Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ современного состояния технологии заканчивания скважин в сложных горно-геологических условиях.
1.1. Геологические особенности месторождений и связанные с ними ОС ложнения при заканчивани и эксплуатации скважин. 13
1.2. Обзор литературных источников, содержащих анализ современного состояния технологии заканчивания скважин 23
1.3. Технология и технические средства, применяемые при креплении скважин. 36
1.4. Анализ влияния технологии заканчивания на продуктивность скважин. 50
1.5. Выводы 63
2. Исследование влияния основных факторов на качество заканчивания скважин.
2.1. Обоснование методики исследований, выбор и разработка экспериментального оборудования. 65
2.2. Исследование влияния технологических факторов на изменение кол-лекторских свойств низкопроницаемых пластов. 91
2.2.1. Изменение деформационных и прочностных характеристик пород-коллекторов при их вскрытии. 92
2.2.2. Влияние буровых и цементных растворов на проницаемость породы пласта. 101
2.2.3. Оценка влияния вторичного вскрытия на фильтрационную характеристику пласта-коллектора. 123
2.2.4. Методика априорной оценки качества заканчивания скважин по данным лабораторных исследований. 125
2.3. Выводы и рекомендации. 135
3. Разработка и совершенствование технологии, тампонажных материалов, рецептур цементных растворов для крепления скважин в сложных горно-геологических условиях . 137
3.1. Аналитическое исследование движения технологических жидкостей при цементировании скважин в сложных горно-геологических условиях. 137
3.2. Анализ и совершенствование тампонажных материалов для крепления низкотемпературных скважин.
3.2.1. Проблемы крепления низкотемпературных скважин. 144
3.2.2. Анализ исследований в области разработки быстротвердеющих низкотемпературных тампонажных материалов. 146
3.2.3. Совершенствование существующих рецептур тампонажных составов для цементирования кондукторов. 151
3.3. Разработка тампонажных материалов и рецептур цементных растворов для крепления скважин в условиях низких положительных температур.
3.3.1. Теоретические предпосылки разработки рецептуры быстротвер-деющего тампонажного состава для цементирования скважин в условиях низких положительных температур. 156
3.3.2. Разработка быстротвердеющих тампонажных смесей для низких положительных температур. 160
3.3.3. Исследование технологических свойств рецептур цементных растворов на основе смеси глиноземистого цемента и портландцемента. 165
3.4. Разработка и совершенствование рецептур тампонажных составов для цементирования продуктивных пластов. 170
3.5. Буферные жидкости. 181
3.6. Выводы. 185
4. Разработка и совершенствование элементов технологической оснастки и технологии применения для повышения качества цементирования обсадных колонн. 187
Выводы. 207
5. Разработка и совершенствование технических средств и технологических решений, направленных на сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов при цементировании.
5.1. Принципы выбора конструкций забоев скважин. 208
5.2. Разработка технологии и технических средств, снижающих гидравлическую нагрузку на продуктивные пласты при цементировании. 211
5.3. Технология создания конструкции открытого забоя скважины. 216
5.4. Разработка устройства для крепления скважин открытым забоем223
5.5. Разработка устройств, исключающих контакт тампонажного раствора с продуктивным пластом при цементировании скважин. 230
5.5.1. Технология создания конструкции забоя с использованием устройства для селективного цементирования скважин УСЦС. 233
5.5.2. Селективное цементирование скважины с использованием комплекса устройств УС и СЦС. 239
5.6. Выводы. 241
6. Результаты внедрения технологических процессов, технических средств и материалов при заканчивании скважин.
6.1. Промышленные испытания технологических решений и материалов, при строительстве скважин. 243
6.2. Результаты опытно-промышленных работ при внедрении технических средств и технологии, повышающих качество крепления и заканчи-вания скважин. 254
6.3. Выводы. 270
Основные выводы и рекомендации. 272
Список использованной литературы. 275
Приложения 297
- Обзор литературных источников, содержащих анализ современного состояния технологии заканчивания скважин
- Исследование влияния технологических факторов на изменение кол-лекторских свойств низкопроницаемых пластов.
- Анализ и совершенствование тампонажных материалов для крепления низкотемпературных скважин.
- Разработка и совершенствование элементов технологической оснастки и технологии применения для повышения качества цементирования обсадных колонн.
Введение к работе
Актуальность проблемы. Разработка технологических процессов, совершенствование технических средств и технологий при заканчивании скважин, направленных на снижение материальных и энергетических затрат, повышение надежности и долговечности, максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов, имеют большое народнохозяйственное значение.
Заканчивание строительства скважины является одним из основных и технологически сложных процессов, которые охватывают весь цикл работ от начала вскрытия продуктивного пласта бурением и до ввода скважины в эксплуатацию.
Основными требованиями к технологии заканчивания скважин являются сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов и надежная изоляция их от других флюидосодержащих интервалов.
Несмотря на то, что проблеме повышения качества заканчивания скважин уделяется все большее внимание, заметного успеха добиться не удается. По нашим данным и оценкам многих исследователей, средняя относительная продуктивность пласта эксплуатационных скважин почти в два раза ниже потенциально возможной, а период освоения составляет от нескольких суток до месяцев. Кроме того, многие из вводимых скважин имеют межколонные давления или обводняются в первые месяцы работы. Это объясняется не только отсутствием современных разработок, но и плохой организацией их внедрения, а также тем, что разработки не являются комплексными и не привязаны к конкретным горно-геологическим условиям.
Одним из наиболее ответственных технологических процессов является крепление скважин, качество которого зависит от успешности изоляционных работ.
Анализ показал, что основными причинами низкого качества крепления скважин по-прежнему являются отсутствие герметичности заколонного пространства и недоподъем цементного раствора на заданную высоту.
Главным направлением работ по повышению качества заканчивания скважин, с точки зрения увеличения их производительности является сохранение проницаемости продуктивных пород в приза-бойной зоне пласта (ПЗП) особенно в низкопроницаемых поровых, трещинно-поровых и трещинных коллекторах. Все это вызывает необходимость изучения и систематизации причин и выработки конкретных мероприятий с целью повышения качества крепления сква-
жин и исключения осложнений с учетом геологических особенностей месторождений и применения новых и усовершенствованных технологических решений, технических средств, материалов.
Актуальность проблемы совершенствования технологии закан-чивания скважин, особенно на сложно построенных залежах при низкопроницаемых коллекторах подтверждается рядом научно-технических программ и теми проблемными вопросами, которые постоянно поднимаются на многих научно-практических конференциях и совещаниях разного уровня.
Цель работы. Совершенствование технологических процессов, технических средств и комплексной технологии заканчивания скважин, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов, высокое качество цементирования обсадных колонн и предупреждение осложнений при вскрытии, креплении, освоении и эксплуатации.
Основные задачи исследований.
1. Анализ состояния проблемы заканчивания скважин при
вскрытии и креплении .
Обобщение опыта и исследование влияния основных технологических факторов на качество заканчивания скважин.
Совершенствование методики исследований с целью оценки влияния технологических жидкостей на проницаемость породы коллектора.
Установление влияния показателей свойств буровых, тампонажних растворов и камня, технологических факторов, геолого-физических характеристик коллекторов на оптимальный состав компонентов в рецептурах тампонажных растворов.
Исследование свойств тампонажных растворов и буферных жидкостей, обработанных новыми химическими реагентами, оптимизация их составов и установление влияния этих реагентов на проницаемость призабойной зоны пласта и физико-механические характеристики раствора и камня.
6. Разработка и совершенствование способов и технических
средств для предотвращения загрязнения продуктивного пласта при
заканчивании (креплении) скважин.
7. Создание комплекса технических средств, материалов и тех
нологических решений, обеспечивающих высокое качество цементи
рования скважин в сложных горно-геологических условиях, в том
числе при наличии аномальных пластовых давлений и многолетне-мерзлых пород.
8. Обеспечение технического и экономического эффекта от практической реализации разработок при заканчивании скважин в различных горно-геологических условиях.
Методика исследования
Для решения поставленных задач проанализированы и обобщены литературные и промысловые данные, проведены теоретические, лабораторные, стендовые и промысловые исследования с использованием современной аппаратуры, оборудования, методов моделирования и математической статистики.
Защищаемые положения.
На защиту выносится совокупность научных разработок и положений, методических, технических и технологических решений и рекомендаций, обеспечивающих высокое качество крепления скважин и сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов, включающая:
Результаты исследования влияния технологических факторов на качество заканчивания скважин.
Методика априорной оценки качества заканчивания скважин по данным лабораторных исследований.
Комплексный методический подход к выбору технологических решений, технических средств, материалов и химических реагентов для заканчивания скважин в сложных горно-геологических условиях.
Результаты исследования новых материалов и химических реагентов, влияющих на свойства буферных жидкостей и тампонаж-ных растворов.
Оптимальные составы новых тампонажных материалов, буферных жидкостей и цементных растворов.
Конструктивные особенности технических средств, используемых при креплении скважин, и область их применения:
Особенности технологической оснастки эксплуатационных колонн, используемой для сохранения коллекторских свойств пласта.
Технические средства для повышения качества цементирования обсадных колонн, в том числе хвостовиков.
7. Результаты внедрения разработанных технико-
технологических решений и рекомендаций при заканчивании скважин
в различных горно-геологических условиях.
Научная новизна
Обоснован метод количественной оценки качества заканчива-ния скважин и влияния различных факторов на сохранение коллек-торских свойств пласта и качество цементирования.
Усовершенствована методика исследования влияния технологических жидкостей на проницаемость кернов.
Осуществлена прогнозная оценка влияния различных технологических жидкостей на фильтрационную характеристику продуктивного пласта, позволяющая регулировать их свойства применительно к конкретным геолого-техническим условиям.
Исследовано влияние процесса цементирования на продуктивность скважины.
Изучено по фактическим данным влияние режимов цементирования на полноту замещения бурового раствора цементным и качество крепления скважин.
Разработана методика компоновки элементов технологической оснастки для повышения надежности и эффективности их работы.
Созданы экспериментальные установки для проведения исследований по оценке влияния жидкой и твердой фаз буровых и цементных растворов на проницаемость образцов керна в условиях, близких скважинным.
Обоснован выбор технико-технологических решений для повышения качества крепления скважин в сложных горногеологических условиях.
На уровне изобретений разработаны технологии, технические средства, материалы и химические реагенты.
Практическая значимость работы
Разработаны технологические решения, технические средства, и новые высокоэффективные химические реагенты и составы для приготовления буферных жидкостей и высокостабильных тампонажных растворов для применения в различных геолого-технических условиях крепления скважин, защищенные патентами РФ, и организовано их серийное производство. Разработки включают:
-буферные жидкости с регулируемыми параметрами (Пат. РФ № 2253008);
- способы цементирования и материалы для приготовления тампонажных растворов (А.с. СССР № 1513)27; Пат. РФ № 2194149;
2194844; 2209931; 2220275; 2220276; 2220277; 2232042; 2240421; 2255204; 2256775; 2259468; 2266390);
- технические средства, используемые при креплении скважин (А.с. СССР № 619624; Пат. РФ № 2055158; 47959; 59130; 61784; 63417; 67172; 68582; 73383; 73913; 2326233).
Результаты выполненного комплекса исследований вошли в отраслевые и региональные нормативные документы, инструкции, методики, а именно:
-РД 39-2-771-82 «Методика обоснования и выбора конструкции забоев нефтяных добывающих скважин»;
-РД 39-2-1319-85 «Технология создания конструкции открытого забоя скважины»;
-РД 39-0147009-542-87 «Методические указания по технологии установки цементных мостов в скважинах, осложненных высокотемпературными условиями, кавернозностыо ствола, проявлениями и частичными поглощениями»;
-Технологические регламенты на заканчивание скважин на месторождениях ОАО НК «Роснефть» («РН-Пурнефтегаз», 2000 г., «РН-Юганскнефтегаз»), 2001г., ОАО «РИТЭК», 2003 г. и др.;
-Технико-технологические регламенты на крепление скважин на месторождениях ОАО НК «Роснефть» («РН-Пурнефтегаз», 2002 г., «РН-Юганскнефтегаз», 2003 г.), ООО «Уренгойгазпром», 2004 г. и ООО «Ямбурггаздобыча», 2004 г.
-Технико-технологические регламенты на выполнение отдельных технологических операций, включающие следующие технологии:
-«Технология создания конструкции открытого забоя скважины с использованием устройства УКСОЗ», 1991г.;
-«Технология ступенчатого цементирования скважин с использованием устройства УГЦС», 1991г.;
-«Технология селективного цементирования с использованием устройств УСЦС и УС и СЦС», 1994 г.;
-«Технология спуска и цементирования потайных колонн и хвостовиков», 1998 г.
Реализация работы в промышленности.
Основные результаты данной работы (руководящие документы, технологическая оснастка, материалы, химические реагенты и технология крепления скважин с их использованием) при непосредственном участии автора внедрены в производство и нашли широкое применение как при проектировании, так и при практической реализации
процесса заканчивания нефтяных и газовых скважин на различных месторождениях, как в нашей стране, так и за её пределами (ОАО НК «Роснефть» - «Юганскнефтегаз», «Пурнефтегаз», «Ставропольнефте-газ», «Ванкорнефть»), ОАО НК «Славнефть» - «Славнефть-Красноярскнефтегаз», ОАО «Томскнефть-ВНК», ОАО «Газпром» -(«Уренгойгазпром», «Ямбурггаздобыча», «Кубаньгазпром», «Томск-газ»), ООО «Бургаз» - (Ф.«Тюменбургаз», Ф.«Кубаньбургаз») и др., а также республик Белоруссии, Грузии, Казахстана, Украины и Вьетнама.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на ежегодных отраслевых и межотраслевых научно-технических и научно-практических конференциях ОАО НПО "Бурение": г. Краснодар, "Вопросы промывки скважин с горизонтальными участками ствола", 1998 г.; г. Анапа - "Технология и материалы для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин", 2000 г.; «Новые технологии, технические средства и материалы в области промывки скважин при бурении, заканчивании и ремонтных работах», 2001 г.; «Основные принципы выбора технологий, технических средств и материалов при строительстве и ремонте скважин с целью снижения их стоимости и повышения продуктивности», 2001 г.; «Заканчивание скважин с низкопроницаемыми коллекторами на месторождениях Западной Сибири", 2002 г.; «Импортозамещающие материалы, химреагенты и технические средства для строительства и эксплуатации скважин», 2002 г.; «Технологическое обеспечение работ по промывке, креплению, восстановлению производительности нефтяных и газовых скважин и охране окружающей среды», 2003 г.; "Сервисное обеспечение бурения и ремонта скважин", 2003 г.; "Заканчивание и ремонт скважин в условиях депрессии на продуктивные пласты", 2004 г.; «Заканчивание и ремонт нефтегазовых скважин с полным сохранением их продуктивности», 2004 г.; "Разведочное бурение на суше и континентальном шельфе России", 2005 г.; "Современная техника и технология заканчивания скважин и бурения боковых стволов", 2006 г; «Техника и технология бурения боковых стволов», 2006 г.; "Современные технико-технологические решения в области бурения и капитального ремонта скважин", 2007 г.; «Материалы и оборудование для бурения и ремонта скважин, в том числе импортозамещающие», 2007г.; «Инновационные направления в области техники и технологи бурения и ремонта нефтегазовых скважин», 2008 г.; на се-
минаре для специалистов буровых и проектных организаций по теме "Новые технологии, технические средства и материалы, рекомендуемые к включению в проект на строительство нефтегазовых скважин", г. Краснодар 18-21 февраля 2002 г.; на научно - технических советах ОАО «Газпром» в г.г. Москве (2004 г.), Тюмени (2001, 2004 г.), Ставрополе (2000, 2003 г.), Краснодаре (2004 г.), на конференциях Ассоциации буровых подрядчиков в г.г. Анапе (2000 г.), Москве (2005 г.), на научно-технических советах нефтяных компаний («Лукойл» (2003 г.), «Сургутнефтегаз» (2003 г.), «ТНК» (2003 г.), «ТНК-ВР» (2004 г.), «Юкос» (2002 г., 2003 г., 2004 г.), «Славнефть» (2004 г.) и др.
Публикации. По теме диссертации опубликованы 84 печатные работы, в том числе - одна монография, 2 научно-технических обзора, 2 авторских свидетельства и 23 патента РФ на изобретения и полезные модели, 56 статей.
Структура и объем работы. Работа состоит из введения, шести глав, основных выводов, списка использованной литературы, включающего 286 наименований и приложений, изложена на 318 страницах машинописного текста, содержит 54 рисунка и 38 таблиц.
На разных этапах работа выполнялась в лабораториях заканчи-вания скважин, вскрытия продуктивных пластов, крепления скважин и в лаборатории технологической оснастки ВНИИКРнефть и ОАО «НПО «Бурение», в которых автор работал и участвовал в качестве исполнителя отдельных этапов или руководителем.
Большую консультативную и техническую помощь в работе на разных этапах ее выполнения оказывали проф. М.О.Ашрафьян, проф. А.К.Куксов, проф. Д.Ф.Новохатский, д.т.н. Л.И.Рябова, сотрудники лабораторий, которым автор выражает искреннюю благодарность. Особую признательность автор выражает специалистам производственных предприятий «Красноленинскнефтегаз», «Пурнефтегаз», «Юганскнефтегаз», «Красноярскнефтегаз», «Ванкорнефть», «Тай-мырнефтеразведка», «Тюменбургаз», «Кубаньгазпром» и др. за техническую помощь при практическом внедрении разработок на предприятиях отрасли.
Обзор литературных источников, содержащих анализ современного состояния технологии заканчивания скважин
Так как основной объем нефти, добываемой в России приходится на месторождения Западной Сибири, то за последние годы в этом регионе очень остро стала проблема повышения качества заканчивания скважин. Поэтому много внимания уделяется технологии крепления скважин и применяемым тампонажным материалам, как в условиях низких положительных температур, так и в многолетнемерзлых породах, В работе [70] подчеркивается, что одной из актуальных проблем на месторождениях Западной Сибири является крепление скважин в породах с температурами 10-15С, так как применяемые цементы не удовлетворяют требованиям, предъявляемым к качеству крепления из-за длительных сроков схватывания раствора и низкой прочности камня. Проблема создания герметичной контактной зоны возникает и при креплении в хемогенно-терригенных отложениях [40] в связи с несовместимостью обычных тампонажных растворов, затворяемых на простой воде, с породами, слагающими стенки скважины, вследствие быстрого загустевания раствора. Так, в контакте с MgC увеличивается продавочное давление, возникает гидроразрыв пластов и поглощение раствора, смятие колонны и разрушение цементного камня из-за химической коррозии и возникающих межпластовых перетоков и проявлений. В этой работе для исключения отрицательных последствий рекомендовано применять незамерзающие продавочные жидкости и минерализованные тампонажные растворы. Изучение причин, вызывающих снижение плотности контакта цементного камня с колонной и породой, позволило выработать ряд мероприятий, успешно применяемых при цементировании скважин. Эти мероприятия включают: снижение давления до атмосферного после окончания продавливания раствора, ограничение мощности залпа при перфорации до 10 отверстий и менее на 1 м колонны, использование расширяющегося при твердении тампонажного раствора, опрессовка колонны сразу после окончания цементирования, установка на колонне пакеров, применение смывающих буферных жидкостей, про-давливание цементного раствора жидкостями с малой плотностью и др. Учитывая, что на месторождениях Западной Сибири, бурятся наклонные скважины с кривизной до 30-40 и более градусов, были проанализированы работы, в которых рассматривается влияние кривизны на качество цементирования скважин. Анализу влияния кривизны посвящены работы авторов [22,59,67 и др.], что позволяет выделить ряд следующих положений: - отличие цементирования вертикальных скважин от цементирования скважин с большим отклонением от забоя заключается в гравитационном разделении цементного и бурового растворов; - основная трудность достижения качественного разобщения пластов в наклонной скважине обусловлена состоянием самого ствола, который всегда осложнен перегибами, желобными выработками и кавернами.
В наклонной скважине даже применение специальных устройств не гарантирует от соприкосновения колонны со стенкой скважины, что сопряжено с оставлением зон невытесненного бурового раствора. К тому же каверны и желоба сильно за-шламлены породой; - твердая фаза бурового раствора, оседающая на нижней стенке ствола, препятствует качественному вытеснению,а осевшая порода и барит повышают плотность и реологические показатели бурового раствора. Вопросу создания седиментационно устойчивых тампонажных составов и разработке критерия оценки раствора по показателю седиментационной устойчивости посвящены работы [206,220, 224, 235- 238]. В этих работах приведены специальные рецептуры растворов, отвечающие требованиям по степени релаксации напряжения, а также была определена группа химических реагентов отечественного и зарубежного производства, применение которых позволяет создавать тампонажные растворы, отвечающие требованиям по степени релаксации. Качество цементирования скважин удается улучшить при расхаживании и вращении колонн. Однако в скважинах, осложненных большой глубиной и кривизной ствола расхаживание не проводится из-за недостаточной прочности колонн. В зарубежных источниках приводятся данные, что для обеспечения безаварийного расхаживания колонны, обсадные трубы должны рассчитываться с коэффициентом запаса прочности на растяжение, равным 1,6 (без учета плавучести), что обусловлено как резким увеличением сил трения при расхаживании, так и дополнительной нагрузкой на колонну за счёт веса цементного раствора. Установлено (Кларк, 1993 г.), что при номинальном диаметре ствола вращение колонны дает лучшие результаты, чем расхаживание, однако разница в эффективности составляет всего 4-7%. Положительное влияние вращения при эксцентричном положении труб обусловлено различным видом пространственных волн, вызывающих перемещение жидкости и отбрасывание определенной части цементного раствора к стенке скважины. Первостепенное внимание при изучении полноты замещения жидкостей уделяется скорости восходящего потока и режиму движения. Наибольшая степень вытеснения, достигающая 98%, имеет место при турбулентном режиме. При этом, если турбулизация осуществляется за счёт роста его объемной скорости, то это приводит к повышению коэффициента вытеснения. Но когда турбулизация достигается за счёт разжижения цементного раствора, процесс канало-образования в затрубном пространстве может увеличиться. Считается, что наихудшими условиями замещения бурового раствора цементным является структурный режим движения. Установлено [22], что высокая степень вытеснения достигается и при низких скоростях восходящего потока 0,3-0,5 м/с при «пробковом» или переходном от «пробкового» к структурному режимах движения при значениях обобщенного критерия Рейнольдса Re 300. Фактором, влияющим на полноту замещения жидкостей, является разность плотностей бурового и тампонажного растворов. Однако этот вопрос исследован недостаточно и нет достоверных данных о влиянии этого фактора. Так, на основании проведенного эксперимента на модели Мак-Лин (1967 г.) показал, что чем больше эксцентричность, тем значительнее должно быть влияние различия плотностей растворов. Но вследствие значительного разброса данных количественная закономерность не была прослежена.
Исследование влияния технологических факторов на изменение кол-лекторских свойств низкопроницаемых пластов.
Известно, что при бурении продуктивного интервала вокруг ствола скважины формируются две зоны радиусами RT (проникновение твердой фазы - зона кольматации) и Щ (проникновение фильтрата - зона проникновения), проницаемость которых кт и Кф значительно ниже проницаемости удаленной зоны пласта кс, из-за чего при вызове притока и последующей эксплуатации продуктивность скважины оказывается ниже потенциальной. Показателем степени загрязнения пласта твердой и жидкой фазами технологических жидкостей является показатель ОП=Кі/К0 . При разработке технологии первичного вскрытия любых типов коллекторов основным требованием является сохранение проницаемости призабойной зоны. Наиболее полно, независимо от способа бурения и типа бурового раствора, это требование будет выполнено, если бурение продуктивного интервала осуществляется при равновесии давления в системе скважина-пласт, или на стенке скважины формируется непроницаемый фильтрационный слой, легко разрушаемый при вызове притока пластового флюида, или проникший в пласт фильтрат бурового раствора не оказывает загрязняющего влияния на проницаемость призабойной зоны пласта.
Экспериментальное изучение влияния буровых и цементных растворов и технологических параметров на изменение проницаемости призабойной зоны и продуктивности скважин включало проведение лабораторных исследований на натурных образцах кернов продуктивных пластов из скважин различных месторождений. Программа лабораторных исследований включала: -подготовку образцов кернов и отбор опытных образцов по начальной воздухопроницаемости; -исследование влияния всестороннего сжатия на изменение проницаемости образцов; -изучение деформационных и прочностных свойств породы-коллектора; -исследование влияния жидкой и твердой фаз буровых и цементных растворов на коэффициент восстановления проницаемости и скорость фильтрации; -определение основных факторов, влияющих на снижение начальной проницаемости ПЗП; -расчет оценки показателя качества заканчивания скважин. При вскрытии продуктивного пласта нарушается сложившееся равновесие, в результате чего происходит изменение физических свойств породы, выражающееся в изменении емкостных и деформационных свойств. С целью оценки устойчивости стенок скважины в процессе бурения, цементирования и вызова притока были проведены исследования образцов породы разной проницаемости на одноосное сжатие из скважин месторождений: Талинское, ПО «Красноленинскнефтегаз»; Харьягинское, ПО «Коминефть»; «Жанажол», республики Казахстан и др. Исследования проводились на установке, принципиальная схема которой показана на рис.2.13. В качестве силовой установки использовался пресс зажима кернодержателя ЗК-8 установки УИПК, позволяющий изменять скорость нагружения в широких пределах.
В результате испытаний серии образцов получены средние значения механических характеристик породы, коллектора, представленные в табл. 2.2. На рис.2.14 показаны характерные деформационные кривые в координатах а є, полученные для некоторых образцов керна. Проведенные исследовании показали, что с увеличением проницаемости керна снижается деформируемость пород ( є ) и растет ее прочность на сжатие (а сж). Это объясняется тем, что высокопроницаемые образцы содержат меньше межзернового цементирующего материала. Угол наклона деформационных кривых обусловлен физическими свойствами пород коллектора, глубиной залегания и уплотняемо-стью породы до ее естественного состояния в пластовых условиях, а затем дополнительной сжимаемостью под действием избыточного давления, характерной для данного типа породы. Вид деформационных кривых, изображенных на рис.2.14 свидетельствует о том, что породы практически всех рассматриваемых коллекторов относятся к хрупким породам, так как пластическая зона очень слабо выражена. Для оценки устойчивости породы коллектора допустимо использовать следующий критерий : где q = Ар/Арг; А р величина репрессии при бурении и цементировании или депрессии при вызове притока из пласта и эксплуатации скважины; Арг- величина эффективного горного давления; q min -граничное значение параметра q, при котором у стенки скважины возможны осыпи; qmax - граничное значение параметра q, при котором возможен гидроразрыв. Как установлено в работе [85] величины qmjn и qmax зависят главным образом от коэффициента бокового горного давления X, степени загрязнения ПЗП и прочности породы.
Анализ и совершенствование тампонажных материалов для крепления низкотемпературных скважин.
Сложность крепления низкотемпературных скважин заключается в том, что скорость структурообразования и нарастания прочности тампонажных портландцементов, даже наиболее активных, резко снижается. Исследования свойств портландцементных растворов и камня при пониженных температу рах, выполненные Ф.А.Агзамовым, В.С.Бакшутовым, А.И.Бережным, А.И.Булатовым, Ю.М.Бутт, А.Т.Горским, Г.С.Грязновым, В.С.Данюшевским, , Н.Х.Каримовым, А.А.Клюсовым, В.М.Кравцовым, В.И.Крыловым, Т.В.Кузнецовой, А.Я.Липовецким, А.М.Марамзиным, Д.Ф.Новохатским, В.П.Овчинниковым и многими другими, способствовали совершенствованию рецептур низкотемпературных тампонажных материалов и технологии их при менения. Для ускорения процессов схватывания и твердения портландцементных тампонажных растворов предложены многочисленные способы и методы, которые можно подразделить на три группы: тепловые методы, заключающиеся в повышении температуры внутри колонны за счет подвода тепла с таким расчетом, чтобы твердение цемента происходило при температуре выше 15-20С; механические способы активации вяжущих и растворов: дезинтегра-торный, гидравлический, гидроакустический, применение фрезерно-струйных мельниц т.д.; - применение химических реагентов-ускорителей схватывания и твердения. Тепловые методы не нашли широкого применения в практике цементирования скважин, т.к. требуют проведения дополнительных организационных, технических и технологических мероприятий, что усложняет и удорожает процесс крепления скважин. Кроме того, эти методы неприменимы в условиях многолетне-мерзлых пород высокой льдистости, неустойчивых при растеплении. Механическая активация находит применение при восстановлении свойств лежалых цементов.
На активность нормальных цементов влияние ее незначительно, однако за счет улучшения однородности и повышения седимен- тационной устойчивости тампонажных растворов качество крепления скважин повышается. Широкому внедрению способов механической активации тампонажных материалов препятствует отсутствие промышленно выпускаемого оборудования. Методы химической активации из-за своей доступности, относительной простоты и эффективности являются основными способами повышения качества крепления скважин в настоящее время. Исследования добавок-ускорителей твердения портландцемента при нормальных и пониженных температурах и в нашей стране и за рубежом проводятся достаточно интенсивно. Анализ литературных данных показал, что в отечественной практике в этих условиях в основном применяются вяжущие.на основе портландцемента с добавками-ускорителями сроков схватывания: хлористый кальций (СаСЬ), нитрат натрия (NaN03), поташ (K2G03), каустическая сода (NaGH), сульфаты натрия (NaS04) и калия (K2S04),, комплексная добавка (NaCl+NaOH, NaCl+KCl), калийно-глелочная добавка и др.[40,63,88,97]. Достоинством этой группы является их доступность и достаточно приемлемые физико-механические свойства при незначительной модификации в условиях низких положительных температур. Однако анализ показывает [88], что в условиях отрицательных температур тампонажный раствор на базе портландцемента для холодных скважин имеет длительные сроки схватывания (более суток) даже при больших концентрациях ускорителей.
Столь длительные сроки схватывания тампонажного раствора являются причиной формирования неоднородного цементного камня вплоть до образования водяных поясов вследствие седиментациионных процессов.. Кроме того; добавки больших количеств (более 4%) хлоридов кальция, которые наиболее широко используются для ускорения сроков схватывания, вызывают коррозию обсадных колонн, замедляют процессы гидратации алюминатных составляющих портландцементов, цементный камень имеет пониженную стойкость к сульфатной агрессии. Использование многих химических реагентов значительно, увеличивает интенсивность электрохимической коррозии колонны и снижает долговечность цементного камня. Анализ промысловых данных показывает, что через 20-30 часов ОЗЦ наличие сцепления цементного камня с обсадной колонной не фиксируется. Через 7-10 суток твердения (после окончания бурения под эксплуатационную колон- ну) «хорошее» и «частичное» сцепление камня с колонной по данным АКЦ отмечается лишь на отдельных участках. Таким образом, проведение АКЦ в первые сутки после цементирования низкотемпературных скважин с ускорителем схватывания даже при относительно высокой температуре пород не дает представления о качестве крепления. Анализируя современное состояние крепления низкотемпературных скважин, можно сделать вывод о том, что для сокращения времени простоя буровых во время ОЗЦ и повышения качества цементирования необходимо взамен тампонажных портландцементов с ускорителями схватывания применять материалы, обладающие значительно более высокой скоростью твердения при низких температурах. Значительными преимуществами перед портландцементом при пониженных температурах обладают вяжущие, основными клинкерными минералами которых являются низкоосновные алюминаты кальция — глиноземистые, гип-соглиноземистые, белитоалюминатные и другие минеральные вяжущие. На их основе разработан ряд тампонажных материалов: быстросхваты-вающийся белитоалюминатный цемент (ББАЦ), быстротвердеющий тампонаж-ный материал (ЦБТР) и др. [94]. В силу высокой скорости гидратации и твердения, повышенной величины экзотермического потенциала они рекомендованы для цементирования скважин в интервалах низких положительных и отрицательных температур. Недостатком цементов из этих материалов является — высокий экзотермический эффект, приводящий к преждевременному схватыванию, низкая долговечность, особенно при повышении температуры среды в период эксплуатации скважин. Глиноземистый цемент характеризуется высокой скоростью твердения -через 3 суток прочность образцов достигает 80-90% от прочности, получаемой в 28-суточном возрасте. При гидратации глиноземистого цемента за относительно короткий период после начала схватывания выделяется значительное количество тепла —300-400 Дж/г, благодаря чему он интенсивно твердеет и при низкой положительной температуре [234, 244].
Разработка и совершенствование элементов технологической оснастки и технологии применения для повышения качества цементирования обсадных колонн.
Так как основной операцией в цикле заканчивания скважины считается крепление, то главным критерием, предъявляемым к качеству цементирования, является герметичность заколонного пространства. Анализ состояния крепления скважин на многих нефтяных и газовых месторождениях показывает, что одним из факторов, влияющим на качество цементирования скважин, является надежная технологическая оснастка обсадных колонн, от эффективности которой зависит не только полнота замещения бурового раствора цементным, но и герметичность заколонного пространства. Одним из таких элементов является обратный цементировочный клапан для обсадных колонн. В мировой практике сооружения нефтяных, газовых и других скважин, в том числе и в нашей стране, для оснащения обсадных колонн при их спуске и цементировании применяются клапаны различных конструкций, основное назначение которых заключается в следующем: - обеспечить самозаполнение (без долива) обсадной колонны буровым раствором при спуске ее в скважину; - предотвратить (обратное) движение цементного раствора из заколонного пространства в колонну после его продавки; - обеспечить возможность посадки продавочной пробки, что исключает использование «стоп» кольца. Таким образом, клапан, за счет регулирования поступления раствора в колонну во время ее спуска, должен обеспечить определенный баланс гидродинамического давления в колонне и за ней, уменьшение давления на стенки скважины, не допуская смятия обсадных труб, предотвращая перелив раствора из колонны. Клапан должен быть герметичным, предотвращая обратное движение цементного раствора из заколонного пространства в колонну и позволять оставлять обсадные трубы в период ОЗЦ без избыточного давления. Анализ передовых достижений отечественной и зарубежной науки и техники [8,125] показывает, что имеются различные по конструктивному исполнению устройства, выполняющие комплекс рассмотренных технических требований. Клапаны отечественного и зарубежного производства состоят из корпусов (зарубежные клапаны бывают без корпусные), запорных узлов с шаровыми или откидными тарельчатыми затворами и дроссельных узлов - регулируемых или нерегулируемых.
Отличительной особенностью конструктивного исполнения клапанов за рубежом является то, что зачастую в качестве корпуса используются муфты обсадных труб или направляющие башмаки. Лучшими из промышленно-освоенных отечественных клапанов для обсадных труб являются клапаны типа ЦКОД [109], разработанные ВНИИКРнеф-тью (а.с. № 419615). Данные клапаны имеют дроссельные узлы с постоянным сечением и предназначены для нерегулируемого самозаполнения внутренней полости спускаемой в скважину колонны обсадных труб. За рубежом разработка клапанов происходит по двум направлениям. К первому направлению относятся клапаны, у которых отсутствуют дроссельные узлы для самозаполнения. Такие клапаны применяются в скважинах, склонных к нефтегазоводопроявлениям. Эти клапаны не обеспечивают самозаполнения обсадных колонн, что приводит к уменьшению скорости спуска из-за необходимости периодического долива жидкости во избежание их смятия. Ко второму направлению относятся клапаны, имеющие дроссельные узлы для нерегулируемого или регулируемого самозаполнения колонны раствором в процессе спуска в скважины, не имеющие пластов, склонных к нефтегазоводопроявлениям [ 109]. Все вышеперечисленные обратные клапаны можно разделить на четыре типа: 1. Клапаны обратные, не обеспечивающие самозаполнения колонн буровым раствором. 2. Клапаны с нерегулируемым самозаполнением (заполнение до 90% объема труб). 3. Клапаны дифференциального заполнения обсадной колонны (заполнение до 90% объема труб и более). 4. Клапаны комбинированного исполнения (клапан второго типа дополняется узлами клапана третьего типа (дифференциального заполнения). Колонна заполняется на 81% объема труб. Клапаны перечисленных типов с различными принципами работы в основном выпускаются фирмами Baker, Halliburton, Dowell и некоторыми другими, которые можно применять в конкретных условиях с высокой надежностью. Технико —экономическая эффективность, надежность работы и качество цементирования зависит от таких наиболее важных показателей как; рабочее давление; коэффициент местных гидравлических сопротивлений прямому потоку жидкости; средней наработкой до отказа и степень регулирования подачи жидкости во внутреннюю полость колонны труб. К основным недостаткам отечественных промышленно освоенных клапанов можно отнести; - недостаточная надежность в регулировании самозаполнения колонны в процессе спуска (перелив бурового раствора из-за колонны): - недостаточная надежность работы клапана из-за потери герметичности после получения «стоп». К недостаткам зарубежных клапанов можно отнести сложность их конструкции. В настоящее время при спуске и цементировании обсадных колонн практически повсеместно в качестве обратного клапана используется клапан ЦКОДм, однако практика показывает, что клапаны такой конструкции надежно работают в вертикальных или с небольшим углом наклона скважинах. При углах наклона более 20 их надежность резко снижается. Анализ данных об отказах отечественных обратных клапанов типа ЦКОД показывает, что наибольшее количество отказов наблюдается в наклонных, пологих и горизонтальных скважинах. Основным видом отказов является их негерметичность после получения «стоп» и сброса давления в колонне. Запорные элементы (шары), как правило, опускаются в колонну перед закачкой цементного раствора. В результате анализа работы клапанов типа ЦКОД на скважинах Ноябрьского и Нижневартовского регионов установлено, что в клапанах данной конструкции ненадежными элементами являются дроссельный и запорный узлы.
Похожие диссертации на Совершенствование технологических процессов и технических средств при заканчивании скважин
