № 3, в который было введено 30 % об пресной воды, и состава № 4, в который было введено - 30 % об. минерализованной воды. Первоначально составы № 3 и № 4 содержали 60 % об. кремнийорганическог о продукта 119-296Т и 40 % об. водного раствора соляной кислоты 8 % - ной конценграции. Анализ построенных графиков показывает, что в течение всего времени структурирования динамическая вязкость составов № 3 и № 4 не отличается более чем на 7-10 %.

После исследования динамики структурирования составов, разбавленных пресной и минерализованной водой, была произведена оценка их тампонирующих свойств. Оценка тампонирующих свойств проводилась с использованием фильтрационной установки, на линейной модели пласта со следующими усредненными характеристиками:

- длина модели пласта 48,2 см;

- площадь поперечного сечения 6,15 см2;

- эффективная пористость 32,1 %;

- проницаемость по воде 0,618 мкм2.

Для оценки тампонирующих свойств вычислялся коэффициент изоляции, представляющий собой отношение проницаемости до и после закачки тампонажного состава. Коэффициент изоляции для состава № 2, разбавленного минерализованной водой, на 15 % процентов меньше коэффициента изоляции для состава № 1, разбавленного пресной водой. Это свидетельствует в пользу высказанною ранее предположения о снижении прочности гидроизоляционного экрана при контактировании тампонажного состава на основе кремнийорганическо! о продукта 119-2961 с высокоминерализованной водой. С увеличением содержания соляной кислоты в составе возрастает его

изолирующая способность. Коэффициент изоляции для составов № 3 и № 4 отличается незначительно, т.е. с увеличением содержания соляной кислоты в составе до 40 % об., снижается негативное воздействие на изолирующую способность состава разбавления минерализованной водой. На основе сказанного ранее можно предположить, что при проведении РИР в пластах, обводненных высокоминерализованными водами, целесообразно применение рецептур тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта 119-296Т, с повышенным содержанием водного раствора соляной кислоты.

С целью снижения риска возникновения аварийной ситуации в процессе водоизоляционных работ, с одновременным повышением эффективности изоляции зон водопритока, разработан способ приготовления быстросхватывающегося тампонажного состава в интервале изоляции. При использовании этого способа инициатор структурирования вводится в сруктурирующийся реагент непосредственно в интервале изоляции, при подъеме колонны насосно - компрессорных труб. В скважину спускаются насосно - компрессорные трубы, глубина спуска которых определяется с таким расчетом, чтобы исключить оставление тампонажного состава в эксплуатационной колонне после его закачивания в изолируемый интервал (рис.2). Скважину заполняют жидкостью до появления циркуляции. В насосно -компрессорные трубы при открытой затрубной задвижке последовательно закачивают сруктурирующийся реагент, буфер, инициатор структурирования и расчетный объем продавочной жидкости. Объем продавочной жидкости выбирается из условия уравновешивания инициатора структурирования и буферной жидкости в насосно - компрессорных трубах со сруктурирующимся реагентом и буферной жидкостью в кольцевом пространстве между НКТ и эксплуатационной колонной. Затем приподнимают насосно - компрессорные трубы на глубину, достаточную для полного выхода в эксплуатационную колонну буферной жидкости и второй порции инициатора структурирования. При подъеме труб происходит смешивание инициатора структурирования со сруктурирующимся реагентом в эксплуатационной колонне. В результаге в

интервале изоляции образуется быстросхватывающийся тампонажный состав, который затем продавливается в обводненный пласт.

а б в г

а - закачивание компонентов в НК1, б - продавливание в межтрубиое нрострамспго, в -

смешивание компонента в скважине, г - продавливание в изолируемый интервал

Рисунок 2 - Схема приготовления и закачивания быстросхватывающегося тампонажного состава

Способ приготовления и закачивания быстросхватывающеюся тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта 119-296Т в интервале изоляции был использован при проведении водоизоляционных работ на добывающей скважине №16138 НГДУ «Альметьевнеф)ь», эксплуатирующей пласты Бобриковского горизонта. Резулыат проведенных работ положительный. Дополнительная добыча нефти по скважинам, на которых были проведены водоизоляционные работы с использованием тампонажных составов на основе кремнийорганического продукта 119 - 296Т, в среднем составляет 350 т На скважине № 16338 суммарная дополнительная добыча нефти составила 831 т. Это может свидетельствовать об эффективности

разработанного способа приготовления и закачивания быстросхватывагощегося тампонажпою состава, и целесообразности его дальнейшего применения

В четвертой главе приведено обоснование возможности использования разработанного тампонажного составов на основе кремнийорганического продукта «Силор» для проведения ремонтно - изоляционных работ Кремнийорганический продукт «Силор», выпускаемый по ТУ 2229-05205766761-2003, получают химической переработкой отходов производства кремнийорганических резиновых смесей, герметиков, компаундов, образующихся при изготовлении резинотехнических изделий на основе силиконовых каучуков. В процессе переработки образуется суспензия аэросила и белой сажи в олигомерах алкиловых эфиров ортокремниевых кислот. Тампонажный состав может быть приготовлен смешиванием расчетных объемов кремнийорганического продукта «Силор» и товарной нефти с последующим добавлением водного раствора соляной кислоты Из приготовленного состава формируется твердая водонерастворимая полимерная масса

Отверждение тампонажною состава на основе продукта «Силор», как и большинства тампонажных составов па основе кремнийорганических соединений, происходит в результате протекания реакции гидролитической поликонденсации Реакция имеет экзотермический характер, и после смешения компонентов тампонажного состава происходит выделение большого количества тепла, вызывающее сильный разогрев состава С увеличением температуры разогрева, сокращаются сроки структурирования Разогрев тампонажного состава может вызывать его скоротечное отверждение

Исследования процесса структурирования рецептур состава на основе продукта «Силор» с различным содержанием аэросила и белой сажи показали, что с увеличением содержания дисперсного кремнезема максимальная температура разогрева в процессе структурирования состава снижается Содержащийся в кремнийорганическом продукте «Силор» дисперсный кремнезем выполняет роль стабилизатора реакции гидролитической поликонденсации С увеличением содержания аэросила и белой сажи

снижается влияние на сроки структурирования такою фактора, как температура. Снижение влияния одного из факторов, определяющих динамику процесса структурирования тампонажного состава, позволит упростить регулирование сроков отверждения Хорошо поддающиеся регулированию сроки структурирования позволяют повысить безопасность проведения !'ИР, расширить область применения состава.

Было исследовано влияние количества и концентрации компонентов на физико - механические свойства разработанного тампонажною состава и подобраны оптимальные рецептуры

Соляная кислота является инициатором структурирования, от ее содержания и концентрации в наибольшей степени зависят время гелеобразования и отверждения тампонажного состава Из результатов проведенных исследований следует, что при содержании более 2,4 % мае соляной кислоты структурирование тампонажного состава происходит в течение времени, недостаточного для продавливания в изолируемый интервал Было установлено, что при недостаточном количестве соляной кислоты в составе происходит его расслоение и отверждение не во всем объеме Кроме этого, снижается выход тампонирующей массы и ее пластическая прочность Проведенные исследования показали, что при содержании соляной кислоты в тампонажном составе менее 0,4 % мае его применение нецелесообразно

Нефть в тампонажном составе является пластификатором, снижающим хрупкость и повышающим пластическую прочность импонирующей массы Кроме тою, нефть улучшает диспергируемость наполнителей содержащихся в кремнийорганическом продукте Силор С увеличением содержания нефти до определенного момента возрастает пластическая прочность образующейся тампонирующей массы. При доведении содержания нефти до 5,1 % мае величина пластической прочности достигает максимального значения, и после этого с увеличением содержания нефти прочность снижается Пластическая прочность массы, образующейся при отверждении тампонажного состава, нарастает только в течение 36 часов и в дальнейшем остается практически неизменной Из этого следует, что в промысловых условиях, после проведения

изоляционных работ, наиболее целесообразно оставить скважину в покое на время структурирования тампонажного состава в течение 36 часов,

В процессе проведения исследований была проведена сравнительная оценка пластической прочности тампонирующей массы, образующейся при отверждениии составов на основе кремнийорганических продуктов «Силор» и 119 - 296Т. Установлено, что пластическая прочность тампонирующей массы, образующейся при отверждении состава на основе кремнийорганической жидкости «Силор», на 15-20 % выше. В кремнийорганической жидкости «Силор» содержится дисперсный кремнезем, частицы которого армируют тампонирующую массу и воспринимают основную долю на1рузок. Повышение механической прочности тампонирующей массы способствует повышению изолирующей способности.

Исследование изолирующих свойств тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта "Силор" с использованием фильтрационной установки проводились на линейной модели пласта с характеристиками, приведенными ранее. Результаш исследования приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Изменение проницаемости моделей пласта, обработанных тампонажными составами на основе продукта «Силор»

Содержание компонентов в составе, % мае 1 Гроннцаемость модели пласта, мкм2 Коэффициент изоляции, %

Силор нефть соляная кислота вода ДО обработки после обработки 0,01 Г

66,3 3,2 2,4 28,1 0,63 98,2

71,7 3,5 2,0 22,9 0,56 0,014 97,5

78,2 3,8 1,4 16,6 0,65 0,025 96,2

87,7 4,2 0,6 7,4 0,59 0,021 96,4

Практически все исследованные рецептуры тамионажных составов на основе кремнийорганической жидкости «Силор» имеют высокую изолирующую способность (КИ,ПЛ!ЩИ1, = 96,2 - 98,2 %), что свидетельствует о возможности их применения для проведения РИР на скважинах

С использованием фильтрационной установки была проведена сравнительная оценка изолирующей способности разработанных тампонажных составов и составов на основе кремнийорганического продукта 119-296Т. По

опытным данным построены графики зависимости удельного расхода воды от перепада давления, приведенные на рисунке 3.

Рисунок 3 - Зависимости удельного расхода воды от перепада давления

Воду прокачивали через модели пласта с одинаковой проницаемостью, обработанные исследуемыми составами. Чем меньше расход воды, тем выше степень закупоривания пор модели пласта. Анализ построенных графиков показывает, что более эффективен тампонажный состав на основе кремнийорганической жидкости «Силор».

Анализ результатов проведенных исследований показал, что для получения тампонирующей массы с наибольшей пластической прочностью, изолирующей способностью и требуемым для закачки в изолируемый интервал временем структурирования, тампонажный состав должен содержать перечисленные ниже компоненты при следующем соотношении, % мае.: кремнийорганический продукт «Силор» 66,3-91,5

соляная кислота 0,4-2,4

вода 4,0-28,1

нефть 1,7-5,1

0,4 1

0,3 0,6 0,9 1,2 1,5 1,8 2,1 2,4 2,7 1 4,1 1,6 Перепад давления, МПа

119-296Т ^ ~ Силор

Промысловые испытания тампонажных составов были проведены на скважинах ОАО «Татнефть». Испытания проводились в соответствии с требованиями разработанного РД 153-39.1-316-03. Основной объем проведенных РИР составили операции по ликвидации заколонных перетоков

Для проведения приёмочных испытаний технологии ограничения водопритоков с использованием тампонажных составов на основе кремнийорганического продукта «Силор», в соответствии с приказом ОАО «Татнефть» № 344 от 25.11.2003 г.. была создана рабочая комиссия. Технология была признана выдержавшей приемочные испытания и рекомендована к промышленному внедрению на промыслах ОАО «Татнефть» для проведения работ по ликвидации заколонных перетоков. По результатам РИР с использованием разработанных составов на 10-ти скважинах, средняя успешность применения технологии составила 80 % (табл. 2).

Таблица 2 - Результаты применения составов на основе продукта «Силор»

№ СКВ. НГДУ Интервал проведения РИР, м Вид РИР Дата ремонта Результат РИР

11873 Джалильнефть 1710-1722 закол переток 02 09 03 положительный

2532 12322 Бавлы нефть 1333,2-1337,2 изол пласта 30 И 03 отрицательный

Джалильнефть 1710,6-1726,8 закол переток 16 12 03 положительный

450 Бавлы нефть 1215,6-123! изол пласта 31 1203 положительный

12179 Джалильнефть 1673,6-1687 закол переток 4 01 04 положительный

8408 Азнакаевскнефть 1622,5-1626,5 откл пласта 5 08 04 положительный

19102 1853 Азнакаевскнефть 1749,5-1764 закол переток 13.10 04 положш ельный

Прикамнефть 1074,4-1088 закол переток 06 11 04. отрицательный

11061 Азнакаевскнефть 1779,5-1789 закол переток 3 12 04 положительный положительный

4621 Азнакаевскнефть 1759-1766,1 закол переток 1112 04

Экономический эффект от использования технологии обусловлен использованием более дешевых материалов и повышением успешности работ. Был выполнен расчет, показавший что гарантированный экономический эффект от внедрения предлагаемой технологии составляет 125,0 тыс. руб. на одну скважину. Обоснованность методики выполненного расчета и правильность выбора базы сравнения была подтверждена специалистами отдела экспертизы инвестиционных проектов ОАО «Татнефть».

В пятой главе дана характеристика разработанного алгоритма работы компьютерной программы для выбора оптимальной технологии ремонтно-

изоляционных работ, а также описание программы.

Алгоритм выбора технологии ограничения водопритока для заданных геолого - технических условий основывается на технических характеристиках устройств, физико - химических свойствах тампонажных составов и анализе результатов их практического применения. Алгоритм разрабатывался с целью дальнейшего создания компьютерной программы, которая на основе заданных условий рекомендует для проведения работ оптимальную технологию. Алгоритм позволяет осуществить оптимальный выбор из ряда технологий, используемых в ОАО «Татнефть» и основанных на применении: профильного перекрывателя (№ 1), одного или двух пакеров-гильз и колоны НКТ (№ 2); дополнительной колонны и разобщителя ДКЦ (№ 3); хвостовика с технологической оснасткой ТОИР (№ 4); хвостовика с гидромеханическим разобщителем РГВ (№ 5); извлекаемой летучки (№ 6); водоизолирующей композиции на основе продукта «Силор» (№ 7); водоизолирующей композиции на основе синтетических смол (№ 8); водоизолирующей композиции на основе высокомодульного жидкого стекла (№ 9); водоизолирующей композиции на основе полимерной системы (№ 10); водоизолирующей композиции на основе цементного раствора (№ 11); водоизолирующей композиции на основе суспензии резиновой крошки (№ 12); водоизолирующей композиции fia основе водонабухающего полимера (№ 13); водоизолирующей композиции на основе эмульсионной системы (№ 14); гидрофобизирующей водоизоляционной композиции (№ 15); водоизолирующей композиции на основе биополимера (№ 16); водоизолирующей композиции на основе алюмохлорида (№ 17); водоизолирующей композиции на основе силикатно-полимерного геля (№ 18); водоизолирующей композиции на основе силикат - гелевого состава (К® 19). Порядковые номера рекомендуемых далее технологий соответствуют приведенной нумерации перечня технологий используемых в ОАО «Татнефшк Алгоритм обеспечивает выбор технологий для герметизации эксплуатационной колонны, ликвидации заколонных перетоков, отключения пласта или ограничения водопритока. Алгоритм построен с учетом того, что применение каждой технологии, в силу ее характеристик, целесообразно для

одного из видов ремонтно - изоляционных работ только при наличии определенных условий.

При выборе технологии оценивается возможность уменьшения сечения эксплуатационной колонны, количество дефектов в эксплуатационной колонне, наличие цементного камня в заколонном пространстве, приемистость в интервале дефекта; температурные условия; направление поступления воды при затрубной циркуляции; отличие коллекторских свойств изолируемых и эксплуатируемых пластов при затрубной циркуляции; расположение отключаемого пласта относительно эксплуатируемого. В качестве примера на рисунке 4 приводится последовательность выбора технологий для проведения работ по герметизации эксплуатационной колонны.

Рисунок 4 - Последовательность выбора технологии герметизации колонны

При выборе технологии ограничения водопритока оценивается проницаемость изолируемого пласта, расстояние до водонасыщенного пласта, вязкость нефти изолируемого объекта, плотность отбираемой воды, пластовое давление, дебит скважины по жидкости, обводненность продукции, расстояние до контура нефтеносности, количество проведенных ранее операций по ограничению водопригока. Для определения оптимальных условий проведения работ по ограничению водопритока были использованы результаты анализа

выполненного экспертной системой искусственного интеллекта на основе нейронных сетей разработанной в ТатНИПИнефти. Экспертно - аналитическая система опирается на материалы баз данных ОАО «Татнефть» о геолого-физических характеристиках пластов, физико - химических свойствах насыщающих пласт флюидов, данных о состоянии разработки объектов воздействия, пользовательских характеристиках применяемых технологий. После обучения на примерах успешного опыта реализации различных геолого -технических мероприятий, системой были определены требования к объектам применения конкретных технологий, приведенные в таблице 3.

Таблица 3 - Требования к объектам применения технологий ВИР

Оптимальный интервал значений параметра для технологии №

Параметр

9 10 12 13 14 16 18 17 18 19

Проницаемость изолируемо- 200- 100- 10- 200- 100- 100- 200- 200- 300- 300-

го пласта, мД 800 800 300 800 600 600 800 800 800 800

Расстояние до водо- 2-20 2-20 0-20 2-20 5-20 5-20 2-20 5-20 2-20 2-20

насыщенного пласта, м

Вязкость нефти изо- 3-5 3-6 0-3 3-6 3-6 3-6 3-6 3-6 3-6

лируемого объекта, мПа-с

Плотность отбираемой 1,12- 1,12- 1,0- 1,12- 1,06- 1,06- 1,06- 1,12 1.0- 1,12-

воды, г/см1 1,2 1,2 1,2 1,2 1,12 1,12 1,12 -V 1,2 1,2

Пластовое давление, МПа 10- 10- 6- 10- 6- 5- 10- 10- 10- 10-

17,6 17,6 16 17,6 16 16 17,6 17,6 17,6 17,6

Дебит жидкости средний, 26- 13 - 1 - 13- 13- 13- 13- 13- 26- 26-

м'/сут 2Б0 200 126 200 126 126 200 38 260 260

Дебит нефти средний, т/сут 1-26 1-60 0-38 1-60 1-13 4-100 1-60 1-4 0-38 1-26

Обводненность средняя, % 90- 70-90 9-70 70- 90- 20-70 70- 90- 86- 90-

96 90 96 90 96 99 96

Расстояние до контура 100- 100- 10- 100- 100- 100- 100- 100- 100- 100-

нефтеносности, м 600 600 600 600 800 600 600 600 600 600

Количество проведенных 0-6 0-2 0-1 0-2 0-1 0-1 0-2 0-2 0-6 0-6

ранее ВИР, шт

На основе разработанного алгоритма в институте ТатНИПИнефть создана

компьютерная программа, обеспечивающая возможность выбора оптимальной технологии РИР в заданных условиях. Главное меню программы содержит опции «Файл», «Негерметичность колонны», «Заколонные перетоки», «Отключение пласта», «Ограничение водопритока», «Справка». Работа по выбору технологии начинается с выполнения одной из опций «Негерметичность колонны», «Затрубная циркуляция», «Отключение пласта», «Ограничение водопритока», в зависимости от вида плакируемых работ. При этом открывается диалоговое окно, в котором из предлагаемых вариантов ответов необходимо выбрать соответствующие условиям проведения работ и

ввести численные значения эксплуатационных характеристик скважины. Затем программа осуществит выбор технологий и откроется диалоговое окно с описанием рекомендуемой последовательности проведения ремонтно -изоляционных работ.

Программа облегчает выбор технологий инженерно - техническому персоналу, занимающемуся капитальным ремонтом скважин. Наличие в программе описаний технологий позволит пользователям ознакомиться с новыми разработками.

Основные выводы и рекомендации

1. Установлен эффект снижения скорости структурирования тампонажного состава на основе кремнийорганическою продукта 119-296Т при контактировании с высокоминерализованной пластовой водой, ведущий к снижению эффективности водоизоляционных работ.

2. Предложен и запатентован новый способ приготовления и закачивания быстросхватывающихся тампонажных составов. Показана высокая эффективность разработанного способа на примере использования в промысловых условиях быстросхватывающеюся тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта 119 - 296Т.

3. Разработан новый тампонажный состав на основе кремнийогранического продукта «Силор». Лабораторными исследованиями установлено следующее оптимальное соотношение компонентов, % мае.:

кремнийорганический продукт «Силор» 66,3-91,5

соляная кислота 0,4-2,4

вода 4,0-28,1

нефть 1,7-5,1

4. Разработанная технология на основе нового тампонажного состава признана выдержавшей приемочные испытания и рекомендована к промышленному внедрению. По результатам проведенных работ успешность применения технологии составляет 80 %, экономический эффект от применения в 10-ти скважинах равен 1 млн. руб.

5. Определена область применения различных технологий ремонтно -изоляционных работ, составлен алгоритм, по которому разработана компьютерная программа, осуществляющая выбор оптимальной технологии ограничения водопритока для заданных геолого - технических условий.

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в следующих работах:

1. Кадыров P.P., Жиркеев A.C. Использование кремнийорганического продукта 119 - 296 Т при ограничении водопритока в добывающих скважинах // НТЖ «Нефть Татарстана»,- 2001№ 3.-С.38-42.

2. Кадыров P.P., Калашников Б.М, Жиркеев A.C. Перспективы использования кремнийорганического продукта 119 - 296Т при ограничении водопритока в добывающих скважинах // «Техника, технология и экономика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Татарстана в начале 21 века», тезисы докладов научно-практической конференции молодых работников ОАО «Татнефть»,- 200I.-C.181-183.

3. Кадыров P.P., Калашников Б.М., Жиркеев A.C. Перспективы использования кремнийорганического продукта 119 - 296Т при ограничении водопритока в добывающих скважинах // Тезисы докладов научно-практической конференции «Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения»,- Казань: Изд-во «Мирас».-2001 .С 179-184.

4. Кадыров P.P., Жиркеев A.C.. Перспективы использования кремнийорганической эмульсии «Экстрасил» при ограничении водопритока в добывающих скважинах // «Техника, технология и экономика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Татарстана в начале 21 века», тезисы докладов научно-практической конференции молодых работников ОАО «Татнефть»,- 2002,- С.160-161.

5. Патент № 2239048. Способ изоляции зон водопритока в скважине. Хамитов P.A., Файзуллин И.Н., Кадыров P.P., Юсупов И.Г., Правдюк А.Н., Андреев В.А., Жиркеев A.C. -2004. -Бюл. № 30

6. Кадыров P.P., Жиркеев A.C., Бакалов И.В. Технология ограничения водопритоков в скважине // Тезисы докладов Московского международного Салона промышленной собственности «Архимед»,- 2004.-С.134-135.

7. Юсупов И.Г., Кадыров P.P., Хасанова Д.К., Жиркеев А С., Салихов М.М. и др. Технология проведения ремонтно - изоляционных работ с использованием кремнийорганической жидкости «Силор», РД 153-39.1-316-03. - Бугульма: ОАО «Татнефть», ТатНИПИнефть, 2003.-18 с.

8. Кадыров P.P., Салимов М.Х., Жиркеев A.C. и др., Сборник инструкций, регламентов и руководящих документов по ремонтно - изоляционным работам на скважинах. -Бугульма: ОАО «Татнефть», ТатНИПИнефть, 2000.-334 с.

9. Жиркеев A.C., Кадыров P.P., Хасанова Д.К., Результаты применения новых тампонирующих составов на основе кремнийорганического продукта «Силор» для водоизоляционных работ. // ТатНИПИнефть.-Бугульма, 2005.-6 с.-Библиогр.: .-Рус.-Деп. в ВИНИТИ 21.06.2005 № 888-В 2005.

10. Жиркеев A.C., Кадыров P.P., Хасанова Д.К. Разработка тампонирующих составов на основе кремнийорганических соединений и исследование их свойств // «Нефтяное хозяйство».- 2005.-№ 8.-С. 12-14.

»16002

РНБ Русский фонд

2006-4 13076

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии Института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» Подписано в печать 22 08 2005 г Заказ № 130 Тираж 100 окз

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Жиркеев, Александр Сергеевич

Введение.

1. Современное состояние проблемы проведения ремонтно-изоляционных работ.

1.1. Основные причины, обуславливающие необходимость проведения ремонтно-изоляционных работ.

1.2. Анализ технологических характеристик и классификация водоизоляционных композиций.

1.3. Направления совершенствования тампонажных составов и технологий для ремонтно-изоляционных работ.

1.4. Выводы по главе 1.

2. Оборудование и методы для исследования влияния различных факторов на свойства тампонажных составов.

2.1. Методика исследования структурно-механических свойств тампонажных составов.

2.2. Методика исследования изолирующих свойств тампонажных составов.

2.2.1. Принцип работы и описание фильтрационной установки.

2.2.2. Подготовка модели пласта к проведению исследований.

2.2.3. Исследование процесса фильтрации тампонажных составов через модель пласта для оценки водоизолирующих свойств.

2.2.4. Обработка результатов исследований.

2.3. Методика определения реологических характеристик тампонажного состава.

2.4. Методика исследования влияния на сроки структурирования тампонажных составов температуры разогрева в процессе образования тампонирующей массы.

2.5. Методика определения сроков структурирования тампонажных составов.

3. Совершенствование технологии ремонтно-изоляционных работ с использованием тампонажных составов на основе кремнийорганического продукта 119- 296Т.

3.1. Общая характеристика технологии.

3.2. Определение оптимальных условий применения технологии и выявление процессов, приводящих к снижению эффективности водоизоляционных работ.

3.3. Разработка нового способа приготовления и закачивания быстросхватывающегося тампонажного состава.

3.4. Направления дальнейшего совершенствования технологии.

3.5. Выводы по главе 3.

4. Разработка тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта «Силор».

4.1. Свойства кремнийорганического продукта «Силор», возможность использования тамонажного состава на его основе для проведения ремонтно-изоляционных работ.

4.2. Исследование влияния различных факторов на свойства тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта

4.2.1. Оценка влияния температуры разогрева на сроки структурирования тампонажного состава.

4.2.2. Оценка влияния количества и концентрации компонентов тампонажного состава на его свойства.

4.2.3. Исследование изолирующих свойств тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта «Силор» с использованием фильтрационной установки.

4.3. Промысловые испытания разработанного тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта «Силор».

4.4. Экономическая оценка применения технологии ремонтноизоляционных работ с использованием тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта «Силор».

4.4.1. База сравнения и методика расчета гарантированного экономического эффекта.

4.4.2. Исходные данные и расчет гарантированного экономического эффекта.

4.5. Выводы по главе 4.

5. Разработка алгоритма работы и описание электронного каталога для выбора оптимальной технологии ремонтно-изоляционных работ

5.1. Принципы, положенные в основу алгоритма работы электронного каталога.

5.2. Описание работы с электронным каталогом.

5.3. Выводы по главе 5.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологий и тампонажных составов для ремонтно-изоляционных работ в скважинах"

В настоящее время большинство нефтяных месторождений России и, в частности, Республики Татарстан находятся на поздней стадии разработки. Эта стадия разработки характеризуется медленным снижением уровня добычи нефти, ростом обводненности добываемой продукции. Рост обводненности добываемой продукции является одной из причин, способствующих выходу скважин из действующего фонда.

В России насчитывается около 122 тысяч нефтяных и газовых скважин, и в 30 % из них продукция содержит более 70 % воды [1]. Эксплуатация таких скважин в рамках действующей законодательной (прежде всего, налоговой) системы становится убыточной для нефтедобывающих компаний. В результате количество неработающих скважин доходит до 30 тысяч и ежегодно увеличивается.

В этих условиях наиболее значимой является задача стабилизации и повышения уровня добычи нефти. Применение традиционных методов регулирования разработки заводнением не решает этой проблемы. Увеличиваются объемы попутно добываемой и закачиваемой системой поддержания пластового давления воды. Снижению обводненности добываемой продукции и интенсификации добычи нефти способствует проведение ремонтно - изоляционных работ (РИР).

Проведение РИР обеспечивает решение следующих проблем:

- продление срока службы скважин;

- регулирование выработки нефтеносных коллекторов неоднородного эксплуатационного объекта за счет отключения или селективной изоляции обводненных пластов;

- уменьшение добычи попутной воды со снижением энергозатрат;

- обеспечение охраны недр и природных ресурсов.

На поздней стадии разработки, на долю ремонтно - изоляционных работ приходится существенная часть от общего объема работ проводимых при капитальном ремонте скважин. В то же время, существующие в настоящее время технологии и тампонажные составы недостаточно эффективны. Одной из причин низкой эффективности РИР является широкое использование дисперсных тампонажных составов на основе цемента. Этим составам свойственны невысокая седиментационная устойчивость и высокая вязкость. Они легко разделяются на фазы, взаимодействуют с пластовыми жидкостями, газами и горными породами с ухудшением своих характеристик, обладают высокой вязкостью. О низкой эффективности цементных тампонажных растворов свидетельствует то, что с их применением с первой попытки удается загерметизировать только около 30 % скважин с нарушениями эксплуатационных колонн [2]. Многократное повторение тампонирования до достижения герметичности, даже с учетом доступности, низкой цены и простоты использования, во многих случаях делает применение минеральных тампонажных материалов экономически нецелесообразным. Применение более совершенных тампонажных составов часто происходит в условиях, не соответствующих критериям их использования.

Наличие ряда проблем, связанных с высокой обводненностью добываемой продукции и недостаточной эффективностью технологий ограничения водопритока, указывает на актуальность задачи совершенствования технологий и тампонажных составов для РИР. Эффективность РИР может быть существенно увеличена при определении оптимальных геолого-технических условий применения известных технологий, а также за счет разработки новых тампонажных составов, обладающих более высокими технологическими характеристиками и повышенной изолирующей способностью.

Настоящая диссертационная работа посвящена совершенствованию существующих, а также разработке новых технологий и тампонажных составов для РИР в скважинах. Использование представленных в работе разработок будет способствовать повышению технико-экономических показателей добычи нефти.

Цель диссертационной работы.

Повышение эффективности ремонтно - изоляционных работ в скважинах за счет совершенствования способов приготовления и технологии применения водоизоляционных композиций, разработки нового тампонажного состава с повышенными технологическими характеристиками.

Основные задачи исследований.

1. Выявление процессов, приводящих к снижению эффективности водоизоляционных работ с использованием тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта 119 -296Т.

2. Разработка нового способа приготовления и закачивания быстросхватывающихся тампонажных составов.

3. Разработка нового тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта «Силор».

4. Опытно - промысловые испытания и внедрение в производство разработанного тампонажного состава.

5. Определение области применения различных технологий ремонтно -изоляционных работ, составление алгоритма для компьютерной программы, осуществляющей выбор оптимальной технологии ограничения водопритока в заданных геолого - технических условиях.

Основные защищаемые положения.

1. Новый тампонажный состав для ремонтно - изоляционных работ на основе кремнийорганического продукта «Силор». Границы оптимальных интервалов изменения концентрации и количества компонентов разработанного тампонажного состава.

2. Новый способ приготовления быстросхватывающихся тампонажных составов.

3. Условия применимости различных технологий ремонтно -изоляционных работ, алгоритм для компьютерной программы, осуществляющей выбор оптимальной технологии ограничения водопритока в заданных геолого - технических условиях.

Научная новизна.

1. Установлен эффект снижения скорости структурирования тампонаж-ного состава на основе кремнийорганического продукта 119-296Т при контактировании с пластовой водой повышенной минерализации.

2. Установлено, что с повышением содержания структурообразователя в составе на основе продукта 119-296Т снижается влияние минерализации разбавляющей состав воды на динамику структурирования и изолирующую способность состава.

3. Показано, что температура саморазогрева и скорость экзотермической реакции структурирования разработанного тампонажного состава снижаются с увеличением содержания дисперсного кремнезема в кремнийорганическом продукте «Силор».

4. Выявлены зависимости изолирующей способности и прочностных характеристик тампонирующей массы, образующейся при структурировании состава на основе продукта «Силор», от содержания компонентов в составе.

Практическая значимость и реализация результатов работы.

1. Разработан новый способ приготовления и закачивания быстросхватывающихся тампонажных составов, применение которого позволяет снизить риск возникновения аварийной ситуации с одновременным повышением эффективности работ.

2. Разработан новый тампонажный состав на основе кремнийорганического продукта «Силор», обладающий повышенной изолирующей способностью и регулируемыми сроками структурирования.

3. Утвержден и применяется в ОАО «Татнефть» РД 153-39.1-316-03 «Проведение ремонтно-изоляционных работ с использованием кремнийорганического продукта «Силор».

4. Определена область применения различных технологий ремонтно -изоляционных работ, составлен алгоритм, по которому разработана компьютерная программа, осуществляющая выбор оптимальной технологии ограничения водопритока для заданных геолого - технических условий.

5. Предложенный в данной работе способ приготовления тампонажного состава признан изобретением и защищен патентом РФ. По заявке на разработанный тампонажный состав получено решение о выдаче патента.

6. Разработанный тампонажный состав на основе кремнийорганического продукта «Силор» успешно прошел приемочные испытания и использован при проведении РИР в 10 скважинах. В соответствии с утвержденным планом научно - исследовательских и опытно -конструкторских работ в 2005 г. предусмотрено применение состава при проведении работ еще в 11 скважинах ОАО «Татнефть».

Апробация работы.

Основные положения диссертации докладывались:

- на научно-практической конференции молодых работников ОАО «Татнефть» «Техника, технология и экономика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Татарстана в начале 21 века», г. Альметьевск, 2001г.

- на научно-практической конференции VIII Международной выставки «Нефть, газ. Нефтехимия - 2001», г. Казань, 2001 г.

- на научно-практической конференции молодых работников ОАО «Татнефть» «Техника, технология и экономика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Татарстана в начале 21 века», г. Альметьевск, 2002г.

- на VII Московском международном Салоне промышленной собственности «Архимед», г. Москва, 2004 г. на расширенном заседании методического совета отдела эксплуатации и ремонта скважин Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти, 2 июня 2005 г.

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе 3 научных статьи, 4 тезиса докладов на научно - практических конференциях, 2 руководящих документа, 1 патент на изобретение.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций. Работа изложена на 121 странице машинописного текста, содержит 12 таблиц, 24 рисунка, список использованной литературы из 108 наименований, 2 приложения.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Жиркеев, Александр Сергеевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. Установлен эффект снижения скорости структурирования тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта 119-296Т при контактировании с высокоминерализованной пластовой водой, ведущий к снижению эффективности водоизоляционных работ.

2. Предложен и запатентован новый способ приготовления и закачивания быстросхватывающихся тампонажных составов. Показана высокая эффективность разработанного способа на примере использования в промысловых условиях быстросхватывающегося тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта 119-296Т.

3. Разработан новый тампонажный - состав на основе кремнийогранического продукта «Силор». Лабораторными исследованиями установлено следующее оптимальное соотношение компонентов, % мае.: кремнийорганический продукт «Силор» 66,3-91,5 соляная кислота 0,4-2,4

4. Разработанная технология на основе нового тампонажного состава признана выдержавшей приемочные испытания и рекомендована к промышленному внедрению. По результатам проведенных работ успешность применения технологии составляет 80 %, экономический эффект от применения в 10-ти скважинах равен 1 млн. руб.

5. Определена область применения различных технологий ремонтно-изоляционных работ, составлен алгоритм, по которому разработана компьютерная программа, осуществляющая выбор оптимальной технологии ограничения водопритока для заданных reo лого-технических условий. вода нефть

4,0-28,1 1,7-5,1

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Жиркеев, Александр Сергеевич, Бугульма

1. Рыбальченко И.С. Капремонт скважины // "Коммерсантъ". -2001.1. С.18.

2. Новая техника и технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов // Труды семинара главных инженеров и специалистов ОАО «Татнефть», г. Лениногорск, -2002. -СЛ.

3. Михайлов Е.Л. Анализ результатов герметизации эксплуатационных колонн в Альметьевском УПНП и КРС // Труды семинара главных инженеров и специалистов ОАО «Татнефть», Альметьевск. 2003. -С.4-10.

4. Инструкция по применению технологии изоляционных работ с применением водонабухающего полимера (ВНП): Руководящий документ/ Б.М. Курочкин. М.: НПО «Буровая техника», ВНИИБТ, 2002. - 36с.

5. Курочкин Б.М., Гилязов Ш.Я., Ахметзянов Р.Х., Морозов B.C., Баширов Р.Ф. Применение водонабухающего полимера при изоляционных работах//Нефтепромысловое дело.- 1997.-№ 10 11.-С.21-24.

6. Курочкин Б.М., Галимов Р.Х., Кандаурова Г.Ф., Юнусов Ш.Ф., Проведение ремонтно-изоляционных работ с применением водонабухающего полимера в НГДУ «Лениногорскнефть» // «Нефтяное хозяйство. -2000.-№ 2.-С. 27-29.

7. Технология приготовлении и применения тампонажных составов на основе термоэластоп ластов ДСТ-ЗОР, ДСТ-РМ (ТСТ): Инструкция / Курочкин Б.М.-Краснодар: НПО «Буровая техника», 2001.- 7 с.

8. Инструкция по применению тампонажных смол на основе сланцевых фенолов при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах: Инструкция / Блажевич В.А., Умрихина E.H. Уфа: Башнипинефть, 1977.-32с.

9. Уметбаев В.Г., Плотников И.Г. Отключение обводненных интервалов продуктивных пластов отверждающимися тампонажнымиматериалами // «Нефтепромысловое дело».- 1995- № 6.-С. 18-21.

10. Временная инструкция по технологии применения полимерной тампонажной смеси на основе смолы Ремонт-Н для ограничения притока вод в скважины: Инструкция / Кадыров P.P. Бугульма: ТатНИПИнефть, 1993.15 с.

11. Временная инструкция по технологии отключения пластов и ликвидации заколонной циркуляции с использованием синтетических смол: Инструкция / Кадыров P.P., Махмутов И.К., Калашников Б.М., Сахапова А.К.-Бугульма: ТатНИПИнефть, 2001.-12 с.

12. Клещенко И.И. Гелеобразующие составы на основе силиката щелочного металла // «Нефтепромысловое дело».- 1997.-№ 8 9.-С.15-16.

13. Комисаров А.И., Газиев К.Ю. Применение силиката натрия для ограничения водопритоков из глубокозалегающих пластов // «Нефтяное хозяйство».- 1992.- №8.-С.13-14.

14. Инструкция по приготовлению и применению гельцементного раствора при ремонте скважин: Инструкция Альметьевск: АУПНП и КРС, 1978.-12с.

15. Технология применения модифицированных силикат-гелевых составов для проведения водоизоляционных работ на залежах бобриковского горизонта»: Руководящий документ / Малыхин В.И., Ситников H.H., Старшов М.И. -Бугульма: РНПД ВНИИнефть, 1999.-1 Ос.

16. Инструкция по технологии ограничения водопритоков в скважины композициями на основе жидкого стекла: Руководящий документ / Кадыров P.P., Хсанова Д.К. -Бугульма: ТатНИПИнефть, 2002. -14 с.

17. Клещенко И.И., Применение кремнийорганических жидкостей для водоизоляционных работ в скважине. // «Нефтяное хозяйство».- 1989 № 3.-С. 53-56.

18. Маляренко A.B., Земцов Ю.В., Шапатин A.C. Опытно-промышленные испытания селективных водоизолирующих реагентов наоснове кремнийорганических соединений // «Нефтяное хозяйство».-1981.-№ 1.-С. 35-38.

19. Маслов И.И. Бичкевский А.Д. Селективная изоляция силанами притока пластовых вод // «Нефтяное хозяйство».- 1976.- № 5.-С.38-41.

20. Ковардаков В.А., Духненко Е.М. Элементоорганические полимеры для изоляции притока пластовых вод // «Нефтяное хозяйство».- 1978.- № 1,-С.40-43.

21. Состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах: Патент № 859612 / Маляренко A.B., Земцов Ю.В.-М.ВНИИПИ.-1979-8с.

22. Ульянов Н.Е., Земцев Ю. В., Некоторые результаты водоизоляционных работ на Западно-Сургутском месторождении // Нефтяное хозяйство. -1989 №5.-С.68-70.

23. Свиридов B.C. Применение водоизолирующих материалов на промыслах Краснодарского края // «Нефтяное хозяйство». -1988.-№ 2.-С. 6264.

24. Янковский Ю.Н., Скородиевская JI.A., Хайретдинов P.C. Результаты применения составов АКОР на малодебитных скважинах // «Нефтяное хозяйство».- 1987.-№ 1.

25. Состав для изоляции водопритока: Патент № 2174588 / Строганов В.М., Строганов A.M. -М.:ВНИИПИ.-1999.-11с.

26. Скородиевская JI.A., Хосроев Д.В., Строганов A.M. Ограничение притока вод составами АКОР // «Нефтяное хозяйство». -1992- № 6.-С.32-34.

27. Скородиевская Л.А., Строганов A.M., Рябоконь С.А. Повышение эффективности водоизоляционных работ путем использования материала АКОР-БЮО // «Нефтяное хозяйство». -1999 № 2.-С. 16-19.

28. Временная инструкция по применению гидролизованного полиакрилонитрила для изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах: Инструкция / Газизов А.Ш., Юсупов И.Г., Калашников Б.М. -Бугульма: ТатНИПИнефть, 1973 .-42с.

29. Временная инструкция по технологии применения сшитых полимерных систем для проведения ремонтно-изоляционных работ на месторождениях ОАО «Татнефть»: Инструкция- Альметьевск: НИВП «НЕФТЕОТДАЧА», 1996.-15 с.

30. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин: Учебное пособие / Клещенко И.И., Григорьев A.B., Телков А.П. -М.: Недра, 1988.-267с.

31. Временная инструкция по проведению испытаний технологии ограничения водопритока с использованием композиций на основе биополимера: Инструкция / Крикунов H.B. М.: МВГП «Плутон», 1996,-12с.

32. Собанова О.Б., Фридман Г.Б., Арефьев Ю.Н., Кандаурова Г.Ф. Применение композиций углеводородов и ПАВ для ограничения водопритока добывающих скважин // «Нефтепромысловоле дело».- 1995.- № 2 З.-С. 34-37.

33. Временная инструкция по технологии увеличения продуктивности добывающих скважин с помощью реагента СНПХ-9630 или СНПХ-9633 и соляной кислоты: Инструкция / Фридман Г.Б. Казань: НИИнефтепромхим, 1995.-18 с.

34. Грайфер В.И., Лисовский H.H., Котельников В.А., Шарбатова И.Н. Инновационные технологии ЗАО «РИТЭК-ПОЛИСИЛ» и АО «РИТЭК» // «Нефтяное хозяйство». -2001. -№ 11.- С.70-73.

35. Захаренко Л.Т., Котельников В.А., Иванов В.В., Шарбатова И.Н. Селективное ограничение водопритоков обратными водонефтянымиэмульсиями на основе материала «Полисил-ДФ» // «Нефтяное хозяйство» 2001. №5.-С. 68-70.

36. Инструкция по применению материала «Полисил» в нефтегазовой промышленности: Инструкция / Котельников В.А. М.: ЗАО «РИТЭК-ПОЛИСИЛ», 2000. -14 с.

37. Свирский Д.С., Телин А.Г., Ремнев Г.Е. Радиационно сшитые водонабухающие материалы на основе сополимера акриламида-акрилата натрия // НТЖ « ИнтЕрЬаАП-гОО{. .

38. Дункан Г., Балклвски П. Реализация методов увеличения нефтеотдачи: практика проектирования, заканчивания и эксплуатации скважин // «Нефтегазовые технологии».- 1996.- № 2/3.-С.8-14.

39. Кадыров P.P., Хасанова Д.К., Правдюк А.Н., Маркелов А.Л. Перспективы использования жидкого стекла при водоизоляционных работах // НТЖ «Нефть Татарстана». 2001 .-№ 3. - С. 18-20.

40. Кадыров P.P., Жиркеев A.C. Использование кремнийорганического продукта 119 296 Т при ограничении водопритока в добывающих скважинах // НТЖ «Нефть Татарстана».- 2001.- № 3.-С.38-42.

41. Геологическое строение и нефтеносность восточной Татарии: Учебное пособие / Абдуллин Н.Г., Суетенков B.C., Акишев И.М., Аминов JI.3., Герасимов В.Г., Хайретдинов Н.Ш. Изд-во: Казань, 1973.- 186 с.

42. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения: Учебное пособие / Муслимов Р.Х. Издательство Казанского Университета, 1979. - 226 с.

43. Методические указания по применению статистических методов в бурении нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие / Мирзаджанзаде

44. A.Х., Аветисов А.Г. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1983. - 315 с.

45. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений: Учебное пособие / Галлямов М.Н., Рахимкулов Р.Ш. М.: Недра, 1978. - 198 с.

46. Ахметов A.A., Киряков Г.А., Клюсов И.А., Юзвицкий В.П. Полимерцементные композиции для установки водоизоляционных мостов в сеноманских скважинах // «Нефтяное хозяйство». -2003.- № 3.- С.68-69.

47. Совершенствование технологий ремонтно-изоляционных работ для высокотемпературных пластов: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук / Стриженов К.В.- Уфа, 2003.-24с.

48. Меркулов В.П., Дудин Ю.Д., Кунин В.В., Савельев Г.А. Селективная изоляция обводнившихся неоднородных пластов // НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 1977,-№ 5.-С. 23-27.

49. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений: Учебное пособие / Блажевич В.А., Умрихина E.H., Уметбаев

50. B.Г. М.: «Недра», 1981.-167 с.

51. Способ изоляции зон водопритока в скважине: Патент № 2239048 / Хамитов P.A., Файзуллин И.Н., Кадыров P.P., Юсупов И.Г., Правдюк А.Н., Андреев В.А., Жиркеев A.C.- Москва: ФИПС -2004.- 12с.

52. Справочное руководство по тампонажным материалам: Учебное пособие/ Данюшевский B.C., Алиев P.M. Толстых И.Ф. М.: Недра, 1987.373 с.

53. Яковлев С.С., Коновалов Е.А. Тампонирующие смеси на основе гипана// «Нефтяное хозяйство».- 1987.-№4.-С.25.

54. Основы физико-химической механики: Учебное пособие / Круглицкий H.H. Киев: Издательское объединение «Вища школа», 1975.-187с.

55. Разработка составов для восстановления герметичности заколонного пространства при капитальном ремонте скважин: Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Сайд Ибрагим Али ФАРА Уфа: УГНТУ, 2003. -129 с.

56. Ребиндер П.А., Семененко H.A. О методе погружения конуса для характеристики структурно-механических свойств пластично-вязких тел // Доклады Академии Наук СССР.- 1949- том LXIV- № 6.-С.356-359.

57. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей: Учебное пособие / Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Зайцев Ю.В. М.: Недра, 1972.-289 с.

58. Методическое руководство по применению методов распознавания образов при промывке и креплении скважин: Учебное пособие / Мирзаджанзаде А.Х., Булатов А.И. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1974.-137с.

59. Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти химреагентами: Стандарт предприятия Тюмень: Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности, 1991,-14 с.

60. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов: Учебное пособие / Сургучев M.JI. М.: Недра, 1985.- 312 с.

61. Газизов А. Ш., Газизов A.A., Смирнов С.Р. Рациональноеиспользование энергии пластовых и закачиваемых вод // «Нефтяное хозяйство»- 2000.- № 6.-С. 44-49.

62. Каназафаров Ф.Я., Васильев A.C., Каназафаров С.Г. Составы для изоляции пластовых вод // «Нефтяное хозяйство».- 1991.- № 2.-С. 20-23.

63. Салаватов Т.Ш., Сулейманов Б.А., Нуряев A.C. Селективная изоляция притока жестких пластовых вод в добывающих скважинах // «Нефтяное хозяйство»,- 2000,- №12.-С. 81-83.

64. Разработка технологии тампонирования для высокотемпературных пластов: Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Елисеев Д.Ю. Москва: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002,136 с.

65. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах: Учебное пособие/ Умрихина E.H., Блажевич В.А. М.: Недра, 1966.- 235 с.

66. Методические рекомендации по комплексной оценке мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности: Руководящий документ Москва: ВНИИнефтегаз, 1989. 169 с.

67. Технология ограничения притока вод в нефтяные скважины с использованием композиций на основе кремнийорганического продукта 119296Т: Руководящий документ / Кадыров P.P., Калашников Б.М.- Бугульма: ТатНИПИнефть, 2000.- 32 с.

68. Руководство к практическим занятиям по коллоидной химии: Учебник для вузов/ Путилова И.Н. М.: Высшая школа, 1961312 с.

69. Ибатуллин P.P., Подымов Е.Д., Шутов A.A., Ибрагимов Н.Г., Хисамов P.C. Использование метода на базе искусственного интеллекта для выбора объекта и технологии увеличения нефтеотдачи пласта // НТЖ «Нефтяное хозяйство».-2002.-№ 10.-С. 52-56.

70. Разработка экспертной системы выбора технологий увеличения нефтеизвлечения для условий эксплуатации конкретной скважины: Отчет по НИОКР/ Подымов Е.Д., Шутов A.A., Самойлова Т.П., Калимуллина С.Ю.

71. Бугульма: ТатНИПИнефть, 2002.-186 с.

72. Технология восстановления герметичности эксплуатационных колонн с помощью профильных перекрывателей: Руководящий документ -Бугульма: ТатНИПИнефть, 1999. -29 с.

73. Технология герметизации протяженных участков обсадной колонны: Руководящий документ/ Тарифов K.M. Бугульма: ТатНИПИнефть, 2001.-7с.

74. Техника и технология цементирования дополнительной колонны, Руководящий документ / Габдуллин Р.Г. Бугульма: ТатНИПИнефть, 2002.23 с.

75. Техника и технология избирательного цементирования 102 и 114 мм хвостовиков: Руководящий документ / Габдуллин Р.Г. -Бугульма: ТатНИПИнефть, 2000.-15с.

76. Техника и технология цементирования 102 и 114-мм хвостовиков с применением разобщителя гидромеханического верхнего РГВ-102: Руководящий документ/ Габдуллин Р.Г. -Бугульма: ТатНИПИнефть, 2002.-7с.

77. Инструкция по технологии отключения обводнившихся пластов извлекаемыми летучками: Руководящий документ/ Тарифов K.M. -Бугульма: ТатНИПИнефть, 1999.- 9 с.

78. Технология проведения ремонтно изоляционных работ с использованием кремнийорганической жидкости «Силор»: Руководящий документ/ Кадыров Р.Р., Жиркеев A.C., Хасанова Д.К. - Бугульма: ТатНИПИнефть, 2003 -18 с.

79. Типовые расчеты для производства изоляционных работ при капитальном ремонте скважин. Альметьевск: ОАО «Татнефть», АУПНП и КРС, 1981.-57 с.

80. Временная инструкция по технологии использования водонабухающего полимера (ВНП) геля при изоляционных работах вобсаженных скважинах: Инструкция/ Курочкин Б.М, Лобанова В.Н., Прусова Н.Л. -М: ОАО НПО «Буровая техника», 1997.-12 с.

81. Инструкция по обработке призабойной зоны добывающих скважин реагентом СНПХ-9633 с дисперсными добавками (глинопорошком): Инструкция / Фридман Г.Б. Казань: ОАО «НИИнефтепромхим», 1999.-18с.

82. Временная инструкция по применению гидрофобизатора многофункционального действия для ОПЗ добывающих скважин и повышения нефтеотдачи пластов: Инструкция/ Газизов А.Ш., Галактионова Л.А. Казань: НПФ «Иджат», 1995.- 1 Зс.

83. Временная инструкция по технологии применения разбавленных растворов алюмохлорида для комплексной обработки призабойной зоны обводнившихся скважин с карбонатными коллекторами: Инструкция/ Кадыров P.P.- Бугульма: ХООО «Намус», 1995.- 17 с.

84. Инструкция по применению силикатно-полимерных гелей для изоляции высокопроницаемых зон пласта в нагнетательных скважинах: Инструкция / Горбунов А.Т., Старковский А.В. Москва: РМНТК «Нефтеотдача», 1994.-18 с.

85. Smith J.E., Mack J.C. Gels correct in-depth reservoir permeability variation.// Oil & gas Journal, Jan.6,1997:17-18.

86. Sparling D.D. Water invasion control in producing wells. Application polyacrylamide. //Word Oil, № 1, 1984: 29-33.

87. Акулышш А.А. Исследование вытеснения нефти из трещиновато-порового пласта с использованием полимера ПОЛИКАР // «Нефтяное хозяйство»- 2000.- № 1 .-С.36-38.

88. Boisnault J.M., Guillot D., Bourahla A., Tirlia Т., Dahl Т., Holmes C., Raiturkar A.M., Maroy P., Moffett C., Mejia G.P., Martinez I.R. Concrete Developments in Cementing Technology» Oilfield Review 11, no. 1 (Spring 1999): 16-29.

89. Gino di Lullo, Phil R. Cements for long term isolation design optimization. // JPT, august 2001, p. 70-74.

90. Chauveteau G., Rose J. Controlling gelation time and microgel size for water shutoff. // JPT, march 2001, p. 51-52.

91. Галыбин A.M., Казакова A.B. Ограничение притока подошвенной воды гидрофобными водонефтяными эмульсиями // РНТС «Нефтепромысловое дело». 1981.- № 9.- С. 18-21.

92. Ганиев P.P., Мухаметзянова Р.С., Ленченкова JI.E. Гелеобразующие технологии на основе алюмохлорида // «Нефтяное хозяйство».- 1996.- № 2.-С.26.

93. Методические рекомендации по ремонту эксплуатационных колонн добывающих и нагнетательных скважин: Руководящий документ/ Махмутов И.Х.- Бугульма: ТатНИПИнефть, 2003.-86 с.

94. Нефть и газ Чечни и Ингушетии: Учебное пособие / Ибрагимов Л.Х. М: «Недра», 1993.-237 с.

95. Тампонажный цементный раствор: Патент № 2154727 / Гилязетдинов З.Ф., Кадыров P.P., Жиркев А.С., Татьянина О.С. 2000.-8 с.

96. Кадыров P.P., Жиркеев А.С., Бакалов И.В. Технология ограничения водопритоков в скважине // Тезисы докладов Московского международного Салона промышленной собственности «Архимед».- 2004.-С. 134-135.

97. Жиркеев A.C., Кадыров P.P., Хасанова Д.К. Разработка тампонирующих составов на основе кремнийорганических соединений и исследование их свойств // «Нефтяное хозяйство».- 2005.-№7. С 12-14.

98. Хлебникова М.Э., Сингизова В.Х., Чукашов В.Н., Тазиев М.М. и др., Анализ литературных и патентных источников по технологиям селективной изоляции воды и ликвидации заколонных перетоков // НТЖ «Интервал».- 2003.- № 9.- С. 4-22.

99. Интенсификация добычи нефти/ Ибрагимов J1.X., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. -М.: Наука.-2000.-414 с.

100. Способ изоляции продуктивных пластов: Патент № 2081310/ Рубинштейн О.И., Антипов B.C., Бондалетов В.Г. 1997.-12 с.

101. Латыпов Р.Ф., Кадыров P.P., Калашников Б.М., Салимов М.Х. Результаты использования эфиров ортокремниевых кислот при ограничении водопритока в скважины // «Нефтяное хозяйство».- 2000.- № 12.-С. 84-86.

102. Способ ограничения водопритоков в нефтяные скважины суспензией на основе силиката натрия: Патент № 2001110329/ Байсаев И.У., Тепсаев H.A. М.: ФИПС -2004.- 8 с.

103. Состав для изоляции обводненных пластов: Патент № 1595055/ Строганов A.M., Строганов В.М.- М.: ВНИИПИ.-1988.-6с.

104. Полимерные тампонажные материалы для крепления скважин: Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук/ Гольдштейн В.В. -Краснодар: ВНИИКРнефть, 1988. 146 с.122 /9