Использование математического моделирования при обосновании технологий ремонтно-изоляционных работ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Использование математического моделирования при обосновании технологий ремонтно-изоляционных работ

Уметбаев Виль Гайсович, доктор наук, профессор, профессор

АО НПФ "Геофизика"

Статья посвящена вопросам совершенствования и разработки новых технологий РИР по устранению негерметижости эксплуатационных колонн в условиях нефтедобывающих предприятий ОВО «НК «Роснефть». Обоснована возможность использования стеклопластиковых труб и кремнийорганических соединений для изоляционных работ в интервалах залегания газоносного пласта. Предложено математическое моделирование процесса закачивания тампонажного состава.

Вступление крупных и уникальных месторождений нефти РФ в позднюю и завершающую стадии обусловливает усугубление существующих проблем их разработки и эксплуатации. К ним, в первую очередь, относится ухудшение технического состояния фонда скважин, следствием которого является все большее увеличение бездействующего фонда. Одной из основных причин этого является разгерметизация эксплуатационной колонны.

Ремонтно-изоляционные работы (РИР) по устранению негерметичности эксплуатационных колонн (УНЭК) являются сложными и трудоемкими, так как герметичность должна быть достигнута не только на стенках колонны, но и в заколонном пространстве, в интервале, превышающем по высоте интервал дефекта. Самая распространенная технология УНЭК основана на использовании тампонажных растворов различных вида и изолирующих свойств. При этом максимальная средняя успешность РИР не превышает 70 %. Изоляционные работы еще более усложняются и их успешность снижается при обнаружении в скважинах нескольких негерметичностей (дефектов) и в более протяженном интервале колонн (50-150 м), наличии в заколонном пространстве гидродинамически сложных условий (например, газоносные пласты).

В данной статье рассмотрены вопросы совершенствования и разаботки новых технологий УНЭК в обозначенных выше условиях эксплуатации скважин месторождений ОАО «НК «Роснефть». Краткий анализ состояния РИР по УНЭК в нефтяных добывающих скважинах основных предприятий компании (ОАО «Томскнефть» и ОАО «Удмуртнефть», ООО «PH-Пурнефтегаз» и ООО «РН-Юганскнефтегаз») за 2008-2010 г.г. показал следующее [1,2]:

· в большинстве случаев изоляционные работы проводятся с использованием цементных растворов, реже-синтетических смол;

· наблюдается тенденция роста количества операций закачивания тампонажного раствора в процессе одного ремонта;

· наибольшее количество дефектов (нарушений) колони приурочено к интервалам установки ЭЦН;

· нарушения герметичности колонны происходят и протяженном интервале ствола скважины, что может быть обусловлено коррозией металла труб.

Выявленные выше признаки, характеризующие состояние РИС, обосновывают необходимость обеспечения как соответствия между динамикой осложненного фонда скважин по техническим причинам и текущими объемами РИР, так и рентабельностью ремонтных работ. Величина последней зависит от прироста дебита нефти и размеров издержек на проведение РИР. Но в условиях значительной выработанности запасов нефти и, соответственно, высокой обводненности добываемой продукции величина прироста дебита нефти не может оставаться постоянной и высокой. Поэтому рентабельность РИР все больше будет зависеть от стоимости ремонта, что, в свою очередь, определяется научно-техническим уровнем применяемой технологии и системой организации производственного процесса. Указанные предпосылки на первый план выдвигают сложную, не всегда совместимую на практике, задачу совершенствования и (или) разработки новой технологии РИР с одновременным удешевлением их или, по крайней мере, снижением тенденции роста их стоимости.

Для изоляции интервалов негерметичности большой протяжённости авторами предложена технология установки колонны-«летучки» [3]. Последняя состоит из стеклопластиковых труб (СПТ), спускаемых на механической подвеске, и элемента, с м цепляющего колонну-«летучку» и механическую подвеску.

Рисунок 1. Технологическая схема установки стеклопластиковой колонны-«летучки»

1 - эксплуатационная колонна, 2 - механическая подвеска, 3 - элемент, расцепляющий колонну-«летучку» и механическую подвеску, 4 - колонна-«летучка», 5 - интервал изоляции эксплуатационной колонны или отключаемого пласта, 6 - цементный мост

Трубы соединяются между собой муфтами, выполненными из разбуриваемых материалов. В качестве механической подвески используется бурильная или насосно-компрессорная труба. Элемент, расцепляющий колонну- «летучку» и механическую подвеску, представляет собой пару переводников с левой резьбой или соединенных при помощи срезаемых штифтов. Устройство оснащено дополнительно трубой, установленной внутри колонны-«летучки» с помощью переводника на элементе, расцепляющем колонну «летучку» и механическую подвеску. После спуска колонны- «летучки» в скважину производится её цементирование, разбуривание цементного моста (в т.ч. внутри колонны - «летучки») и запуск скважины в эксплуатацию.

Преимущества данной технологии заключаются в значительно большей коррозионной стойкости стеклопластиковых труб и возможности разбуривания их, при необходимости, исходя из требований разработки залежи. Сложность практического осуществления технологии связана с низкой адгезией цементного камня к поверхности СПТ: 0,3-0,5 МПа вместо 1-1,5 МПа к металлу. Лабораторными исследованиями была установлена возможность повышения величины адгезии путем видоизменения исходной (заводской) поверхности стеклопластиковой трубы (удаление верхнего слоя смолы с частью стекловолокон путем нарезания резьбы) и одновременного улучшения качества цементного раствора (добавки полимерной композиции Монолит в количестве 21% мас., комплексного реагента для заканчивания скважин «КРЗС» - 2% мас., ацетоно-формальдегидной смолы торговой марки «Софит» - 1% масс.). Применение перечисленных способов приводит к увеличению адгезии модифицированного цементного камня к поверхности стеклопластиковой трубы более чем в 3 раза, что выше аналогичного показателя к металлической поверхности (3,2 - 3,3 МПа вместо 2,4 - 2,6 МПа). При этом использование добавок «Монолит Р» рекомендуется в условиях низкой скважинной температуры, а «КРЗС» низкой и умеренной температур. Целесообразна модификация поверхности стеклопластиковой трубы путем нанесения резьбы в заводских условиях.

При выборе технологии изоляции газа, поступающего в скважину через негерметичность колонны, определяющим фактором является создание на пути движения газа в ствол скважины непроницаемого газоизолирующего экрана. Для повышения эффективности работ по изоляции прорыва газа в добывающих нефтяных скважинах авторами разработан способ, предотвращающий поступление гелеобразующего состава в нефтяной пласт и упрощающий его освоение [4].

Основная идея предложенного способа была использована при проведении РИР по изоляции газа в скв. 974 Северо-Комсомольского месторождения. Элементы данной технологии апробированы при отключении верхнего газоносного пласта в скв. 1855, 1578 и 3031 Барсуковского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз».

Другим направлением создания высокопрочного непроницаемого экрана против интервала негерметичности колонны является использование кремнийорганических соединений. Данная технология изоляции прорывов газа опробована на Киенгопском месторождении ОАО «Удмуртнефть». Скважины этогоместорождения характеризуются высокой расчленённойьк» I продуктивных пластов, по многим установлены перетоки газа и* I близкорасположенных вышележащих газоносных пластов Особенностью предлагаемой технологии является то, что на первом этапе с целью создания в прискважинной зоне непроницаемою экрана в газоносный пласт закачивается кремнийорганический состав АКРОН-РК, затем производится докрепление цементным раствором После отверждения состава формируется изоляционный экртн, способный выдерживать значительные депрессии и обеспечивать долговременный эффект изоляции, что не требует закачивания больших объемов тампонажного состава.

В последние годы в нефтепромысловой практике достаточно широко используется моделирование различных процессов с целью обоснования и прогнозирования результатов различных геолого-технологических мероприятий. Однако, как показано в работе [5], в настоящее время отсутствуют модели расчета эффективности РИР по устранению негерметичности эксплуатационной колонны, сочетающие в себе возможность варьирования различных параметров и быстроту вычислений. Что касается существующих в настоящее время программных продуктов сервисных компаний Schlumberger, Halliburton для подбора составов и технологий устранения негерметичности эксплуатационной колонны, то их существенным недостатком является ориентированность на собственные тампонажные составы и выдаваемый результат в виде рекомендуемых технологий без прогнозирования их эффективности.

С точки зрения практического применения актуальным является создание такой модели процесса проведения РИР, которая сочетает в себе возможность прогнозирования эффективности выбранных технологий с использованием как можно больше данных, являющихся ключевыми при непосредственном проведении РИР, и простоту в применении.

Ниже представлены результаты математического моделирования процесса закачивания тампонажного раствора (состава) в нарушение (негерметичность) эксплуатационной колонны произвольного размера и формы в вертикальных и вертикально- наклонных скважинах с терригенными коллекторами [6, 7]. Принято, что эффективность РИР определяется оптимальным размещением тампонажного состава в пласте и последующей устойчивостью созданного экрана при различных величинах депрессии. Решающую роль при закачивании тампонажных составов играет давление на забое, величина которого не должна превышать некоторого критического значения, а при оценке устойчивости экранов - характеристики тампонажных материалов (прочность, адгезия) в зависимости от их типа.

Для моделирования используется расчетная схема последовательной смены стационарных состояний применительно к плоскорадиальной фильтрации несжимаемой жидкости. Таким образом, для каждого момента времени t, исходя из формулы Дюпюи, с учетом скин-фактора для зонально-неоднородного пласта, насыщенного тампонажным составом и водой, уравнение для оценки изменения забойного давления во времени в водонасыщенном пласте будет иметь вид:

На рис. 3 показаны прогнозные дебиты нефти после РИР и обводненность продукции в зависимости от забойного давления.

Рисунок 2. Зависимость радиуса проникновения тампонажного состава в водонасыщенный пласт от времени закачивания

Согласно промысловым данным, после пуска скважины пластовое давление составляло 14,5 МПа, забойное - 10,4 МПа, а дебит нефти изменялся с 9,9 т/сут в первый месяц до 13,0 т/сут в последующие месяцы. Проведенный расчет показал, что после проведения РИР при тех же условиях дебит нефти должен составить 13,6 т/сут, что близко к фактическому значению.

Как видно, описанное выше математическое моделирование процесса закачивания тампонажного состава в негерметичность эксплуатационной колонны позволяет с достаточной точностью предсказывать результатизоляции нарушений колонныпроизвольной формы и размера.

Таким образом, предложенные в данной работе новые технологии РИР по устранению негерметичности эксплуатационнойколонны в комплексе с использованием математического моделирования самого процесса закачивания тампонажного состава могут обеспечить повышение технологической эффективности РИР.

Выводы:

1. Показана недостаточная успешность РИР по устранению негерметичности эксплуатационных колонн в скважинах месторождений ОАО «НК «Роснефть», обусловленная усложнением условий проведения ремонта и недостатками применяемых технологий.

2. Предложены, приняты к внедрению и внедрены новые технологии РИР по устранению негерметичностей эксплуатационной колонны, расположенных в интервалах большой протяженности и газоносных пластов, основанные на использовании:

дополнительной стеклопластиковой колонны-«летучки», цементируемой специально подобранным высокоадгезионным тампонажным составом; технология нефтедобывающий газоносный труба

принципа предварительной временной изоляции нефтяного пласта и последующего глубокого блокирования источника поступления газа в скважину через нарушение колонны.

3. Предложено математическое моделирование процесса закачивания тампонажных составов в негерметичность (нарушение) эксплуатационной колонны, позволяющее оценить основной параметр технологии РИР - объем состава, зависимый от него радиус экрана и режим эксплуатации скважины после РИР (обоснование величины депрессии).

4. Комплексирование новых или усовершенствованных технологий моделированием процесса закачивания тампонажных составов способствует повышению эффективности РИР.

Список литературы

1. Иркабаев Д.Р., Ленский В.А., Адиев А.Я.СКВАЖИННАЯ СЕЙСМОРАЗВЕДКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, ТЕХНОЛОГИИ И ВОЗМОЖНОСТИ //Бурение и нефть. 2014. № 5. С. 35-40.

2. Ленский В.А., Ахтямов Р.А. ВЫЯВЛЕНИЕ И ОЦЕНКА ТЕКТОНИЧЕСКОЙ ТРЕЩИНОВАТОСТИ ПО ДАННЫМ НЕПРОДОЛЬНОГО ВЕРТИКАЛЬНОГО СЕЙСМИЧЕСКОГО ПРОФИЛИРОВАНИЯ //Каротажник. 2012. № 3. С. 83-91.

3. Адиев Я.Р., Валеев Г.З., Коровин В.М., Ленский В.А., Шилов А.А., Хакимов Х.Г. СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ГЛУБИНЫ ПРИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН (ВАРИАНТЫ) //патент на изобретение RUS 2375568 30.09.2008

4. Ленский В.А., Адиев Р.Я., Ахтямов Р.А., Бачурин Н.А., Шапоренко С.Н.ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ НВСП НА НЕФТЯНЫХ ОБЪЕКТАХ ЗАПАДНОГО ОРЕНБУРЖЬЯ //Технологии сейсморазведки. 2008. № 4. С. 87-92.

5. Ленский В.А., Еникеев В.Н., Ишбулатова А.Л., Чижов С.И., Делия С.В., Брыжин А.А. О ВОЗМОЖНОСТИ ОЦЕНКИ ПРОНИЦАЕМОСТИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПО УПРУГИМ СВОЙСТВАМ //Каротажник. 2005. № 1. С. 90-100.

6. Ленский B.А. ПРОБЛЕМЫ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ВОЛНОВОГО ПОЛЯ ПРИ ВСП //Геофизика. 2004. № 4. С. 13-18.

7. Талалай А.Г., Макаров А.Б., Цыпин Е.Ф. ТЕХНОГЕННЫЕ ОБРАЗОВАНИЯ. ОПЫТ ИССЛЕДОВАНИЙ //Известия высших учебных заведений. Горный журнал. 2004. № 3. С. 88.

8. Талалай А.Г., Глушкова Т.А., Макаров А.Б., Игумнов С.А., Локтионов О.Э. МЕТОДОЛОГИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ РАДИОАКТИВНОЙ И РЕДКОМЕТАЛЬНОЙ МИНЕРАЛИЗАЦИИ ТЕХНОГЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УРАЛА //Российский геофизический журнал. 1998. № 9-10. С. 65.

9. Талалай А.Г., Макаров А.Б., Глушкова Т.А.РЕДКИЕ ЭЛЕМЕНТЫ В ОТХОДАХ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРОИЗВОДСТВ УРАЛА //Известия высших учебных заведений. Горный журнал. 1995. № 10-11. С. 185.

10. Глушкова Т.А., Демехов Ю.В., Мазур С.В., Машкин А.И., Перелыгин В.Т., Савин Е.А., Талалай А.Г. ПРИМЕНЕНИЕ СКВАЖИННЫХ ПРИБОРОВ КАРОТАЖА НЕЙТРОНОВ ДЕЛЕНИЯ ПРИ РАЗВЕДКЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УРАНА //Известия высших учебных заведений. Горный журнал. 2012. № 3. С. 165-168.

11. Румянцев Д.Р., Демехов Ю.В., Перелыгин В.Т., Талалай А.Г. УСТРОЙСТВО КАРОТАЖА УРАНОВЫХ РУД //патент на полезную модель RUS 71003 30.08.2007

Размещено на Allbest.ru