Автор работы: Пользователь скрыл имя, 29 Июля 2013 в 12:10, автореферат
Актуальность темы. Эксплуатация скважины в высокоагрессивных условиях увеличивает количество случаев негерметичности элементов подземного и устьевого оборудования, что приводит к миграции пластового флюида по затрубному пространству, его концентрации в приустьевой части. Как следствие, это приводит к повышенному коррозионному воздействию на эксплуатационную и техническую колонны, насосно-компрессорные трубы, уплотнительные элементы устьевого оборудования и возможному перетоку газа с агрессивными компонентами из затрубного в межколонное пространство. Вышеперечисленные осложнения могут стать причиной досрочного выхода скважин в капитальный ремонт, а иногда и ликвидации.
Для решения задачи оптимизации рецептурного состава герметизирующей композиции использовалась функция программного продукта «STATISTICA» - построение профилей совместной желательности. В качестве зависимых выбраны переменные: tд и Т. Для переменной y1 интервал желательности составил 3 – 4,98 кПа, для переменной y3 48 –72 часа. Таким образом, анализ регрессионных зависимостей показал, что оптимальное содержание компонентов вулканизующей группы находится в следующих пределах, % мас.:
- дизельное топливо
- тиурам
Для условий Астраханского ГКМ представляет исключительную важность определение влияния пластового газа, содержащего сероводород и углекислый газ, на процесс полимеризации герметизирующего состава. С этой целью проведены испытания на способность герметизирующих составов к полимеризации в присутствии пластового газа. Исследования показали, что воздействие пластового газа не оказало существенного влияния на процесс полимеризации (табл. 5). Структурно-механические свойства продуктов полимеризации соответствуют составам, не подвергавшимся воздействию агрессивной среды.
Таблица 5
Результаты испытаний
герметизирующего состава в
Состав, % мас. |
Температура полимеризации, 0С |
Показатели до/после контакта с пластовым газом | |||||
Продолжительность полимеризации, час |
Предельное напряжение сдвига, кПа |
Относительная деформация | |||||
Дизельное топливо |
Эластомер |
Сера |
Тиурам | ||||
76,6 |
13,5 |
9,0 |
0,9 |
80 |
50/54 |
4,6/4,9 |
0,21/0,20 |
В пятой главе приводится описание технологии восстановления герметичности уплотнений устьевого оборудования, технологии блокировки источника негерметичности затрубного пространства.
Основной задачей разработанного состава для восстановлении герметичности уплотнительных элементов устьевого оборудования является разобщение затрубного и межколонного пространства скважины (пространство между 177,8 мм эксплуатационной и 244,5 мм технической колоннами) посредством проникновения состава в область негерметичного эластомерного уплотнения с последующей полимеризацией.
В зависимости от характера негерметичности, который определяется типом установленной фонтанной арматуры, возможна закачка эластомерного состава как в определённую зону негерметичности, так и в комплексе (закачка в опрессовочный канал, пространство между верхним и нижним уплотнением, между нижним уплотнением и пакером клиновой подвески).
Основная задача разработанных составов, блокирующих источники негерметичности затрубного пространства - это разобщение затрубного и трубного пространств скважины с целью обеспечения следующих условий их эксплуатации: защита эластомерных уплотнений колонной головки и эксплуатационной колонны от давления, превышающего допустимое, предотвращение утечки жидкости заполняющей затрубное пространство (раствор ингибитора коррозии, надпакерная жидкость) в подпакерную зону, защита эксплуатационной колонны от внутренней коррозии.
Объектами применения разработанных составов являются скважины с источником негерметичности, расположенном в зоне подземного оборудования (пакер, разъединитель, циркуляционный и ингибиторный клапана), при условии герметичности эксплуатационной колонны и наличия приёмистости по затрубному пространству.
Сущность технологии применения заключается в постадийной закачки технологических составов в затрубное пространство: буферный состав – эластомерная композиция – буферный состав – надпакерная жидкость.
В шестой главе приведены результаты промышленного внедрения разработанных составов и технологий. За период с 1998 по 2004 г.г. проведено 11 скважино-операций по восстановлению герметичности уплотнений устьевого оборудования. В результате выполненных работ устранен переток газа с H2S, скапливающегося в приустьевой части затрубного пространства, в межколонное пространство между эксплуатационной и технической колоннами.
За период с 2001 по 2002 г.г. проведены 4 скважино-операции по блокировке источника негерметичности в затрубном пространстве. В результате проведения работ на эксплуатационных скважинах №№115, 26 в течение 2,5 лет не наблюдается скопления H2S в приустьевой зоне. Флюид в затрубном пространстве – раствор ингибитора коррозии.
На скважинах №№ 103, 922 применялась технология закачки раствора эластомерной композиции в дизельном топливе. Источники негерметичности данных скважин: ингибиторный клапан, пакер подземного оборудования. Периодичность образования "газовой шапки" 2-3 месяца. В результате проведенных работ на данных скважинах в течение 2-х лет не наблюдается скопления "газовой шапки" с H2S. Флюид в затрубном пространстве – раствор ингибитора коррозии.
По результатам проведенных испытаний эластомерной композиции для восстановления герметичности уплотнительных элементов устьевого оборудования разработана и утверждена технологическая инструкция АНИГ. 158.00.00.00. " Восстановление герметичности уплотнений трубных и колонных головок скважин АГКМ эластомерным составом".
На основании проведенных
промысловых испытаний
Выводы и рекомендации
1. Разработана методика оценки герметизирующей способности эластомерных составов и оптимизации их рецептур в условиях воздействия агрессивных компонентов пластового флюида, таких как сероводород и углекислый газ.
2. Разработана рецептура эластомерной композиции с низким значением накопленной остаточной деформации, высокой пластичностью и стойкостью к пластовому флюиду с высоким содержанием кислых газов (Н2S и CO2 до 45 %).
3. Проведенные эксперименты и опытно-промышленные испытания показали способность герметизирующих составов на основе натурального и натрий-бутадиенового каучуков к полимеризации при температурных условиях скважины (80-100 0С) в среде пластового газа, содержащего H2S и СО2.
4. Применение разработанных составов позволяет повысить экологическую и техническую безопасность эксплуатационных скважин, предотвратить проникновение пластового газа в межколонное пространство и ограничить скорость коррозионных процессов в затрубном пространстве и тем самым продлить межремонтный период эксплуатации скважин.
5. Внедрение комплекса технологий по герметизации устьевого и подземного оборудования эксплуатационных скважин на основе разработанных эластомерных составов позволило получить экономический эффект 12 667 318 руб.
Основные
положения диссертации
1. Шевяхов А.А., Токунов В.И., Поляков Г.А., .Прокопенко В.А. Герметизация элементов фонтанной арматуры в условиях сероводородной агрессии // Промышленность России. – 2000. - №10-11. - с.46-47.
2. Шевяхов А.А., Рылов Е.Н., Кунавин В.В., Поляков И.Г., Токунов В.И. Состояние и пути увеличения срока службы эксплуатационного фонда на АГКМ / В сб. "Проблемы добычи и переработки нефти и газа в перспективе международного сотрудничества ученых каспийского региона". Международная конференция. 2-6.10.2000. - Астрахань. - с.39 (тезисы).
3. Шевяхов А.А., Токунов В.И., Филиппов А.Г., Зонтов Р.Е. Новые технологии при заканчивании и эксплуатации скважин // Наука и технология углеводородов. – Можайск: ОАО"Можайский полиграфический комбинат", -2001. №4 - с.77-80.
4. Шевяхов А.А., Саушин А.З., Прокопенко В.А., Поляков Г.А., Поляков И.Г. Справочно-информационный комплекс АГКМ-фонд скважин. Свидетельство о регистрации № 2000610856. Зарегистрировано 06.09.2000. Приоритет 05.01.2000. Б.И. № 4, 2000г.
5. Шевяхов А.А., Прокопенко В.А., Кунавин В.В. Исследование герметизирующих свойств полимерных составов. / В сб. "Разведка и освоение нефтяных и газоконденсатных месторождений". Научные труды АНИПИгаз. - Астрахань. – 2003. - с.93-95.
6. Шевяхов А.А., Токунов В.И., Поляков Г.А., Поляков И.Г., Кунавин В.В. Составы для восстановления герметичности затрубного пространства в условиях высокого содержания сероводорода./ В сб. "Геология, добыча, переработка и экология нефтяных и газовых месторождений"". Научные труды АНИПИгаз. - Астрахань. - 2001. - с.83-86.
7. Шевяхов А.А., Токунов В.И., Поляков Г.А., Прокопенко В.А. Составы и технологии герметизации элементов фонтанной арматуры в условиях сероводородной агрессии. Материалы десятого международного конгресса "Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи" GITOGIC'2000. - М. 2000. - с.248-252.
8. Патент № 2183725 Россия,
МПК 7 Е 21 В 33/128. Герметизирующая
композиция для ремонтных и
изоляционных работ в скважине/
9. Патент № 2183726 Россия, МПК 7 Е 21 В 33/128. Способ герметизации затрубного пространства скважины / В.А. Цхай, В.И. Токунов, Г.А.Поляков, А.Г. Филиппов, И.Г. Поляков, В.В. Кунавин, В.А. Прокопенко, А.А. Шевяхов. Заявл. 20.10.2000. Опубл. 20.06.2002. Бюл. № 17.
10. Шевяхов А.А., Саушин А.З., Токунов В.И., Прокопенко В.А. Пути совершенствования технологий по контролю и управлению затрубными давлениями на эксплуатационных скважинах. / В сб. "Газовой отрасли – новые технологии и новая техника". Международная научно-практическая конференция. 9-12.09.2002. – Ставрополь. - с.108-109 (тезисы).
11. А.А. Шевяхов. Разработка и промысловый опыт применения составов и технологий по контролю и управлению затрубными давлениями. Материалы НТС по проблеме межколонных давлений на АГКМ. - Астрахань 2002. -с. 55-56.
12. А.А. Шевяхов, Р.Е.Зонтов,
А.М. Булдакова.
при комплексном термобарическом и
сероводородном воздействии
Автореферат
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Лицензия ИД 01736 от 11.05.2000г.
Подписано в печать 07.12.2004 г. Формат 60х84 1/16
Печать офсетная. Усл. печ. Л. 3.2. Тираж 100 экз. Заказ № К-37
Отпечатано в ИПЦ «Факел» ООО «Астраханьгазпром».
г.Астрахань, ул. Савушкина, 61а.