Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Состояние и пути развития методов водоизоляционных работ в скважинах уренгойского НГКМ 10
1.1. Геологическая характеристика залежи Уренгойского НГКМ 10
1.2. Актуальность проблемы ремонта скважин Уренгойского НГКМ 15
1.3. Основные направления капитального ремонта скважин 21
1.4. Методы получения информации о работе скважин и механизме притока воды 24
1.5. Причины обводнения скважин Уренгойского НГКМ .
1.6. Опыт проведения ремонтных работ по ликвидации водопритоков, в том числе с применением колтюбинговой техники 32
1.7. Цель работы, задачи исследований и пути их решения 38
Выводыпо 1-йглаве 40
Глава 2. Экспериментальные исследования и разработка водоизолирующих составов для закачки через гибкую трубу 42
2.1. Требования к водоизолирующим составам, в том числе для закачки через гибкую трубу, выбор объектов исследования 42
2.2. Реологические характеристики составов на основе А-пласт и АКОР МГ, регулирование времени их отверждения 51
2.3. Оценка тампонирующих свойств составов и восстановления продуктивности пористых сред 60
2.4. Изучение характера распределения водоизолирующих составов в пористой среде 71
2.5. Термогидролитическая и химическая стойкость отвержденного состава на основе АКОР МГ 78
2.6. Изучение гидрофобизирующих свойств составов 81
Выводы по 2-й главе 86
Глава 3. Разработка технологии водоизоляционных работ с применением колтюбинговых установок для скважин Уренгойского НГКМ 88
3.1. Технические и технологические возможности колтюбинговых установок, их характеристики 88
3.2. Особенности работ с использованием колтюбинговых установок, расчет гидравлических потерь давления 97
3.3. Основные положения технологии водоизоляционных работ при закачке составов через гибкую трубу 103
3.4. Технология водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок 111
3.4.1 Методика выбора технологии 111
3.4.2 Подготовительные работы 114
3.4.3 Водоизоляционные работы при подъеме ГВК, ВНК и заколонных перетоках 120
3.4.4 Гидрофобизация призабойной зоны 131
3.4.5 Освоение скважин после РИР 133
Выводы по 3-й главе 137
Глава 4. Промысловые испытания и результаты внедрения разработанной технологии 139
4.1. Промысловые испытания технологии водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок 139
4.2. Экономическая оценка применения технологии 147
Выводы по 4-й главе 150
Основные выводы и рекомендации 152
Литература 153
Приложения 167
- Геологическая характеристика залежи Уренгойского НГКМ
- Требования к водоизолирующим составам, в том числе для закачки через гибкую трубу, выбор объектов исследования
- Технические и технологические возможности колтюбинговых установок, их характеристики
- Промысловые испытания технологии водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок
Введение к работе
В настоящее время нефтегазодобывающая отрасль характеризуется снижением уровней добычи углеводородов, что объясняется как объективными, так и субъективными факторами. К наиболее важным объективным факторам относятся естественное ухудшение структуры и качества запасов нефти, прогрессирующее обводнение месторождений и их истощение, разрушение породколлекторов, а также уменьшение доли крупных высокопродуктивных месторождений в. общем количестве месторождений, вводимых в разработку. К субъективным факторам можно отнести отсутствие эффективных технологий и составов с необходимыми свойствами, отсутствие или несовершенство технических средств для выполнения работ в конкретных геолого-технических условиях, достоверность интерпретации промысловых и геофизических данных, и многие другие.
Работа большого числа скважин по причине высокой обводненности продукции является нерентабельной, и вследствие экономической нецелесообразности дальнейшей эксплуатации, такие скважины активно пополняют бездействующий фонд, который в настоящее время составляет 30-35 % общего фонда. В связи с этим потребность в изоляционных И'. ремонтновосстановительных работах огромная. Методы борьбы с обводнением скважин занимают важное место среди мероприятий, направленных на увеличение производительности скважин и рентабельности их эксплуатации. Сокращение не работающего по причине обводнения фонда скважин является важным резервом увеличения объемов добычи углеводородов.
В энергетической программе Российской федерации предусматривается ежегодное увеличение объемов добычи природного газа. На севере Тюменской области находится до 70 % разведанных запасов природного газа. Дальнейший рост добычи углеводородов связан с развитием месторождений Западной Сибири. По прогнозам [1, 2] добыча газа к 2010 г. может достигнуть 780 млрд. м^ в год, а доля газа в топливно-энергетическом балансе составит 57 %.
Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), введенное в разработку в 1978 г., является одним из крупнейших. Оно разрабатывается фондом, включающ,им более 2000 газовых и газоконденсатных скважин [3]. В течение более 10 лет половина добычи газа в стране приходится на это месторождение. Следует отметить, что разработка Уренгойского НГКМ осуш.ествлялась с высокими темпами отбора газа и рабочими дебитами скважин (в настоящее время извлечено более 50 % первоначальных запасов углеводородов), что не могло не отразиться на эффективности работы скважин, динамике их обводнения.
В настоящее время Уренгойское НГКМ вступило в заключительную стадию разработки, для которой характерно истощение продуктивных пластов и падение пластового давления, прогрессирующее обводнение продукции в результате подхода контурных вод, подъема уровня газоводяного (ГВК) и водонефтяного контакта (ВНК), прорывов воды по разрушенному цементному камню за эксплуатационной- колонной, нарушения^ целостности' колонны. Острее становится проблема выноса песка, что в значительной степени^ обусловлено появлением в продукции воды. Разрушение скелета пласта-коллектора ведет к ' нарушению условий равновесия-всего-геологического разреза, следствием чего является искривление стволов скважин, негерметичность и смятие эксплуатационных колонн [4]. Все это приводит к снижению продуктивности скважин, значительному увеличению затрат на проведение ремонтных работ и на вывод скважин из простоя и бездействия.
В условиях массовых отказов скважин, в том числе и по причине их обводнения, необходимо предусматривать соответствующие объемы работ по капитальному ремонту скважин, которые увеличиваются из года в год. Так, в 2000 г. отремонтировано 72 скважины, а в 2005 г. на газовых скважинах проведено около 200 ремонтов. Таким образом, проблема повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ (РИР) не теряет своей актуальности и становится, все острее.
Дальнейшее развитие 0 0 0 "Газпром добыча Уренгой" (ранее ООО "Уренгойгазпром") и ООО "Газпром подземремонт Уренгой" (ранее УИРС ООО "Уренгойгазпром") в направлении повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин связано с разработкой новых технических и технологических решений для поддержания объемов добычи углеводородов. Совершенствование технических средств даст новые возможности проведения РИР в скважинах, освоить новые технологии, которые нельзя осуществить с использованием подъемных установок. Такие возможности дает использованием колтюбинговой техники.
Во многих странах мира уже с начала 50-х годов колтюбинговые технологии стали находить широкое применение. Колтюбинговые установки заменяют подъемные установки при капитальном ремонте скважин и установки для спуска в скважину под давлением. Их стали также использоватьсячвместо буровых установок, в том числе в северных широтах, например, на месторождении Прудо Бей на севере Аляски. В большинстве случаев (около* 75 %) они используются для работ, связанных с применением азота, при кислотных обработках и для очистки забоя скважины от песка.
В< настоящее время^ рынок колтюбингового оборудования неуклонно расширяется. У нас в стране самый большой опыт эксплуатации колтюбинговых установок накоплен в ОАО "Сургутнефтегаз". За прошедшие шесть лет количество таких установок значительно выросло. Сегодня в России около 90 колтюбинговых установок (на начало 2004 г. - 46 единиц), причем более 75 % всего количества - установки отечественного производства (Группа ФИД) [5].
Практика убедительно доказывает высокзоо эффективность таких технологий.
Большинство ремонтных работ на скважинах с помощью безмуфтовых длинномерных труб (БДТ), или как их еще называют гибких труб, выполняются в 2-
4, а порой и в 10 раз быстрее и дешевле по сравнению с традиционными технологиями.
Опыт проведения ремонтных работ на месторождениях Уренгойского НГКМ с использованием колтюбинговой техники показал, что при таком объеме ремонтных работ только эта прогрессивная технология сможет обеспечить рентабельную эксплуатацию скважин и всего месторождения в целом.
Поскольку применение колтюбинговых установок на Уренгойском НГКМ начато сравнительно недавно, а именно с 1999 г., не все технологии ремонтных работ отработаны. Требуется не только расширение области их применения, но и разработка и совершенствование технологических приемов с использованием различных технологических жидкостей. Проблему ликвидации водопроявлений при эксплуатации скважин следует решать не только совершенствованием технологических приемов с использованием новых технических средств, но и использованием эффективных химических реагентов, соответствующих геологическим условиям залежи, литолого-минералогическому составу пород, слагающих продуктивные пласты и т.п.
Проблема повышения качества эксплуатации скважин в условиях близкого, залегания водоносных интервалов лежит в основе настоящей'диссертационной^ работы. Решение поставленных в ней. задач позволит повысить техникоэкономические показатели эксплуатации скважин, увеличить их-безводный период и продлить срок рентабельной эксплуатации.
При разработке технологического процесса использованы современные технические средства и составы, относящиеся к различным классам химических соединений, отличающихся физико-химическими свойствами, условиями применения, технологическими характеристиками и т.п.
В настоящей работе разработаны методики и проведены экспериментальные исследования тампонирующей способности составов в пористых средах с различными насыщающими флюидами, их фильтрующейся способности, по регулированию времени потери текучести, термогидролитической стойкости отвержденных продуктов и др. Исследованы технологические свойства тампонажных составов и определены необходимые объемы для закачки в пласт, сделаны расчеты, давлений при закачке водоизолирующих составов с различными реологическими характеристиками через гибкую трубу.
Результатом экспериментальных исследований явилась разработка технологии водоизоляционных работ с использованием колтюбйнговых установок в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, учитывающей условия Уренгойского НГКМ и обеспечивающей повышение эффективности эксплуатации скважин.
Совершенствование технологии проведения PPIP в скважинах со сложной гидродинамической ситуацией позволит увеличить безводный период эксплуатации скважин и более эффективно вести разработку газовых: и нефтяных месторождений, будет способствовать сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта, предотвращать или снижать вынос песка и образование песчаных и глинопесчаных пробок.
Решение поставленных в работе задач получено на основе анализа фактических результатов и совершенствования применяемых технологий ремонтов газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин-на Уренгойском:11ГКМ;В:течение последних 20 лет: Автор; настоящей, работы принимал непосредственное участие в первых работах-по внедрению колтюбйнговых установок при текущем и капитальном ремонтах скважин Уренгойского HFK!MJ а также в разработке и усовершенствовании технологических приемов- технических средств и используемых реагентов. '•'•'• Успешно проведенные работы по применению разработанной технологии на обводненных скважинах подтверждают правильность всех изложенных в диссертационной работе положений и исследований.
Практическое назначение результатов разработки - промышленное внедрение технологии на газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах Уренгойского НГКМ, а также на других месторождениях Крайнего Севера.
Геологическая характеристика залежи Уренгойского НГКМ
Уренгойский нефтегазодобывающий комплекс представляет собой самый крупный в мире инженерный комплекс по добыче, переработке и подготовке к транспорту газа, газового конденсата и нефти. Общий фонд скважин составляет 2520 скважин, из них 1480 газовых, 1040 газоконденсатных и нефтяных скважин и другого назначения [6]. Основные запасы природного газа Уренгойского ГНКМ сосредоточены в сеноманских отложениях.
Эффективность технологических мероприятий зависит от многих составляющих, основными из которых являются полнота- и достоверность информации об объекте воздействия; соответствие свойств химических реагентов (материалов, составов) и технологий-условиям объекта воздействия. Поэтому для разработки технологии водоизоляционных работ для скважин Уренгойского НГКМ необходимо знание геолого-технических условий скважин этого месторождения и выбор водоизолирующих материалов, максимально отвечающих требованиям, которые предъявляются к ним в данных условиях.
Геологический разрез большинства газовых скважин месторождений Западной Сибири в литологическом отношении сходен: коллектор терригенного типа, представленный переслаиванием песчаников, алевролитов с глинистыми отложениями. Песчаники среднезернистые с глинистым, чаще карбонатным цементом. Глубины залегания продуктивных горизонтов различны.
В гидрогеологическом отношении в разрезе Уренгойского НГКМ имеется три крупных водоносных комплекса: один вверху - олигоцен-четвертичный и два развитых под региональным водоупором и сеноманскои газовой залежью - апт-сеноманский и верхневаланжин-барремский.
В разрезе месторождений Большого Уренгоя выделено три этажа газоносности: - первый (верхний) этаж - сеноманские залежи, залегающие на глубине 1030-1260 метров; - второй (средний) этаж - нижнемеловые газоконденсатонефтяные залежи, залегающие на глубине до 3000 метров; - третий (нижний) этаж — ранневаланжинские пачки (ачимовская и юрские газонефтеконденсатные залежи, залегающие на глубине 3555-4000 метров).
К первому этажу газоносности относятся сеноманские залежи Уренгойского и Северо-Уренгойского месторождений. Основная доля запасов газа приходится на сеноманскую залежь Уренгойского поднятия. В структурном плане сеноманская залежь Уренгойского НГКМ связана с тремя поднятиями: Уренгойским, Ен-Яхинским и Песцовым с единым контуром газоносности в пределах изолиний 1190-1200 м. Данная залежь сводовая, водоплавающая, массивного типа, с неоднородным терригенным коллектором, прерывистым распространением пропластков глин w глинистых пород по площади месторождения. Режим разработки залежи можно охарактеризовать как газовый, с признаками проявления упруговодонапорного.
По мере истощения запасов газа и дальнейшего падения пластового дав-ленгоь происходит увеличение эффективного горного давления, напряжений в приствольной зоне продуктивного пласта, изменение порометрических характеристик и механических свойств горных пород, что в последующем приводит к постепенному выносу механических частиц из призабойной зоны скважин. Кроме того, поскольку эксплуатация Уренгойского НГКМ ведется в условиях водонапорного режима, одной из основных причин пескопроявлении газовых скважин является постепенное их обводнение как подошвенной, так и конденсационными водами. Увеличение влагосодержания приводит к размыву глинистого цемента, разрушению глинистых частиц горной породы, выносу песка и образованию отдельных каналов повышенной проводимости в газонасыщенных интервалах. Поэтому РИР на газовых скважинах всегда сопровождаются восстановлением забоя - промывкой песчаной пробки.
Фильтрационно-емкостные параметры коллекторов: открытая пористость - 28-35 %; проницаемость - 300-3500 мД; газонасыщенность - 70-74 %; на чальное пластовое давление - 12,2 МПа, которое с начала разработки снизилось в среднем в два раза: текущее давление 5,2-6,9 МПа; средняя пластовая температура 31 С
Пластовые воды гидрокарбонатнонатриевые, минерализация не превышает 20,1 г/л, в среднем 18 г/л.
Аномально-высоких давлений в сеноманских залежах не обнаружено, повсеместно имеются высокопроницаемые пласты с низким поровым давлением. Пластовые давления как в сеноманских, так и в неокомских объектах эксплуатации снижены относительно первоначальных на 30-50 % и более, что является причиной поглощения технологических жидкостей.
Ко второму этажу газоносности относятся нижнемеловые газоконден-сатонефтяные залежи, образующие по площади самостоятельные месторождения: Уренгойское, Северо-Уренгойское, Ен-Яхинское и Песцовое. Газоконден-сатные залежи этих месторождений приурочены к валанжинским отложениям, залегающим на глубинах от 1700 м до 3100 м на Уренгойском месторождении-и-2180-3340 м на Северо-Уренгойском месторождении. Преимущественный тип залежей по фазовому состоянию — газоконденсатные с нефтяной оторочкой, и только в отдельных частях месторождения установлены залежи нефти с газоконденсатной шапкой.
В разрезе валанжинских отложений выделены от 13 до 17 газоносных пластов: от ПК 18 до БУ и, объединенных в 4 эксплуатационных объекта разработки: I -ПК.8, ПК21, АУ,о, БУо, БУ,.2, БУ3, БУ5; II - БУ8, БУ8.0, БУ9; Ш-БУ,о,БУ1Ы,БУ12.,; IV - БУ,2.2, БУ13, БУ,4. Основные запасы конденсатсодержащего газа сосредоточены в пластах БУ8.9 и БУю-2. Пластовое давление соответственно 29,0 и 30,5 МПа, пластовая температура 82 и 85 С. Коллекторы - песчаники, песчано-алевролитовые породы. Размеры залежи максимальные по БУ8: 20 х 90 км. Начальное пластовое давление 23,5-31,5 МПа. Пластовая температура 62-95 С. Для-залежи БУ9 (Южный купол) уровень ГВК 2680-2685 м. Коллекторы поровые, гранулярные, проницаемость от 0,001 и более 0,1 мкм2, пористость от 10 до 18,4 %. Пластовое давление от 28 до 32 МПа (текущее - 15,1-21,5 МПа), пластовая температура 83-95 С. Пластовые воды гидрокарбонатнонатриевые, минерализация 3-4 г/л. Нефть в зоне оторочки отсутствует или поступает вместе с водой.
Средние общие толщины водоносных отложений пластов, определенные по результатам ГИС законтурных скважин, изменяются от 11,3-13,2 м (БУі2-2, БУїз) до 88,3 м (БУю-п), а эффективные толщины от 5,1-6,5 м (БУ8.о, БУ12-2, БУї) до 38,6 м (БУю-п). Коэффициент песчанистости составляет в среднем 0,35-0,72. Водонасыщенные коллекторы, так же как и продуктивные, характеризуются невысокими емкостными и фильтрационными свойствами: средние значения открытой пористости и коэффициента проницаемости, определенные по керну, равны соответственно 14,7-16,4 % и 8,1-50,4 мД. Водонефтяной контакт на отметке около 2700-2900 м. При-залегании пластов на глубине 2500-3300 м пористость коллекторов от 3 до-22 %, проницаемость - 3-400 мД. Депрессия при эксплуатации скважин 2,8-6,0 МПа.
По строению коллектора залежи пластово-сводовые, осложненные лито-логическими экранами. Как следствие, углеводородсодержащие резервуары характеризуются значительной литологической изменчивостью как по латера-ли, так и по вертикали, что существенно влияет на эффективность разработки.
Требования к водоизолирующим составам, в том числе для закачки через гибкую трубу, выбор объектов исследования
Эффективность водоизоляционных работ зависит от целого ряда факторов, среди которых определяющая роль принадлежит технологии и используемому в ней водоизолирующему составу. Причем при выборе состава и разработке технологии РИР необходимо учитывать не только физико-химические и технологические характеристики самого состава, но и строение пласта, его геолого-физические характеристики и свойства пластовых флюидов, а также технические условия скважины, вид водопритока, планируемую депрессию при освоении и эксплуатации. Необходимо также учитывать общую фильтрационную характеристику пласта, распределение и выработку запасов по площади залежи, особенности применяемой системы разработки, гидродинамическое взаимодействие между скважинами и т. д. с тем, чтобы проведенные работы привели к улучшению состояния разработки пласта. Таким образом, эффективность технологических мероприятий зависит как от полноты и достоверности информации об объекте воздействия, так и соответствия свойств химических реагентов геолого-техническим условиям.
Отличительным признаком вод Уренгойского НГКМ является их слабая минерализация, что исключает возможность применения большинства методов РИР и используемых составов, работающих только в условиях высокоминерализованных вод. Поэтому требуются составы, работающие в том числе и в условиях обводнения низкоминерализованными конденсационными водами.
Проведенный анализ эффективности водоизоляционных работ на месторождениях Уренгойского НГКМ позволяет выработать основные требования к водоизолирующим составам для данных геолого-технических характеристик объектов, представленных в первой главе. Исходя из требований установки водоизолирующего экрана непосредственно в пласте, для проведения РИР на месторождениях Уренгойского НГКМ взяты к рассмотрению только фильтрующиеся полимерные составы. Создание устойчивого и надежного водоизолирующего экрана в пористой породе водоносного пласта или на границе ГВК или ВНК путем закачки тампонажных составов является главным условием водоизоляционных работ. Этого можно достичь, если водоизолирующему составу присущи следующие характеристики:
Состав должен быть гомогенным, т.е. не содержать дисперсных частиц. Глубина проникновения состава в обводненную часть пласта и его адгезионные свойства будут определять долговременность изолирующего эффекта.
В условиях неокомских пластов, характеризующихся низкими значениями пористости и проницаемости, незначительной трещиноватостью с преобладанием тонких капиллярных поровых каналов, фильтрационные процессы весьма затруднены. Низкая проницаемость коллекторов (от единиц до сотен мД), наличие газовых горизонтов, низкая вязкость углеводородной жидкости предъявляют особые требования к фильтрационным характеристикам составов и селективности воздействия на пласт при сохранении коллекторских свойств продуктивной части. Поэтому требование фильтруемости состава в пласт не-окомской залежи является первоочередным.
Вязкость состава, обеспечивающая минимальные гидравлические потери давления при прокачке через БДТ.
Селективность отверждения в пластах с различными насыщающими жидкостями (отверждение в водосодержащем пласте и сохранение текучести в углеводородсодержащем), что необходимо для сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта.
Полнообъемность отверждения для создания непроницаемого для воды экрана. Состав должен отверждаться по всему объему без образования каналов сообщения. 1.5 Регулируемость времени отверждения для предотвращения ухода состава из зоны тампонирования, в т.ч. по системе трещин и заколонным каналам, в скважинах с различными пластовыми температурами.
Широкий интервал пластовых температур (26-97 С) месторождений Уренгоя требует выполнения этого условия. Так, при низких пластовых температурах время потери текучести должно быть достаточно коротким, чтобы не произошел уход состава из тампонируемой зоны, и, наоборот, при высоких пластовых температурах время потери текучести должно быть достаточно длительным, чтобы состав был закачан в необходимом объеме. Это требование особенно важно для скважин с аномально низкими и аномально высокими пластовыми давлениями, с различной проницаемостью и приемистостью пластов.
Достаточные прочностные и адгезионные характеристики отвер-жденного материала, обеспечивающие способность выдерживать высокие депрессии при пуске скважины в работу и эксплуатации, консолидацию рыхлых пород призабойной зоны и сохранение целостности экрана в условиях повышенных депрессий даже при небольших объемах закачанного состава.
Низкая плотность состава для обеспечения минимальных потерь гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе колтюбинговой установки и уменьшения поглощения в условиях АНПД.
Гидротермальная стойкость отвержденного состава, обеспечивающая длительный водоизолирующий эффект в пласте в присутствии пластовой воды и температуры.
Устойчивость отвержденного состава к кислотам, которые могут быть применены в последующем для интенсификации добычи продукции.
Эксплуатационные и потребительские свойства. Простота приготовления состава и его применения, хорошая прока-чиваемость. Использование стандартного оборудования устья скважины, механизмов и агрегатов, применяемых при подземном и капитальном ремонтах скважин и обработках призабойной зоны.
Незамерзаемость и способность сохранять эксплуатационные свойства при низких зимних температурах, учитывая климатические условия месторождений Уренгойского НГКМ. 2.3 Срок хранения не менее 1 года при температурах от -50 до +30 С. Сертификация состава. Производство состава на заводе в промышленных масштабах.
Экологические требования. Технологический процесс должен соответствовать требованиям, предъявляемым природоохранительными органами, и обеспечивать безопасность работ.
Исходя их перечисленных требований, следует исключить материалы, которые не могут должным образом решить проблему водоизоляции путем создания экрана непосредственно в обводненном пласте. Это, прежде всего, дисперсные материалы, которые обладают низкой фильтруемостью и невозможностью проникновения в поры и мелкие трещины на достаточную глубину; а также составы с высокой плотностью, что может вызвать их поглощение в условиях АНПД и гидроразрыв пласта; низкой коррозионной стойкостью; отсутствием достаточных адгезионных свойств, гидрофильностью, длительными сроками отверждения, неселективностью и рядом других свойств, не отвечающих предъявляемым требованиям.
По воздействию на обводненный пласт химическими материалами существуют два основных метода: неселективный и селективный. При неселективном методе закачанные в пласт неселективно отверждающиеся составы, например, цементные растворы, смолы, отверждаются в пористой среде независимо от характера ее насыщения, устраняя связь пласта со стволом по всей обработанной толщине. Это требует проведение дополнительных мероприятий, таких как повторное вскрытие пласта. Другой отрицательный момент заключается в разбавляемое их водой, в результате чего они теряют способность к отверждению.
Технические и технологические возможности колтюбинговых установок, их характеристики
Привлекательность новой техники и технологии под названием "колтю-бинг" заключается прежде всего в обеспечении герметизации устья скважин в широком диапазоне давлений и скоростей перемещения колонны труб при выполнении любых операций: от спускоподъемных до бурения и подъема продукции пласта.- Основой колтюбинга является колонна гибких труб. Гладкая . наружная поверхность труб позволяет использовать уплотнительное устройство, располагаемое на устье скважины и герметизирующее- ее внутреннюю по-, лость. В настоящее время налажен выпуск колонн диаметром 25-114 мм, длина может достигать 5000: м, что исключает необходимость в их наращивании [52,. 86]: В: результате стало возможным бурить и ремонтировать скважины, в полости которых имеется избыточное давление.
Быстрое изменение экономических и геологических условий добычи углеводородного сырья, ужесточение экологических требований неизбежно ведут к росту востребованности колтюбингового оборудования. Бурное развитие колтюбинговых технологий объясняется их высокой эффективностью и значительными технологическими преимуществами. Мировой опыт применения БДТ насчитывает более 35 лет [87-92]. В настоящее время целый ряд зарубежных фирм, таких как Bowen Tools, Hydra Rig, Stewart Stevenson Services, Dreco Drilling Machinery, Schlumberge-Dowell выпускают установки для работы с длинномерной стальной трубой на барабане.
На месторождениях Западной Сибири технологические операции оперативного подземного и капитального ремонтов скважин отечественными установками типа УПД и импортными стали осваиваться в начале 90-х годов в ОАО "Сургутнефтегаз", 11Д1 "Когалымнефтегаз", ОАО "Варьеганнефтегаз" и др. Кол-тюбинговые установки фирм Stewart & Stevenson и Hydra Rig стали применять ся с 1997 г. в ОАО "Татнефть" [93]. Наиболее широко колтюбинговые технологии используются для чистки песчаных пробок.
Воплощаются интересные конструктивные решения. За последние годы было создано три новых поколения мобильных колтюбинговых установок [5]. Первое поколение (2000-2001 гг.) - с полностью отечественной комплектацией в соответствии с технической политикой основного заказчика — ООО "Газпром добыча Уренгой". Это установки РАНТ 10-01, технический уровень которых на сегодняшний день безнадежно устарел. Второе поколение (2002-2004 гг.) - модернизированные по результатам подконтрольной эксплуатации установки первого поколения, с улучшенной комплектацией, в том числе с гидроаппаратурой ведущих мировых производителей. Они отличаются более широким диапазоном функциональных возможностей, наличием дополнительных устройств и принадлежностей, обеспечивают более эффективное соотношение цены и качества.
Третье поколение появилось с выходом за пределы рынка СНГ. Эти установки включают в себя наиболее эффективные конструктивные решения, внесенные по результатам работы с международными сервисными компаниями. Обозначение модели изменилось с М-20 на МК-20.
На Уренгойском месторождении находятся в опытно-промышленной эксплуатации колтюбинговые установки, изготовленные ФИД Республики Беларусь [95-97]: вначале РАНТ 10-01, затем модернизированные установки М-10 и М-20. В настоящее время на вооружении ООО "Газпром подземремонт Уренгой"" находятся 7 колтюбинговых установок: РАНТ 10-01 - 1 ед., ОРТК М-10 -4 ед., ОРТК М-20 - 2 ед. (с повышенной грузоподъемностью - 24 т). Установка РАНТ-10-01 и одна установка М-10 укомплектованы БДТ диаметром 33,5 мм, толщиной стенки 3 мм и длиной 1600 м, три установки М-10 укомплектованы БДТ диаметром 38,1 мм, толщиной стенки 3 мм и длиной 1600 м и две установки М-20 с БДТ диаметром 38,1 мм, толщиной стенки 3 мм и длиной 3500 м. БДТ на этих установках производства "УралЛУКтрубмаш". В ходе операций максимальная глубина СПО достигала 2950 м, максимальное внутреннее гид равлическое давление в БДТ создавалось 20 МПа, максимальное наружное -16,5МПа[32].
Использование установок М-10 и М-20 позволяет производить монтаж-демонтаж технологического оборудования (превентора, герметизатора, инжектора) без использования автокрана. Для проведения технологических операций не требуется демонтаж фонтанной елки, имеется система регистрации контроля параметров проведения работ с возможностью записи результатов на магнитные носители, и т.п.
Опыт эксплуатации в ООО "Газпром подземремонт Уренгой" колтюбин-говых установок производства ФИД Республики Беларусь, собранных из комплектующих, изготовленных предприятиями СНГ, показал, что по видам и объемам выполняемых технологических операций, они не уступают зарубежным колтюбинговым установкам такого класса, при этом затраты на их приобретение, обслуживание и ремонт значительно ниже.
При использовании длинномерных безмуфтовых труб прерывистый процесс свинчивания и развинчивания НКТ заменен на непрерывный. При этом нет необходимости в применении подъемных установок, используемых при КРС и освоении скважин. Высокая эффективность операций при ремонте скважин по такой технологии по сравнению с традиционными методами достигается за счет целого ряда преимуществ [52, 97, 98], главными из которых являются: - исключение в технологическом процессе СПО; - возможность выполнения работ в газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах без их предварительного глушения; - обеспечение герметичности устья скважины использованием устьевого герметизатора и превентора; - уменьшение влияния технологических растворов на продуктивные пласты; - безопасность проведения СПО вследствие устранения необходимости свинчивания и развинчивания резьбовых соединений и перемещения НКТ; - возможность выполнения операций подземного ремонта в сильно искривленных и горизонтальных скважинах; - возможность быстрой транспортировки и монтажа установки.
Экономические преимущества - это значительное сокращение времени на ремонт скважин (до 2-3 раз), что связано не только с отсутствием СПО и демонтажем фонтанной арматуры, но и быстрым освоением и пуском скважин в работу, повышением производительности труда. При этом стоимость БДТ сравнима со стоимостью труб с замковыми соединениями [52]. Сокращение времени остановки скважин для выполнения РИР уменьшает также потери добычи углеводородов. Кроме того, снижаются затраты на химические реагенты, уменьшается численность бригады обслуживания. Эта технология незаменима для проведения работ на месторождениях, расположенных в отдаленных и труднодоступных районах. На Уренгойском месторождении самыми употребительными в промывочных операциях при подземном ремонте скважин применяются БДТ с номинальным наружным диаметром 38,1 мм (l /г дюйма) и толщиной стенки 3 мм.
Промысловые испытания технологии водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок
Технология водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок ОРТК М-10 и ОРТК М-20 испытана в обводненных газовых скважинах сеноманской залежи, газоконденсатных и нефтяных скважинах неокомской залежи Уренгойского НГКМ. В качестве водоизолирующий агентов при РИР использован ацетоновый раствор состава А-пласт и водный раствор состава АКОРМГ.
Первоначально собиралась информация для выбора метода воздействия на пласт и разработки оптимального плана работ: геофизические, газодинамические исследования скважин, анализ гидрохимического состава проб пластовой воды с целью определения вида обводнения, типа воды, степени обводненности продукции и ее дебитов, положения текущего забоя и т.д.
Всего в соответствии с разработанной технологией водоизоляционные работы закачкой через БДТ составов на основе А-пласт и АКОР МГ проведены на 26 скважинах: 20 газовых (сеноман), 3-х газоконденсатных и 3-х нефтяных (неоком). Некоторые данные по скважинам и типы используемых при РИР колтюбинговых установок приведены в таблице 4.1.
Водоизоляционные работы раствором А-пласт с использованием колтю-бинговой установки М-10 проведены на 12 газовых скважинах. Из этого количества в 9 скважинах поступление воды происходило по заколонным каналам из нижележащего водоносного пласта, в 3-х скважинах - в результате подъема ГВК, из которых в двух случая ГВК отмечен выше нижних отверстий перфорации. Водоизоляционные работы раствором АКОР МГ с использованием колтюбинговых установок М-10 для сеноманских и М-20 для неокомских скважин проведены на 8 газовых, 3-х газоконденсатных и 3-х нефтяных скважинах. Из общего количества скважин 5 из них работали с ограничением по дебиту, 11 скважин находились в простое по причине обводнения, 1 скважина - в бездействующем фонде.
В качестве примера ниже приведены испытания технологии на газовой (использование раствора А-пласт) и нефтяной скважинах (использование раствора АКОР МГ).
После анализа геолого-технических данных скважин, результатов ГИС и других исследований принималось решение о методе воздействия на пласт. Решением уравнений (3.11) - (3.14) определялся объем водоизолирующего состава, объем продавочной жидкости, основные параметры продавки и забойное давление, при котором будет происходить фильтрация изолирующего состава в призабойную зону пласта с требуемым расходом жидкости.
Газовая скважина № 13142 Уренгойского месторождения. Исходные данные по скважине: 1. Эксплуатационная колонна 168 мм - 1242 м. Цемент до устья. 2. Интервал перфорации - 1192- 1217м. 3. Искусственный забой - 1232 м, текущий забой -1215 м. 4. НКТ 114 мм, толщина стенки 7,5 мм - 1199 м. 5. Пакер 2ПД-ЯГ 997 - 995 м. 6. Устье оборудовано коренной задвижкой и превентором установки М-10. 7. ГВК-1227 м. 8. Пластовое давление - 4,5 МПа. 9. Пластовая температура 31 С. 10. Параметры работы скважины: работает с пластовой водой (М=18,3 г/л), Рг=3,0 МПа, Рст= 3,9 МПа, Ту 13С, дебит 156 тыс. м3/сут. Работа скважины ограничена штуцером 23 мм по причине выноса воды. 11.По данным АКЦ качество цементного камня в зоне продуктивного пласта и ниже - плохое и частичное. Из информации о состоянии скважины следует: - скважина работает с ограничением по дебиту из-за поступления воды; - общая минерализация 18,3 г/л указывает на наличие пластовой воды; - близость ГВК и плохое качество цементного камня за колонной ниже интервала перфорации свидетельствует о заколонных перетоках снизу; - положение текущего забоя на 2 м выше нижних отверстий интервала перфорации указывает на наличие на забое песчаной пробки.
Таким образом, целью ремонта являлось: 1. Промывка песчаной пробки. 2. Закачка водоизолирующего состава (ацетонового раствора А-пласт). 3. Установка под давлением цементного моста. 1. Промывка песчаной пробки Произведены расчеты режима промывки песчаной пробки двухфазной пеной. Определен необходимый объем, плотность и расход пенообразующей жидкости, степень аэрации, давление нагнетания и устьевые давления. Промывка песчаной пробки проведена в соответствии с этапами, приведенными в подразделе
В результате проведенных работ был не только установлен водоизоли-рующий экран в кровле обводненного пласта, но и восстановлена герметичность цементного камня за эксплуатационной колонной в интервале перфорации и ниже. После вызова притока, отработки скважины на факел и анализа проб она была пущена в работу в шлейф.
Нефтяная скважина № 6316 Уренгойского месторооїсдения (эксплуатационный горизонт БУ8). Исходные данные по скважине: 1. Эксплуатационная колонна 168/140 мм - 56/2972 м. Цемент до устья. 2. Интервал перфорации - 2821-2830 м. 3. Искусственный забой - 2950 м, текущий забой - 2948 м. 4. НКТ 73 мм, толщина стенки 5,5 мм - 2805 м. 5. Устье оборудовано коренной задвижкой и превентором установки М-20. 6. ВНЕС-2849 м. 7. Пластовое давление - 13,5 МПа. 8. Пластовая температура 82 С. 9. По данным АКЦ качество цементного камня в зоне продуктивного пласта и ниже - частичное.
Похожие диссертации на Разработка технологии водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок для скважин Уренгойского НГКМ
