Содержание к диссертации
Введение. 4
Глава 1. Анализ состояния техники и технологии крепления
нефтяных и газовых скважин 14
-
Общие понятия о креплении скважин и разобщении пластов 14
-
Основные направления повышения эффективности разобщения пластов 24
1.3. Постановка задач исследований 45
Глава 2. Проблемы разобщения пластов при креплении
нефтяных и газовых скважин на примере месторождений
Томской области. 47
2.1. Геолого-технические условия крепления скважин. 47
-
Геологические условия 47
-
Типовые технические решения 52
2.2. Проблемы разобщения пластов при креплении нефтяных
скважин 54
-
Проблемы разобщения пластов на примере месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК 54
-
Оценка влияния качества разобщения пластов на эффективность эксплуатации скважин 58
-
Проблемы при креплении разведочных нефтяных скважин малого диаметра 66
2.3. Проблемы при креплении газовых скважин 73
-
Оценка качества крепления газовых скважин 73
-
Проблемы крепления горизонтальных газовых скважин 76
-
Состояние проблемы межколонных проявлений 82
2.4. Выводы 85
Глава 3. Исследование влияния геолого -технических факторов на качество цементирования скважин и эффективность разобщения пластов на примере
месторождений Томской области 87
3.1. Исследование влияния геолого - технических факторов на
качество цементирования скважин на примере Крапивинского
месторождения 87
-
Оценка геолого-технических условий 87
-
Исследование зависимости качества цементирования от характера насыщения пластовыми флюидами 93
-
Исследование зависимости качества цементирования от зенитного угла скважины 95
-
Исследование зависимости качества цементирования от проницаемости пластов 106
-
Исследование соответствия расчётных и фактических нагрузок на крепь при эксплуатации скважин 108
-
Исследование влияния проницаемости пластов на эффективность их разобщения 117
3.4. Выводы 121
Глава 4. Исследование способов точной установки
заколонного пакера на заданной глубине скважины 123
-
Актуальность проблемы на примере месторождений Томской области: 123
-
Разработка способа установки пакера и конструкции скважинного прибора. 124
4:2.1. Анализ существующих способов точной установки пакера.... 124
4.2.2. Выбор канала связи 129
4:2.3. Устройство и принцип действия системы привязки пакера
к геологическому разрезу скважины 130
-
Устройство и принцип действия скважинного прибора 132
-
Стендовые испытания 137
-
Промысловые испытания 138
4.3: Выводы 141
Глава 5. Исследование и совершенствование технологии
крепления скважин с целью повышения эффективности
разобщения пластов 142
-
Исследование и совершенствование технологии цементирования скважин с проведением гидроактивации тампонажного раствора. 142
-
Исследование и совершенствование технологии крепления скважин на примере Лугинецкого месторождения 150
-
Исследование и совершенствование технологии изоляции пластов в продуктивной зоне скважин на примере Западно-Полуденного месторождения 158
-
Исследование и совершенствование технологии крепления газовых скважин на примере Мыльджинского газоконденсатнонефтяного месторождения 162
Основные выводы и рекомендации 171
Список литературы 174
Приложения 189
Введение к работе
Актуальность проблемы. Эффективность геологоразведочных работ и разработки нефтяных и газовых месторождений во многом зависит от качества строительства скважин.
Основным требованием к качеству строительства скважин является соответствие их дебитов при испытании и эксплуатации добывным возможностям. Другим, не менее важным, требованием является качественное разобщение пластов в продуктивной зоне скважин, то есть надёжная изоляция нефтенасыщенного пласта от близлежащих флюидонасыщенных пластов.
Степень соответствия скважин проектным показателям определяет эффективность разведки и эксплуатации месторождений.
Разобщение пластов при креплении скважин является частью технологии заканчивания скважин в цикле их строительства.
Технология заканчивания скважин включает в себя вскрытие продуктивных пластов бурением, спуск и цементирование эксплуатационной колонны, вторичное вскрытие перфорацией, вызов притока и освоение (испытание).
Наиболее сложной задачей при креплении скважин на месторождениях Западной Сибири является качественное разобщение при близком расположении нефте-водо-газоносных пластов, когда расстояние от границ интервала перфорации до ближайшего источника обводнения или газа менее 10 м и в этом интервале отсутствуют глинистые перемычки значительной (более 4-6 м) мощности.
При близком расположении нефте-водо-газоносных пластов резко возрастает вероятность прорыва воды или газа в интервал перфорации скважины по геологическим или техническим причинам.
Опыт разработки месторождений со сложно построенными залежами показывает, что в первый год эксплуатации обводняется до 30% от общего числа вводимых скважин. При этом имеют место большие дополнительные затраты на проведение ремонтно-нзоляционных работ (РИР). В эксплуатационном бурении эти затраты составляют около 60%, а в разведочном бурении - почти 80% от общих затрат на крепление скважин [5].
Для эффективной эксплуатации скважин необходимо, чтобы состояние крепи скважины в интервале между пластами обеспечивало возможность приложения необходимых величин депрессии. При низком качестве крепления скважина эксплуатируется при небольшой депрессии на пласт с низким дебитом. При превышении критических для состояния крепи-нагрузок, вместе с нефтью будет поступать подошвенная вода. В случае наличия близкорасположенных газовых пластов требования к качеству крепи ещё более возрастают.
Эта проблема особенно актуальна для условий эксплуатации нефтяных скважин при механизированном способе добычи со спуском погружных насосов практически в интервал перфорации. При этом величина депрессии на пласт может достигать значений 20,0 МПа и более. Качество крепления в таких условиях должно быть на очень высоком уровне.
Низкое качество разобщения пластов при строительстве разведочных скважин является одной из главных причин получения некорректной информации при их испытании, что в дальнейшем сказывается на результатах подсчёта запасов нефти и газа.
Расширение и углубление знаний в этом направлении являются одной из задач диссертационной работы.
Наряду с проблемами, общими для всех регионов России, для условий строительства разведочных и эксплуатационных скважин на большинстве месторождений Томской области актуальна проблема применения «лежалых» цементов, а таковыми они становятся уже после двух месяцев хранения. Для облегчённых тампонажных цементов допустимый срок хранения сокращается до одного месяца. В связи с сезонным (зимним) завозом це- мента и длительными (до года) сроками его хранения качество тампонажного материала значительно ухудшается. Для обеспечения качества цементирования необходимо восстановить начальные свойства цемента.
В диссертационной работе автором разработана новая технология гидроактивации тампонажных растворов. Эта технология опробована и внедрена при креплении скважин на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК и приемлема для других регионов, где при строительстве скважин актуальна названная проблема.
Качество разобщения пластов можно повысить использованием комплекса технических средств и технологических приемов.
Наиболее эффективными современными техническими средствами разобщения пластов являются гидравлические заколонные пакеры.
Фактически успешность применения пакеров на месторождениях Томской области и других регионов не превышает 10%. Основной причиной столь низкой эффективности является низкая точность установки пакеров. Одна из глав диссертации посвящена исследованию существующих методов установки заколонных пакеров на заданной глубине скважины и разработке новой технологии точной установки.
В диссертационной работе значительное место отводится решению проблем при креплении газовых скважин, разработке и внедрению мероприятий по совершенствованию существующих технологий. Значительный объём исследований и испытаний в производственных условиях проводится при разработке Мыльджинского газоконденсатонефтяного (ГКН) месторождения. На этом месторождении накапливался опыт строительства в данном регионе эксплуатационных скважин на газ, в том числе с горизонтальным окончанием ствола. До настоящего времени здесь пробурено 53 скважины, 5 из которых закончено горизонтальными стволами.
Результаты осуществления проекта строительства горизонтальных газовых скважин на Мыльджинском месторождении подтверждают высокую эффективность этой технологии. Неудачный опыт строительства таких скважин в Тюменской области (за всю историю разработки месторождений Нового Уренгоя пробурено всего 3 горизонтальные газовые скважины) делает опыт бурения и крепления на Мыльджинском месторождении по-своему уникальным.
Строительство скважин осуществлялось в соответствии с техническими проектами, выполненными ОАО «ТомскНИПИнефть» ВНЬС, в которых автором разработаны основные технические и технологические проектные решения. Кроме того, автором непосредственно в промысловых условиях осуществлялась научно-методическая помощь буровым предприятиям при проведении наиболее сложных работ по креплению скважин.
Следует отметить, что опыт строительства горизонтальных газовых скважин на Мыльджинском месторождении доказал перспективность этой технологии при разработке газовых месторождений.
Анализ промысловых данных по основным газодобывающим регионам России показывает, что число скважин, в которых возникают межколонные и заколонные проявления газа, весьма велико. Названная проблема остро встала и при вводе в эксплуатацию Мыльджинского месторождения. За редким исключением, в скважинах после вторичного вскрытия зафиксировалось наличие давления в верхнем межколонном пространстве (МКВ) -между технической и эксплуатационной колоннами.
Многочисленные исследования отечественных и зарубежных ученых и специалистов показывают, что причиной появления межколонного давления является наличие флюидопроводящих каналов вследствие низкого качества разобщения пластов.
Проведённый анализ технологии разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин месторождений Томской области свидетельствует о том, что она, в большинстве случаев, неадекватна геологическим условиям.
Основной причиной несоответствия применяемой технологии геологическим условиям является недостаточная изученность механизма и закономерностей влияния геолого-технических факторов на качество цементирования скважин и эффективность разобщения пластов.
Решению этих важных задач повышения качества крепления и эффективности разобщения пластов при строительстве разведочных и эксплуатационных нефтяных и газовых скважин и посвящена данная диссертация.
Целью работы является повышение эффективности разобщения пластов в разведочном и эксплуатационном бурении путём испытания и внедрения научно-обоснованных разработок по совершенствованию технологии крепления нефтяных и газовых скважин.
Задачи исследований. Для достижения сформулированной цели необходимо решить следующие задачи:
На примере месторождений Томской области: провести анализ состояния проблемы разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин; исследовать влияние геолого-технических факторов на качество первичного цементирования и эффективность разобщения пластов; разработать рекомендации по выбору рациональной технологии крепления в зависимости от геологических условий разобщения пластов; провести анализ существующих технологий установки заколонного пакера на заданной глубине скважины и разработать новый способ точной установки; провести научно-обоснованное совершенствование существующих технологий крепления скважин с целью повышения эффективности разобщения пластов.
Методика исследований. Перечисленные задачи решались путём анализа и обобщения литературных данных, информации, полученной из всемирной сети INTERNET, промысловых данных, проведения теоретиче- ских исследований с использованием методов математической статистики и компьютерных программ. Использовались как стандартные, так и разработанные в рамках настоящей работы методики исследований.
При проведении данной работы разработано 10 методик [приложение 1].
Научная новизна выполненной работы заключается в следующем:
1. Научно обоснован и разработан комплексный подход к изучению проблемы разобщения пластов при креплении разведочных и эксплуатаци онных нефтяных и газовых скважин на примере месторождений Томской области.
2. Установлены механизм и закономерности влияния геолого- технических факторов на качество цементирования и эффективность ра зобщения пластов, знание которых позволяет выбирать наиболее эффектив ную технологию крепления в конкретных условиях бурения скважин.
Проведено исследование существующих технологий установки за-колонного пакера на заданной глубине скважины и разработан новый способ точной установки.
Обоснован, апробирован и внедрён комплекс технологических разработок по повышению эффективности разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин..
В работе защищаются следующие научные положения:
Применение расширяющихся тампонажных материалов (РТМ) позволяет сохранить высокое качество первичного цементирования при зенитных углах до 30 в продуктивной зоне скважин и тем самым повысить их производительность в период эксплуатации, независимо от характера насыщения пластов и значений их проницаемости.
Обоснована необходимость учёта соотношения проницаем остей продуктивного пласта - объекта эксплуатации и близлежащего водонасы- щенного пласта - источника обводнения при выборе технологии разобщения пластов и режимов эксплуатации скважин и предложены варианты технических решений. 3. Предложен новый способ разобщения пластов, заключающийся в измерении сопротивления пород разреза скважины автономным устройством в процессе спуска обсадной колонны, передаче забойной информации на дневную поверхность и сравнении ее с ранее полученными данными заключительного каротажа, обеспечивающий возможность точной установки заколонного пакера на заданной глубине скважины без опасности прихвата обсадной колонны. Достоверность научных положений и выводов подтверждается большим объёмом теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, высокой сходимостью расчётных и опытных данных, положительными результатами производственных испытаний и внедрения разработок. Практическая ценность.
Результаты исследований влияния геологических факторов на качество цементирования и эффективность разобщения пластов использованы при разработке технологических регламентов и проектировании строительства разведочных и эксплуатационных скважин.
Разработанные и апробированные технологические регламенты по креплению скважин используются отраслевыми институтами при проведении научно-исследовательских и проектных работ, технологическими службами буровых и добывающих предприятий - при разработке планов на крепление скважин и оценке качества разобщения пластов.
Внедрение новых и совершенствование существующих технологий крепления скважин позволило повысить качество крепления 30 разве-дочых и 200 эксплуатационных нефтяных и газовых скважин в ОАО «Томскнефть» ВНК и ОАО «Томскгазпром».
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на межотраслевых научно-практических конференциях «Основные принципы выбора технологии, технических средств и материалов при строительстве и ремонте скважин» и «Техника и технология заканчивайия и ремонта скважин в условиях ЛНПД», проводимых научно-производственным объединением «Бурение» (ОАО НПО «Бурение») (Анапа, 2002); международной конференции «Нефтегазовому образованию в Сибири-50 лет», посвященной 50-летию кафедры геологии и разработки нефтяных месторождений (горючих ископаемых), (Томск, 2002); международной научно-технической конференции «Проблемы научно — технического прогресса в бурении скважин», посвященной 50-летию кафедры бурения скважин института геологии и нефтегазового дела ТПУ, (Томск, 2004); научно-практической конференции «Проблемы и перспективы развития минерально-сырьевого комплекса и производительных сил Томской области» (Томск, 2004). Отдельные положения, вошедшие в состав диссертации, докладывались и обсуждались на научно-технических советах ОАО «Томскнефть», ОАО «Томсгазпром» и заседаниях Учёного Совета института «ТомскНИПИнефть».
Технологические разработки опробованы путём проведения предварительных и приёмочных испытаний на месторождениях Томской области в ОАО «Томскнефть» ВНК и ОАО «Томскгазпром».
Апробация работы подтверждена 11 документами [приложение 3].
Исходный материал и личный вклад. В диссертационную работу наряду с исследованиями, выполненными лично автором, вошли результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, выполненных при непосредственном участии автора в качестве научного руководителя и ответственного исплнителя 10 научно-исследовательских работ [приложение 4].
При этом непосредственно автором по каждой теме выполнены: постановка задачи, обоснование методик исследований, основная часть патентных исследований, обобщение и анализ исходного материала, составление программ и методик предварительных и приёмочных испытаний, разработка основных положений технологических регламентов, написание заключительных отчётов и защита их на научно-технических советах.
Автор принимал непосредственное участие в разработке и проведении промысловых испытаний новых технологий, в работе по адаптации и совершенствованию существующих технологий крепления скважин (не менее 50% от общего количества скважин, на которых проводились опытно-промышленные испытания).
Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 22 печатных работах.
Объём и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций; изложена на 188 страницах машинописного текста, содержит 29 рисунков, 34 таблицы, список литературы из 111 наименований и 7 приложений.
Благодарности. Автор выражает благодарность за содействие в проведении работ специалистам производственных предприятий, таких как ОАО «Томскнефть» ВНК, Стрежевской филиал Сибирской Сервисной Компании, ОАО «Томскнефтегазгеология», ОАО «Томскгазпром» и ЗАО «НИИКБ бурового инструмента» (г. Киев). Особую признательность автор выражает Мельникову В.И. - руководителю отдела заключительных работ Стрежевского филиала Сибирской Сервисной Компании за активное участие в промысловых испытаниях и внедрение разработок, и Куделькину В.М. - главному технологу названного бурового предприятия за многолетнее конструктивное сотрудничество при совершенствовании технологии бурения и крепления скважин.
Автор выражает благодарность своим коллегам - сотрудникам Томского научно-исследовательского и проектного института «ТомскНИПИ-нефть» Глазкову О.В., Комагорову В.П:, Мурунтаеву А.А и Повалковичу Н.А. за консультации и помощь в работе над диссертацией.
На различных этапах работы, особенно при формировании основных направлений исследований, большую помощь оказало изучение работ ведущих институтов и их лидеров - профессоров, докторов технических наук Рябоконя С. А. и Куксова А.К. (ОАО НПО «Бурение» г. Краснодар).
Искреннюю благодарность автор выражает своему научному руководителю профессору, доктору технических наук Чубику П.С, профессору, доктору технических наук Лукьянову В.Г., профессору, доктору технических наук Рябчикову С.Я. и заместителю начальника департамента природных ресурсов и охраны окружающей среды Администрации Томской области Демидову В.П.
