Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ и обобщение применяемых технологий устранения негерметичности эксплуатационной колонны и методов борьбы с соле отложениями с учетом влияния их на техническую надежность экс плуатации скважин после РИР 13
1.1. Применение технических устройств для устранения негерметично сти эксплуатационной колонны 14
1.1.1. Применение пакера 14
1.1.2. Применение профильного перекрывателя 14
1.1.3. Применение металлического пластыря 15
1.1.4. Применение колонны-«летучки» 16
1.2. Применение тампонирования для устранения негерметичности эксплуатационной колонны (отечественный опыт) 17
1.3. Зарубежный опыт устранения негерметичности эксплуатационной колонны с применением тампонирования 26
1.4. Влияние отложений неорганических солей на процесс эксплуатации скважин 37
1.5. Применяемые способы удаления отложений неорганических солей со стенок эксплуатационной колонны 39
Выводы по главе 1 60
2. Краткий анализ геологического строения, состояния разработки и эксплуатации Кирского и Коттынского месторождений 62
2.1. Особенности геологического строения месторождений 62
2.2. Текущее состояние разработки и эксплуатации месторождений 69
2.2.1. Коттынское нефтегазовое месторождение з
2.2.2. Кирское нефтегазовое месторождение 71
2.3. Основные геолого-технические мероприятия, проводимые на месторождениях 74
2.4. Обобщение применяемых технологий РИР по устранению негерметичности колонн в осложненных солеотложениями условиях эксплуатации Кирского и Коттынского месторождений Западной Сибири 75
2.5. Оценка влияния технологических параметров закачивания тампо нажных составов на успешность РИР 87
2.5.1. Оценка влияния давления закачки, величины удельной приемистости негерметичности колонны на объем закачиваемого тампонажного состава 92
Выводы по главе 2 97
3. Совершенствование методов повышения технической надежно сти эксплуатационной колонны после РИР 99
3.1. Влияние отложений неорганических солей на техническую надежность эксплуатационной колонны после РИР 99
3.2. Аппаратура и методика исследований осадков сложного состава для определения склонности горных, пород к образованию неорганических солей 105
3.3. Разработка эффективного способа борьбы с. отложениями неорганических солей в скважинах после РИР для условий месторождений Западной Сибири 109
Выводы по главе 3 115
4. Промысловые испытания и внедрение технологических и методических разработок в процессе проведения РИР по устранению негерметичности эксплуатационной колонны 116
4.1. Проведение и анализ результатов поисковых опытно-технологических работ по совершенствованию технологии устранения негерметичности эксплуатационной колонны на примере Кирского и Коттынского месторождений 116
Выводы по главе 4 141
Основные выводы 143
Список использованных источников
- Применение металлического пластыря
- Коттынское нефтегазовое месторождение
- Аппаратура и методика исследований осадков сложного состава для определения склонности горных, пород к образованию неорганических солей
- Проведение и анализ результатов поисковых опытно-технологических работ по совершенствованию технологии устранения негерметичности эксплуатационной колонны на примере Кирского и Коттынского месторождений
Введение к работе
Актуальность темы. В настоящее время большинство месторождений России находятся на поздней стадии разработки. Этот период характеризуется снижением объемов добычи нефти, ростом обводненности продукции скважин, ухудшением состояния эксплуатационных колонн (ЭК). Происходит их износ в результате трения насосно-компрессорных труб (НКТ) о колонну при спуско-подъемных операциях, при очистках поверхности колонн от плотных солевых отложений механическими устройствами, в результате коррозионного разрушения. Все это приводит к возникновению дефектов (негерметичностей) колонны в процессе эксплуатации скважины. Из-за высокой обводненности интенсифицируется процесс отложения неорганических солей, приводящий к образованию плотных отложений на стенках ЭК, выходу из строя УЭЦН, пакерного оборудования, заклиниванию их в ЭК при подъемных операциях. Образование солевых отложений свидетельствует о сложном химическом составе скважинной жидкости, находящейся в неравновесном (пересыщенном солями) состоянии, с постоянно меняющимися химическими показателями среды (водородного показателя, содержания газов, солей и др.), тем самым интенсифицируя процессы коррозионного разрушения металла колонны. В перечисленных условиях технология устранения негерметичности ЭК должна предусматривать исключение возможности быстрого разрушения созданного в интервале дефекта колонны изоляционного тампона (экрана) в процессе проведения после РИР мероприятий по очистке стенок ЭК от солеотложений (механические проработки, химобработки др.). Поэтому совершенствование технологий РИР по устранению негерметичности ЭК в условиях отложения солей является актуальной научно-практической задачей.
Применяемые для поддержания длительной работоспособности скважин в условиях отложения солей методы предотвращения или удаления солей недостаточно эффективны, что обусловливает увеличение количества осложненных скважин и необходимость эффективного решения обозначенной проблемы.
Цель диссертационной работы – совершенствование технологий РИР по устранению негерметичности колонны и повышение надежности эксплуатации скважин после их ремонта в условиях солеотложений на примере Кирского и Коттынского месторождений Западной Сибири.
Объект исследования
Нефтяные добывающие скважины, эксплуатирующиеся в осложненных условиях.
Предмет исследования - технологии РИР по устранению негерметичности эксплуатационной колонны в скважинах, осложненных отложениями солей.
Основные задачи исследования
1. Анализ и обобщение применяемых технологий устранения негерметичности эксплуатационной колонны и методов борьбы с солеотложениями с учетом влияния их на техническую надежность эксплуатации скважин после РИР.
2. Краткий анализ геологического строения, состояния разработки и эксплуатации Кирского и Коттынского месторождений.
3. Обобщение применяемых технологий РИР по устранению негерметичности колонн в осложненных солеотложениями условиях эксплуатации Кирского и Коттынского месторождений Западной Сибири.
4. Совершенствование методов повышения технической надежности эксплуатационной колонны после РИР: изучение влияния отложений неорганических солей, проведение лабораторных исследований осадков, разработка нового способа борьбы с солеотложениями и руководящих документов.
5. Промысловые испытания нового способа удаления отложений неорганических солей с учетом возможности предотвращения преждевременной разгерметизации уже изолированных дефектов колонн.
6. Промысловые испытания и внедрение технологических и методических разработок в процессе РИР.
Методы исследования
Поставленные задачи решались на основании анализа современных представлений о технологиях РИР и методах борьбы с солеотложениями, проведением лабораторных исследований по определению состава сложных осадков и кернового материала, аналитическими, статистическими, промысловыми и геофизическими исследованиями (ГИС).
Научная новизна
-
Предложена качественно-оценочная классификация методов устранения негерметичности эксплуатационной колонны и борьбы с солеотложениями, позволяющая осуществлять научно обоснованный выбор технологии РИР с учетом долговременной технической надежности эксплуатации скважины.
-
Разработаны методические рекомендации в виде математических моделей зависимости основного параметра РИР – эффективного объема тампонажного раствора, закачиваемого в негерметичность эксплуатационной колонны, от величин комплексного параметра, характеризующего гидродинамическое состояние заколонного пространства, - удельной приемистости и давления задавливания тампонажного раствора.
-
Разработан новый способ удаления отложений неорганических солей и АСПО на глубинно-насосном оборудовании и стенках эксплуатационной колонны, основанный на последовательном закачивании в скважину органичес-кого растворителя, затем – комплексного состава, состоящего из разбавленной кислоты, ингибиторов коррозии и солеотложения, и обеспечивающий повышение надежности эксплуатации скважин после РИР.
Основные защищаемые научные положения
1. Качественно-оценочная классификация методов устранения негерметичности эксплуатационной колонны и борьбы с солеотложениями в условиях влияния их на техническое состояние колонны.
2. Методические рекомендации в виде математических зависимостей основного параметра технологии РИР – эффективного объема тампонажного раствора, закачиваемого в негерметичность эксплуатационной колонны, от величин удельной приемистости и давления задавливания тампонажного раствора.
3. Способ удаления отложений неорганических солей и АСПО на глубинно-насосном оборудовании и стенках эксплуатационной колонны. Технология обработки скважин, осложненных неорганическими отложениями карбонатных солей.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечена использованием апробированного на практике методического подхода к форме представления и содержанию промысловой информации, представительной выборкой, непосредственным участием автора в получении информации и её обработке современными статистическими методами, сходимостью результатов лабораторных, экспериментальных и промысловых исследований, оценкой качества промысловых работ различными методами.
Практическая значимость и реализация результатов работы
Практическая значимость работы заключается в возможности использования на нефтедобывающих предприятиях результатов анализа применяемых и адаптированных к конкретным условиям технологий РИР по устранению негерметичности колонны и способов борьбы с отложениями солей на её стенках для планирования и проведения работ по поддержанию нормального технического состояния скважин.
Результаты работы реализованы в виде разработанной автором временной инструкции «Технология обработки скважин, осложненных неорганичес-кими отложениями карбонатных солей, композицией на основе соляной кислоты на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть» на территории Западной Сибири». Эта технология внедрена в 4-х скважинах Коттынского месторождения. Методические рекомендации по совершенствованию технологии устранения негерметичности ЭК реализованы при проведении РИР в 7-ми скважинах, что обеспечило снижение продолжительности и стоимости РИР на 210 часов и 1091 тыс. руб. соответственно. После РИР в этих скважинах добыто 11,7 тыс. т нефти, ограничена добыча 29,5 тыс. м3 попутной воды. Экономический эффект от внедрения результатов диссертационного исследования составил 1091 тыс. руб. (2008 г.). По результатам проведения ОТР разработана временная инструкция «Технологии проведения ремонтно-изоляционных работ по устранению негерметичности эксплуатационных колонн в скважинах месторождений ОАО «АНК «Башнефть» на территории Западной Сибири».
Личный вклад автора заключается в анализе и обобщении применяемых технологий РИР и методов борьбы с солеотложениями, сборе, обосновании методического подхода к анализу промысловой информации, разработке классификации, способа и руководящих документов, участии в лабораторных исследованиях и во внедрении результатов диссертационного исследования.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались: на технических советах Нижневартовского УДНГ филиала ОАО АНК «Башнефть» (2008, 2009 г.г.), на научно-технической конференции специалистов и молодых ученых НГДУ «Уфанефть», ООО «Башнефть-Добыча» в 2010 г., на научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» в рамках XIX международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии» (май 2011 г., г. Уфа).
Публикации
Применение металлического пластыря
одно-, двух- и трехпакерную систему. По конструкции применяемые пакеры могут быть гидравлическими и механическими. Чаще всего пакером отсекают межтрубное пространство ниже негерметичности, ограничивая при этом поступление воды в скважину, иногда двухпакерной системой отсекают интервал негерметичности, находящийся ниже подвески глубинного насоса, в исключительных случаях проводят отключение нескольких негерметичностей трехпа-керной системой [86].
Условия применения способа: внутренний диаметр колонны должен быть достаточным для установки пакерной системы, в месте установки пакеров необходимо наличие цемента взаколонном пространстве.
Недостатки способа заключаются в следующем: низкая надежность герметизации нарушения, сложность процесса установки многопакерной системы, отсутствие доступа в интервал перфорации эксплуатируемого пласта по межтрубному пространству при проведении геофизических исследований (ГИС) с целью контроля за режимом работы системы скважина-пласт, борьбы с отложениями путем дозирования химических реагентов, трудно ликвидируемые аварии с пакерными системами. Преимущества - низкая стоимость работ, быстрое восстановление работоспособности добывающих скважин.
Профильный перекрыватель рекомендован к применению во всех скважинах, в которых выявлены негерметичности эксплуатационных колонн или эксплуатационные колонны повреждены во время бурения соседних скважин [47].
Технология применения перекрывателя включает в себя: калибровку колонны с помощью расширителя и центраторов, сборку и спуск перекрывателя в скважину, выправление профильного перекрывателя внутренним избыточ 15 ным давлением, отсоединение от перекрывателя инструмента для его развальцовки, развальцовку перекрывателя, подъем из скважины компоновки инструмента, определение герметичности колонны опрессовкой давлением и снижением уровня. Герметизация колонны достигается за счет уплотнения зазоров между перекрывателем и колонной, заполненных герметиком, за счет увеличения диаметра перекрывателя и пакеров, установленных на верхнем и нижнем его концах, при их развальцовке.
Преимуществами данной технологии являются низкая стоимость работ по установке перекрывателя, возможность установки перекрывателя за одну операцию, высокое качество изоляции негерметичности (перекрыватель выдерживает давление до 19 МИа); недостатком данной технологии является уменьшение внутреннего диаметра эксплуатационной колонны, высокая стоимость перекрывателя и оборудования для его установки,.дефицитность в некоторых регионах страны [47].
Металлический пластырь представляет собой продольно-гофрированную тонкостенную стальную трубу с наружным диаметром, позволяющим спускать ее в 146 и 168-мм эксплуатационные колонны [7, 50, 51, 73, 85]. Для указанных колонн число гофр равно шести. На наружную поверхность пластыря наносится герметизирующий состав. Устранение, негерметичности производится путем установки пластыря против интервала и расширения его с применением специального устройства "ДОРН". Для этого конусная дорнирующая головка протягивается вдоль гофрированной трубы до полного контакта с внутренними стенками эксплуатационной колонны.
Работы по установке указанного пластыря производятся в следующей последовательности: шаблонируется колонна, очищается место установки пластыря, он спускается в скважину с комплектом специального оборудования, и устанавливается против нарушения, проверяется герметичность эксплуатационной колонны опрессовкой давлением и снижением уровня жидкости. Для изготовления пластырей используются стали марок 10, 20 и Х18Н10Т, обладающие хорошей пластичностью и достаточной прочностью. Кроме того, сталь Х18Н10Т является коррозионно-стойкой. Преимуществами применения пластырей для устранения негерметичности являются простота и экономичность, недостатками - уменьшение внутреннего диаметра эксплуатационной колонны до б мм, более частое нарушение герметичности в добывающих скважинах (депрессия) по сравнению с нагнетательными (репрессия), особенно при величинах депрессии более 8-10 МПа.
В настоящее время разработаны металлические пластыри нового образца. Принцип их действия основан на расширении металлически гладких труб круглого сечения по всей длине [23]. Пластырь позволяет герметизировать от метра до сотен метров негерметичного интервала с сужением проходного диаметра менее 10 мм и допустимым перепадом давления до 20 МПа.
Технология установки пластыря из гладких труб следующая. Пластырь спускается на НКТ до тех пор, пока канал негерметичности не окажется напро-тивсередины пластыря. После этого в НКТ подают жидкость, которая перемещает поршень со штоками внутри цилиндров посадочного инструмента. Штоки тянут вверх штангу с пуансоном, т.к. верхний торец пластыря упирается в нижний торец посадочного инструмента, пуансон входит внутрь пластыря и расширяет его. Далее движением вверх НКТ осуществляют расширение оставшейся части или, если недостаточна грузоподъемность подъемного агрегата, компоновку дополняют гидравлическими якорями, устанавливаемыми выше посадочного инструмента; снижают давление в НКТ, движением, их вверх вытягивают поршень и вновь поднимают давление в НКТ. В случае неудачной установки такой пластырь разрезается и извлекается из скважины специальным инструментом.
Коттынское нефтегазовое месторождение
Подача СНПХ-5313 осуществляется непрерывно или периодически в количестве 50 - 100 г на тонну попутно-добываемой воды в зависимости от содержания в ней ионов железа и сероводорода. СНПХ-5313 умеренно опасное вещество. Не оказывает отрицательного влияния на процесс подготовки нефти, не имеет аналогов в отечественной и зарубежной нефтепромысловой практике.
Ингибитор СНПХ-5314 [55] предназначен для защиты нефтепромыслового оборудования от отложений соединений железа (оксидов и гидроксидов) на всём пути технологического процесса добычи нефти. Предотвращает также отложения карбоната кальция и сульфата бария. Представляет собой жидкость коричневого цвета с водородным показателем от 5,5 до 6,5 и температурой застывания минус 35 С. Взрывобезопасен, трудногорюч, хорошо растворим в воде. Подача СНПХ-5314 осуществляется непрерывно или периодически в количестве 50 - 70 г на тонну обрабатываемой воды. Умеренно опасное вещество, не имеет аналогов в отечественной и зарубежной практике.
СОНСОЛ 2001 [32] - основой данного ингибитора является пентофосфо-нат. Ингибитор выпускается в кислой (А) и нейтральной формах (Б). СОНСОЛ-2001 А предназначен для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от образования сульфата кальция (CaSO и карбоната кальция (СаСОз) с наиболее оптимальной дозировкой 30 г/т. Представляет собой жидкость плотностью от 900 до 1450 кг/м , кинематической вязкостью не более 15 сСт, водородным показателем - для кислой формы не более 5,0, для нейтральной формы от 6,0 до 9,0 (см. табл. 1.3).
СОНСОЛ-2002 [32] — ингибитор также выпускается в двух формах - кислой (А) и в нейтральной (Б), предназначен для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от образования сульфата кальция, карбоната кальция, сульфата бария, сульфата стронция с оптимальной дозировкой 30 г/т. Пред-ставляет собой жидкость плотностью от 900до 1350 кг/м (кислая форма) и от 1100 до 1400 кг/м (нейтральная форма), водородным показателем - длякислой формы от 2,0 до 6,5, для нейтральной формы от 7,0 до 9,0 (см. табл. 1.3).
СОНСОЛ 2003 [32] — выпускается только в кислой форме, предназначен для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от образования- сульфата кальция; карбоната кальция и соединений железа с дозировкой 70 г/т. Представляет собой жидкость от белого- (светло-желтого)- до темно-коричневого цвета плотностью от 900 до 1400 кг/м , водородным показателем не более 6,5. Кинематическая вязкость ингибитора, при 20 С составляет 20 сСт, при минус 40 С - 500 с(5т (см. табл. 1.3).
СОНЄОЛ 3000 [32] - растворитель, выпускается-в двух формах под маркировками СОНСОЛ. 3001 и СОНСОЛ 3003 М. Предназначен-для удаления, и предупреждения образования карбонатов и сульфидов железа, карбонатов кальция, применяется также для растворения сложных осадков, в состав которых, кроме солей железа и карбоната кальция, входит и АСПО.
Представляет собой жидкость от светло- до темно-коричневого цвета, плотностью от 800 кг/м3 для СОНСОЛ 3003 М и 900 кг/м3 для»СОНСОЛ 3001, кинематической вязкостью 15,0 сСт и 10,01сСт соответственно, с температурой замерзания минус 40 и минус 30 С соответственно, со степенью растворения минеральных солей от 60 до 100 %.
Разработка и опытно-промышленные испытания новых ингибиторов отложения солей в многообразных промысловых условиях продолжаются. Основным направлением в создании новых ингибиторов отложения солей является разработка многокомпонентных синергетических и многофункциональных композиций улучшенного качества. К таким реагентам относятся ДПФ-1, ПАВ-13, «инкредол-1», серия реагентов СНПХ, серия реагентов СОНСОЛ и др. В то же время применение однокомпонентных ингибиторов как ПАА, гипан, ГМФН показало их низкую эффективность и в будущем они будут использоваться в ограниченных объемах.
Одной из важных проблем борьбы с солеотложениями является образование плотных солевых осадков на внутренней поверхности ЭК в виде мощных корок и пробок, удаление которых возможно только при проведении механической очистки ствола бригадой капитального ремонта скважин (КРС) [93]. Иногда требуется дополнительное воздействие: щелочная или кислотная.обработка, термогазохимическое воздействие (TFXB), повторная перфорация скважины. Мероприятия, по удалению образовавшихся отложений солей, в стволе скважины существенно снижают прочность обсаднот колонны.
С проблемой образования солей связана и другая проблема - локальная коррозия-металла. Для Кирского и Коттынского месторождений-из-за.высокого содержаний СОг в. продукции скважин характерно проявление углекислотной коррозии. Она развивается на наиболее слабых участках колонны,, что проявляется преимущественно при низких скоростях потока или при повышенных температурах и давлениях в скважине, а отложения» солей карбонатной группы являются индикаторами повышенного содержания растворенного углекислого газа в составе скважинной жидкости,, тем самым сигнализируя о высокой коррозионной агрессивности среды..
При удалении солей со стенок колонны механическим способом широко применяются в отечественной практике- скреперы механического и гидромеханического действия, абразивные долота с забойными двигателями, фрезеры колонные конусные (райберы), ерши, шаблоны разного диаметра.
Технология удаления солей включает в себя спуск компоновки выбранного инструмента на НКТ в скважину, проработку интервала солеотложения с перекрытием на 50 м выше и ниже, промывку скважины с использованием инги 50 битора солеотложения и запуск её в эксплуатацию. Данная технология имеет ряд недостатков: - отсутствует возможность определения боковой нагрузки на колонну от работы инструмента; - оказывает отрицательное воздействие на герметичность колонны при спуске и работе инструмента в скважине, в которой ранее были проведены РИР. Основным достоинством технологии является высокая эффективность очистки колонны от отложений солей. Наиболее эффективным способом предотвращения солеотложения является применение ингибиторов отложений солей (ИОС) [78]. Существуют следующие технологические схемы применения ИОС: залавка в призабойную зону пласта (ПЗП), периодическая заливка без циркуляции, постоянная дозировка с использованием дозирующих устройств. Задавка ИОС в призабойную зону пласта. Данный способ рекомендован к применению при отложении солей ниже приема насоса и нашел широкое применение на Арланском, Краснохолмском- и других месторождениях Башкортостана. Недостатком этого способа) является необратимое снижение продуктивности ПЗП, сложенного сильно заглинизированными полимиктовыми песчаниками с низкими коллекторскими- свойствами, что характерно для месторождений Западной Сибири. Периодическая заливка без циркуляции. Данная технология применяется во всех скважинах, эксплуатируемых в постоянном режиме, независимо от способа эксплуатации во всем диапазоне дебитов.
Аппаратура и методика исследований осадков сложного состава для определения склонности горных, пород к образованию неорганических солей
Основной причиной образования солей является смешение жесткой пластовой и закачиваемой вод, а также вод различных стратиграфических горизонтов [26]. При этом возникает состояние пересыщения попутно добываемых вод, характеристики которых, в свою очередь, зависят от природных условий — состава пород продуктивного пласта, состава пластовых и нагнетаемых вод, а также условий разработки месторождения. Образование солевых отложений на насосном оборудовании приводит к необходимости выполнения работ по разрушению отложений путем применения агрессивных ИОС, содержащих в своем составе разбавленные кислоты. Применение ИОС, основой которых являются фосфоновые кислоты, усиливают коррозию оборудования [93]. Образование солевых налетов происходит и на стенках эксплуатационной колонны. Для удаления данных отложений совместно с ИОС применяются специальные механические средства; такие как механические скреперы, райберы, долота с забойными-двигателями, шаблоны [70]. Все это, в конечном итоге, приводит к нарушению герметичности эксплуатационных колонн - самой дорогостоящей части глубинного оборудования.
Очень большой проблемой становится образование солевых отложений в скважинах, в которых до-этого проводились работы, по устранению негерметичности эксплуатационной колонны. Для таких, скважин применение механических устройств, направленных на разрушение отложившихся солей, недопустимо, так как это может вызвать разгерметизацию нарушения колонны и необходимость повторной её изоляции. ННО глубинного оборудования скважин, осложненных образованиями солей, существенно снижается: для Кирского и Коттынского месторождений из-за.отложения солей ННО снизилась с 265-268 сут. до 196-198 сут. за рассматриваемые три года. На актуальность и в то же время на сложность решения этой проблемы на примере Арланского месторождения Башкортостана акцентировано внимание в работах [21, 49].
Разнообразие горно-геологических особенностей строения продуктивных пластов, состава пластовых флюидов, системы поддержания пластового давления и типов используемых для этого вод предопределило разнообразие причин образования отложению неорганических солей на поверхности оборудования, а также различие в;составах солей на различных месторождениях (таблица 3;1).
Во многихслучаях отложения характеризуются более сложным составом;-. с включением?глинистых частиц-, органических соединений; высокомолекулярных и полярных компонентов; нефти. BSTO же времяхустановлено, что с течением времени возможно; изменение- состава отложенищ особенно: это характерно. для Урало — Поволжья; Изменение! состава отложениш обусловлено шеременощ состава-; попутно добываемых вод,, наличием сульфат восстанавливающих: бактерий; сероводорода и-железистых соединений; При наличии в попутно добываемою воде соединений железа эффективность применения ингибиторов соле-отложения снижается. Такое снижение связано с тем, что ингибиторы по своею природе являются хелатами; а потому наряду с: нейтрализацией солей они нейтрализуют и ионы железа.
Исследованиями, приведенным далее в этой работе, а также в работах [4, 22; 27, 40 41, 46]» установлено; что нашесторождениях Западною Сибири в составе пород продуктивного пласта присутствует сидерит (ЕеСОз), кальцит (СаСОз), а в некоторых случаях карбонат магния;(MgC3); Эти соединения служат цементирующим веществом для материнских пород продуктивных пластов. Пластовые воды на месторождениях Западной Сибири, насыщены, растворенным углекислым газом (СОг). При фильтрации пластовой воды, насыщенной углекислым газом, происходит растворение цемента породы пласта, в результате образуются растворимые в воде соединения — бикарбонаты железа (Ре(СОз)г) и кальция (Са(СОз)2), которые вместе с нефтью и пластовой водой выносятся в скважину. Процесс перехода растворимых в воде бикарбонатов в растворимые в воде карбонаты железа и кальция сопровождается осаждением последних на поверхности подземного оборудования- скважины. Кальциевые соли обычно замедляют процесс коррозии, т.к. карбонат кальция- в слабощелочной среде выделяется на катодных участках поверхности металла, образуя защитный слой. Этот слой может иметь различную плотность, и, следовательно, отличающуюся эффективность торможения коррозии. При применении агрессивных ингибиторов и растворителей солей происходит оголение закрытых кальциевыми солями участков колонны, в результате чего резко увеличивается локальная коррозия металла в этих местах,.чему способствует и высокое содержание хлор-ионав, попутно-добываемой воде рассматриваемых месторождений (-11600і мг/л) [14]. Добыча скважинной продукции, содержащей большое количество механи-ческих частиц (более 150 мг/л) и с высоким газовым фактором (более 50 м /т), приводит к эрозионному износу колонны и при наличии углекислого газа способствует усиленной-углекислотной коррозии; максимальная скорость которой, может достигать 5,7 мм/год [66].
В период,с 2006 по 2009 гг. на Кирско-Коттынском лицензионном участке фонд добывающих скважин изменился со 189 (220 — в, 2007 г., 222 — в 2008 г.) до 239-в 2009т., в фонде осложненных отложениями карбонатных солей-перебывало 95 скважин (41,8 % от среднего действующего, фонда). Из них за этот период в 14 скважинах (14,7 % от осложненного фонда) проводились РИР по устранению негерметичности колонны. Ниже приведена характеристика скважин Кирского и Коттынского месторождений, эксплуатация которых осложнена солеотложениями (таблица 3.2).4
Проведение и анализ результатов поисковых опытно-технологических работ по совершенствованию технологии устранения негерметичности эксплуатационной колонны на примере Кирского и Коттынского месторождений
Определили приемистость негерметичности - она составила 576 м /сут при давлении 4,5 МПа или 128 м /сут-МПа, то есть аномально высокая.
Для уменьшения приемистости было принято решение о предварительном тампонировании нарушения колонны вязко - упругим составом на основе ПАА в три цикла, после чего провести РИР цементным раствором согласно технологических рекомендаций (табл. 1.1 разд. 1 и табл. 2.8 разд. 2). При первом цикле тампонирования закачали по НКТ 50 м3 ВУС, приготовленный из 50 м3 технической воды плотностью 1020 кг/м3, 350 кг ПАА, 11,5 л ацетата хрома и продавили его в заколонное пространство при давлении 3 - 4,5 МПа [59, 60, 61]. Через 16 ч гелеобразования приемистость негерметичности составила 496 м /сут при давлении 6 МПа. При втором цикле было закачано 100 м ВУС (100 м технической воды, 700 кг ПАА, 23 л ацетата хрома) в нарушение при давлении 4 - 7,5 МПа. После гелеобразования приемистость составила 480 м3/сут при давлении 10 МПа. При третьем цикле в тот же интервал негерметичности ЭК было закачано 138 м3 ВУС при давлении 7 - 9,5 МПа. Приемистость негерметичности после гелеобразования составила 400 м3/сут при давлении 10 МПа. Из-за недостижения эффекта по снижению приемистости в четвертый раз в негерметичность закачали ВУС в объеме 50 м3 при давлении 7,5-10 МПа. После гелеобразования приемистость составила 280 м3/сут при давлении 10 МПа (28 м /сут-МПа) (рисунок 4.7).
При указанной приемистости по зависимости (2.9) рассчитали объем це-ментного раствора (2 м при давлении 15 МПа) и объем добавок в него. «Скошенный конец» НКТ установили на глубине 1938 м - выше интервала негерме-тичности на 50 м (см. рис. 4.2). Закачали и продавили около-2,4 м цементного раствора, приготовленного с добавлением 4 кг карбоксиметилцелюлозы (КМЦ) (для увеличения сроков начала схватывания) [29] по НКТ в нарушение при давлении 0-17 МПа. Произвели обратную промывку скважины с целью удаления остатков цементного раствора с созданием противодавления в НКТ 15 МПа и оставили скважину под давлением 15 МПа на ОЗЦ. Через 24 часа произвели опрессовку колонны и моста давлением 15 МПа, подтвердив их герметичность. Мост обнаружили на глубине 1933 м. После разбуривания моста в интервале 1933-1980 м колонна была опрессована давлением 15 МПа, давление снизилось до 9,2 МПа за 30 мин., колонна оказалась негерметичной при этом непрерывная приемистость нарушения отсутствовала.
В связи с отсутствием легкофильтрующихся ТС, дальнейшие работы по устранению негерметичности ЭК проводили путем спуска колонны-«летучки» диаметром 114 мм толщиной стенки 7 мм. Проведя подготовительные работы, произвели спуск колонны-летучки длиной 69,5 м с перекрытием негерметичности на 34,5 м выше и ниже, произвели тампонирование летучки цементным раствором объемом 1,2 м с добавлением 1,5 кг феррохромолигносульфоната, 1,5 кг КМЦ [29, 87]. Отвернули левый переводник и подняли специальные бурильные трубы (СБТ) на 1 м выше «головы» колонны-«летучки». После этого произвели промывку СБТ от остатков цементного раствора и их подъем на 100 м. Цементный мост обнаружили на глубине 1949 м. Опрессовкой убедились в герметичности колонны и моста.
После разбуривания цементного моста в «летучке» и отсекающих интервал перфорации цементных мостов скважина была запущена в работу насосом УЭЦН5А-45, спущенным на глубину 1906,5 м, дебитом жидкости 46,7 м3/сут и содержанием воды в продукции 56 - 57 %.
При дальнейшей эксплуатации содержание воды в продукции в течение 8 - месяцев изменилось с 56 до 64 %, после чего увеличивалось в течение следую- ; .w щих 6 месяцев с 64 до 86 - 88 %. За этот период работы было добыто 747 т неф1 , ти, ограничена добыча 14945 м3 попутной воды.
Обсуждение результатов работ, проведенных в скважине 230, сводится к , следующему. Исходя из многократности операций по предварительному там-онированию и характера изменения давления закачивания ВУС, допускается несоответствие времени гелеобразования гидродинамическим (пластовое давление, степень, поглощения, состояние цементного кольца) и геологическим (характер пород)» условиям в заколонном пространстве в негерметичности ЭК. Кроме того, в наблюдаемых в данной скважине условиях аномальной поглощающей способности негерметичности порционное закачивание, хотя-и немалых объемов ВУС (или другого закупоривающего состава) не обеспечивает создания в заколонном пространстве прочной малопроницаемой (или непроницаемой) подушки между породой и закрепляющим тампонажным раствором. По-видимому, за промежуток времени между порционным закачиванием ВУС (для нашего случая) часть предыдущего его объема разбавлялась и размывалась. Поэтому предлагается осуществлять предварительное закупоривание сильно поглощающих пластов до достижения конечного давления продавлива-ния 10-12 МПа или изменения угла наклона кривой удельной приемистости (см. рис. 4.7). После этого рекомендуется применять тампонажный состав, относящийся к классу синтетических смол.
В скважине 230 после закачивания цементного раствора, в условиях понижения давления опрессовки и отсутствия непрерывной приемистости, не было проведено испытание ЭК путем снижения- уровня по независящим от нас причинам. Поэтому принятое решение о спуске колонны-«летучки», было небесспорным. Увеличение обводненности продукции в течение шести месяцев с 64 до 86 - 88 % нельзя однозначно объяснить разрушением цементного кольца сразу после цементирования «летучки» и после последнего резкого обводнения скважины. Поэтому не исключается возможность возникновения дополнительного нарушения колонны.
Отложения неорганических солей присутствовали в данной скважине в виде плотной корки на колонне, мешавших прохождению шаблона, и вызвавших необходимость применения механических устройств — райберов для их разрушения. Отложения на стенках колонны были настолько плотными, что для их удаления пришлось пользоваться райберами разного диаметра (118, 120 и 124 мм). Учитывая, что в скважине развивались процессы локальной коррозии, то применение механических устройств спровоцировало возникновение дефекта ЭК в самом слабом её месте в интервале 1978 - 1980 м, изолировать которую смогли лишь установкой колонны-«летучки» с последующим тампонированием.
