Разработка технологических основ и совершенствование ремонтов газовых скважин в сложных климатических и геокриологических условиях крайнего севера

УДК 622.279.7

На правах рукописи

КУСТЫШЕВ АЛЕКСАНДР ВАСИЛЬЕВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОСНОВ И

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РЕМОНТОВ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

В СЛОЖНЫХ КЛИМАТИЧЕСКИХ И ГЕОКРИОЛОГИЧЕСКИХ

УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА

Специальности:

25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений; 05.26.03 – Пожарная и промышленная безопасность (нефтегазовый комплекс)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Уфа 2008

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете

(ТюмГНГУ)

Научный консультант	доктор технических наук, профессор Зозуля Григорий Павлович
Официальные оппоненты:	доктор физико-математических наук, профессор Федоров Константин Михайлович
	доктор технических наук, профессор Котенев Юрий Алексеевич
	доктор технических наук Абдуллин Рафиль Сайфуллович
Ведущее предприятие	ОАО «Сибирский научно-аналитический центр» (СибНАЦ)

Защита диссертации состоится 18 июля 2008 года в 1000 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 18 июня 2008 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

кандидат технических наук Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция является основным нефтегазодобывающим регионом России, в котором интенсивно эксплуатируются крупнейшие в мире газовые и газоконденсатные месторождения (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Вынгапуровское, Комсомольское, Ямсовейское, Юбилейное, Юрхаровское и др.) и единственное в Западной Сибири Пунгинское подземное хранилище газа (ПХГ). В настоящее время начато освоение Бованенковского и Харасавэйского месторождений полуострова Ямал. Действующий фонд скважин на месторождениях составляет около 4,5 тыс. единиц, более трети из которых требуют текущего или капитального ремонта.

Обеспечение длительной эксплуатации скважин в суровых климатических условиях с наличием в разрезах мерзлых пород (МП) и зон аномальных пластовых давлений (пониженных – АНПД или повышенных АВПД) требует качественного ремонта при обязательном соблюдении промышленной, противофонтанной и пожарной безопасности.

За последние годы заметно изменился спектр проводимых на месторождениях Крайнего Севера ремонтов. Появились новые виды ремонта скважин, выполняемые с использованием канатной техники и колтюбинговых установок. В 2,0…2,5 раза увеличилась доля сложных капитальных ремонтов скважин (КРС), возросла их продолжительность, снизилась результативность и увеличилась степень опасности проводимых ремонтов. За последние годы эксплуатации на газовых и газоконденсатных месторождениях зафиксировано более 40 открытых газовых фонтанов и пожаров, которые создали реальную угрозу безопасности жизни и здоровью обслуживающего персонала и населения, нанесли непоправимый ущерб окружающей среде.

В изменившихся условиях эффективность существующих нормативных документов, таких как Единые правила ведения ремонтных работ и Классификатор ремонтных работ, снижается. Требуется ввести новые технологии и технологические приемы, учитывающие специфические особенности эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений в условиях Крайнего Севера.

Постоянное совершенствование и внедрение передовых технологий при строительстве, эксплуатации и ремонте газовых скважин обуславливают необходимость правильного и оптимального выбора технологии КРС и применяемых технических средств. Для этого при участии автора создана База данных КРС Газпрома, которая регулярно пополняется новыми данными. Эффективность технологий ремонта следует рассматривать с учетом требований промышленной и пожарной безопасности, являющихся ключевыми при предотвращении экологических катастроф. Поэтому продолжает оставаться актуальным поиск новых комплексных (технологических, технических, фонтанобезопасных) решений и технологий, снижающих затраты и повышающих эффективность и пожарную безопасность технологических процессов при ремонте газовых скважин. Актуальность рассматриваемых проблем не вызывает сомнений.

Целью работы является разработка новых технологий и технических средств для эффективного ремонта газовых скважин в сложных климатических условиях Крайнего Севера с соблюдением требований охраны недр и окружающей природной среды.

Для достижения поставленной цели сформулированы следующие основные задачи.

1. Обобщение и анализ применяемых технологий ремонта газовых скважин в условиях Крайнего Севера с выделением доли сложных ремонтов в общем количестве КРС.

2. Разработка технологических основ сложных ремонтов газовых скважин в условиях Крайнего Севера.

3. Разработка новых технологий для повышения эффективности сложных ремонтов скважин с использованием обычных (классических) подъемных агрегатов (ППА) и современных колтюбинговых установок.

4. Разработка технологий фонтаноопасных сложных ремонтов скважин в условиях возможных газопроявлений или открытых фонтанов и пожаров.

5. Разработка новых составов технологических растворов для повышения эффективности сложных ремонтов газовых скважин.

6. Разработка новых технических средств для проведения сложных ремонтов газовых скважин.

7. Промысловые испытания предложенных технологий и технических средств для ремонта газовых скважин в условиях Крайнего Севера, оценка эффективности их внедрения в производство.

Методы решения поставленных задач основаны на анализе и обобщении имеющихся теоретических, экспериментальных и промысловых данных по рассматриваемым проблемам и на результатах собственных аналитических, лабораторных, стендовых и промысловых исследований с использованием современных установок и математических методов.

Научная новизна

1. На основании теоретических, экспериментальных и промысловых данных получены новые закономерности динамики ремонтов газовых скважин, позволяющие прогнозировать количество и виды капитального ремонта скважин на действующих и новых месторождениях.

2. На основании обобщения статистических данных и анализа капитального ремонта скважин, теоретических исследований и опыта ремонтных работ в суровых климатических условиях предложена новая классификация, включающая сложные ремонты газовых скважин и учитывающая специфические особенности эксплуатации месторождений природного газа на поздней стадии разработки.

3. Разработан комплекс новых технологий сложных ремонтов газовых скважин с применением традиционных подъемных агрегатов и современных колтюбинговых установок.

4. На основании экспериментальных исследований разработаны новые составы технологических растворов и технические средства, позволяющие повышать успешность сложных ремонтов газовых скважин и предотвращать ухудшение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора.

Основные защищаемые положения

1. Технологические основы сложных ремонтов газовых скважин, базирующиеся на использовании традиционной техники и современных колтюбинговых установок.

2. Технологии фонтаноопасных сложных ремонтов газовых скважин, осуществляемые с минимизацией возможности возникновения открытого фонтана и пожара.

3. Новые технические средства для реализации сложных ремонтов газовых скважин.

Практическая ценность работы

1. Предложена классификация сложных капитальных ремонтов газовых скважин, которая в сочетании с предложенной нормативной базой руководящих документов позволяет осуществлять комплексный подход к ремонтам газовых скважин, обеспечивая оперативный поиск оптимальной для заданных условий технологии, ускоряющей вывод скважин из бездействия и увеличивающей межремонтный период работы скважин.

2. Экспериментально обоснован комплексный подход к ремонту газовых скважин на завершающей стадии разработки месторождений, включающий в каждый ремонт скважин следующие технологические операции: глушение скважины, промывку песчаной пробки, изоляцию притока пластовых вод, закрепление пород призабойной зоны пласта (ПЗП), устранение негерметичности эксплуатационной колонны и цементного камня за колонной, вызов притока из пласта.

3. Разработаны новые технологии глушения скважин и блокирования пластов (заявка РФ № 2006116117

1), изоляции притоков пластовых вод и закрепления ПЗП (патент РФ № 2231630), устранения негерметичности цементного камня за колонной (заявка РФ № 2007100858*) и вызова притока (патенты РФ
№ 2109934 и № 2220280), которые позволяют проводить технологически сложные ремонты газовых скважин, сокращая их продолжительность на 25 % и повышая успешность на 10…15 %.

4. Разработаны технологии консервации газовых скважин (патенты РФ
№ 2231630, № 2301880 и патент РФ № 35816 на полезную модель), которые обеспечивают надежность проведения ремонта и освоения скважин после консервации. Предложены новые технологии ликвидации газовых скважин (патенты РФ
№ 2222687, № 2225500, № 2305754), которые обеспечивают надежность изоляции продуктивного пласта в условиях наличия МП и соблюдения мероприятий по охране недр и окружающей природной среды.

5. Разработаны новые технологии глушения и блокирования пласта с помощью колтюбинговой техники (заявки РФ № 2006122803*, № 2006122773*,
№ 2006122789*, № 2006123985*), изоляции притока пластовых вод (патенты РФ № 2235852, № 2244115) и вызова притока (патенты РФ № 2215137, № 2235868), которые позволяют успешно проводить технически сложные ремонты газовых скважин, сокращая их продолжительность на 50 % и обеспечивая сохранение ФЕС пласта.

6. Разработаны новые технологии предотвращения газопроявлений и ликвидации открытых газовых фонтанов (патенты РФ № 2231627, № 2261982), которые позволяют проводить фонтаноопасные сложные ремонты газовых скважин за счет применения различных устройств и механизмов для предотвращения их фонтанирования, обеспечивая охрану недр и окружающей природной среды.

7. Разработаны новые составы технологических растворов (патенты РФ
№ 2136717, № 2167275, № 2187529, № 2213762, № 2211306, № 2309177), применение которых позволяет осуществлять сложные ремонты газовых скважин, снижая загрязнение ПЗП на 10 % и сохраняя их продуктивную характеристику.

8. Разработаны новые устройства и технические средства (патенты РФ
№ 1348503, № 1724853, № 2105127, № 2105863, № 2111336, № 2112862,
№ 2167264, № 2194840, № 2209295, № 2254440, № 2266386), которые позволяют увеличить межремонтный период работы скважин на 10…20 %, повысить надежность и безотказность их ремонта с обеспечением противофонтанной и пожарной безопасности.

9. Разработаны и применены новые типы пакеров ПССМ, ПССГ, ПССГИ, для которых обоснован межремонтный период 20 лет. Доказана возможность увеличения срока службы забойного клапана-отсекателя в 6 раз, а межремонтного периода до трех лет, что позволяет применить его при консервации газовых скважин.

10. Результаты выполненных исследований явились основой для разработки 119 руководящих документов, технологических регламентов, инструкций, технических правил, отраслевых стандартов и стандартов организаций, использующихся при строительстве, эксплуатации, ремонте, консервации, расконсервации и ликвидации газовых скважин, а также применяемых в проектах на строительство, капитальный ремонт, консервацию, расконсервацию и ликвидацию скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на Региональном геолого-техническом совещании департамента по нефтяным, газовым и минеральным ресурсам ХМАО «Интенсификация притоков углеводородов из поисковых и разведочных скважин» (г. Тюмень, 2001 г.); Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе»
(г. Тюмень, 2001 г.); научно-технической конференции «Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки», посвященной 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко (г. Тюмень, 2002 г.); конференции «Повышение эффективности работы нефтегазодобывающего комплекса Ямала путем применения прогрессивных технологий и совершенствования транспортного обслуживания» (г. Салехард, 2002 г.); Международной научно-технической конференции «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе», посвященной
40-летию Тюменского нефтегазового университета (г. Тюмень, 2003 г.); Всероссийской научно-технической конференции «Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин» (г. Краснодар, 2003 г.); отраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития нефтяной промышленности (бурение скважин, добыча нефти и газа, экономика)» (г. Тюмень, 2003 г.); научно-практической конференции «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов» в рамках VI Конгресса нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 2005 г.); региональной научно-практической конференции «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири», посвященной
5-летию образования Института нефти и газа (г. Тюмень, 2005 г.); III Российской межвузовской научно-практической конференции «Методы компьютерного проектирования и расчета нефтяного и газового оборудования» с международным участием, посвященной 50-летию образования ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2006 г.); Межрегиональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири», посвященной 50-летию ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2006 г.); XIV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири» (г. Тюмень, 2006 г.); Международной конференции по колтюбингу (г. Тюмень, 2007 г.); научно-технических советах ОАО «Газпром» (2000-2007 гг.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 246 печатных работ, в том числе 6 монографий, 10 научно-технических обзоров, 118 статей и тезисов докладов, получен 61 патент РФ на изобретения и полезные модели, разработано 119 руководящих документов (инструкций, технологических регламентов, технических правил, отраслевых стандартов) и 3 учебных пособия.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, семи разделов, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 257 наименований, и 2 приложений. Изложена на 310 страницах машинописного текста и содержит 57 рисунков, 24 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи работы, показаны ее научная новизна и практическая ценность, а также личный вклад автора.

Исследованиям в области эксплуатации и ремонта скважин, а также вопросам промышленной, противофонтанной и пожарной безопасности посвящены работы многих отечественных и зарубежных исследователей. Среди них В.Е. Андреев, Х.А. Асфандияров, А.Д. Амиров, А.А. Ахметов, Ю.М. Басарыгин, Ю.Е. Батурин, А.И. Булатов, О.А. Блохин, С.М. Вайншток, Р.А. Гасумов, М.Г. Гейхман, Л.М. Грудзилович, Г.М. Гульянц, О.М. Ермилов, Ю.В. Зайцев, Г.П. Зозуля, А.Г. Калинин, В.Г. Карамышев, К.А. Карапетов, И.И. Клещенко, Ю.П. Коротаев, Ю.С. Кузнецов, А.Н. Лапердин, В.Н. Маслов, Р.И. Медведский, А.Г. Молчанов, А.С. Повзик, Р.М. Тагиев, К.М. Тагиров, А.П. Телков, Р.А. Тенн, В.С. Смирнов, Л.У. Чабаев, В.И. Чернобровкин, В.Ж. Аренс, К. Дели, H.P. Besner, G.R. Gray, W. Hurst, M. Muskat, E. Tomas, R.D. Wickoff и др.

В первом разделе диссертации анализируется опыт работ по КРС на месторождениях Крайнего Севера, в частности Медвежьем, Уренгойском, Вынгапуровском и Ямбургском. Приводится динамика ведения ремонтных работ с начала разработки месторождений в зависимости от падения пластового давления, увеличения отборов газа из залежей, темпов обводненности газовых скважин и разрушения ПЗП.

Анализ технологий ремонтных работ на месторождениях севера Западной Сибири показал, что на первом этапе разработки месторождения (первые пять лет) основные ремонтные работы технологически надежно освоены и связаны с установкой эксплуатационных пакеров, освоением скважин, ревизией забойных клапанов-отсекателей, заменой негерметичных задвижек устьевого оборудования, ликвидацией межколонных газопроявлений.

В следующие пять лет разработки месторождений накапливается опыт по установке эксплуатационных пакеров, освоению скважин, ликвидации межколонных газопроявлений, появляется необходимость проведения работ по замене негерметичных пакеров, ликвидации песчаных и гидратных пробок, интенсификации притока газа.

В последующие 10 лет, в связи с падением пластового давления и для снижения потерь давления по стволу скважины, начинается извлечение забойных клапанов-отсекателей, а позднее эксплуатационных пакеров. Все это направлено на поддержание проектных уровней добычи газа. В заданный период закономерно возрастают объемы поступающих в газовую залежь пластовых (подошвенных) вод. Увеличиваются объемы водоизоляционных работ и работ по закреплению ПЗП противопесочными фильтрами и с помощью химических методов. Начинаются работы по расконсервации разведочных скважин с целью вовлечения их в разработку, а также продолжаются работы по промывке песчаных пробок, интенсификации притока и замене фонтанных арматур (ФА). Следует отметить, что за этот период наблюдается увеличение количества аварийно-восстановительных работ, связанных с обрывом выработавших свой ресурс труб и подземного оборудования.

В следующие 10 лет на первый план выходят проблемы по изоляции притока пластовых вод, извлечению оставшихся в газовых скважинах эксплуатационных пакеров, интенсификации притока углеводородов.

На завершающей стадии разработки месторождения продолжаются работы по изоляции притока вод, промывке песчаных пробок, интенсификации притока и ликвидации скважин. Возрастает доля ремонтов, связанных с физическим износом задвижек ФА, а также с коррозионным износом эксплуатационных колонн в условиях превышения горного давления над забойным.

Применение метода регрессионного анализа с построением линий тренда позволяет графически отразить динамику основных видов КРС. На рисунках 1-3 показана динамика КРС на примере Медвежьего месторождения.

Рисунок 1 – Количество ремонтов газовых скважин по установке
и извлечению пакеров по годам разработки
Медвежьего месторождения