автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Совершенствование технологий ремонтно-восстановительных работ в скважинах

Нл праЕД\ рукописи

Мерзляков Владимир Филиппович

Совершенствование технологий ремонтно -- восстановительных работ в скважинах

Специальность 05.15.06 Разработка и эксплуатация нефтяных, и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Уфа - 1997

Работа выполнена в НГДУ "Аксаковпсфть" и* в Банкирском научио-исследоиа тельском _ и проектном институте нефтяной промышленности (БашНИПИнефть) - филиалах АНК "Башнефть"

Научные руководители

доктор технических наук профессор Валеев М.Д.

кандидат технических наук старший научный сотрудник У.метбаев В.Г.

Официальные оппоненты

доктор технических паук-профессор Хабиоуллнн З.А.

кандидат технических наук старший научный сотрудник Валишин Ю.Г.

Ведущее предприятие

научио-псследовательскни и проектный институт Гиировостокнефть

Зашита состоится 3 апреля 1997г. в 16 часов на заседании диссертационного Совета К 104.01.01. при Башкирском иаучно-нс-следовательском VI проектном институте нефтяной промышленности по адресу : 450077 г. Уфа, ул. Ленина, 86

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке БашНИПИнефть. Автореферат разослан " 3 " марта 1997 г.

Учёный секретарь диссертационного Совета кандидат геолого-минералош-ческих наук :

Ю.В. Голубев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТ

Актуальность проблемы. Охрана окружающем среды и рациональное использование природных ресурсов являются актуальной проблемой нефтедобывающей отрасли. От степени решения этой проблемы в значительной мере зависят поступательное и экологически безвредное развитие всех отраслей экономики.

В нефтепромысловом деле решение указанной проблемы связано, прежде всего, с проведением работ по оздоровлению осложненных скважин, конструкция и техническое состояние которых не соответствует требованиям охраны недр. Именно наличие большого фонда таких скважин в ряде нефтедобывающих регионов усложнило экологическую и социально-экономическую обстановку, создало трудности природопользования и самого процесса разработки нефтяных месторождений.

Осложненные скважины, к которым относятся скважины, пробуренные без цементирования кондукторов, с частичным цементированием и низким качеством цементирования эксплуатационных колонн и кондукторов, а также скважины с негерметичными эксплуатационными колоннами, являются потенциальными источниками нерегулируемого водообмена между пластами. Осложнённые скважины как потенциальные источники из-лпва пластовых минерализованных вод на поверхность и засолонения пресноводного комплекса требуют постоянного контроля и проведения ре-монтно-изоляционных (РИР), ремонтно-восстановительных (РВР) и ликвидационных работ. Исследования по программе экологического оздоровления фонда скважин проводятся в трех направлениях : строительство новых скважин, изучение технического состояния пробуренных скважин и контроль за состоянием источников пресных вод.

В настоящее время 9 НГДУ АНК "Башнефть" разрабатывают более 100 нефтяных месторождений, включающих около 300 самостоятельных эксплуатационных объектов. Общий фонд скважин на 01.01.96 г составляет более 22 тыс.единиц, в том числе добывающих нефтяных более 16 тыс, нагнетательных около 3700 ед, специальных 2600 ед.

Эксплуатационный фонд скважин месторождений АНК "Башнефть", пробуренный в течение длительного периода времени в соответствии с действующими в то время требованиями нормативных документов на строительство скважин в отрасли, в настоящее время находится в различном техническом состоянии. Конструкция и техническое состояние большей части фонда скважин вынуждают отнести их к категории осложненных, представляющих опасность для окружающей среды, для экологии района.

Цель работы. Оценка геолого-технических условий эксплуатации скважин продолжительно разрабатываемых месторождений АНК "Башнефть", анализ существующих технологий ремонтно-восстановительных работ (РВР) и их совершенствование''.

Задачами исследований являлись: • "

%

-анализ геологических, гидрш eonoi ических и технических условий эксплуатации скважин;

-выявление основных прнчнн. приведших к возникновению проблемы осложненных скважин;

-обобщение методов исследовании к'хпического состояния скважин; -выявление причин и объяснение механизма разрушения призабои-ноП зоны в нагнетательных скважинах;

-обобщение применяемых техполш ни ремонтно-изоляционных, ре-монтно-восстановительных и ликвидационных работ;

-проведение опытно-технологпческпх работ по разработке и совер-шен-ствованию технологии РВР и ликвидационных работ.

Научная новизна. Предложена метдика определения технологической эффективности ГТМ в нагнетац-льиыч скважинах. Установлены причины и описан механизм разрушения при ¡абойной зоны в нагнетательных скважинах. Показана возможность крепления призабойной зоны в нагнетательных скважинах. Предложены новые >ффектнвные способы изоляции и повторного цементирования эксилу ai анионных колонн и кондукторов в аномальных горно-геологических условиях жсплуатацин скважин.

Практическая ценность. Определены возможности и области применения известных методов и материалов при проведении РИР с учетом их соответствия экологическим требованиям; предложены рецептуры тампо-нажных составов для проведения ра ¡личных видов РВР и ликвидационных работ как самостоятельно, так и в раншчтш сочетании с цементными растворами, имеющими улучшенные изоляпиопно-адгезионные свойства.

Предложен способ определения (утчиения) приёмистости нагнетательных скважин, испытанный более чем к 100 скважинах Арланского месторождения, проведён значительный оГн.еч РИР и РВР, а также ликвидировано более 200 скважин, прежде всею осложнённых. В процессе проведения этих работ совершенствовалась н-хиология в соответствии с геолого-техническими условиями и техническим состоянием скважин. Предложена и опробована методика определения 1ехнологнческой эффективности проводимых геолого-технических мероприятий в нагнетательных скважинах. Разработан и внедрён в НГДУ руководящий документ по извлечению эксплуатационной колонны в процессе ликвидации скважин. Разработан и внедрён в НГДУ программно-техноло! ический комплекс по сопровождению процесса ликвидации скважин в аномальных геолого-технических условиях, что является первым этапом в процессе совершенствования технологий РВР на базе оптимизации методой с применением ПЭВМ.

Провести экономическую оценку всех исследовательских работ не представляется возможным, т.к. они направлены на восстановление первоначальной экологической обстановки па месторождениях. При этом они не дают дополнительной нефти, а лить предотвращают губительные последствия и связанные с ними огромные iai pa t ы на возмещение ущерба, наносимого экологии района нефтедобычи. Однако совершенствование технологий РВР в процессе их проведения в 111'ДУ "АксакОвнефть" позволило i « 4

получить хозрасчётный экономический эффект в сумме 1063 млн.рублей за последние 2 года. Это только часть экономической эффективности проведённых исследований, поддающихся расчёту.

Апробация работы. Результаты исследований представлялись на творческой конференции молодых ученых и специалистов МНП в г.Перми в 1976 г, координационных совещаниях по проблемам РИР и РВР, и совещании по вопросам охраны окружающей среды при министре по ЧС и природопользованию РБ - Хамитове Р.З. в г.Туймазы в 1995 г, и геолого-технических совещаниях АНК "Башнефть".

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе: 1 монография, 1 СТО и 8 статей.

Объём работы. Диссертационная работа состоит из введения и 5 разделов, написана на 93 листах машинописного текста, содержит 12 рисунков и 13 таблиц. Список использованной литературы включает 84 наименования.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Первый раздел, посвященный анализу геологических и гидрогеологических условий эксплуатации скважин, содержит сведения о состоянии разработки основных месторождений, техническом состоянии скважин и влияния его на экологическую обстановку региона.

Опытно-промышленные работы по разработке и совершенствованию технологии РИР, РВР и ликвидационных работ в основном проводились на Шкаповском и Сатаевском месторождениях, скважины которых отличаются наибольшей сложностью геолого-технических условий эксплуатации.

Вопросам изучения особенностей разработки и геологического строения этих месторождений посвящены труды Лозина Е.В., Викторова П.Ф., Абызбаева И.И., Тимашева Э.М., Попова A.M. и др.

Шкаповское месторождение разрабатывается с 1955 года. Основными объектами разработки являются продуктивные горизонты в терриген-ной толще девона-пласты Di и D1V. Пласт Di делится на три пачки: нижнюю, среднюю и верхнюю. Лучшие коллекторские свойства у средней пачки (пористость до 19,5 %, проницаемость 0,320 мкм2), представленной песчаниками. Пласт Р|утакже состоит из двух пачек: нижней и верхней, пористость пачек 18%. проницаемость 0,3 мкм2. В гидрогеологическом отношении в пределах Шкаповского месторождения выделяются три основных водоносных этажа: верхний (надкунгурский), средний (подкунгурский) и нижний (ниже кыновско-доманиковских отложеннй). Основные запасы слабо минерализованной воды находятся в водоносны'х горизонтах и комплексах, находящихся в породах выше уфимского яруса: четыре пачки верхнеказанского подьяруса, разгружаемые в многочисленных родниках на территории межд-у рекамд Ик и Дёма и водоносный комплекс нижнеказанского подьяруса, который на поверхность в этом регионе не выходит.

В гидрогеологическом отношении ('¡иневское месторождение, как и Шкаповское, разделено на 3 этажа. На территории месторождения на поверхность выходят: водоносный гори кип аллювиальных четвертичных отложений, горизонт грунтовых вод общееырговской свиты, воды спорадического распространения верхнего плиоцена, водоносные комплексы верхнеказанского и нижнеказанского мод|.ярусов и уфимского яруса верхней перми.

Нижнепермские отложения преде I а плены галогенными образованиями кунгурского яруса и карбонатами арпшекого и сакмарского ярусов. Галлогенная толща является мощным региональным выдержанным водо-упором, что необходимо учитывать при бурении и эксплуатации нефтяных и нагнетательных скважин. Вторым подоупором являются кыновско-доманиковские отложения.

Состояние разработки Шкаповскою месторождения характеризуется высокими темпами выработки запасов на начальной стадии 1955-1968 гг. (до 7% от извлекаемых в 1963 году), ранним освоением систем законтурного и внутриконтурного (с разрезающими рядами) заводнения обширными водо-нефтяными зонами с невысокой плшиостью сетки скважин (48-96 га/скв) при сетках от 8-16 до 22-24 га/скн I! пределах внутреннего контура.

К 1996 году извлечено 95". о запасов и достигнута нефтеотдача по пластам Э, и 01У 53.5 и 55,1% при проект пой 55.4 н 58.1% соответственно. Высокие темпы добычи нефти удалось сохранит ь лишь в течение небольшого периода времени. Форсированные о [ боры жидкости и раннее освоение жёстких систем внутриконтурного заводнения не привели к снижению темпов падения добычи нефти и, по всей вероятности, явились причиной извлечения значительных объёмов попутной поды, что безусловно повлияло на снижение экономической эффективное 1 н разработки и на значительные экологические проблемы с отставанием решения их в процессе разбурива-ния и обустройства этого крупного местрождення.

Конструкция скважин, пробуренных па Шкаповском (650 из 1071), Сатаевском (135 из 289) месторождениях в 50-60-е годы, не соотвествует требованиям охраны недр и окружающей среды: в закондукторном пространстве не разобщены интервалы залегания пресных и минерализованных вод, уровень цементного кольца за эксплуатационной колонной находится ниже сакмаро-артинского яруса и часто - ниже кровли потенциально продуктивного пласта. В работе приводя кя причины неудовлетворительного технического состояния скважин - руководящие документы на бурение и обустройство месторождений. Выявленное фактическое состояние фонда скважин НГДУ "Аксаковнефть" и. прежде всего, Шкаповского и Сатаевского месторождений, а также необходимость восстановления экологической обстановки явились основанием для начала целенаправленных работ по оздоровлению фонда скважин, проведения большого объёма ре-монтно-восстановительных.и ликвидационных работ.

Во втором разделе приводятся данные анализа исследовательских работ по.контролю технического состояния фонда скважин.

" * б

Вопросам исследования технического состояния скважин посвящены труды Дворкииа II.П.. Орлинского Б.М.. Хайретдинова Р.Ш.. Цветова В.В. и др. Техническое состояние скважины определяется соответствием основных элементов её конструкции требованиям охраны недр, окружающей среды и эксплуатации, исключающим перетоки жидкости и газа из одного пласта в другой или выход их на поверхность.

Проанализированы существующие методы исследования технического состояния скважин, в частности, состояние цементного камня оценивается тремя основными методами геофизических исследований: акустическим, гамма-гамма-цементометрией и термометрией.

Показаны также методы определения интервалов негерметичности эксплуатационных колонн с применением термометрии, дебитометрии (расходометрии) и резистивиметрии, реже применяются методы гамма-гамма плотностнометрии, метод изотопов и методы индукционной дефек-тометрии и магнитной локации. Промысловые методы: поинтервальная опрессовка пакером и закачивание высоковязкой жидкости не только определяют интервал негерметичности, но и используются для выбора технологии РВР.

Приведен также прямой путь определения наличия перетока жидкости в зацементированном заколонном пространстве перфорацией спецотверстий и вызовом циркуляции жидкости через пакер. установленный между спецотверстиями.

Третий раздел содержит сведения о результатах исследования условий эксплуатации нагнетательных скважин. Выделение нагнетательных скважин в особую группу в исследованиях по проблеме оздоровления фонда скважин обусловлено наличием отличительных особенностей в условиях эксплуатации: нагнетание агрессивного загрязненного мехпримесями и продуктами коррозии вытесняющего агента под высоким давлением и часто непосредственно по эксплуатационной колонн?, применение агрессивных химических реагентов и способов воздействия под высоким давлением для обработки призабойной зоны продуктивного пласта, изменения температурного градиента по стволу скважины и т.д. В процессе эксплуатации нагнетательных скважин в жестком режиме часто происходят достаточно быстрые (по сравнению с добывающими скважинами) изменения в их техническом состоянии, включая призабойную зону, а в последней - самом скелете пород, слагающих продуктивный пласт.

Приведены результаты исследований по определению приёмистости нагнетательных скважин, питающихся от одного водовода. Исследованиями установлено, что разница в замерах приемистости одной и той же скважины при кратковременных остановках других составляет от 20 до 400%. Предложено применять устьевой расходомер парциального типа, который устанавливается непосредственно в устьевую арматуру без разрядки скважины.

Установлено, что основной причиной разрушения призабойной зоны заводняемых пластов терригенной толщи нижнего карбона в нагнетатель-

пых скважинах Арлапското месюрожденпи является особенность их геологического строения, заключающаяся к наличии локальных участков со слабым цементированием кварцевых чёрен. одновременным развитием нескольких тппов цементации, резко выраженным неравномерным распределением цементирующего лппериалн Инициатором разрушения прнзабоп-ной зоны заводняемых пластп ян лиюгея образующиеся в них при нагнетании воды и находящиеся и опфьиом состоянии трещины или высокопроницаемые каналы (Рис. 1).

На примере скважин Арланского месторождения показана принципиальная возможность крепления причабойной зоны пластов тампонаж-ными растворами па основе сип кчической смолы ТСД-9.

Схема \H'\aiiiim;i |>ai|i\ик-пня иризабоГшоп зоны laiio.iiiiicMiii о ii.i.tii.i и nai uciаюльных скважинах

1-обсадная колонна: 2-ih.wicii шоо кмлмю: i-inciainii:. 4-каналы слабосцемет ированпо! о нсс-чаннка: 5-трс1Цина: 6-куски (блоки) ди пшил рпрпплмпои породы: 7-раироблснные куски породы: 8-сомкн\ |!шаяся rpciiullia; Ч-мссчапам проГжа

i'iic.i

На характер разрушения сущееnieiinoe влияние оказывают химические и физические методы но ¡дейс! ими на призабойную зону пласта. Изучение статистических данных по Арлапскому месторождению показало, что в большинстве случаен ра ¡рушение 1Г5П происходит в пластах толщиной не более 3 м. Поэтому н укачанных пластах интенсивность нагнетания воды должна соизмеряться с их потенциальными возможностями, определяемыми данными исследований и промысловых наблюдений. В этой связи необходимо правильно оценивать криологическую эффективность проводимых мероприятий в нагнетательной скиажине.

Применяемые на практике метдпки определения технологической эффективности проведённых 1ТМ к нагнетательных скважинах несовершенны. Использование дли л их целей соотношения объёмов закачанной воды и добытой нефти (коэффициента эффективности) за определенный период не учитывает ни стадию разработки, ни метода заводнения, ни мен

стоположення нагнетательных скважин, то есть используемые данные для расчета коэффициента эффективности являются усредненными для всего месторождения. Использование методики на основе данных изменения дебита жидкости и нефти в окружающих добывающих скважинах допускает неизменность показателей их эксплуатации без проведения ГТМ, что не соответствует действительности.

Предложено технологическую эффективность ГТМ в нагнетательных скважинах определять исходя из динамики основных показателей разработки, т.е. путем построения кривых вытеснения нефти водой в координатах логарифм накопленной жидкости (ось абцисс) - накопленная добыча нефти (ось ординат).

По данным динамики основных показателей разработки участка определяются: объем закачиваемой воды по участку за последний календарный год, предшествующий выполнению мероприятий по освоению (восстановлению) и увеличению приемистости нагнетательной скважины (скважин) С)з,, и за последующий календарный год, в котором проявляется эффект от проведенных мероприятий <3з,ч: объем добытой жидкости по участку за указанные годы соответственно и С>ж|+1.

По полученным данным рассчитываются величины прироста закачиваемой воды ДС>зм=(2з1+1-С^ и добычи жидкости ДС>жм=СЪкм-(2ж,. Затем строится характеристика вытеснения нефти водой в координатах "величины суммарной добычи нефти - логарифм величины суммарно добытой жидкости, полученной в течение (¡+1) года за счет увеличения добычи жидкости в объеме ДС)Ж;+, (Рис.2).

Рис.2

Качественно эффекшипосп. мероприятий оценивается изменением угла наклона характеристики иьпеспепия: эффективные - отклонением характеристики к оси отбора нефти (/.i;m < tgai), неэффективные - к оси отбора жидкости (/,l,'«i > i^tti) • Для количественной оценки эффективности мероприятия кривая вьиеснеппя жараполируется на последующий период разработки участка. Точка А характеризует возможную добычу нефти при существующем режиме экеилу.пацни скважин без проведения мероприятий по увеличению приёмистеш нагнетательной скважины. Величина AQh,m определяется как разноси, и величинах фактической и возможной добычи нефти по участку.

Согласно принят им условиям, увеличение добычи жидкости достигнуто за счёт прироста количесша закачиваемой воды в нагнетательной скважине (скважинах). Полому удельная эффективность закачивания дополнительного количества воды на участке Дцз в (¡+1) году может быть определена in соот ношения:

А(.>1 г,.,

Дф =

AOi,,i

Добывающие скважины выбранного участка отличаются величинами дебита жидкости, нефти, обводнённоечыо добываемой продукции. Поэтому при использовании пп игральной характеристики вытеснения по участку ее интерпретация может бым. ошибочной. Для получения наиболее полной информации о paooie укнчка прогноз эффективности проведенного мероприятия необходимо upon нтднть по каждой скважине участка в отдельности и общий эффект определять как сумму эффекта по каждой скважине участка.

По описанной методике определяются технологический эффект мероприятий по увеличению прпемпстстп нагнетательных скважин и в случае превышения продолжиlejii.iuK in эффекта одного календарного года. При этом величина дополнительною количества закачанной воды, прироста добычи жидкости и дополни 1елиюй добычи нефти определяются исходя из фактического времени райи и нагнетательной скважины с повышенной приёмистостью.

При проведении и течение рассматриваемого периода нескольких мероприятий но увеличению приемистости нагнетательной скважины (скважин) в пределах участка оценка эффекта каждого мероприятия в каждой отдельной скважине производи ия по величине удельной эффективности дополнительного количества закачанной воды, полученного за счет данного мероприятия в данной екпа^ине.

На конкретных примерах нашегательных скважин Арланского месторождения показана возможное и, использования предложенной методики для определения технологической эффективности соляно-кислотных 'обработок и увеличения давления иатетания воды. Показано, что выбор метода воздействия на прнзабрйную зону заводняемых пластов должен .' ' ' in

производиться на основании данных предварительных исследований нагнетательных скважин и прежде всего - характера распределения закачиваемой воды по толщине заводняемого пласта.

В четвертом разделе проведено обобщение существующих технологий ремонтно-изоляшюнных и ремонтно-восстановительных работ по оздоровлению фонда скважин.

Вопросам разработки теории и практики проведения ремонтно-изоляционных и ремонтно-восстановительных работ посвящены труды Блажевича В.А., Булатова А.И., Габдуллина Р.Г., Галлямова М.Н., Горбунова А.Т., Кравченко И.И., Муслимова Р.Х., Рахимкулова Р.Ш., Рябоконя С.А., Стрижнева В.А., Сыртланова А.Ш.. Уметбаева В.Г.. Умрихиной E.H., Шумилова В.А., Юмадилова А.Ю., Юсупова И.Г. и др.

Накопленный опыт проведения РИР позволил совершенствовать технологию за счет применения новых тампонирующих материалов. Большое значение придавалось лабораторным исследованиям изоляционных материалов. Только после всестороннего изучения в лабораторных условиях новые изоляционные материалы испытывались в скважинах в конкретных геологических условиях.

Основанием необходимости проведения КРС являются данные исследований технического состояния скважин, отклонения в величинах дебита нефти и содержания воды в продукции нефтяной скважины, давления нагнетания и приемистости в нагнетательной скважине. Капитальный ремонт включает в себя 13 видов работ, одними из основных являются ремонтно-изоляционные (отключение пластов и их обводненных интервалов) и ре-монтно-восстановительные работы (исправление негерметичности цементного кольца, эксплуатационной колонны и наращивание цементного кольца). Различают селективные и неселективные методы изоляции притока воды в нефтяные скважины. На практике наибольшее применение находят селективные методы, основанные на образовании осадка при смешении изоляционного материала с пластовой водой, и неселективные методы, основанные на закачивании в обводненный пласт неселективного изоляционного материала по схеме селективной изоляции, то есть по всей перфорированной толщине обводненного пласта. При проведении селективных методов в различных нефтедобывающих районах для ограничения притока воды чаще всего находят применение около двух десятков химических реагентов. На промыслах Башкортостана в различные периоды и в различных масштабах применялись гипан, ГФС, ПАВ, ВУС и пены. Для неселективных методов ограничения притока воды находили применение синтетические смолы ТСД-9 и в меньшей степени смолы ГТМ-3.

Исходя из проведенного анализа предлагается применять для целей ограничения притока воды в нефтяные скважины только ВУС, ГФС и от-верждаемые в полном объеме неселективные тампонажные составы. Причиной резкого сокращения. перечня\хцмических реагентов является нетех- • нологичность применения многих тампонажных составов на их основе ■ (МАК-ДЭА, Метас, Комета,-НСКС, ÄKOP, продукт 119-214), отсутствие

"*. ii'.v

производства (смолы 1ТМ-3.1 СД-1>,|\ИП-Д), невозможность самостоятельного (без закрепления цемешом) применения (гипан, ПАА), низкая эффективность, связанная с .характером и степенью обводнения продуктивных пластов (ИЦР, непоцемеитные растворы).

Для ремонтио-восстаповиимп.иых и ликвидационных работ в интервале залегания пресноводного комплекса из рассмотренных в диссертационной работе тамнонажных сискитн могут применяться только пеноце-ментные растворы или гелсобразующне составы на основе водных растворов ПАА или КМЦ в качестпе добавки в обычные цементные растворы. Для этих целей в интервале сакмаро лртинских отложений и ниже могут применяться пшан, ГФС, ПАА и жидкое стекло с алюмохлоридом для предварительного тамионпроилпия с целью снижения интенсивности поглощения. Для опопочеиия обводненных верхних пластов и герметизации нарушений эксплуатационных колонн предпочтительно применение лег-кофильтрующихся отверждаемы.ч и полном объеме тампонажных составов и цементных расгноров с расширяющими добавками, то есть методов тампонирования. Для указанных целей 11,1 промыслах АНК "Башнефть" могут также применяться накеры (временно), замена дефектных труб, докрепле-ние резьбовых соединений пук-.м допорота. Применение пластырей, летучек и спуск дополнительных килпип менее предпочтительно из-за потери диаметра, недостаточной эффекпиинчтн (пластыря - из-за низкого качества металла и изготовления тфр, оилчетвия герметизирующих покрытий), сложности технологии и необходимости предварительного наращивания или укрепления цементного кольца за первичной эксплуатационной колонной (летучка, дополни 1ельпая кононна).

Ремонтио-посстаиошпелми.к' работы по устранению негерметичности эксплуатационной колонны и намащиванию цементного кольца за ней являются взаимно обусловливаемыми видами с точки зрения технологии их осуществления: нарушение жтчуатационной колонны может выполнять роль спецотверстнй при наращивании цементного кольца, перед работами но устранению шторма пчности эксплуатационной колонны должна быть поставлена цел/. - одиоиременного наращивания цементного кольца.

На основании ашиппа фам ических данных приводятся основные причины некачественного цемен 11101 о кольца. Это наличие глинистой корки на стенках скважин, нонытеспеппо! о глинистого раствора в заколонном пространстве при первичном цели-жировании и воздействия различных агрессивных сред и динамических пшрузок в процессе эксплуатации скважин.

В процессе проведения рем«нино-восстановительных работ по исправлению негерметичносш цементного кольца (перетока) оказывают существенное влияние следующие факторы:

-направление перетока;

-местонахождение ис точника перетока (обводнёния);

-расстояние между обводненным перфорированным пластом и источником перетока (обводнения):

-приемистость дефекта цементного кольца;

-планируемая депрессия на эксплуатируемый продуктивный пласг после проведения РВР.

I? пятом разделе приводятся результаты капитального ремонта скважин, направленного на охрану недр за последние 5 лет. В целом по АНК "Башнефть" эти объемы работ неуклонно возрастают, только на 1996 год было запланировано провести на 1255 скважинах КРС по экологическим причинам: в том числе РИР на 350 скважинах, ликвидацию 230 скважин, и в 540 скважинах планировалось провести исследование на предмет соответствия их технического состояния экологическим требованиям.

В НГДУ "Аксаковнефть" за последние пять лет ликвидировано 210 скважин, проведены РИР и РВР на 75 скважинах. При этом относительно небольшой объём работ выполнен по изоляции пластов, в пяти скважинах проведено отключение верхнего пласта, представленного песчаником, успешность достигнута в четырех скважинах, а на одной (147 Сат.) после неуспешной попытки залить смоляным раствором отключение верхнего пласта было произведено двумя пакерами. после чего было произведено опробование пласта 01У и получен приток минерализованной воды удельного веса 1.128 г/см-"'. Следовательно, изоляционные работы в пласте 0| можно признать успешными, а опробование пласта не дало положительного результата по причине очень близкого ВНК. Примером более успешной операции по изоляции верхнего пласта может служить скважина N303 Са-таевского месторождения, в которой в августе 1993 года произвели отключение пласта 0( цементной заливкой (4 м3 цементного раствора на дестил-лерной жидкости с добавлением 4 % пластификатора НРС). После вскрытия п освоения пласта получен неплохой результат: дебит скважин составляет 2.2 т/сут при 46 % обводнённости.

Ещё более успешно проведена операция по переходу на пласт 0|\ в скважине N243 Сатаевского месторождения, осуществленная в октябре 1993 года. После проведения исследовательских работ и подтверждения нефтенасыщенности пласта 0|\- произвели отключение пласта 0| трехкратной заливкой при давлении 5.0-8.0 МПа. Тампонажный материал составил 0,5м3 ЛСТ+5.65 м3 КФЖ+ 4.25 м3 алюмохлорида. Для надежности провели еще одну заливку . так как при опрессовке давление снижалось на 1 МПа за 30 минут: закачали 1.5 м3 смолы КФЖ при давлении 8 МПа. Далее перфорировали пласт 0|\-, освоили компрессором в течение 19 часов и получили 41 м3 жидкости из которых 12 м3 нефти. Дебит скважины составил 17,8 т/сут при обводнённости продукции 22,7 %. Текущий дебит составляет 21.4 т/сут, обводнённость выросла'до 74,8 %.

С целью совершенствования технологи!! ремонтно-восстановительных работ предложены тампонажные составы и технологические схемы их использования. которые успешно опробованы в 1990 году в условиях Шка-иовского месторождения. Разработанные составы по назначению делятся-.

на 2 группы : для ликвидации и снижения пп генснвности поглощении и для наращивания цементного кольца.

Для изоляционных работ в интервале пресноводных горизонтов рекомендованы реагенты, относящиеся к четертому или менее токсичным классам по ГОСТ 12.1.007-76 С'С'ЬТ. С целыо ликвидации поглощений предложены гелеобразующие сосзаим (ГО(') на основе низкоконцентрированных водных растворов ПАЛ или КМЦ. ГОС обладают качествами, позволяющими рекомендовать их для ликвидации поглощений. К таким качествам относятся: низкий расход реагешоп (ПАА и КМЦ соответственно до 1 и 3 %) и относительно невысокая иена гампонажного материала; возможность достижения малых сроков телеобразования при низких (положительных) температурах ; быирое увеличение вязкости до достижения нетекучего состояния и образования плотного геля или резиноподоб-ной массы ; возможность непрерывно! о приготовления в процессе нагнетания в скважину в промысловых условиях Технологичность).

С целыо наращивания цемешнот кольца рекомендованы облегченный аэрированный цементный раствор (пепоцемент) с добавкой керогена, а также полимерные составы "Ремонт" па основе карбомидной смолы плотностью 1.2-1.4 г/см\ В рабою приведены примеры проведения ре-монтно-восстаиовительпых раГкп на скважинах N20 и N17 Шкаповского месторождения. На первой из них Гнила использована предложенная технология с использованием ГОС. при этом ¡а 4 операции тампонирования через 2 интервала перфорации цемент нос кольцо за кондуктором было поднято на высоту 250 м, а средний расход цемента составил 0,14 т/м. Аналогичные работы проведены на скважине N17 без применения ГОС, при этом за 15 операции тампонирования цементное кольцо за кондуктором нарастили на высоту 341 м, а средний расход цемента составил 0,42 т/м.

Изучение зависимости успешности юхнологий РВР от литолого-стратиграфического разреза скважины показало, что наиболее сложным интервалом для наращивания цемешнот кольца является интервал кун-гурского яруса ( 300-600 м ), представленною доломитами, пористыми ангидритами. гипсами с прослоями доломитов и каменной солью. При проведении изоляционных работ в шпервалах отложений кунгурского яруса расход цемента в скважине N 17 составил 1.(> т/м за 7 операций тампонирования.

Применение более совершенной технологии снизило в среднем в 3 раза расход цемента и 2.4 раза число операций. 11ри этом достигнуто снижение стоимости РВР в 2,7 раза по сравнению с общепринятой технологией.

Шкаповское месторождение отличается наиболее сложными (аномальными) геолого-тсхничсскпмп условиями, которые значительно осложняют процесс ликвидации скважин. Они обусловлены отсутствием цементирования кондуктора, его иегермспинюстью в одном или нескольких интервалах, отсутствием верхней част кондуктора, катастрофическим поглощением жидкости н интервалах залегания отложений уфимского, казанского ярусов и четвертичных оиюжепий. большими диаметрами (299-

и

324 мм) и глубиной спуска кондуктора (до 500 м и более), не позволяющими его извлекать с глубины раздела кунгурского и уфимского ярусов, низ-кон температурой в интервале спуска кондуктора (5-1 ОС0) не обеспечивающей формирования цементного камня с продолжительным сроком схватывания.

Поэтому основное внимание было уделено совершенствованию технологии ликвидации осложненных скважин. В процессе проведения ликвидационных работ уточнялись области эффективного применения различных, разработанных в БашНИПИнефть. рецептур тампонажных растворов и технологических схем их закачивания, разрабатывались и внедрялись новые технологические решения в конкретных условиях ликвидации скважин Шкаповского месторождения.

При этом серьезное внимание уделялось извлечению эксплуатационных колонн. В отдельные периоды успешность извлечения колонн достигала 92 %. средняя глубина их извлечения 520 м. Этому способствовало удачное внедрение в практику ликвидационных работ вырезающего устройства. обеспечивающего резку колонны по всему периметру и исключающего деформацию нижней части извлекаемой колонны. Повышению успешности извлечения эксплуатационных колонн способствовал более обоснованный выбор глубины резки как по данным исследований прнхватоопреде-лителем. так и исходя из последующего уменьшения объёмов изоляционных работ (за счёт объединённого моста). В работе приведены примеры успешного извлечения кондуктора (скв.129.566), что упростило задачу ликвидационных работ установкой цементного моста в открытом стволе в интервале залегания свит А и В.

В процессе проведения ликвидационных работ в ряде скважин Шкаповского месторождения было установлено отсутствие верхней части кондуктора (скв.556,597.606 и др.). что объясняется извлечением ее в процессе строительства скважин в целях экономии металла, что в последствии обернулось значительно большими потерями. В работе приводятся примеры проведения ликвидационных работ в скважине N556.

За 5 лет ликвидировано 90 скважин Шкаповского месторождения, при этом расход цемента на ликвидацию одной скважины уменьшился с 89 т в 1991 году до 50.2 т в 1995 году или в 1.8 раза. За этот же период продолжительность ликвидации скважин сократилась с 1113 час. до 727 час. или в 1.5 раза.

Анализ успешности проводимых в настоящее время ремонтно-восстановительных, ремонтно-изоляционных и ликвидационных работ показывает, что их технологии обуславливаются конкретными условиями разработки месторождений и эксплуатации скважин, основными из которых являются гидродинамическая и температурная обстановка и фактическое геолого-техническое состояние скважины в период проведения этих работ. Отсутствие положительного результата по отдельным операциям,

как правило, объясняется недрстаточной осведомленностью по техниче-

• - i »

' • ' *

скому состоянию скважины или отсутствием необходимых материалов высокого качества.

Поэтому главным направлением совершенствования технологий РВР является ее оптимизация на базе максимально возможного изучения гидродинамической и температурной обстановки пластов, а также уточнения геолого-технического состояния скважины. В работе предлагается создать единый программно-технологический комплекс с применением ПЭВМ, который будет функционировать на базе ни 1егрированного банка данных всех скважин АНК "Башнсфть". На первом этапе требуется создание рабочей базы данных для каждого НГДУ путем ввода исходных параметров каждой скважины из архивов. Второй этап будет программно связан с рабочей базой каждого НГДУ в рамках общей для всех филиалов АНК задачи формирования интегрированного балка технологических операций. Выводы:

1.Показано, что одним из важных факторов, определяющих состояние экологии нефтедобывающих районов, является регулярный контроль за состоянием пресноводного комплекса и проведение эффективных ремонт-но-изоляционных, ре.монтно-восстанови 1ельных и ликвидационных работ на осложнённом фонде скважин, составляющем на старых месторождениях до 65%.

2.На примере скважин Шкаповскою месторождения показано, что: -для оценки геолого-технпческого состояния скважины наибольшее

эффективное применение находят метод ВЧТ отдельно, ВЧТ в комплексе с РГД и метод АКЦ и СГДТ;

-для ограничения притока воды в нефтяные скважины-отверждаемые в полном объёме неселективпые тампонажпые составы (смолы ТСД-9; КФ-Ж; ЛСТ). а также ВУС и ГФС;

-для РВР (наращивание цементного кольца) и ликвидационных работ в интервале залегания пресноводного комплекса - ГОС на основе ПАА или КМЦ и пеноцементные растворы, в интервале сакмаро-артинского яруса -гнпан, ГФС, ПАА и жидкое стекло с алюмохлоридом;

-для отключения обводнённых верхних пластов и герметизации нарушений эксплуатационных колонн меюдами тампонирования - легко-филь трующиеся отверждаемые в полном объёме тампонажные составы и цементные растворы с расширяющими добавками; для указанных целей из технических средств - пакеры, замена дефектных труб, докрепление резьбовых соединений.

З.Установлено, что основными причинами разрушения призабойной зоны пластов в нагнетательных скважинах Арланского месторождения являются особенности его геологического строения. Инициатором этого процесса являются трещины, образующиеся в пластах в процессе нагнетания воды. На характер разрушения оказывают влияние методы обработки призабойной зоны пластов. Опытно-технологическими работами показана г .принципиальная возможность крепления призабойной зоны пластов в на-

нетательных скважинах Арланского месторождения и восстановление их 1аботоспособности.

4.Предложена методика оценки технологической эффективности ТМ в нагнетательных скважинах исходя из динамики основных показатели разработки участка пласта. Для уточнения расхода закачиваемой в на-негательную скважину воды предлагается использовать устьевые дпстан-цюнные расходомеры устанавливаемые в арматуру скважины.

5.Для совершенствования технологий ремонтно-восстановительных >абот предложено использование программно-технологического комплекту разработанного в НГДУ "Аксаковнефть". на базе геолого-1ромысловых данных по всем осложнённым скважинам за весь период их 1ксплуатации.

6.Внедрение результатов проведённых промысловых исследований в фактику РИР, РВР и ликвидационных работ в наиболее осложнённых жважинах Шкаповского месторождения обеспечило положительную ди-шмику сохранения пресноводного комплекса, сокращение основного там-юнажного материала - цемента и продолжительности ремонтных работ в :реднем в 2 раза. Экономический эффект от внедрения результатов разработок только за последние 2 года (1995-1996) составил 1063 млн.рублей.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1.Мерзляков В.Ф. Результаты комплексного воздействия на участок тласта с неньютоновской нефтью. Тезисы докладов на конференции молотых учёных и специалистов. МНП г. Пермь, 1976.

2.Влияние внутрипластового горения на свойства продукции скважин Лшитского опытного участка./Тр. ВНИИСПТнефть, 1983, с43-49. Бриль Ц.М., Фаттахова Р.Ш., Рашнтова P.A., Мерзляков В.Ф.

3.Мерзляков В.Ф., Стрижнев В.А. Определение приемистости нагнетательных скважин питающихся из одного водовода. РНТС.Сер."Нефтепромысловое дело" -МНИИОЭНГ -1983 г-Вып.11 -с 11-13.

4.Блажевич В.А., Стрижнев В.А., Мерзляков В.Ф. Условия разрушения призабойной зоны заводняемых пластов в нагнетательных скважинах Тр.Баш-НИПИнефть -1984 -Вып 70.с 94-104.

5.Блажевич В.А., Стрижнев В.А., Мерзляков В.Ф. Оценка эффективности мероприятий по увеличению приемистости нагнетательных сква-жин.Тр.Баш-НИПИнефть-1984-Вып.66- с 211-223

6.Опыт регулирования разработки нефтяных пластов с целью увеличения нефтеотдачи ЦП НТО НиГП им.Губкина -1986 г Ярославов Б.Р., Фазлутдинов К.С., Лиходед И.А., Мерзляков В.Ф.

7.Ликвидация поглощений и восстановление крепи в скважинах месторождений Башкирии. Нефтяное хозяйство 1992, №1 с34-36. Усов C.B., Гень О.П., Мерзляков В.Ф. и др.

J

8.Капитальный ремонт как- среде!по экологического оздоровления фонда скважин. Уфа БашМППИпсфм. ЛПК Башнефть 1995 г- 251с Умет-баев В.Г., Мерзляков В.Ф.

9.СТО 03-40-95 Обсадные колонны при ликвидации сква-жин.Технология извлечения. Уфа АПК Башнефть 1995 - 7 с Мерзляков В.Ф.,Уметбаев В.Г., Волочком U.C., Апшнин Л.С.

Ю.Технология ликвидации скважин с аномальными геолого-техническими условиями эксплуатации. I Кфтяное хоз-во -1996, N2- с 17-19 Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф., Волочкои I I.C., Попов A.M.

Сонска! ель :

В.Ф. Мерзляков