автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Повышение эффективности изоляционных работ при ликвидации негерметичности крепи скважин

НПО 'БУРЕНИЕ"

Всесоюзный научно-исследовательский и проектный институт по креплению скважин и буровым растворам

(ВНИИКРнефть)

На правах рукописи

КИСЕЛЁВ Александр Ильич УДК 622.245.13+622.245.42.004.6

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ КРЕПИ СКВАЖИН

Специальность 05.15.10 — Бурение скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Краснодар 1990

Работа выполнена во Всесоюзном научно-исследовательском в проектном институте по креплению скважин и буровым растворам ( ВНШКРнефть )

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор Рябоконъ С.А.

Официальные оппоненты:

- доктор технических наук, профессор Ашрафьян И.О.

- кандидат технических наук, с.н.с. Фельдман U.M.

Ведущее предприятие - производственное объединение "Красно-дарнефтегаз"

Защита состоится 18 сентября 1990 г. в 14^® часов на заседании специализированного совета Д 104.04.01 во Всесоюзном научно-исследовательском и проектном институте до креплению скважин и буровым растворам при НПО "Бурение" по адресу: 350624, г. Краснодар, ул. Мира, 34

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института.

Ваши отзыва в двух экземплярах, заверенных гербовой печатью организации, просим направить по указанному адресу на имя ученого секретаря специализированного совета.

Учений секретарь специализированного совета

Автореферат разослан

1990 г.

кандидат технических наук

Л.И.Рябова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Серьезной проблемой на пути решения задачи повышения добычи нефти и газа являются осложнения при строительстве скважин, вызванные негерметичностью эксплуатационных колонн, на ликвидация которых по Главтюменнефте-газу затрачивается до 3$ календарного времени бурения.

Практика показывает, что основная причина негерлетичности эксплуатационных колонн - пропуски в резьбовых соединениях, характеризующиеся чрезвычайно низкой пропускной способностью. Переток добываемой продукции через негерметичные резьбовые соединения в заколонное пространство является одной из причин межколонных проявлений, осложняющих последующее освоение и эксплуатацию скважин.

Особенно остро эта проблема стоит в скважинах, строящихся для последующего газлифтного способа эксплуатации, при котором в затрубном пространстве скважина находится газ под давлением порядка 10 ЫПа. Так, в 1984 г. на Самотлорском и Федоровском месторождениях около 20% скважин, вновь построенных и переведенных на газ-лифтную эксплуатацию, имели межколонные давления, достигающие 3 МПа и более, несмотря на то, что до перевода на газлифт во всех скважинах эксплуатационные колонны бьши герметичны при опрессовке шдкостыо.

Основным методом ликвидации негерметичности резьбовых совди-тений наряду с доворотом и установкой металлических пластырей является тампонирование под давлением, причем в связи со значитель-юй трудностью определения местоположения дефектов из-за низкой фопускной способности, основным является "скользящее" тампониро-тние прокачиванием состава по затрубному пространству в предполагаемом интервале нёгерметичности.

Однако эффективность ремонтно-восстановительных работ, осо-

бенно в газлифтных скважинах, в среднем не превышает 50% при средней стоимости в несколько десятков тысяч рублей.

Недостаточная эффективность тампонирования под давлением объясняется отсутствием специальной технологии и материалов, учитывающих низкую пропускну1з способность дефектов, когда использовались известные полимерные тампонаасные материалы, хорошо зарекомендовавшие себя при других видах изоляционных работ (изоляция сквозных дефектов, заколонных перетоков, ограничение водопритоков), а при "скользящем" тампонировании, кроме того, вытеснением неотвердевшего тампонирующего состава из дефекта продавочной жидкостью.

В отрасли также отсутствовали технологические схемы изоляционных работ в скважинах, предназначенных для газлифтного способа эксплуатации, аналогичные применяемому в условиях массового проведения изоляционных работ в фонтанных скважинах, метода установки гель-пакера в затрубном пространстве.

Все это указывает на то, что вопросы повышения эффективности ликвидации негерметичносги резьбовых соединений эксплуатационных колонн скважин являются в настоящее время весьма актуальными.

Цель работы. Разработка технологического процесса и специальных тампонирующих составов на основе исследования принципов тампонирования каналов утечек флюидов в негерыетичных резьбовых соединениях эксплуатационных колонн в скважинах, в том числе для условий массового ведения изоляционных работ.

Основные задачи исследований.

1. Разработка требований к свойствам тампонирующих материалов, предназначенных для ликвидации дефектов в резьбовых соединениях обсадных колонн.

2. Анализ соответствия свойств применяемых тампонажных материалов разработанным требованиям.

3. Создание новых специальных видов тампонирующих материалов

Ликвидацию дефектов в негерметичных резьбовых соединениях обсадных колонн проводят путем доворота незацементированной и не-прихваченной части обсадной колонны тампонированием под давлением и установкой металлических пластырей.

В качестве технологической меры предотвращения утечек флюидов производится установка механического или гелеобразного паке-ра. Крайней мерой является обвязка межколонного пространства с нефтяным коллектором через обратный клапан для стравливания избыточного давления.

Основным методом ликвидации дефектов в негерметичных резьбовых: соединениях вследствие их низкой пропускной способности и связанной с этим трудностью, а зачастую и невозможностью определения их местоположения является "скользящее" тампонирование под давлением.

Для изоляции негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн на практике применяют полимерные тампонажные материалы (ПТМ) -гелеобразующие составы, отверждаемые смолы. Применение для этих целей цементных растворов в настоящее время запрещено.

Из числа 17ТМ нашли применение составы:ОГР (ВНИИКРнефть, Р. Р. Алишанян, В. В. Гольдштейн), ГС-Ю, ТСД-9 (Башнипинефть, В. А. Блаисевич), ГТМ-3 (ВНИИБТ, Н. С. Дон), гелеобразующие составы (ВНИИ, Я. М. Раси-Заде, И. А. Сидоров, Н. II. Шерстнев; Гипро-востокнефть, В. П. Берунов).

Эффективность ремонтно-восстановительных работ по ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, особенно в газлифтных скважинах, невысока и в среднем не превышает 50$ при средней стоимости в несколько десятков тысяч рублей, причем полное устранение межколонного давления в газлифтных скважинах достигается лишь в единичных случаях.

Основной причиной ниг.кой эффективности реыонтно-восстанови-тельных работ является несоответствие показателей применяемых в настоящее время тампонажных материалов для повторной герметизации гидроаэродинамическим условиям дефектов, а при "скользящем" тампонировании также вследствие вытеснения неотвердевшего тампонакно-го состава продавочной жидкостью, которое происходит из-за значительной разницы бо времени контактирования с дефектом "пачки' тампонирующего состава и следующей за ней продавочной жидкостью.

При ликвидации межколонных проявлений в фонтанных скважинах в условиях массового ведения изоляционных работ широко применяют нетрудоемкий и недорогой метод установки гелеобразного пакера в затрубном пространстве скважины, однако аналогичные методы в условиях газлифтных скважин неприемлемы.

Проведенный анализ показывает, что совершенствование процессов ликвидации дефектов в негермегичных резьбовых соединениях должно основываться на разработке технологического процесса и специальных тампонирующих составов, в том числе предотвращающих его вытеснение из дефекта.

На основе количественного обоснования показателей свойств тампонажных материалов, предназначенных для повторной герметизации дефектов в резьбовых соединениях обсадных колонн,необходимо регламентировать применение имеющихся тампонажных материалов для конкретных геолого-технических условий, целенаправленно регулировать их свойства, разработать специальные виды тампонирующих составов.

Совершенствование технологии "скользящего" тампонирования должно быть направлено главным образом на разработку способов предотвращения выдавливания тампонирующего состава из дефекта. Этого можно достигнуть,прекратив или значительно снизив течение флюидов через дефект в период затвердевания состава. Такой эффект достига-

ется введением в тампонирующий состав мелкодисперсных наполнителей, которые кольматируют вход в дефект.

Необходимо установить технологические факторы, определяющие качество изоляционных работ в сквашнах, предназначенных для газ-лифтного способа эксплуатации^! на Зазе этого разработать технологический процесс, обеспечивающий качественную изоляции резьбопах соединений.

Во второй г л а ¡1 е сформулированы требования х тампонажньм материалам для повторной герметизации дефектов в резьбовых соединениях обсадных колонн.

Установлено, что качественная изоляция дефектов в негермотич-ных резьбовых соединениях обсадных колонн определяется рядом факторов: пропускной способностью дефекта, свойствам* тампонирующего состава в исходном и отвервденном состоянии, технологией изоляционных работ.

Так как пропускная способность дефекта является объективным фактором, оказывать влияние на который не удается, а технологических схем всего две, то качество изоляции в основном будет определяться свойствами тампонирующего состава.

Рассмотрен процесс тампонирования под давлишем по этапам: хранение исходных компонентол, приготовление из них тампонирующего состава, собственно тампонирование дефекта и работа полученного в дефекте тампона.

Показано, что на различных этапах процесса тампонирующий состав испытывает физико-химическое взаимодействие с окружающей средой, поверхностью труб, дефектом, продавочной жидкостью и др. Характером такого взаимодействия определяются необходимые свойства тампонирующего состава на конкретном этапе, которые зачастую являются прямо противоположными.

Вследствие взаимодействия возможен отрицательный результат, выражающийся в снижении качества тампонирования за счет приготовления некачественного тампонирующего состава, смешения тампонирующего состава с продавочной жидкостью, неполного тампонирования дефекта или вытеснения тампонирующего состава из дефекта до затвердевания или разрушения и вытеснения полимерного тампона под воздействием нагрузок и перепада давления.

Большую часть отрицательных результатов возможно предотвратить или компенсировать теми или иными методами.

Показано, что вязкость и прочность являются основными свойствами тампонажного материала, определяющими качество изоляции дефектов в резьбовых соединениях, т.к. высокую вязкость тампонирующего состава или недостаточную прочность тампонажного камня компенсировать при определенной технологической схеме не удается, что, естественно, приводит к снижению качества изоляции.

Для определения предельных значений вязкости и прочности использовали полученные во ВШИКРнефти данные о конфигурации и размерах дефектов в резьбовых соединениях.

Теоретически, расчетами на основе уравнения Буссинеска, установлено, что максимальная вязкость состава, предназначенного для "скользящего" тампонирования, при ограниченном времени задавлива-ния в дефект, имеющий минимальную пропускную способность, не должна превышать 200 МПа-с.

Отвердевший таыпонажный состав, герметизирующий дефект, под действием перепада давления испытывает сдвигающую силу. Расчетами установлено, что минимальная прочность материала, герметизирующего дефект с максимальными геометрическими размерами к выражающаяся как предел прочности при сдвиге, должна быть не менее 0,05 МПа.

Экспериментально показано, что другие свойства, например,

смачивание, не являются основными определяющими качество изоляции.

Недостаток, заключающийся в вытеснении тампонирующего состава из дефекта продавочной жидкостью,обусловлен его низкой вязкостью. Однако, очевидно, что после заполнения дефекта невозможно мгновенно увеличить его вязкость. Для компенсации этого недостатка предложен другой способ - снижение пропускной способности дефекта путем введения в тампонирующий состав наполнителей, слой которого имеет определенную проницаемость.

Теоретически, на основе закона Дарси, рассчитана величина предельно допустимой проницаемости наполнителей. Установлено, что проницаемость не должна превышать величину Ю-3 мм^ или 5 ' 10 ~3 мм^ при времени гелеобразовакия I и 2 ч соответственно.

С учетом требований техники безопасности сформулированы требования к тампонажному материалу для герметизации дефектов в резьбовых соединениях обсадных колонн:

1. Исходные компоненты

1.1. Неопасные по ГОСТ 12.1.007-76

1.2. Температура самовоспламенения - не менее 350 °С

2. Тампонирующая смесь

2.1. Вязкость - не более 200 мПа'с

2.2. Наличие мелкодисперсного

Третья глава посвящена исследованию, совершенствованию свойств и разработке новых видов тампонакных материалов для изоляции негерметичных резьбовых соединений.

Сравнительными исследованиями вязкости и прочности применяемых в настоящее время тампонажных: материалов установлено, что ни один из них не удовлетворяет в полной мере предъявляемым к ним

наполнителя проницаемостью 3. Отвердевший материал 3.1. Предел прочности при сдвиге

- не более 5-Ю~3мм'

- не менее 0,05 МПа

требованиям. Определено , что в наибольшей степени вышеперечисленным требованиям соответствует смола ГТМ-3, прочность которой достаточно высока при большой вязкости, причем прочность на корродированной поверхности выше, чем на шлифованной.

Прочность гелеобразугацих составов недостаточна,для эффективного тампонирования дефектов резьбовых соединений, особенно если поверхность покрыта пленкой углеводородной жидкости, при этом величина прочности снижается на порядок, а у составов на основе смолы ТС-10 адгезия к металлу практически отсутствует.

Эти данные были подтверждены экспериментально при тампонировании гелеобразущимн составами негерметичных резьбовых соединений патрубка и муфты 146 мм обсадной трубы. Данные, полученные при опрессовке, в частности, подтвердили достоверность выбранной для расчета величин вязкости и прочности модели дефекта, на что указали равные соотношения рассчитанных и экспериментальных величин дав ления прорыва и предела прочности при сдвиге.

На основе установленных требований предложено изменять свойства имеющихся тлмпонажных составов введением добавок различного назначения.

Для снижения вязкости тампонажных составов на основе АЭФС предложено вводить разбавитель - ацетон. Установлено, что при содержании его до 50% предел прочности при сдвиге не снижается д'< значений менее 0,05 Ша.

Ддя увеличения предела прочности при сдвиге тампонажных составов на основе смолк ТС-10 предложено использовать добавки углеводородов - дизельное топливо или трансформаторное масло. Оптимальное их содержание находится в пределах 10...15%.

Дня снижения явления синерезиса гелеобразующих составов н& основе полиакриламида предложено в качестве восстановители и регу-

лягора сроков гелеобразования использовать лигносульфонаты.

Проведены экспериментальные исследования проницаемости ряда наполнителей, применяемых в промышленности в целях определения их эффективности для предотвращения вытеснения тампонирующего состава из дефекта. На основе установленных значений предельной проницаемости для практического применения в гелеобразующих составах, предназначенных для использования в разработанной технологической схеме восстановления герметичности обсадных колонн газ-лифтных скважин без отключения перфорированной зоны,рекомендованы мел, гипс, асбест.

На основе полученных данных о свойствах полимерных тампонаж-ных материалов применение их регламентировано в зависимости от геолого-технических условий скважин: способа эксплуатации, температуры в скважине, величины падения давления при опрессовке или величины избыточного давления в межколонном пространстве, возможности определения местоположения дефекта.

Применение гелеобразующих составов, имеющих низкую прочность, рекомендовано для установки полимерного пакера, а при введении в них наполнителя - для "скользящего" тампонирования в газлифтных скважинах без отключения перфорированной зоны при температурах не выше 80 °С.

При повышенных температурах, установленном местоположении дефектов и их больших размерах рекомендуется применять огверж-даемые материалы ГТМ-3 и Ремонт-1 тампонированием с оставлением и последующим раэбуриванием полимерного моста.

Исследования показали, что наибольший тампонирующий эффект достигается при применении полимерного наполнителя, имеющего пластично деформируемую поверхность. По результатам проведенных исследований разработан и предложен специальный дисперсный тампонирую-

щий состав, наиболее полно отвечающий требования.! изоляции микродефектов в резьбовых соединениях. Состав представляет собой дисперсию отвергаемой смолы и сочетает одновременно преимущества отверждаемых смол и гелеобразующих составов с наполнителем, а также позволяет совместить технологические схемы "скользящего" тампонирования и с оставлением моста: устраняется его вытеснение из дефекта до затвердевания; затвердевание происходит одновременно с тампонированием дефекта; тампонируется не только вход в канал негерметичности, но, что особенно важно, и сам флюидопроводящий канал; образующийся тампон обладает хорошей адгезией к поверхности металла труб; так как отверждается только смола, не существует опасности прихвата заливочных труб и изоляционные работы могут проводиться без их подъема, хло существенно упрощает и удешевляет проведение ремонтных работ.

Проведена оптимизация содержания компонентов "симплекс" - методом, установлена оптимальная рецептура дисперсного тампонирующего состава на основе АЭФС.

Экспериментально установлена возможность использования для ремонгно-изоляционных работ в скважинах анаэробных герметиков. Установлено, что время их отверждения различно в зависимости от размера зазора. Вследствие этого часть герметика, которая проникла в дефект, отверждается, тогда как герметик, находящийся в трубах, остается в жидком виде, вымывается на поверхность и может быть вновь многократно использован для изоляционных работ.

Четвертая глава посвящена разработке технологического процесса тампонирования негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн в скважинах, предназначенных ддя газлифтного способа эксплуатации.

Низкая прочность гелеобразующих составов, не позволяющая использовать их для непосредственного тампонирования дефектов в

2. Повторная герметизация резьбовых соединений обсадных колонн вязкоупругими составами / А. Т. Кошелев, А. И. Киселев,

А. В. Павельчак и др. //Тр./ ВНИИКРнефть. - 1934. - Совершенствование техники и технологии крепления скважин. - С. 24-28.

3. О состоянии работ по ликвидации негерметичности обсадных колонн в резьбовых соединениях / А. Т. Кошелев, В. 11. Горбачев, А. И. Киселев и др. //Тр./ ВНИИКРнефть. - 1985. - Качественное крепление и управление свойствами тампонажного камня. - С. 80-85.

4. Киселев А. И., Павельчак А. В., Рябоконь G. А. Основные свойства тампонажных материалов для герметизации щелевых дефектов крепи скважин // Формирование и работа тампонажного камня в скважине: Тез. докл. 1У конф.-дискусс. - Краснодар, 1987. - С. 120121.

5. Киселев А. И. Материалы для "скользящего" тампонирования негерыетичных обсадных колонн // Формирование и работа тампонажного камня в скважине : Тез. докл. 1У конф.-дискусс. - Краснодар, 1987. - С. 234.

6. Опыт ликвидации межколоиных проявлений в скважинах ПО "Краснодарнефтегаз" /В. А. Свиридов, А. И. Киселев, А. К. Араке-лян, С. В. Усов // ЭИ Бурение. - 1986. - № 10. - С. 17-19.

7. Гидрогели с мелкодисперсными наполнителями для изоляционных работ / А. И. Киселев, А. Т. Кошелев, Б. С. Лядов, В. И. Мар-тынюк, С. В. Усов // ЭИ Нефтепромысловое дело: Отеч. опыт. - 1986.-

№ 12. - С. 10-12.

8. Киселев А. И. Применение гелеобразующих составов с наполнителями для ликвидации межколонных проявлений в газлифтных скважинах // ЭИ Нефтепромысловое дело: Отеч. опыт. - 1987. - № I. -С. 8-10.

9. Киселев А. И., Рябоконь С. А., Шумилов В. А. Способы и ма-

териалы для герметизации и восстановления герметичности соединительных узлов обсадных колонн, - М.: ВШИС0НГ, 1967. - 46 с. -(ОИ Серия: Бурение).

10. Киселев А. И. Исследования технологии восстановления герметичности обсадных колонн газлифтных скважин гелеобразующими составами //Эй Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений: Отеч. опыт. - 1988. - № 7. - С. 4-6.

11. A.c. I406343 СССР. Вязкоупругий изолирующий состав / Б. С. Лядов, В. А. Щумилов, А. И. Киселев, С. В. Усов,

Л. И. Шейнцвит - Опубл. вБ.И. - 1988. - » 24.

12. Рябоконь С. А., Киселев А. И..Фомин А. В. Ремонтно-вос-становительные работы по герметизации обсадных колонн в газлифт-ных скважинах Самотлорского месторождения // НЕИС Научно-производственные достижения нефтяной промышленности в новых условиях хозяйствования. - IS89. - * I. - С. 15-16.

13. Киселев А. И., Рябоконь С. А., Ыахарадзе Т. В. Адгезия и смачивающая способность полимерных тампонажных материалов // НШС Научно-производственные достижения нефтяной промышленности в новых условиях хозяйствования. - 1989. - № 7. - С. 12-13.

14. Киселев А. И., Рябоконь С. А. Прочностные свойства тампонажных материалов для восстановления герметичности резьбовых соединений обсадных колош // НГИС Научно-производственные достижения нефтяной промышленности в новых условиях хозяйствования. -1989. - № 9. - С. 13.

15. Технология повторной герметизации резьбовых соединений обсадных колонн: РД 39-1-844-82 / А. Т. Кошелев, С. В. Усов,

А. И. Киселев и др. - Краснодар: ВНИИКРнефть, 1983. - 40 с.

16. Технология ремонтно-восстановительных работ по герметизации обсадных колонн в газлифтных скважинах: РД 39-0147009-6.028-86 / G. А. Рябоконь, А. В. Павельчак, А. И. Киселев. - Краснодар:

ВШИКРнефть, 1986. - 19 с.

17. Технология изоляции зон водопритоков без подъема лифтовых труб: РД 39-0147009-524-86 / В. И. Иартыншк, А. Т. Кошелев, С. В. Усов, Б. С. Лядов, С. А. Рябоконь, А. И. Киселев. - Краснодар: ВШИКРнефть, 1986. - 55 с.

18. Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении ремонтно-изоляционных работ: РД 39-0147009-532-87 / С. А. Рябоконь, С. В. Усов, Н. И. Сухенко, В. А. %милов, В. Г. Уметбаев,

Г. Р. Вагнер, А. И. Киселев и др. - Краснодар: ВШИКРнефть, 1987.88 с.

эрмат 60x84 1/16 Печ. л. 1

А-19531 от 25.07.90 Заказ 3959 Тираж 120

»тапринт ВНИИКРнефти НПО "Бурение",Краснодар,Мира,34