автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Комплекс технологий и технических средств для совершенствования процессов заканчивания скважин

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОНЦЕРН БЕЛНЕФТЕХИМ ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ БЕЛОРУСНЕФТЬ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И ПРОЕКТНЫЙ ИНСТИТУТ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ БЕЛНИПИНЕФТЬ

на правах рукописи УДК 625.245.42

Минеев Борис Павлович

КОМПЛЕКС ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН

Специальность 05.15.10 - Бурение скважин

Диссертация в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора технических наук

Гомель 1997

г

ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ

доктор технических наук.

профессор А. к. Куксов

доктор технических наук

и. п. Дородное

доктор технических натк.

профессор а и.Крылов

Ведущая организация - производственное объединение

Белорусгеологий

Зашита состоится 1998 г. в час.

на заседании диссертационного совета Д 101. 04.01 по зашите диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук при научно-производственнон объединении "Бурение* по адресу: 350624, г. Краснодар, ул. Нира. 34.

с диссертацией в виде научного доклада нохно познакониться в библиотеке НПО "Бурение" (Краснодар, ул. Нира, 34),— диссертация в виде научного доклада разослана г.

Ученый секретарь специализированного совета

л. И. Рябова

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Глава 1. ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЦЕССОВ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ 1.1. Особенности технологий первичного вскрытия пласта

1. 2. определение величины давления в колонне при

кумулятивной перфорации скважин 1. 3. Никрогидроразрывы пластов при перфорации сквахин

1. 4. Мероприятия по совершенствованию процессов вскрытия пластов кумулятивной перфорацией

1. 5. способ повышения эффективности гидропеско-

струйной перфорации

Глава 2. ТЕХНОЛОГИИ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

С УЧЕТОН ГИДРОМЕХАНИКИ ВЕРТИКАЛЬНЫХ ПОТОКОВ

2. 1. Особенности крепления скважин на белорусских

месторождениях г. г. Некоторые отличия гидромеханики вертикальных потоков от горизонтальных

2.3. Инерционно-вакуумный эффект и его роль при цементировании обсадных колонн

2.4. Технологии цементирования обсадных колонн, учитывающие влияние инерционно-вакуумного эФФекта

2.4.1. Двухсторонний контроль за процессом пенентирования

2.4.2. Безостановочный процесс цементирования обсадных колонн

2. 5. повышение качества цементирования колонн за счет применения новых танпонажных материалов

СТР.

2.5.1. Использование долонитовой пыли в качестве наполнителя танпонахяого раствора 46

г. 5.2. Расширяющиеся составы на основе снеси

портланд-ценента и сланцевой золы 47

2. б. Послеостановочный гидравлический удар 50

2. Т. Количественная оценка изненения массы

обсадной колонны при ее цементировании 51

за 3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ. ПРИНЕНЯЕННХ

ПРИ ВЫЗОВЕ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА 53

3. I. Основные условия получения притока из

пласта и способы их реализации 53

3.2. Совершенствование метопов вызова притока

с поношыэ конпрессора 54

3. 2. 1. Расчет пускового давления с учетом

веса сжатого газа 54

3.2.2. Технологии вызова притока из поглотавших

пластов . 56

3.3. Технологические схены вызова притока

с поношью пенных систем 57

3.4. Гидрокислотный разрыв пласта без

использования пакера бб

3.5. Разработка мероприятий по использованию выхлопных газов в процессах по вызову

притока с поношью компрессоров 68

шва 4. РАЗВИТИЕ МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК

ПЛАСТА ПО ГИДРОДИНАНИЧЕСКИН ИССЛЕДОВАНИЯМ 72

4. 1. Новое в понятии о гидродинамическом

несовершенстве скважин 72

4. 2. Совершенствование методов определения параметров пласта и гидродинамического нического несовершенства скважин по кривым восстановления давления 77

4. 3. Роль индикаторных линий при оценке добывных

возможностей скважин 81

4.4. Уточнение понятия о призабойной зоне пласта

и определение ее характеристик в5

стр.

'пава 5. РАЗРАБОТКА НОВЫХ ТЕХНОЛОГИИ, ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И НАТЕРНАЛОВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ

ЗАКАНЧИВАНИИ СКВАХИН 91 5. 1. Устройство для обратного цементирования

обсадных колонн 9(

5.2. Универсальные ценентировочные пробки 91

5. 3. Компенсатор давления для скважин 93

5. 4. Расширявшаяся танпонахная снесь 93

5. 5. способ цементирования обсадных колонн 93

5. б. способ обратного цементирования колонн 94

5. 7. новый способ установки иенентных мостов 94

5. 8. Новый способ приготовления пен 95

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТ И ВЫВОДЫ 98

СПИСОК РАБОТ ДРУГИХ АВТОРОВ, НА КОТОРЫЕ СДЕЛАНЫ ССЫЛКИ В ДОКЛАДЕ

104

ВВЕДЕНИЕ

в последние годы в объект самостоятельного изучения начали выделять этап строительства сквахин, названный заканчиваниен. Автор, понятие "заканчивание сквахин" характеризует как комплекс взаимосвязанных процессов по вскрытию продуктивного пласта бурениен. креплению и испытанию скважины, вторичное вскрытие пласта относится к испытанию, при строительстве скважин от этого обобщенного понятия могут быть отдельные отступления. В частности, не всегда продуктивный горизонт обсаживается зацементированной колонной; в некоторых случаях испытание скважины не проводят, ограничиваясь работани по опробованию пласта пластоиспытателен. Но тен не иенее. заканчивание сквахин должно объединять в себе работа, качественные показатели которых направлены на решение задач, поставленных перед скважиной.

особенностью работ по заканчиванию скважин, во-первых, является их трудоемкость: на этапе заканчивания резко возрастают затраты времени. материалов и трудовых ресурсов на 1 н проходки. Во-вторых, в работах по заканчиванию скважин участвуют кроме буровых геофизические. танпонажные и другие организации, это налагает определенный отпечаток на уровень организации работ. К контролю•за проведением работ на стадии заканчивания скважин проявляется повышенный интерес со стороны геологической службы эксплуатационников. и. наконец, работы на стадии заканчивания отличаются повышенной ответственностью, ибо осложнения и аварии, происшедшие на этон этапе, нередко приводят к ликвидации сквахин по техническим причинам.

Говоря о заканчивания скважин как комплексе работ, будем подчеркивать, что он, как таковой, может быть осуществлен только по конкретной скважине, а для группы,или ряда сквахин - это необходимость проведения целенаправленных работ, которые обеспечивали бы наилучший конечный результат. И другое. Различие геолого-технических условий требует применения отличающихся технологий по вскрытию пласта, креплению и испытанию скважин. Поэтому практический интерес представляет "рассмотрение комплекса технологий и средств для их осуществления.

в настоящее время заканчивание скважин занимает большую долю в продолжительности строительства скважины. Чтобы уненыпить ее, а. следовательно. и сократить продолжительность цикла строительства скважины. необходино осуществить ряд организационных, технологических, технических и др. мероприятий.

Перечислим в обших чертах наиболее важные из них.

1. Сокращение вренени бурения скважины и особенно на заключительной этапе - вскрытии продуктивного пласта.

2. Совершенствование работ по созданию и сохранению ствола, позволявших уменьшить время на проработку скважин перед спуском колонны и в период подготовки скважины к гео4изическин исследованиям.

3. Использование буровых растворов, оказывающих мининальное отрицательное влияние на прошгааеность пласта, при его вскрытии.

4. Совершенствование технологии геофизических исследований, позволяющих увеличить их информативность и достоверность при сокращении вренени проведения работ.

5. Разработка технологий и устройств для их осуществления с целью повышения качества пенентирования обсадных колонн и особенно в наклонных скважинах при наличии в разрезе пластов с резко отличаши-нися тернобарическини условиями.

6. Совершенствование методов вскрытия пластов перфорацией и опенка качества вскрытия с поношью геофизических приборов.

7. Разработка более совершенной технологии испытания скважин, процессов вызова, интенсификации и исследований притока, направленных на сокращение продолжительности работ.

в. Увеличение объемов исследовательских работ для опенки качества на всех стадиях проведения работ по сооружению скважин.

Простое перечисление основных мероприятий, оказывающих значительное влияние на технико-экононические показатели буровых организаций, указывает на наличие серьезных проблей, решение которых'позволит снизить продолжительность строительства скважин и повысить их качественные показатели.

Естественно, что каждое из приведенных выше мероприятий может стать предметом самостоятельных исследований. Но наибольший выигрыш ножио получить только при комплексном подходе к решению проблемных вопросов, когда учитываются не только преимущества выбранной технологии на какой-то стадии работ, но и влияние ее внедрения на последующие процессы.

Автором, в течение иногих лет проводились работы по обеспечению комплексной технологии заканчивания скважин. На белорусских месторождениях проанализировано состояние работ и выданы конкретные рекомендации на каждой участке непрерывной цепочки: - вскрытие пласта буре-киен - крепление скважин обсадными колоннами - испытание скважин, при

этой открыты малоизгченные и малоизвестные явления, участвующие в процессах и оказывающие влияние на их продолжительность и качество. Например, описанные отличия гидромеханики вертикальных потоков, и инерционно-вакуумный эффект, и удерживающая сила разрежения представляют большой теоретический и практический интерес. Впервые описан и послеостановочный гидравлический удар, на существование которого ранее внимания не обращалось. На основе проведенных исследований предложены новые технологические схемы осуществления процессов цементирования обсадных колонн и различные устройства, применяемые в процессах. Автором выполнены исследования по опенке особенностей кумулятивной перфорации, выявлены гидроразрывы пласта при перфорации, названные никрогидроразрывани. Предложенная в работе методика расчета пускового давления с учетон веса сжатого газа позволяет сократить время вызова притока из пласта. Впервые в отрасли проведены работы по оценке влияния электролитов на свойства пенных систен, показано, что присутствие электролита в растворе оказывает влияние на пенообразуюгаую способность ПАВ. Предложены новые технологические схемы и устройства для. получения и использования пен в процессах заканчивания скважин.

В работе вводится новое понятие о гидродинамическом несовершенстве скважин, когда его составляющий являются несовершенство по степени, характеру и нетоду вскрытия, предложены методы количественной опенки несовершенства скважин, на основе анализа большого обьена про-ныслового натериала показано, что Фильтрационные характеристики пласта, в частности, его гидропроводность. изменяются при изменении режи-на работы скважины. Уточнением понятия о призабойной зоне пласта, расширен перечень вопросов, которые необходимо учитывать при ее исследовании.

Работа содержит предложения по совершенствованию организации труда. Большинство из них включены в "Стандарты предприятия" Производственного объединения БелоруснеФть. разработанные авторон или при его непосредственной участии.

проводя исследовательские работы, автор пользовался комплексным подходом к решению проблей: вместе с рассмотрением теоретических и аналитических вопросов предлагались пути практического приложения результатов исследований.

Промысловые -экспериментальные работы и апробация разработок проведены на объектах Речипкого управления разведочного бурения, светло-

горского управления буровых работ. Нефтегазодобывающего управлени! "РечипанеФть", таннояажой конторы ПО "БелоруснеФть".

автору оказывали поиошь в работе технологи, руководящие рабо* ки перечисленных организаций и аппарата производственного объедин* БелоруснеФть. а также научные сотрудники института УкрГИПРОНИИнеФ' НелННПИнеФть.

В своей работе автор использовал огромный потенциал научных 1 ботников бывш. ВНИйКрнеФти. участвуя в проводиных ини совешаниях. нинарах. получая необходимые консультации.

автор пользуется случаен, чтобы выразить всем им глубокую пр1 нательность и поблагодарить за оказанную поиошь.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность дроблены. Ежегодно в мире сооружают десятки тысяч 'Тяных. газовых и другого назначения скважин. Большинство из них дназначены для добычи нефти и газа и связанных с нини процессов (держания пластового давления, нногие скважины призваны открывать >ые или доразведывать открытые подзенные кладовые.

Каждая скважина - сложное гидротехническое сооружение. спепиФи-:кини особенностями которого являются ограниченные возможности наб-юния и регулирования рабочих процессов в связи с расположением обь-гов эксплуатации на значительной расстоянии от поверхности зенли и пых диаметров сооружения. Эти особенности проявляют себя как на стал эксплуатации, так и на стадии строительства скважин.

В последние двадцать лет в объект самостоятельного изучения наш выделять этап строительства скважины, названный заканчиванием ?ажин. Однако, до сих пор еше не принята обшая точка зрения на обь-работ. включаемый в этот этап, и потому не разработаны комплексные теологии заканчивания скважин.

Проблена разработки комплексной технологии заканчивания скважин ожна потону., что здесь необходимо объединить сильно различающиеся хнологические процессы: углубление, крепление ' и испытание скважи-, которые сами по себе требуют постоянного совершенствования и вы-пняются специалистами различных направлений.

При углублении скважины осуществляется первичное вскрытие плас-. В зависимости от многих факторов в процессы первичного вскрытия^ гут быть заложены условия для успешного или затрудненного вызова итока из пласта, получения ожмдаеного результата.

Крепление скважины - это и разобщение пластов (создание непрони-еных перенычек), и способность крепи сохранять целостность обсадных лонн во времени и при изменении геотехнических условий, и обеспече-е пропускной способности труб при добыче нефти и газа.

Испытание скважины - это процесс вторичного вскрытия пласта пер-рацией, вызов, интенсификация и исследование притока, только прове-[ гидродинамические исследования работающей скважины ножно оцепить зультаты работ по строительству скважины и уровень достижения, поселенной перед скважиной задачи.

Итак, заканчивание скважин - конплекс взаимосвязанных работ, от 'анотного проведения которых на каждом этапе, зависит успешность ко-

нечных результатов строительства скважин.

Вопросы заканчивания скважин остаются актуальными как для скважин, вскрывших высокопапорные пласты, так и для скважин, пробуреннны: на истощенных месторождениях, они актуальны для нефтяных, нагнетател1 ных и газовых скважин, ибо при изменении назначения скважины должны изменяться требования к сооружаемой скважине.

Об актуальности проблены свидетельствует и то. что вопросы зака1 чивания скважин являются постоянными спутниками всех совещаний по строительству скважин и их эксплуатации.

^Цель работы. р Создать комплексную технологию заканчивания скважиг и на основе совершенствования технологических процессов, входящих в комплекс заканчивания. повысить эффективность работ, снизить их продолжительность и проводить оценку качества строительства скважин.

Основные задачи работы:

1. Оценка влияния вскрытия продуктивного пласта на показатели гидродинамического несовершенства скважин и уточнение иетодов их определения.

2. исследование малоизученных явлений, оказывающих влияние на проведение технологических процессов по цементированию скважин, и. в частности, выявление особенностей гидромеханики вертикальных потоков в сравнении с горизонтальными. Опенка величины гидродинамического и гидростатических давлений на забой при проведении различных технологических операций, связанных с закачкой жидкости в пласт или циркуляцией ее по вертикальным трубаи.

3. Совершенствование способов вызова и интенсификации притока из пласта, развитие методов определения его характеристик по гидродинани ческин исследованиям.

4. Разработка технологий и технических средств для повышения уровня и эффективности различных процессов, осуществляемых при закан-чивании скважин.

Задачи работы^ решаются путем изучения состояния работ на каждой этапе, оценкой влияния их результатов на последующие, поиска возможности устранить отрицательные Факторы и усилить действие позитивных. Для этого проведены аналитические , лабораторные и промысловые исследования, позволившие внести коррективы в некоторые понятия, уточнить расчетные зависимости, разработать новые технологии и технические средства для их осуществления.

Обшая методика исследования. В основу методики заложен принцип: от результатов макроанализа по заканчиванию скважин к анализу его

составляющих, от анализа технологических процессов - к анализу технологических операций, входящих в процесс, позволивший устаповить связь между работани на различных этапах, выявить положительные и отрицательные Факторы, наметить пути повышения роли одних и уменьшения других, оценить уровень технологий, применяемых на различных этапах и определить пути их совершенствования.

. Научная новизна.

1. Доказано, что характеристики вертикальных потоков значительно отличаются от таковых для горизонтальных потоков, причен гидродинамическое давление на забой скважин может инеть величину менее гидростатического. При движении по вертикальным трубам жидкостей с отличающейся плотностью возникает вакуун, устранение которого связано с гидравлическими ударани (кавитационный хлопок), а разрежение, возникающее при этой обладает удерживавшей силой.

г. Описан гидравлический удар, названный послеостановочнын, наб-людаеный после црекрашения нагнетания в скважину жидкости, в частности. продавочной жидкости при цементировании. Показано, что при определенных условиях он может быть причиной разрушения обратного клапана или разрыва пласта и поглощения жидкости.

3. Уточнено понятие о гидродинамическом несовершенстве скважин. При этой составляющими несовершенства являются не два, а три параметра: несовершенство по степени, несовершенство по характеру и несовершенство по иетоду вскрытия (последнее введено автором).

4. расширено понятие о призабойной зоне пласта, оно включает в себя трубный Фильтр, околоствольную зону и часть пласта, ограниченную воронкой депрессии, полученной в работающей скважине. Отсюда: разнер призабойной зоны зависит от величины депрессии.

5. Произведены замеру величины давления в колонне при взрыве в ней различного количества перфораторов различного типа. Показано, что перфорация может быть причиной разрушения колонны в месте взрыва, что при перфорации может произойти гидроразрыв пласта'и поглощение жидкости.

6. доказано, что при расчетах, где одновременно используются плотности жидкости и газа не всегда правомочно не принимать во вни-нание вес газа. Так. пусковое давление конпрёссора. имеющего рабочее давление 8.о НПа. 'с учетом веса сжатого газа увеличивается до 8,8 НПа.

7. Введено понятие о расчетном вренепи восстановления давлени при обработке кривых восстановления методом касательной, позволяют исключить ошибки в выборе прямолинейного участка.

8. На 12 разработок получены авторские свидетельства (патенты Практическая пенность и реализация работы в промышленности, к

лекстшй подход к заканчиванию скважин реализуется в ПО БелоруснеФт 1984. г- через Стандарт предприятия "Заканчивание нефтяных скважин" (стп 00-055-84), составленный под руководством автора, этому стенд предшествовали разработанные автором стп 00-028-82 "Испытание и ос ение скважин" и СТП 00-044-83 "Цементирование обсадных колонн".* По 1984 г. были введены стп 00-057-еъ "Установка цементных ностов" и 00-089-89 "Крепление нефтяных скважин". Такин образон. как в целом канчивание скважин, так и его этапы полностью охвачены руководящим документами на уровне стандарта предприятия.

Повышение уровня организации труда и технологической дисшгали внедрение в СТП новых разработок позволили получить значительный экономический эффект.

Так за период 1979-1983 годы она исчислялась сунной 800000 ру а за 1995-1996 г. г.- эффект составил 17949 млн. руб.

^пробапия работы. Основные положения диссертации докладывалис совещаниях и семинарах, в т. ч. всесоюзных "Новые достижения в гидр лике пронывочных растворов и танпонажных систен" (Ивано-Франковск. 1981 г. ), "вскрытие продуктивных горизонтов и освоение неФтегазовы скважин" (Ивано-Франковск, 1982 г.), "совершенствование технологич кик процессов на стадии заканчивания скважин (Гомель.'1983 г. ), "Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин (Носква 1988 г. ) координационных совещаниях, проводиных ВНИИКРнеФтью и НиннеФтепрон< ссср в Москве, Киеве, Краснодаре.

Значимость для науки и практики работ соискателя. Полученные а! ром при проведении аналитических, лабораторных и промысловых иссле, яий результаты, определили новые подходы к гидронеханике вертикалы потоков, опенке их характеристик; к выбору типов перфораторов и ко, чества зарядов, спускаемых одновременно для перфорации колонн куну; тивныни перфораторами и использованию энергии взрыва для разрыва ш та; к выбору нетодов вызова и интенсификации притока и его исследо! ния. Эти подходы, заложенные в руководящие документы позволили пов! сить эффективность работ, сократить их продолжительность и снизить стоимость.

Исходные материалы и личный вклад. В основу всех исходных нате-лов заложены результаты исследований, выполненных авторон лично ; под его руководством в период с 1972 по 1995 г. г., когда он рабо-; в институтах УетГИПРОНШнеФть и БелНИПИнеФть в должностях стар-■о научного сотрудника, заведующего сектором, заведующего лабора->ией. С 1997 г. заведующий отделом заканчивания скважин.

^публикации. Основные результаты исследований опубликованы в в2 >отах, 51 из которых приведены в диссертации.

^Структура и обьем работы.

Доклад состоит из введения, пяти глав, основных результатов выводов и списка используеных в докладе источников.

Доклад изложен на 80 стр. учитываемого машинописного текста, пючает 16 рисунков и 13 таблиц.

I. ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЦЕССОВ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА

1.1. Особенности технологий первичного вскрытия пласта на белорусских месторождениях [22, 261

особенностью геологического разреза белорусских месторождений неФти является наличие нопшых солевых отложений, причем продуктивные пласты встречаются внутри солей (межсолевые) и под соляии (подсоле-вые). На некоторых плошадях в разрезе открыты и межсолевые и подсо-левые отложения, на других или межсолевые или подсолевые.

Сложность геологического строения разреза месторождений вызывает необходимость разнообразить конструкции скважин. При составлении технологических регламентов для целей бурения набирается более десяти конструкций, отличающихся количеством, длиной колонн и их дианет-рани.

Кондуктор диаметром 32t или 426 ни спускается на гдубину 1Т0--320 и и цементируется до устья.

Первая промежуточная колонна диаЧетрон 245 или 324 ни спускается на глубину от 580 до 2800 м для перекрытия надсолевых отложений, денентируется до устья, в этих отложениях давление, в основной, ниже гидростатического, и поэтому они склонны к поглощению промывочной жидкости.

Вторая (или третья) промежуточная колонна дианетрон 194 или 245 нн спускается для перекрытия отложений первой соли, межсоли и второй соли при бурении скважин на подсолевые отложения. При этой количество колонн определяется, исходя из возможности совместного бурения указанных отложений.

Эксплуатационные колонны проектируются в зависимости от назначения скважин и глубины спуска одяоразнерныни или комбинированными с диаметрами труб 1бв. 146 и 140 кн. '

Известно, что конструкция скважины предопределяет диаметр поро-доразрушаипего инструмента, бурильных труб и турбобура, а иногда и способ буреяия.

С ростои глубин снижаются такие технико-зкоионические показатели. как проходка на долото и стойкость его, увеличивается время на проведение спуско-подьенных операций и вспомогательных работ.

В табл. 1.1. приведены некоторые технико-экононические показа-

тели по ряду сквахин. анализируя которые вознохно оценить влияние заканчивают» сквахин на технико-экононические показатели строительства скважин в пелои.

Так. если доля проходки на стадии заканчивания занинает 1. 7--9.7У- от глубины сквахин. то доля времени на углубление имеет значения г.5-36,7*. Продолжительность вспомогательных работ занинет 7,246.в сут.. что составляет 7.3-57,5Х (везде приняты мннинальные и максимальные значения). Доля заканчивания скважин в продолжительности строительства скважин от в,1 до 43,5и.

Средние значения для 12 приведенных в табл. 1. 1 скважин более полно отражают сложившуюся ситуацию. Если доля проходки при заканчи-вании скважин 4. 8У- глубины, то время, затраченное на углубление на этой стадии - 11.8;: общего времени, а в продолжительности строительства заканчивание скважин имеет долю 19.7Х,

Опенив роль заканчивания скважин в Формировании технико-эконо-нических показателей бурения отнетин некоторые особенности технологий первичного вскрытия пластов на белорусских месторождениях.

Первая особенность технологии вскрытия продуктивных пластов заключается в тон. что вскрытие продуктивного горизонта производится. как правило, после спуска промежуточной колонны до кровли продуктивного горизонта. Перекрытие вышележащих горизонтов пронежуточной колонной позволяет снизить плотность бурового раствора и производить вскрытие пласта при нинииальной репрессии на пласт. В то же время оно требует проведения дополнительных работ по замене и обработке бурового раствора, сиене бурового инструмента. Все это увеличивает продолжительность работ по сооружению скважины.

к особенности вскрытия продуктивных горизонтов следует отнести использование буровых растворов. По различным причинам применение буровых растворов, содержащих углеводородные жидкости ограничено. Поэтому нужны другие специальные растворы. Для условий Белоруссии отличается качество буровых растворов для вскрытия продуктивных тот в нежсолевых и подсолевых отложениях: если пласты в межсолевых отложениях вскрываются солеяасышенныни буровыми растворани. то в подсолевых - пресными; значительно отличаются и плотности буровых растворов. Отработанная со временен технология показывает, что наилучшие результаты получают, используя буровые растворы с вязкостью 25-40 с, Фильтрационной способностью 5-ю куб. см, имеющих статическое напряжение сдвига 20/40 Па. Замечено, что чен неныве прочность структуры и

концентрация твердой Фазы в буровой растворе, теи неныпее отрицат« ное влияние он оказывает на проницаемость трешинных коллекторов, .неплохие результаты получены при использовании струйных кольиататс при бурении в продуктивных толшах.

продуктивные горизонты в Белоруссии приурочены в основной к 1 шиннын известнякан и долонитан. По этой причине борьба с поглошени бурового раствора нередко отнинает иного вренени и средств. Поэте выбор систен. не проникающих в пласт и не снижающих его проницаемо остается одной из главных задач в совершенствовании процессов векг тия продуктивных пластов.

1. 2. Определение величины давления в колонне

при кумулятивной перфорации скважин [3. 4, 51

Исследования проводили во вреня. когда для вскрытия продуктие ных пластов начиналось нассовое внедрение бескорпусных кунулятивнъ перфораторов. Для исследований был выделен вопрос воздействия перФ раторов различного типа на обсадную колонну и ценентное кольцо во вреня перфорации. Он представлял практический интерес потону, что промышленностью был освоен выпуск различных типов кумулятивных пер раторов. почти полностью вытеснивших пулевые, а уже на стендовых и следованиях отнетили, что при использовании перфораторов ПКС-105 е ножны деФорнашш труб и их разрушение.

. Аналитические исследования показали, что при кумулятивной пег Форапии далеко не вся энергия заряда ВВ затрачивается на образован канала, часть ее передается жидкости, заполняющей колонну. Чем бол количество энергии передается жидкости, тен большему воздействию п вергаются трубы обсадной колонны.

Известно, что основпыни Факторани, оказывающими влияние на дс Форнадию труб и цементного кольца являются:

а) количество ВВ в заряде;

б) взаимное расположение зарядов в перфораторе: наибольшая де Формация наблюдается при расположении зарядов по одной вертикально линии;

в» расстояние между соседними зарядани или плотность перфорап за один спуск;

г) механическая прочность и толшина труб, а также условия зак репления их в скважине (качество крепи);

д) величина гидростатического давления: увеличение ее ведет ь снижению деформации труб.

юилпма 1. 1

Некоторые показатели бурения скважин на Восточно-Первонайской; тишковской и Барсуковской плошадях

Ноиер Проходка, н Продолжительность Вреня на углубление. Вспомогательные

скважины строительства, СУТ. СУТ. работы. СУТ.

Всего Закан- Доля Всего Закан- Доля Всего Закан- Доля Всего Закан- Доля

чива- закан- чива- закан- чива- закан- чива- закан-

ла чива- ют чивав ют чива- ть чива-

ют, У. ния. х ют, /. ют, X

49 ВП 4653 195 4. 2 322 26 8, 1 122 4,0 3. 3 104 11 10. 6

59 ВП 4505 78 1. 7 522 63 12.0 185 11. 2 б. 1 107 17 15.9

51 ВП 4650 220 4. 7 450 67 14.8 155 6.4 2, 5 172 22, 5 13. 1

40 ВП 4300 94 2. 2 542 97 17,9 142 6.6 4,6 163 25. 9 15. 9

60 Т 3682 142 3. 9 296 62 20,9 105 9.0 8, 6 99 16.4 16. 5

69 Т 3862 142 3, 7 464 97 20. 9 125 14.8 11.8 114 28, 1 24.6

54 Т 3707 247 б, 7 436 92 21.0 146 25.6 17. 5 112 23, 1 20. б

57 Т 3670 90 2. 4 353 32. 6 9.2 99 8, 9 8, 9 98. 5 7.2 7, 3

48 Б 3531 343 9. 7 145 52 35.9 55 13.7 24.9 40 23 57. 5

72 Б 3762 202 5.4 138 54 28,7 60 10. 2 17.0 58 18,4 31.7

41 Б 34(0 253 7.4 193 84 43. 5 58 21, 3 36, 7 56 " 27,0 48. г

57 Б 3923 283 7, 2 278 90 32,4 99 28,4 28, 7 108 46,8 43. 3

Средние

значения 3971 191 4, 8 345 68 19. 7 113 13. 3 11,8 102. б 22.2 21. 6

В проектах на строительство скважин в абсолютном большинстве случаев предусматривается вскрытие пласта перфорацией через зацементированную эксплуатационную колонну. Для перфорации скважин различной глубины ногут быть использованы различные типы перфораторов. Плотност; перфораторов различная. Одновременно взрывается различное количество зарядов. Перфорация производится при различном гидростатическом давлении. Отсюда, все процессы вскрытия пласта перфорацией отличаются друг от друга.

Предположив, что основный Фактором, приводящим к деформации эксплуатационных колонн во время перфорации, является величина давления, создаваемого взрывон кумулятивных зарядов» проведены работы по занеру величины давления в колонне во время перфорации. Экспериментальные работы проводили, осуществляя обычную, сложившуюся во времени технологию перфорационных работ на белорусских месторождениях. Опенку величины давления делали с помошью крешерного прибора, используемого в аппаратах для гидроразрыва пласта пороховыми газани (АСГ-105 К-3).

При проведении экспериментальных работ определены зависимости:

1) величины давления от количества зарядов;

2) величины давления от количества зарядов и наличия перфорационных отверстий в колонне;

3) величины давления от расстояния до неста взрыва;

41 величины давления от положения зарядов.

Результаты измерения величины давления при взрыве различного количества зарядов пкс-80 в колонне диаметром 127 ж. заполненной пресной водой, приведены в табл. 1.2.

Таблица 1. 2

Интервал Кол-во 1 этап 2 этап

перфорации, зарядов

м шт. поряд- высота макси- поряд- высота накси-

ковый стол- мальное ковый стол- нальное

нонер бика, давле- нонер бика, давле-

рейса нн ние, НПа рейса мм ние, НПа

2988-2986 10 1 8. 01 140 13 9, 51 83,8

2986-2983 20 2 6. 27 218 14 8, 35 126,4

2983-2978 30 3 6, 21 221 15 8, 79 109,4

2978-2972 40 4 6. 44 213 16 7, 95 142, 4

2972-2964 50 5 брак брак 17 6, 82 192. 3

2964-2954 60 б б, (б 223 18 6,44 213,0

На первой этапе увеличивали число зарядов в каждой последующей рейсе на 10.

Второй этап выполняли в уже прострелянной колонне, доводя плотность перфорации до проектной.

Анализ полученной во вреня исследований информации позволил сделать следующие выводы:

1) зависимость величины давления, создаваемого одновременным взрывом кунулятивных зарядов от количества их не является линейной:

2) при перфорации колонны в зоне, имеющей отверстия, величина давления при взрыве меньше, чем в неперфорированной.

При рассмотрении вопроса о влиянии отверстий в колонне, расположенных ниже места взрыва, на величину давления видимой зависимости не выявлено.

Для опенки изненения давления в колонне в зависимости от расстояния до неста взрыва измерение величины давления производили одновременно в 3-х точках: на головке перфоратора и на расстоянии ю и 25 и выше нее. Результаты исследований, проведенных на скв. 69 Осташ-ковичи, представляют практический интерес. Они показали, что давление,. распространяясь вверх по колонне, снижается довольно интенсивно и, поэтому не ножет оказывать большого воздействия на эксплуатационную колонну.в зонах, удаленных от места перфорации.

Давление в колонне во вреня перфорации зависит от типа перфораторов. Количественная опенка величины давления была выполнена при перфорации скв. 104 Осташковичи. где перфорационные работы проводили перфораторами различного типа.

Результаты измерения давлений приведены в табл. 1.3

Таблица 1.3

Максимальные давления в колонне при перфорации различшти перфораторами

Тип Интервал Давление на Количество Порядковый Максималь-

перфоратора перфорации забой, нпа зарядов нонер ное давле-

рейса ние, КПа

ПК-105 ДУ 2685-2683 34, 9 18 1 63, 9

ПК-105 ДУ 2685-2683 34, 9 18 2 59, 0

ПКО-89 2683-2680 34, 9 18 1 69, 0

ПКО-89 2683-2680 34. 9 18 2 50,6

ПКО-73 2680-2677 34, 8 18 1 51,6

ПКО-73 2680-2677 34. 8 18 2 51.6

ПКС-80 2677-2674 34. 8 18 1 154.0

ПКС-80 2677-2674 34. 8 18 2 150.0

Данные табл. 1. 3 показывают, что при перфорации корпусныни пе раторани типа ПК и ПКО давление в эксплуатационной колонне поднина ся незначительно (Рнакс < 2Рзаб) в то вреия как бескорпусныни пер<1 раторани Рнакс >> 4Рзаб.

Процесс кумулятивной перфорации бескорпусныни перфораторами сравни процессом торпедирования скважин Фугасными торпедами, при которой людаются деформации и разрушения эксплуатационных колонн и околоствольной зоны пласта.

Факта дефорнапии и разрушепия колонн подтверждены промысловый исследованиями, обследованием колонн после перфорации в скв. 54 Ре кая, б и 74 Осташковичская.

Во всех исследованных случаях отнечена дефорнация эксплуатап» ной колонны, проявлявшаяся в увеличении дианетра и растрескивании

ТРУб.

Обследование колонн подтвердило также вывод о тон, что давлея взрыва не оказывает существенного влияния на колонну в зонах, удал ных от места перфорации: увеличение диаметра отмечено только в юл вале перфорации колонны.

1. 3. Никрогидроразрнвы пласта при перфорации скважин [46]

Исследованиями, описанными выше, установлено, что в нонент пе рации скважины кумулятивными перфораторами, особенно бескорпуснын» колонне создаются давления, по величине значительно превышающие гс Из-за больших перепадов между давлениями в колонне и Ь пласте при личии определенных условий ножет произойти гидроразрыв пласта (ГР! Процесс гидроразрыва пласта в этом случае может быть описан слепп схеной:

- аномально высокое давление сжинает жидкость, находящуюся в лонне, и выталкивает ее через образованные в колонне отверстия в I

- жидкость, выходяшая из отверстия, обладает большим количест энергии и имеет большую скорость: она нгновенно заполняет каналы, созданные перфораторами, происходит гидравлический удар;

- при наличии естественных трешин они раскрываются, при отсг вии - трешины создаются: жидкость заполняет образовавшиеся трешига

- гидравлические удары неоднократны и наблюдаются до выравнм давления в колонне и за колонной, при этом возможно зиакопеременж волновое движение.

' Рассмотрим такие составляющие процесса ГРП, как перепад давл( и Фильтрация жидкости в пласт.

1. Давление в колонне для различного числа зарядов перфораторов -Ю5 и ПКС-80 в исследуемых случаях изменялось в пределах 80-270

, что значительно превышает величину горного давления.

Известно, что для образования вертикальной трешины необходимо, бы разность нехду давлением в скважине и пластовым превышала бы ичину бокового горного давления.

Рс - Рпл > Рг. б. 11.1)

i образования горизонтальной трешины необходимо, чтобы давление в 1ахине превысило горное давление

Рс > Рг. <1.21

Величина горного давления является Функцией глубины залегания лежи и градиента давления перекрывавших пород. Величина градиента j условий Речипкого и Осташковичского месторождений принимается 322-0.025 НПа/н, а величина горного давления в пределах продуктивных астов составляет 65-100 НПа. давление в колонне в момент взрыва зна-гельно превышает эти значения, поэтону можно ожидать образование как ртикальных. так и горизонтальных трешин. Однако, при этой нельзя идать получения трешин большого разнера. так как в процессе разрыва аствует незначительный объем жидкости. Из-за весьна непродолжитель-го. периода, существования зоны высоких давлений к участию в процессе П не ногут быть привлечены большие объемы жидкости. Поэтону гидро-зрыв пласта, осуществленный во вреня кумулятивной перфорации, ножет ть отнесен к никроразрывам,

2. фильтрация жидкости при наличии значительных перепадов между :важиной и пластом в какой-то степени влияет на процессы вскрытия шста. Наблюдаемые в отдельных случаях в процессе перфорации скважин .»значительные поглощения жидкости пластом могут рассматриваться как юцесс Фильтрации. Задача о Фильтрации жидкости в пласт, вызванной шульсом давлений, решена Степановым в. П. [52]. Исходя из условий. 1сснотренных в этой работе, количество отФильтровавшейся жидкости

i время действия высокого давления при одновременном взрыве 58 заря-ов ПКС-Ю5 и ПКС-80 для условий сенилукско-бурегской залежи Речипко-о месторождения составило бы соответственно 5, 2 и 4. 1 л на 1 н плас-а. Поскольку 58 зарядов располагаются на длине 10 м за один взрыв олжно быть отфильтровано соответственно 52 и 41 литр жидкости, тако-о поглощения (а Фильтрация, по-видимому, должна быть постоянной) не аблюдается.

Во время перфорации ножет наблюдаться некоторое снижение уровня в скважине за счет заполнения жидкостью объема, занятого воздухом в кунулятивиых зарядах и корпусах перфораторов. Но этот объем также исчисляется литрани. следовательно, наличие значительннх поглощений жидкости, наблюдаемое по снижению уровня в скважине во время взрыва, может быть объяснено только гидроразрывом пласта, когда некоторый объем жидкости уходит из скважины в раскрывающиеся или вновь созданные трещины.

для установления фактов гидроразрыва пласта при проведении перфорации были проведены проннсловые исследования, которые подтвердили теоретические предпосылки. Они выполнялись по следующей методике. До взрыва зарядов, спущенных в скважину перфораторов, скважина заполнялась жидкостью, после чего производили взрыв и снова заполняли скважину. заливая занеренное количество жидкости. Подъем кабеля начинали только после заполнения скважины. Результаты замеров регистрировали.

Наиболее характерные данные наших наблюдений приведены в табл. 1. 4

Анализ данных геофизических исследований по скв. в Барсуковская показал, что интервал, где наблюдалось поглощение, сложен плотными известнякани, а зона, расположенная выше, инеет более высокую глинистость. В связи с этим ножно предположить, что в известняках произошел гидроразрыв пласта, при котором было поглошено 0,69 куб. н раствора. Отметин, что поглощение раствора в скв. в Барсуковская осложнило последующие работы по вызову притока; после занены раствора на воду, приток был незначительный, а кислотный раствор при давлении 16 НПа на устье в пласт задавить не удалось, скважина была освоена после гидрокислотного разрыва пласта.

При наблюдении за поглощением отмечается снижение объема погло-шаеной жидкости при последующих взрывах. Это указывает на то, что уже в процессе перфорации ножет сказываться отрицательное влияние раствора на проницаеность призабойной зоны пласта. Некоторые интервалы не поглотают совсем. Сравнение данных о поглощении с геофизическими материалами показывает, что поглощение наблюдается в наиболее плотных породах, а в пластах с повышенной глинистостью отсутствует.

Подытоживая сказанное, отметим, что сначала теоретически была показана возможность гидроразрывов пласта во время кумулятивной перфорации, а затеи пронысловыми исследованиями подтверждено их существование.

Табяипа 1.4

Результаты наблюдения за поглощением жидкости при перфорации скважин

Номер скважины Интервал ТИП Кол-во Порядко- Кол-во

перфорации перфора- зарядов вый нонер поглощенной

тора рейса жидкости

в Барсуковская 3354-3351 ПКС-105 18 1 0

_ # _ - " 18 г 0. 12

— " — - " - 18 3 0. 25

3351-3346 _ . _ 18 4 0, 32

_ я - - " - 18 5 0

- - . 18 6 0

3346-3344 - » - 18 7-8-9 0

Итого за процесс 0.69

11 Нервонайская 4480-4470 ПКО-73 20 1 не измерял!

- - - - " - 20 2 0. 1

- " - - " 20 3 0, 1

4477-4474 - " - £0 4 0, 05

- - - - " - 20 5 0, 1

- - _ 20 6 0, 1

4474-4471 - " - 20 7 0. 1

_ « - - - 20 8 0,05

- " - - - - 20 9 • 0, 15

4471-4468 - " - го 10 0. 15

- " - - " - 20 11 0. 15

20 12 0, 15

4468-4465 - " - 20 13-15 0

4465-4462 - г - 20 15-18 0

. . Итого за процесс 1. 20

Известно, что жидкость, попавшая в пласт, ножет ухудшать его про нипаеность. Поэтоиу необходимо при перфорации использовать такую жид-

кость, которая не оказывала бы вредного влияния на пласт. В зависи ти от величины пластового давления рекоиендовано заполнять колонну .перфорации следующими жидкостями: I) нефть и другие углеводородные жидкости, если пластовое давление ниже гидростатического; 2) пласт вода иди водный раствор поверхностно-активных веществ, если величи пластового давления близка к гидростатическому; 3) известково-биту ный или известковый раствор, если давление превышает гидростатичес Во веек случаях рекомендуется эту жидкость располагать выше интерв перфорации на 300-500 н, т. к. часть ее будет поглошена пластом в п цессе перфорации.

Исследуя процессы, происходящие в скважине во время кунулятие перфорации, установлено, что высокая эффективность вскрытия пластс кумулятивной перфорацией зависит от взаимодействия различных Факте оказывающих влияние на состояние эксплуатационной колонны, цемента камня и околоствольной зоны пласта. Поэтому с целью повышения эФФе тивности процесса вскрытия пластов с отличающимися характеристика« рекомендуется использовать перфораторы различных типов и различное количество зарядов при одновременном взрыве, а также жидкости, не кольиатируюгаие пласт.

1.4. Нероприятия по совершенствованию процессов вскрытия пластов кумулятивной перфорацией Результаты описанных выше исследовательских работ имеют болы практический интерес.

Во-первых, они указали на необходимость дифференцированно по! ходить к вскрытию пластов перфорацией, к выбору типов перфораторе! количества зарядов в них. Например, для предупреждения деФорнашш лонны и ценентного кання следует использовать только корпусные пе1 раторы с небольшим (до го зарядов) количеством зарядов, одноврене! взрываемых в скважине, а в случаях, когда деФорнапия колонны не б: препятствовать проведению нормальных процессов испытания и эксплу; пии скважин, напротив, использовать бескорпусные перфораторы и со: вать условия для гидроразрыва пласта и лучшей гидродинамической с скважин с пластом.

Во-вторых, они.требуют, чтобы результаты проведенных в скваж перфорационных работ, были известны исполнителям и эксплуатапиопн ибо каждый процесс отличается от другого. Необходимо обследовать лонну после перфорации известными Методани и совершенствовать сан

>ды для увеличения объема информации о состоянии эксплуатационной

>н1ш.

После того, как стали известны способы повышения эффективности 1ессов вскрытия пласта кумулятивной перфорацией и контроля за ее ведением, рекомендован и внедрен следующий конплекс работ, направ-юй на их осуществление, .

1. занена жидкости в скважине перед перфорацией на специальную, ¡гхудшаюшую пронипаености призабойной зоны пласта. В основной, это кости, не содержащие твердых фаз: водный раствор ПАВ. пластовая а, углеводородные жидкости, растворы хлорнатриевых и хлоркалыше-

солей. В случае необходимости применять утяжеленные растворы, омендуется использовать сапропелевые, неловые растворы и растворы нефтяной основе.

2. Использование различных сочетаний типоразнеров кунулятивных Фораторов,

3. Контроль и регистрация поглощения жидкости в скважине во ня каждого взрыва. Последнее косвенным путем позволяет выделять 1более продуктивные пропластки.

4. Обследование колонн после перфорации геоФизическини прибора-

Этот конплекс с 1977 года закладывается в научно-обоснованные >екты на сооружение скважин на месторождениях Белоруссии.

Представляет интерес использование приспособления для изненения ятажной схемы ленточных перфораторов, позволяющее делать отверстия колонне в 4-х направлениях. В 1975 г. по предложению автора неболь-я партия приспособлений была изготовлена силами механической настер-ой НГДУ "Речипанефть"» использована при перфорации. Однако, органи-вать серийное производство этих устройств не удалось, хотя имелись пожительные отзывы об испытании ряда геофизических трестов, а воп-с о необходимости изменить монтажную схему ленточных перфораторов л доведен до ВШШгеоФизики.

В особое направление работ были выделены исследования по орреде-нию необходимой плотности перфорации.

Известно, что плотность перфорации оказывает влияние на продук-вность нефтяных и газовых скважин. Количество отверстий, их разнеры расположение с Учетом диаметра трубы характеризует трубный фильтр, влияние этого Фильтра на приток жидкости к забоям скважин хорошо • »учено.

X

с,

10

Но [20 ВО I ЙЧ 13" юи __"Ц -1ЛИ-'-—«

Риг I I График зависимости С от плотности перфорации различного типа пепшопатопами пля породы с прочностью^на сжатие 450 кгс/см.кв

10

1зо

ЕЖ

2с-

20

40

30

50

_ И

И

С,

•5 3

г <

и о -1

к

С,

10.

к

ю

10

§

м

г«»

20

М.

012

Вм

30

501

ДО-

перто:

1-ПК 103« 2-ПК 85: л-Л К 6Ь: 4-4 ни й^э-и 741КС-80; 84ЖРУ ¿5;9-ПВН §0; 1041Б ¿100

-ЛКО 89:5-ЛК0 73;б-ЛКС 105;

3

2

1

7

г

о

5

4

га

Но на качественные показатели притока оказывают влияние и разне-каналов. созданных во время перфорации в цементной кольце и саион сте. Отверстия в колонне в сочетании с перфорационными каналами трубы образуют скважинный Фильтр, именно от скважинного Фильтра исит несовершенство сквахин по характеру вскрытия (его показатель

современные типы кумулятивных и пулевых перфораторов обладают ;ьно отличавшейся пробивной способностью, как по дианетру отверс-. так и по длине канала. Позтону, при планировании плотности пер-апии различными типами перфораторов этот Фактор должен учитывать-Однако. как показал анализ, выполненный автором; пробивная спорность перфораторов при создании сквахинных фильтров не учитывались.

Была поставлена задача уненьшить влияние субъективных Факторов I определении плотности перфорации. За критерий была выбрана плот-;ть перфорации, обеспечивавшая совершенство скважины по характеру срытия. Используя данные о пробивной способности перфораторов £521 1етод В. И. Нурова для определения показателя несовершенства, были :троены графики для различных условий. В частности, приведенный на :.1.1 график построен для условий: пробивается обсадная труба тол-аой Ю мм из стали группы прочности "Д". слой ценента за колонной мм семидневной выдержки ( ¿ж=го нпа) и горной Породы прочностью НПа при тенпературе 20 град. С и всесторонней сжатии Р-зо нпа.

При анализе графиков замечено, что:

1. По нере увеличения пробивной способности перфораторов (длины нала) влияние диаметра отверстия уменьшается.

2. Отрицательное значение величины С2 для рассмотренных нами отностей перфорации по. 20, зо и 40 отв/н) при отношении глубины нала к диаметру колонны равном I. 5 и выше находится принерно на инаковом уровне и во всех случаях ве превышает 2.

3. Перестроенные графики В. И. Щурова представляют пучок кривых, одяшихся в одной точке, отсюда: наибольшее влияние на величину С жет наблюдаться только при малых значениях отношения глубины кана> к диаметру скважины.

4. Изненение отношения диаметра отверстия к диаметру скважины :азывает существенное влияние только при налых глубинах пронгаснове-[я перфорационных каналов в пласт.

Аналитические исследования показали:

1. Для резкого снижения величины с2 некоторыми типами перфорато->в достаточно сделать всего 2-3 отверстия; другини типани перфорато-

ров для снижения на эту же величину необходимо сделать значительно больше отверстия.

2. Увеличение плотности перфорации После достижения с£ =0 приводит к незначительному росту отрицательных значений сг. тенп снижения величины сг настолько низок, что экономически нецелесообразно увеличивать плотность перфорации.

Эти выводы хорошо согласуются с результатами промысловых исследований. выполненных в различных нефтяных районах страны.

Сравнивая графики, построенные для различных условий, в частности. для прочности породы НПа и 6СЖ =25 нпа отмечено, большое влияние прочности породы на плотность перфорации (табл. 1. 5)

Таблица 1. 5.

Плотность перфорации для пород с отличавшейся прочностью (гскв=о. 125 н)

Прочность породы на сжатие, НПа

плотность перфорации отв. /и для перфоратора, при С„= о

ПК-ЮЗ

ПК-85

ПК-65

ПКО-89

ПКО-73

ИКС-105

ПКС-80

КПРУ-65

45 25

отношение 45/25

37 17

55 37

65 52

15 8

27 16

12 7

2. 17 1.49 1,25 1,87 1,69 1.71

24 16

1. 50

22 9

2.44

Оказывает влияние на плотность перфорации и дианетр скважины. На это указывают данные табл. 1. 6

Таблица 1.б

плотность перфорации в зависимости от радиуса скважины

дианетр Плотность перфорации отв. /н, при с,= 0

скважины.

мн ПК-ЮЗ ПК-85 ПК-65 ПКО-89 ПКО-73 ПКС-105 ПКС-80 КПРУ-65

100 32 47 65 8 25 5 27 17

125 36 55 65 15 27 12 32 22

отношение

125/100 1. 12 1. 17 - 1. 87 1.00 2.40 1. 18 1. 29

эти Факты следует учитывать при планировании и производстве работ по перфорации обсадных колонн в нефтяных .и газовых скважинах.

1. 5. Способ повышения эффективности гидропескоструйной перфорации

Гидропескоструйная перфорация (ГПП) является однин из наиболее эффективных иетояов вторичного вскрятия пластов. К тону же ее применение не ведет к Разрушению колонн, однако, она не находит широкого применения. По мнению автора, главная причина кроется в том, что гидропескоструйная перфорация не обеспечивает того уровня производительности труда, который достигается при кумулятивной перфорации. Тен не менее без ГПП нельзя обойтись при вскрытии пластов через Е колонны и в слабопроницаемых пластах. В ПО БелоруснеФть ГПП производят иногда после кумулятивной перфорации, когда есть сомнения в качественной вскрытии пласта и наличии связи скважины с пластом.

ГПП ножет быть точечная и шелевая. Наибольшее распространение имеет точечная перфорация. Недостатком точечной перфорации является то. что часть энергии абразивной струи затрачивается на преодоление сопротивлений.. связанных с движением возвращавшейся из создаваемого канала жидкости. По этой причине глубина канала уменьшается. К недостаткам также относят создание в полости повышенного давления, которое способствует проникновению в пласт Фильтрата жидкости и обломков породы.

Автором предложен, зашишен авторским свидетельством (Н 59905Т) и внедрен в производство способ гидропескоструйной перфорации с предварительным созданиен отверстия в колонне для оттока жидкости. Он осу шествляется следующим образом. Устанавливается перфоратор на заданной глубине и начинается процесс резания. В течение 5-ю нинут в колонне и ценентнон камне прорезается отверстие. Затеи изненяют положение пер Форатора. приподняв его (или опустив) на 10-15 сн, и проводят работы по созданию основного канала. После того, как полости основного и вспомогательного каналов соединяются, отток жидкости происходит по вспомогательному каналу, уменьшаются потери энергии и снижается давление в перфорационной канале. Все это позволяет выполнить более глубокий канал и уменьшить влияние жидкости на проницаеность пласта. Последнее в свою очередь позволяет получить приток из пласта с меньшими материальными затратами.

Последние годы в ПО БелоруснеФть используется только описанная выше технология гидропескоструйной перфорации колонн.

2. ТЕХНОЛОГИИ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ колонн С УЧЕТОН ГИДРОНЕХАНЮКИ ВЕРТИКАЛЬНЫХ ПОТОКОВ

2. 1. Особенности крепления сквахин на белорусских месторождениях

Технологии, принятые при креплении скважин и цементировании обсадных колонн в каждом районе отражают особенности геолого-технических условий.

Для белорусских месторождений это:

- сравнительно большая глубина скважин (от 2000 до 5000 н);

- наличие в разрезе солевых толш и продуктивных горизонтов внутри и ниже солевых отложений;

- низкие пластовые давления (начальные близки к гидростатическим) ;

Превышение давления, созданного столбами таипонажного и бурового растворов над пластовын. вызывает необходимость перекрывать их колонной. прибегать к секпионнону спуску и цементированию обсадных колонн, секционный спуск колонн производят, как правило в двух.случаях:

1. Когда спускать одной секцией не позволяют прочностные характеристики труб, чаше по резьбовын соединениям.

2. когда давление столба таипонажного раствора и продавочной жидкости превышает допустимые на пласт.

Нагрузку на трубы, с нашей точки зрения, можно снизить, приненяя методы обратного цементирования, пути совершенствования которых предлагаются автором.

Для второго случая известны несколько технических решений, два из которых являются наиболее перспективными, это - цементирование с применением муфт ступенчатого цементирования (нот) и цементирование с применением аэрированных систен.

В ПО БелоруснеФть по рекомендациям и при личнон участии автора внедрены оба описанные выше методы. Это позволило резко сократить продолжительность крепления скважин.

Так, применение НСД и аэрирования позволило сократить время крепления обсадных колонн в 1981 на 336,6 сут. , а в 1982 г. - более чен на 517 сут. Это весомый вклад в решение задачи по снижению продолжительности строительства скважин.

Технология цементирования обсадных колонн различного назначения, практически, не отличается: во всех случаях применяется пряной способ. при котором тампонахный раствор закачивает в трубы. Перед танпонажнын раствором закачивают буферные жидкости, играющие роль разделителя, а в отдельных случаях ноших жидкостей. В качестве буферных жидкостей нередко используют жидкости затворения. После разработки и организации серийного выпуска применяют нижние и верхние разделительные пробки в сплошных и составных колоннах.

тампонахный раствор приготавливают, как правило, из чистого портланд-пеиента и расширяющихся цементов (цементно-зольных снесей). Это связано с необходимостью усилить крепь скважин в солевых толшах. Применение облегченных денентов, прочность камня из которых значительно ниже, показало, что крепь недостаточно надежна.

При приготовлении цементных суспензий применяются осреднительные емкости, где плотность танпонажных растворов, приготовленных в разных точках затворения, выравнивается.

Для приготовления танпонажных растворов приненяют пресную и соленую воду (плотность 1120-1160 кг/куб. н). Тан, где применялся при бурении сопенасышенный буровой раствор используют танпонажные растворы. приготовленные на соленой воде.

Оценивая обшее состояние работ по креплению колонн как удовлетворительное. отметин, что технологии крепления обсадных колонн еше далеко несовершенны, так как не позволяют проводить процессы строго по намеченный технологами планам. Процесс цементирования часто проходит неуправляемым, а из-за отсутствия необходимых контрольно-измерительных приборов Информативность о процессах невысока. Все это не может не сказываться на качестве работ по креплению обсадных колонн.

Перечисленное выше указало на необходимость углубить изучение процессов цементирования й продолжить работы по совершенствованию технологических приемов и операций.

2. 2. Некоторые отличия гидромеханики вертикальных потоков от горизонтальных

Особенностью процессов цементирования скважин является то. что в операциях участвуют вертикальные потоки и используются жидкости с различной плотностью.

Вертикальный поток можно наблюдать в двух видах: направленный вниз от поверхности земли (нисходящий) и в противоположном направлении (восходящий).

Гидромеханика вертикальных потоков сильно отличается от таковс горизонтальных потоков. Здесь, напринер, всегда живое сечение равнс плошади круга, а в наклонных скважинах ножет превышать его, смоченг периметр равен длине окружности, а гидравлический радиус - четверт» дианетра. здесь должно отличаться и распределение скоростей в пото* так как ускорения, возникающие в ядре, изменяют характер движения жидкости. При этон не исключается стержневое движение жидкости ("я: кон")".

Характер неустановившегося движения жидкости по вертикальным т бан отличается от такового, наблюдаеного в горизонтальных трубах, прежде всего потому, что во время движения появляются ускорения, н; равление которых совпадает с направлением ускорения свободного пад< или противоположно ему. в связи с тем, что эти ускорения оказывают полнительнне воздействия на тело сверх постоянно действующего уско! ния свободного падения, назовем их дополнительными.

Известно, что дополнительное ускорение вызывает изненение вел! ны силы тяжести, действующей на тело. Математически это выражается Форнулой:

. . F-mfjta) (г<1,

При совпадении с направлением ускорения свободного падения величина а - отрицательна, а при противоположных направлениях - поло: тельна!

сила тяжести жидкости и глубина скважины по высоте Форнируют i личину гидростатического давления, величина гидродинамического flabj ния (Ргд) отличается от гидростатического давления (Pre), совпадет их значений является случайностью

(2. а»

Не принимая во внимание величину давления на преодоление сопр тивлений, с учетон (2. I) можно утверждать* что величина гидродинан ческого давления может быть как больше, так и меньше величины гидр< статического давления.

При движении жидкости по вертикальный трубам в процессах, свя пых с бурением, креплением, испытанием и эксплуатацией скважин, по ление дополнительных ускорений неизбежно.

Ускорения возникают при изменении скорости движения. Последне наблюдается при изменении живого сечения канала, напринер. при изн нении диаметра труб, при нагнетании в скважину жидкостей с отличаю ся плотностью, при закачке в скважину аэрированных систен и движен

>си жидкости с разом к устью скважины. Определенную роль в появлении :орении играют силы трения.

В процессах, связанных с бурениен скважин и добычей нефти, движе-; жидкости по вертикальный каналам может быть в одном направлении, 1ример, при закачке жидкости или других агентов в пласт для различ-е целей или Фонтанировании скважин и в двух противоположных направ-гаях. например, при циркуляции жидкости через спущенные в скважину »■бы. В последней случае, поскольку каналы являются естественный про-1жениен один другого, движение в одной направлении оказывает влияние характер движения в другой.

Занетин: силы сопротивления движению потока, направленного от верхности земли, "утяжеляют" жидкость и тем самый снижают давление тетания, а для потока, направленного к поверхности зенли. наоборот. 5легчают" ее.

литературная проработка показала, что роль дополнительных ускоре-» в практике недооценивается, хотя реально они существуют, проявляют 5я в значительной степени и часто не остаются незамеченными. Так; \. Архангельский в книге [541, описывая результаты пронысловых иссле-ваний, указывает (стр. 54):"Данные о величине УФ («) приводятся для го. чтобы проиллюстрировать неточности, часто встречающиеся *« в 1ктике измерения давлений в обычных промысловый условиях. Очевидно, 5 величина УФ должна быть больше на участках скважины, расположен-е на большей глубине. Это бесспорное положение в таблице не выдер-вается".

Итак, бесспорное ли? Ведь участки, где замеренное давление явля-ся "аномальным" находится в зонах, где давление меньше давления на-шения. и. Где за счет выделения газа возрастают скорости движения следовательно, появляются ускорения, направленные против ускорения ободного падения и "утяжеляющие" жидкость. "Утяжеление" жидкости ре-стрируют нанонетры. находящиеся в скважине ниже неста появления ус-рения.

Фиктивного удельного веса, определенного как отношение изменения вления в скважине между двумя участками к расстоянию нежду ними. . А. Архангельский) Подчеркнуто автором.

0,4 ОД 0,6 0,8 <,0

I 1 1_и

о 200 -400 600 8001000

<ш

аш ■ Ь.м

о,г ол о,б о.8 д.о

■ I I_1—1_

100

100 _I_

300

О», см» р,

см»

со сл

Рис. 2.1. Давление (Р). и.фиктивный удельный вес в работающих скважинах "а" - скв. 26 Малодупшнокой площади БССР; "б" - по данным исслвдованиц В.А.Архантальского

Приведенный пример показывает, что не учитывая дополнительные ус-дарения. можно неточно истолковать суть процесса, не заметить явления, юстоянно действуйте в процессах и не оценить их влияние. Нами про-зедены замеры давления глубинными нанонетрани с остановками по глуби-ае в Фонтанирующих скважинах.

На рис. 2. 1 приведены графики зависимости давлений от глубины в работающих скважинах. "Аномальность" поведения давления хорошо прослеживается как по данный В. А. Архангельского, так и нашин собственным исследованиям.

Из гидравлики 1551 известно, что неустановившееся движение реальной жидкости, учитывающее локальные силы инерции, описывается уравнением Бернулли в виде:

' Г 1% 1 Г Ц 1 (2.3)

здесь у 3-го члена в числителе квадрат скорости, а в знаненателе - ускорение свободного падения. Роль изменения их величин значительна.

Итак, дополнительные ускорения участвуют в Формировании величины гидродинамического давления по стволу скважины, причем оно ножет быть как больше, так и меньше гидростатического.

При проведении различных технологических операций в скважинах осуществляют прямую или обратную пронывки. Поскольку в зависимости от условий промывки находится величина забойного давления провели пронысловые эксперименты по оценке величины забойного давления при различных расходах жидкости.

В скв. К 87 Речипкая. глубиной 2256 н. обсаженной 168 нн колонной спустили насосно-компрессорные трубы дианетрон 73 мм до глубины 2200 м. При циркуляции воды с различными расходани по схеме прямой и обратной промывки глубинными нанометрами одновременно регистрировали давление на глубинах £170 м (в НКТ) и 2220 м (ниже башмака).

Отнечено:

1. При одинаковых расходах во время обратной промывки оба манометра показывали давление на 3,1 НПа больше, чен при прямой.

2. При прямой промывке нижний манометр практически не отреагиро вал на изненение расхода.

Во время второго эксперимента, когда, расходы были увеличены, разница в давлениях по верхнему наноиетру составила 3.7 НПа.

При сравнении величины замеренного забойного давления с сумной давлений на агрегате и гидростатического, отмечено, что они отличают ся значительно. Так. при проведении одного из экспериментов сунна

давлений составила 29.3 НПа. а нанометр показал 25.7 НПа. т. е на 3, б НПа меньше. Если потери давления полностью отнести на трение, ч их значения сильно отличаются от расчетных. Например, расчетное зна чение потерь давления на сопротивление для условий эксперимента, ои ределенное по формуле

„ 8А ИГ й1 аР = ^Ь„ (2-4>

равно 19.06 НПа, ( Д =0.024; ь=2200 н; 1Г-1000 кгс/куб. н; 0=0.02 куб. м/с; <1=0.062 н).

Однако, ни в случае пряной, ни в случае обратной промывки не отнепс такого давления на устье.

Расчетное значение величины потерь на трение почти в б раз пр« вышает занеренное нанометром. Это еше раз доказывает наличие сушесп венных различий в гидромеханике горизонтальных и вертикальных потоков, не учитывая которые невозможно прогнозировать процессы, связаг ные с движениен жидкости по вертикальный колоннан.

2. 3. Инерционнотвакунный эффект и его роль

при цементировании обсадных колонн [13. 17. 23] Приведен понятия о давлении, рассматриваемые в гидравлике.

Избыточное давление - величина превышения абсолютного давления над атмосферным:

Рщб =Рабе " Рати (2.5)

В противоположность избыточному вакуум рассматривается как нёдс таток давления до атмосферного:

Рвак = Ратм " Рабе (2.6)

занетин: при проведении экспериментов под атмосферным давление следует понимать давление реально существующее в рассматриваемой не и в рассматриваемый нонент. Акцентируя внинание на последнем, укаже что в день, когда атмосферное давление составляет 740 нн рт. ст. невозможно достичь вакуума в 750 мм рт. ст., а такой же по величине вакуум легко ножет быть получен в день, когда атносФерное давление превышает 760 ни рт. ст.

Вакуум, связанный с движением жидкости, наблюдается в различив условиях. Нанй рассматривается случай движения жидкости по вертика; ним 'трубам.

расснотрин условия появления вакууна во время проведения одного процессов заканчивать скважины - цементирования обсадных колонн, "да жидкость движется по двум вертикальный каналан. сначала в нап-влении от поверхности земли, а затем, достигнув заданной глубины, правляется вверх.

При цементировании обсадных колонн плотность ценентного раствора/ к правило, значительно превышает плотность находящейся в скважине дкости. По этой причине давление столба бурового и ценентного растра в колонне превышает давление бурового раствора в заколоннон про-ранстве. возникает перепад давлений, достаточный для перемещения дкости в скважине без участия насосных агрегатов.

Максимальная величина этого перепада поддается расчету:

Р«якс= (2.7,

Появление описанного выше перепада давлений ведет к снижению явления нагнетания на насосных агрегатах, одновременное наблюдение I поведением давления на агрегатах и цементировочной головке покйзы-1ет. что оно изменяется во времени и отличается по величине. В обшем 1Учае поведение давления на головке характеризует ломаная линия, позывающая рост давления от нуля до значения, при котором восстанав-гаается циркуляция, затем закачивают буфер и танпонажный раствор. ?и этом давление на головке может снизиться до "О". Для идеализиро-шных условий давления на агрегатах и на головке должны отличаться з величину гидравлических сопротивлений, возникающих в обвязке, реальных условиях это ножет выглядеть иначе.

Давление нагнетания снижается вследствие спонтанного (санопроиз-ольного) увеличения скорости движения жидкости по колонне при увели-ении высоты столба цементного раствора.

Спонтанное увеличение скорости происходит за счет потенциальной нергии закачиваемой в скважину жидкости, которая ножет иметь значи-ельные величины.

М^р (2 8,

та энергия, переходя в кинетическую, позволяет жидкости приобретать начительные силы инерции, которые разгоняют поток так, что объем вы-одяшей из скважины жидкости превышает объем закачиваенй в скважину, [роисходит разрыв сплошности потока, вместе с этим возникает вакуум, [одчеркивая факт получения вакуума за счет инерционного движения сидкости, описываемый эффект назван инерционно-вакуумный.

Проведены промысловые эксперименты для опенки величины вакууна, полученного при цементировании. Отмечено, что при цементировании обсадных колонн ножет быть глубокий (для условий поверхности земли) вакуум (показания пружинного вакууннетра минус 1, ртутного иинус 740-760 им рт. ст.), причен продолжительность процесса при вакууне ножет достигать нескольких десятков нинут.

Наличие вакуума в колонне приводит к возникновению новых, порой нежелательных явлений. Так. при вакууме, если гернетичность нагнетаемых трубопроводов и устьевого оборудования недостаточна, начинается подсос воздуха, а, следовательно, непредусмотренная планон проведения процесса цементирования аэризапия цементного раствора и продавочной жидкости. То. что используеное при цементировании оборудование, в частности, соединительные шарниры бывают негерметичныни доказано нашими исследованиями.

Аэризапия продавочной жидкости может стать причиной низкого качества цементирования нижней части обсадной колонны. Это. в частности. связано с увеличением объема продавочной жидкости выше расчетного. Снизить качество цементирования ножет и воздух, попавший в цементный раствор.

Представляет интерес знание обьенов газовой подушки, образовавшейся при вакууне. Наблюдение за процессами цементирования показывают, что закачка продавочной жидкости некоторое вреия ножет вестись без избыточного давления на агрегатах, считая это врененем заполнения колон иы жидкостью, и зная расход, можно определить обьен колонны, заполняв мой газон при вакууме. Для скв. 54 Тишковская и 60 Лавыдовская эти обьены составили, соответственно 7,2 и 9 куб. и, что соответствует высоте 400 и 500 и в колонне 168 ми.

Инерционно-вакуумный эФФект не всегда учитывается при планировании процессов цементирования скважин, а он может оказывать влияние на качество цементирования, и поэтону в каждой районе он должен быть детально изучен, причем положительные Факторы ногут быть использованы, а отрицательные - предупреждены.

Укажем на некоторые пути практического использования или предупреждения вредного влияния инерционно-вакуумного эффекта. Используя инерционно-вакуумный эффект, можно повысить скорости движения жидкости в колонне, и проводить цементирование с меньшим числон агрегатов. Для этого емкости, где заготовлен цементный раствор, следует обвязать с колонной и в момент, когда появится вакуум, открыть каналы связи и цементный раствор будет поступать.в скважину без затрат энергии.

С поношью инерционно-вакуунного эффекта ножно аэрировать танпо-нажный раствор и нродэвочную жидкость. Установив замерное устройство. можно регулировать расход воздуха.

Предупредить появление инерционно-вакуунного эффекта ножно, регулируя объемы выходяшей из скважины жидкости на устье или устанавливая на нижнем конце труб дросселирующее устройство (штудер. клапан и т.д. ), которое не позволяло бы самопроизвольно увеличиваться скорос-ти. и тен самым не допускало бы разрыва сплошности струи и возникновения вакуума. Этот процесс нами внедрен н описывается как "Цементирование с противодавлением*

2. 4. Технологии цементирования обсадных колонн, учитывавшие влияние инерционно-вакуунного эффекта [20, 211

Выше было показано, что появление инерционно-вакуумного эффекта делает процесс цементирования неуправляемым, а качество цементирования обсадных колонн при этом снижается.

Автором разрабатывались и внедрялись технологии, уменьшающие влияние нежелательных явлений при цементировании обсадных колонн различного назначения.

2.4.1. Двухсторонний контроль за продессон цементирования

Для проведения экспериментальных, а затеи промышленных работ по контролю за продессон цементирования была выбрана схена. при которой расход и давление на входе в колонну и выходе потока из заколонного пространства регистрировали одновременно с поношью приборов, установленных на станциях контроля цементирования (СКЦ-2Ю. при этом в процессе участвовали 2 блока-наниФольда и две станции СКЦ-2Н. Для регистрации расхода выходящей из скважины жидкости устье герметизировали превентором. а поток направляли по выкидным линиян превенторной обвязки. За счет движения жидкости по выкидным трубопроводам процесс цементирования проходил с некоторым (0.5-1.5 НПа) противодавлением.

На белорусских месторождениях разность в плотностях танпонажного и бурового раствора достигает 800 кг/куб. м. поэтому в Формировании реальных характеристик расхода и давления принимает участие и инерционно-вакуумный эФФект. Как уже отмечалось, он играет двоякую роль. С одной стороны за счет инерционных сил. появляющихся при наличии дополнительного перепада давлений увеличивается скорость движения жид-

кости; с другой - возникшее из-за разрыва сплошности струи разреже обладает удерживающей силой и препятствует увеличению скорости. Ее тественно, удерживаюшая сила разрежения действует вкупе с возраста ем гидравлических сопротивлений, связанных с увеличением скорости, изменением силы тяжести при появлении дополнительных ускорений и т Разделить эти силы на составляющие, по-видимому, не удастся.

Анализируя данные записи CKU при обычных процессах отмечено, что процесс цементирования глубоких скважин становится неуправляем в условиях, когда разность плотностей танпоаахпого и бурового pací ра инеет значения более 200 кг/ку6. н.

Анализ графиков, построенных по данным записи двумя СКЦ проде сов на скважинах показал, что каждый из них характерен для конкрет го процесса. Например, при цементировании скв. 103 Березинская (рис. 2.2) отмечено 4 зоны (за границу зоны выбрана характерная тор пересечения расходов).

1 зона, объен жидкости, вышедшей из скважины, меньше, чей за»

чанный в нее. это ножет быть следствием трех причин: заполнения опорожненной колонны, сжатия или частично! поглощения жидкости. В рассматриваемой случае было зг полнение колонны.

2 зона. Расход выходяшего из скважины потока превышает расход

входяшего. Это наблюдалось вплоть до окончания закачл . - танпонажного раствора.

3 зона, снова идет заполнение колонны, опорожненной под пейс

виен инерционно-вакуумного эффекта.

4 зона. Появление этой зоны в данной скважине объяснить не п

лось, она должна была возникнуть при наличии в колош раствора более тяжелого, нежели в заколонном простра« ве или при наличии неФтегазопроявлений. Последнее npi бурении не наблюдалось.

Обрашаен внинание на то, что во всех зонах кривые по расходу рошо согласуются с кривыми давлений на входе и выходе потока.

При рассмотрении параметров входящего и выходяшего потоков ш цементировании скв. Юб Березинская выделены только 3 зоны.

1 зона. Расходы сначала равны. Затен наблюдается увеличение

расхода выходяшего потока.

2 зона, в начале расход выходяшего потока выше, затен наблюл

ся участок, где резкое увеличение расхода входяшего тока привело к снижению расхода на выходе, этот учас

г

I

О,'/с Р,«Ш1,

Ш 20 30 АО 50 О <0 20 30

Ряс. 2.2 Запись входных (вх.) и выходных (вых.) параметров при цемэнтированян скв. ЮЗ Беразинская

инн.

Г

I

ножет характеризовать кратковременное поглощение. Уменьшение расхода при нагнетании позволило предупредить гидроразрыв пласта и увеличение поглощения, а расход на выходе стабилизировался.

На скв.68 Давыдовская удалось выделить только 2 зоны.

1 зона. Расход выходящего потока выше, нежели входяшего потока.

Налило проявление инерционно-вакуумного эффекта.

2 зона. Расход на входе превышает расход на выходе, это явно вы-

раженный случай поглощения закачиваеной в скважину жидкости.

На стадии проведения исследовательских работ не ставилась задача регулировать расходы с целью изменить параметры потоков. Каждый процесс записывался так. как он проходил бы, если бы не было информации о параметрах потока, в последующей, при проведении 23 операций с контролен за входящим и выходяпгам потоках, изненение расхода нагнетаемой жидкости было использовано как рычаг для регулирования давления на пласт и предупреждения поглощения.

Цементирование скважин с использованием информации о нисходящем и восходяшен потоках позволяет резко повысить качество, цементирования, для внедрения этого метода не надо больших затрат: нани использовались два блока наниФольда и две СКЦ-2Н. Есть реальная возможность не только упростить нашу схену. но и повысить уровень управления процессом цементирования. Для этого необходимо:

а) блоку нанифольду придавать дополнительные датчики расхода и давления, эти датчики будут устанавливаться на выкидных линиях пре-вентора, а к ним подключаться только электролинии;

б) установить регистраторы расходов и давлений от всех датчиков на одном самописце, тогда запись будет производиться одновременно на одном бланке и оператор, руководящий операцией, сразу сможет принимать обоснованное решение по управлению пропессон.

Интересен и следующий Факт. Наши работы по регулированию параметров потока были начаты и проводились до появления статьи 156]. где описывается оборудование Французских фирн и показано, что при наличии специального оборудования возножно осуществлять контроль за ходом процесса и повышать качество цементирования обсадных колонн.

как уже отиечалось, из-за того, что выходящая из скважины жидкость направлялась в приемные енкости по линиям превенторных обвязок, в линиях создавался некоторый перепад, который, естественно, участво-

вал в Формировании забойного давления со стороны заколонного пространства. По регистрации СКЦ-2Н величина перепада составляла 0.5-1.5 НПа. Такин образом, процесс осуществлялся с противодавлением, и несмотря на это, на всех операциях проявляет себя инерционно-вакуумный эффект. Следовательно, созданного противодавления оказалось недостаточно для получения неразрывного потока. Для обеспечения неразрывности потока величину противодавления следовало бы увеличивать. Поэтону предпочтение следует отдавать схенан цементирования, в которых любое изменение давления нагнетания автоматически приводило бы к изменению диаметра проходного сечения у штуцера на выкидной линии, а, следовательно, и расхода выходящего потока.

2.4.2. Безостановочный процесс цементирования обсадных колонн

на качество разобщения продуктивных пластов оказывает влияние ряд Факторов, к числу которых считаен необходимым добавить еше один: искусственное прерывание процесса структурообразования. вызванное перемешиванием тампонажного раствора после нахождения его в покое. Рассмотрено влияние этого Фактора на сроки схватывания и начало за-густевания ценентных растворов.

Исследование проводили по следующей методике:

Приготавливали некоторый обьен цементного раствора и делили его на 2 части. Первую часть испытывали по обычной нетодике. Вторую оставляли без перемешивания в поверхностных условиях на некоторое вреня (10-45 мин), а затем переиешивали и испытывали также по обычной методике. При анализе результатов отнечено.

1. Растекаеность раствора снижена во всех случаях. Следовательно. после перемешивания остаются следы структурообразования, начавшегося в покое.

2. Практически во всех случаях начало схватывания раствора, подвергнутого перемешиванию, начинается позже. Только в одной случае отнечено незначительное уменьшение времени. По-видинону, это явление исключением считать не следует. При дальнейших исследованиях возножно могут быть выявлены условия, при которых оно может наблюдаться.

3. вреня схватывания (от начала до конца) растворов, подвергнутых перемешиванию ножет быть как больше, так и неньше. чен у растворов, исследуемых по обычной методике.

4. сроки загустевания цементного раствора увеличены во всех случаях. Продолжительность загустевания выросла на 5-50 мин.

5. Прочность цементного камня на изгиб снижается.

процессы пенентирования обсадных колонн нередко прерываются i различным технологическим причинам, продолжительность остановок н< быть от единиц до нескольких десятков минут. При этой тампонажяый раствор находится в условиях, отличных от поверхностных, процесс структурообразования ножет быть более интенсивным, и тен большее i яние" разрушения первичной структуры может сказаться на качестве ц( ментного камня. Еше большую роль может сыграть тот Факт, что при : качке продавочной жидкости не удастся добиться движения жидкости i всену каналу, а стержневые или односторонние потбки не обеспечат -нешения бурового раствора танпонажпын.

В процессе цементирования обсадных колонн нередки технологиче остановки, связанные с вводом разделительных проббк. доставкой до клапанных узлов запорных элементов и др. В этих случаях создаются у вия для начала структурообразования, которое затен искусственно пр вается. танпонажный раствор снова приводится в движение, нередко и тенсивное, а после окончания работ начинается повторный процесс ст турообразования. считая, что однин из резервов повышения качества имитирования является предупреждение начала процесса структурообра вания до доставки танпонажного раствора до заданной зоны скважины, рассмотрена возможность осуществления процессов цементирования без технологических остановок. Предложена технология, в которой повыше качества цементирования достигается одновременно за счет лучшего в теснения бурового раствора.тампонажным и за счет улучшения качеств цементного кання. Лучшее вытеснение бурового раствора танпонажяын достигается за счет использования инерционных сил движущегося пото Для этого предусматривается пронывка скважин с повышенными расхода до начала закачки танпонажного раствора н закачка танпонажного рас вора без остановок, приводящих к необходимости заново создавать cti туру потока, отсутствие остановок предупреждает также неоднократно! структурообразование. оказывающее влияние на качество кання.

Предложенная технология осуществляется по следующей схеме:

1. Буровын насосом или насосныни агрегатани с производительно тыо 20-25 л/с в течение 20-30 минут промывают скважину. Предполага ся, что за это время жидкость будет находиться в движении во всен i ене скважины.

2. Не останавливая насосов, начинают закачку буферной жидкосп В номент, когда насосные агрегаты, закачивающую буферную жидкость, выяДут яа нормальный режин, останавливают насосы, подаюшие буровой

вор.

3. Затеи не ожидая окончания прокачки буферной жидкости, начина-акачку танпонажного раствора;

4. Разделительные пробки вводят также без остановки нагнетания, еднее позволяет осуществлять наличие байпасных. линий, соединяю-пространство над и под пробкой в денентировочной головке.

Такин образон весь процесс удается осуществлять без остановки :ения жидкости в скважине, что ведет к лучшему замещению бурового вора тампонажннм и к предупреждению неоднократных процессов ктурообразования цементного раствора. Повышение качества цементи-1Ния отнечено данными акустического ценентонера.

2.5. Повышение качества цементирования обсадных колонн за счет применения новых танпонажных материалов 123, 34, 33]

2.5.1. Использование долонитовой пыли в качестве наполнителя танпонажного раствора

Одним из направлений исследований автора было изыскание заиени-ей ценента и разработка технологий их применения, не требующих до-нительных расходов на приготовление снесей, не осложняющих технический процесс цементирования. В качестве такого наполнителя была рана доломитовая пыль из электрофильтров Никитовского завода, кото-считалась отходом производства. Хинический состав ее приведен в л. 2. 1.

Таблица 2. 1

Химический состав пылей Никитовского завода и портладпемента

Сод е р ж а н и е. У. Удельная

ПРОДУКТ повехность,

Сао мво БЮ2 А1гОа гего5 БОз ППП кв. н/кг

1Ь из батарей-

i циклонов 45 26,3 3,6 1,6 2,8 10,1 9.7 187

1Ь из электро-

!ьтров ¿1,3 25 18,2 8.8 6,6 8,5 11,0 765

ртландценент 60-67 0,1-4,5 17-25 3-8 0,3-0,6 0,3- 0,3- 250-400

-О, 1 -3. 9

Как видно из данных табл. 2. 1 выбранный нами наполнитель отличается от портладпенента повышенным содержанием Нво, Ре О и БОз. Удельная поверхность его в два раза выше портладпенента.

По данным [571 окись магния в количестве более 4. 5/. ножет вызвать увеличение объема и разрушение твердеющего цементного кання. и в то же вреня расширяющийся тампонажный раствор представляет большой практический интерес, и поэтому увеличение объема, как недостаток. рассматриваться не может. Что касается вопроса разрушения кання. то ни один из наблюдаемых нами образцов (более 30) не имел следов разрушения.

По тен же данный содержание окиси железа ведет к увеличению сроков схватывания и снижает прочность цементного камня. Замедлении сроков схватывания является для наших условий фактором положительным*, уменьшается расход реагентов для регулирования сроков схватывания раствора, снижение прочности камня при различном содержании цемента и пыли в снеси не отмечено. Напротив, прочность камня из снеси на изгиб нередко оказывалась выше, нежели из чистого пемента.

автором предложена и апробирована в промысловых условиях технология приготовления тампонажных растворов с наполнителен' при снешении суспензий цемента и наполнителя:. Технология предусматривает отдельное затворение пемента и доломитовой пыли и смешение их суспензий в ос-реднительной емкости. Как показала практика это не вызвало никаких изменений в существующей ныне технологии приготовления растворов и самого процесса цементирования обсадных колонн, и принята производственниками на вооружение.

От внедрения доломитовой пыли получен значительный экономический эффект, ибо оно позволяло, уменьшая расход пенента. получать от использования каждой тонны пыли 23 рубля экономии (включая накладные расходы, пены 1930 г. ).

2. 5. 2. Расширяющиеся составы на основе снеси портланд-цемента и сланцевой золы

По рекомендациям автора в по ЕелоруснеФть при цементировании скважин нашли широкое применение снеси цемента со сланцевой золой (изо, получаемой при сжигании сланцев на Эстонской ГРЭС.

Основные характеристики золы: насыпная обьенная плотность 1350 кг/ куб.м, плотность гйяо кг/куб.м. удепьная поверхность 148 кв. м/кг, дисперсность (остаток на сите 008) - 16,5/., содержание

ктивного Cao -26,IX.

Плотность ценентно-зольных снесей в зависимости от водосмесево-•о содержания и плотности воды изменяется от 1830 до 2010 кг/куб. м.

Начало и конец схватывания в пределах 3-7.66 час. при наксиналь-юй разнице 2. 5 час. Прочность камня на изгиб 3. 6-5. б НПа.

По характеристикам тампонахные растворы, приготовленные из ЦЗС, удовлетворяют требованиям ГОСТа на горячие цементы. Для применения при цементировании рекомендованы составы, содержащие не менее 70* це-нента.

расширявшиеся свойства определены в лабораторных условиях при атмосферном давлении и тенпературе 70-2 град. С. Результаты определений приведены в табл. 2. 2.

Таблица 2. г

Линейное расширение различных снесей портлаяд-аенента со сланцевой золой

Номер состава Содержание в смеси, у- нас. снеси. Плотность раствора, кг/куб. н линейное расширение. '/•

цемента золы

1 60 40 1780 12,2

2 65 35 1790 8, 5

3 70 30 1795 8,4

4 75 25 1800 .5,4

5 80 20 1800 4, 1

6 85 15 1800 3.9

7 90 .10. 1810 2,6

После промышленной апробации разработки, начиная с 1988 г. при цементировании технических и эксплуатационных колонн использовалось ежегодно 2-2.5 тыс т золы, что позволило сьэкононить такое же количество цемента. Зола в те годы в 5-8 раз была дешевле цемента.

Применение расширявшихся цементов позволило повысить качество крепления скважин, по аки. Технологические возможности процессов цементирования обсадных колонн снесью портландцемента и золы иллюстрируются данныни табл. 2. 3.

Таблипа

Показатели качества цементирования по АКП в эксплуатационных и потайных колоннах отдельных скважин

Нонер скважины, плошадь Интервал исследования, и Показатели качества АКЦ. н Доля Г в обше длине,

ГУ ГП ГН

б Первонайская 0-4540 4007 373 2 88. 3

95 Давыдовская 0-2730 2619 66 - 95,9

61 Сосновская 0-2920 2853 44 - 97,7

46 Тишковская 0-2798 2646 128 - 94.6

71 Нарновичская 1974-3025 944 22 - 95,0

81 Давыдовская 1651-2806 1119 - - 97.0

Получение столь высоких показателей позволяет указать на вози ность повышения качества цементирования и разобшения пластов за сч расширяющихся цементов.

.Технология приготовления растворов не предусматривает сухого 1 готовления снеси: золу и пенент затворяют отдельно, а их суспензии смешивают в осреднителе.

Недостатком изс является то, что увеличение обьейов наблюдает при тенпературе свыше 60 град. С. При более низких тенпературах уда ся получить лишь безусадочный раствор.

Продолжая поиски расширяющихся растворов при тенпературе 20-41 град, с, провели испытания снеси цемента с невзрываюшинся разрушают веществом (НРС-1). разработанным ВНИИстроительных материалов (г. Кр ково, Носковской обл.). НРС-1 представляет собой порошкообразный и териал светлосерого цвета с различными оттенкани. пыляший. негорюч и невзрывчатый с характеристиками: насыпная объемная плотность кг/куб. и - 1200. водопотребляеность. в зс - 27, расширяющие усилия, НПа до 50. рекомендуется к применению при тенпературе от 2-3 град, до 25-30 град. С, очень гигроскопичен. Сначала пытались получить р ширяюшиеся снеси из портландцемента и НРС-1. Положительных результ не получили. Тогда НРС-1 стали вводить в ценентно-зольные снеси. Р зультаты лабораторных исследования подтвердили предположение о тон

НРС-1 можно использовать как инициатор процесса расширения в раст-е из ЦЗС. При добавке НРС-1 к смеси портлаюшенента с золой снижая температурный порог расширяющегося эффекта с 60 до го град. с. ведены опытнопронышленные работы на 2 скважинах. Операции прошли 'мально. Широкого распространения процесс не получил по 2 причинам: Сходимость сухого смешивания небольших обьенов НРС-1 с ПЗС и высо-I гигроскопичность и быстрое старение материала.

2. 6. Послеостановочный гидравлический удар 130) Гидравлические удары в процессах строительства скважин возникают 4 проведении различных операций. Их исследованием в разное время шнались Шишенко Р. И., Есьнан Б. И.. АшраФьян Н. О., Лебедев В. И. и др. тако, есть еше недоисследованные зоны.

В работе [551 дано следующее определение гидравлического удара: ядравлическим ударом называется повышение или понижение гидронеха-ческого давления в напорном трубопроводе, вызванное изменением во емени (в какон-либо сечении трубопровода) средней скорости движения дкости". Именно исходя из понятий, вложенных в это определение бу-н описывать гидравлический удар, который практика в настоящее время долиной нере не учитывает. Это - удар, возникающий в системе верти-пьных трубопроводов, вызванный остановкой потока, и поэтому назван-й автором послеостановочный.

Опишем процесс, происходящий при этой. Представил скважину в виде ¡ух сообщающихся сосудов, один из которых - трубы, другой - затрубное юстранство (в действительности это два сообщающихся сосуда, один из <торых понешея в другой), пусть сосуд 1 представляет собой трубы, а суд 2 - затрубное пространство. В сосуд 1 закачивают нагнетаемую в :важину жидкость, из сосуда 2 она вытекает, заметим, что движение шкости направлено сначала от поверхности зенли (вниз), затем к по-(рхности зенли (вверх), изменение направления движения происходит у илнака труб, после остановки насосов жидкость продолжает движение по [ерции до тех пор, пока импульс остановки не достигнет поверхности тли. Тогда начнется его движение в противоположном направлении. Ес-i на пути движения жидкости преграды нет, то совершив колебательные шжения с затухающей анплитудой. жидкость остановится, при наличии ?еграды, напринер, обратного клапана произойдет гидравлический удар, 1ла которого зависит от массы жидкости и скорости ее движения, этот ир может стать причиной разрушения обратного клапана или гидравли-?ского разрыва пласта и связанного с нин поглощения танпонажного

раствора. Удар будет неоднократным, так как отразившись от клапана, жидкость будет совершать затухающие колебания. Занетин, что описываемый вид удара по литературным источникам.не был известен, и поэтому в практике на него внинание не обращается.

Лабораторными работами подтверждено его существование, а математическое описание процесса позволило рассчитать его величину. Так, в скважине глубиной 3000 н при плотностях бурового и танпонажного раствора соответственно 1500 и 1900 кг/куб. н при скорости распространения ударной волны 1350 н/с и длине пути раствора 40 н величина гидроудара достигает в, 6 НПа.

2. 7. количественная опенка изменения нассы обсадной колонны при ее. цементировании в процессе цементирования обсадных колонн происходит изненеиие гидравлических характеристик потока, которые в той или иной степени оказывают влияние на массу обсадной колонны, находящейся в жидкости в подвешенной состоянии [58]. Резкое изменение массы ножет наблюдаться при гидравлических ударах, возникающих.в различных условиях. Для разработки мероприятий по предупреждению нежелательных явлений и избыточных нагрузок на обсадные трубы представляет определенный интерес знание величины изменения массы обсадных колонн при цементировании.

Изменение нассы колонны наблюдали по индикатору нассы (веса) и регистрировали на бланке со скоростью вращения 3 часа/обор, (против 2 часа в обычных приборах). Последнее позволило повысить инфорнативност записи. Опишем некоторые из наших наблюдений.

В скв. 97 Типпсовская при цементировании технической колонны диан. 245 мм в интервале 2350-750 н. плотность танпонажного раствора была 1930 кг/куб. м. а бурового раствора- 1750 кг/куб. м. Казалось бы. небольшая разнила в плотностях растворов не должна была сильно сказаться на изменении массы колонны. Тем не менее в процессе цементирования наблюдалось сначала плавное повышение массы обсадной колонны от 50 до 54 делений, а затен снижение его до 48. С учетон пересчетных коэффициентов масса обсадной колонны увеличилась во время закачки танпонажного раствора на 10 т, а после продавки танпонажного раствора в зако-лоняое пространство уменьшилась на 2,5 т. При продавке танпонажного раствора отмечены несколько толчков в сторону уменьшения нассы колонны - три вначале продавки и дважды через промежутки равные примерно 10 мин. Предполагаем, что это связано с кавитационныни хлопками при ликвидации вакууна.

В скв. 42 Барсуковская цементировали первую ступень эксплуатационной колонны диаметром 140x168 нн длиной 2887 н с нуФтой ступенчатого цементирования, установленной на глубине 1314 и. Плотность тан-понахного раствора 1860 кг/куб. н, бурового 1240 кг/куб. н. В скважине перед цементированием техническая вода, поэтому разность в плотностях инеет высокие значения.

Анализ графика изменения нассы колонны во время процесса показал:

1. в нонент подъема колонны от забоя она испытывает большие нагрузки (знакопеременные) с большой амплитудой колебаний (свыше 10 т).

2. В момент заполнения продавочной жидкостью части колонны, освобожденной от жидкости под действиен инерционно-вакуумного эффекта, происходит гидравлический удар, связанный со страгиванием остановившегося танпонажного раствора и кавйтационнын хлопкон. В нашем случае его величина была близка к 15 т.

3. Снижение веса обсадной колонны после появления танпонажного раствора в заколоннон пространстве может быть ступенчатый. По-видимому это связано с реэкин освобождением прилипшей части колонны.

4. Остановка процесса нагнетания, снимая избыточное давление с колонны, ведет к снижению ее нассы. . .

Наиболее существенный, ранее не отнечаенын другнни исследователями выводом, считаен то, что .изменение нассы колонны во времени хорошо сопоставляется, естественно в одинаковых масштабах времени, с данными записи станции контроля цементирования (скц): при увеличении расхода может измениться масса, снижение давления на головке также ведет к изменению нассы колонны. Поэтому авторон рекомендован контроль за ходом процесса цементирования со стороны технологической службы управления буровых работ вести по изменению нассы колонны, а при анализе хода процесса цементирования сопоставлять данные записи индикатора массы и скн. Не исключено," что йрй анализе большого количества такой информации будут выялены Факты, на которые в настоящее вреня внинания не обращается, а они оказывают существенное влияние на качественные показатели процесса цементирования.

3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ, ПРЯНЕНЯЕНЫХ ПРИ ВЫЗОВЕ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА

3. I. Основные условия получения притока из пласта и способы их реализапии

- Для получения притока из пласта необходимо выполнить условие

Рпл > Рзаб + РФ = .ЯН «■ РФ (3. 1)

т.е. величина пластового давления должна превышать сунну давлений забойного и давления на преодоление Фильтрационных сопротивлений I току пластового Флюида при движении к забою скважины.

Величину забойного давления можно снизить двуня путяни: 1. - снижением плотности находящейся в скважине жидкости; а. - уменьшением высоты столба жидкости в скважине. При вызове притока из пласта на стадии заканчивания скважин уменьшение плотности достигается заменой жидкости на другую, с иен шей плотностью (на воду, на неФть, на пенные системы, аэрирование» жидкости). "

Для уменьшения высоты столба жидкости проводят операции

- вытеснение жидкости газом

- откачку жидкости насосом или свабированием.

" снижение Фильтрационных сопротивлений осуществляют различными нетодани, среди которых

- неханические (метод переменных давлений, гидроразрыв пласта)

- химические (солянокислотные ванны и обработки, закачка в пла растворов ПАВ):

- тернические (прогрев забоя);

- комбинированные, когда, напринер. совмещают неханические и ческие (гидрокислотный разрыв пласта) и хинические с терниче кими.

В последние годы увеличиваются обьены свабирования, метода, которы не был запретен официально, но применялся очень редко.

В связи с запре.шениен использовать для вызова притока из неф ных и газовых скважин сжатый воздух ведутся работы по разработке и выпуску компрессоров для инертных газов (выхлопных, дыновых), менб пых для закачки газообразного азота. Следует отнетить, что техниче политика в области вызова притока отставала от потребностей произв

i. Авторои изыскивались пути к уменьшению этого отставания, но не гда удавалось оказать значительное влияние на изиенение политики.

з. 2. совершенствование методов вызова притока

с поношь» компрессора СЮ. 2] 3.2.1. Расчет пускового давления с учетом веса сжатого газа При анализе расчетных зависимостей, используемых в процессах, где ствует сжатый газ, было замечено, что в них не учитывается вес сжа-

0 газа. Более того нередко в специальной литературе можно встретить ;ую фразу." в связи с тем, что плотность газа во много раз меньше ithocth жидкости, весон газа пренебрегаем".

Расчеты показали, что отношение плотности воздуха сжатого до ю

1 к плотности воды равно о, 12: до 16 НПа - о, 19 и до 25 нпа - о, зо. ?довательно. пренебрегать весон сжатого газа не всегда правомерно, гчет его в расчетах позволяет по-инону планировать и осуществлять >цессы.

Рассмотрим это на принере учета веса сжатого газа при работе . ипрессора по вызову притока из пласта с использованием пусковых от-рстий.

Для того, чтобы жидкость была оттеснена до первого пускового от-рстия и газ'начал поступать внутрь насосно-коннрессорных труб нужно полнить условие:

(3.2)

тором предложено р пуск, определять из выражения:

Рмек=Рк+РСг <3.31

В обшен случае для изотермического сжатия: Рсг

сг f Ра (3.4)

Если Vr = fН, a И= Рк /fx g , то для максимального давления комп-¡ссора с учетом веса сжатого газа, находящегося в скважине, получим:

V - V1

Лс * (3-5)

вставив значения плотности воздуха (1.2 кг/куб, м), воды (юоэ кг/

куб. м), найден, что при максимальном давлении конпрессоров в,О; 10.0

25.0 нпа давление на забой от веса сжатого газа составляет

,8; 1,2 и 7.5 НП£. это означает, что пусковое давление для перечне-

енных компрессоров в расчетах должно приниматься выше паспортного, а

ненно, 8, в; 11.2 и 32, 5 НПа.

Как видно из приведенного, учет веса сжатого газа позволяет внес-

.Рис. 3.1. Схемы оборудования для вызова притока яз поглощающих пластов

ти значительные коррективы в расчеты. Например, рассчитывая место установки первого пускового отверстия при работе конпрессорон КПУ-ЮО раньше предлагалось считать, что в скважине, заполненной водой, оно должно быть установлено на глубине 980 н, а теперь на глубине 1100 и. Увеличиваются также расстояния между пусковыни отверстиями, установленными ниже первого отверстия. А компрессором с Рраб. =25 НПа можно напрямую выдавливать воду из скважины глубиной 3200 н.

Следовательно, учитывая вес сжатого газа возможно уменьшить число пусковых отверстий, устанавливать их на больших глубинах и сократить продолжительность работ по вызову притока из пласта с поношью конпрес-соров.

3. 2. 2. Технология вызова притока из поглошаюших пластов

Вызов притока из пластов, в которых давление ниже гидростатического, нередко осложняется тем. что при создании давления выше пластового. например, при заполнении НКТ жидкостью, нагнетаемый в скважину агент, и даже газ, поглощается пластом.

При отсутствии других технических возможностей для вызова притока в этих случаях могут быть использованы предложенные автором технологические схемы, осуществление которых возможно при наличии специальных устройств.

При осуществлении первой схемы в скважину спускают на насосно-конпрессорных трубах пакер, который разобщают затрубное и НКТ. Выше пакера в трубках установлено клапанное седло, в котором располагается извлекаемый запорный элемент перекрывающего НКТ клапана. Выше клапана расположены пусковые клапаны (рис. 3.1).

Процесс осуществляется следующим образом. С поношью конпрессора закачивают газ в затрубное пространство. Через пусковые клапаны он попадает в насосно-конпрессорные трубы и аэрирует столб жидкости. При наличии перепада давлений под клапаном и над ним. перекрывающий НКТ клапан открывается и жидкость из подпакерного пространства, а затем из пласта поступает в насосно-конпрессорные трубы. Продолжая нагнетание газа, возможно создать условие для Фонтанирования скважины. Если давление для Фонтанирования недостаточно, этим методом ножно провести интенсивное дренирование пласта.

интересно отнетить, что описанный выше способ нами был внедрен в 19бб г., а в 1980 г. он описан как способ извлечения воды из газовых скважин в американской практике [591.

Для другой технологической схемы нет необходимости спускать паке здесь также предусматривается установка перекрывавшего НКТ клапана в насосно-компрессорных трубах и пусковых отверстий (клапанов). Но ras от конпрессора здесь подается в НКТ (по схене прямой пронывки) и. попадая в кольцевое пространство, аэрирует находящуюся тан жидкость. Чем ниже устанавливается клапанное седло перекрывающего клапана, тем большую депрессию ножно создать.

3. з. Технологические схемы вызова притока

из скважины с поношью пенных систем С14. 25, 38]

Пенные системы для вызова притока из нефтяных скважин применяют, в основном, в условиях, когда пластовое давление ниже гидростатического. когда, депрессию на пласт необходимо создавать недленно и когда, используя обычные методы вызова притока, не получают необходимых результатов.

Вызов притока с поношью пен осуществляли по технологии, разработанной автором для конкретных условий с учетон имеющегося в то вреня (1977 г. ) незначительного опыта в других районах. В последующие годы она совершенствовалась. Технологическая схена, которая в настоящее вреня включена в "Стандарт предприятия на испытание скважин" предусматривает выполнение следующих операций:

1. Обвязку оборудования насосных агрегатов, конпрессора. дозировочного насоса и аэратора и опрессовку его давлениен 20-25 НПа.

2. Восстановление циркуляции по схене обратной пронывки.

3. закачку в затрубное пространство пенной систены. приготовленной из пресной воды с концентрацией сульФонола или ДС-РАС 1,ох. в начале процесса работают 1 агрегат ИА-320 с втулками 100 мм на 3 передаче и i компрессор УКП-80. степень аэрации в этом случае составляет около 30.

4. Если давление нагнетания менее 6,0 НПа. то прокачав 3/4 обь-ена затрубного пространства (по жидкости), уненыпают расход жидкости путен перевода агрегата на 2 передачу, степень аэрации при этом увеличивается до 46.

5. После того, как пена достигает башмака НКТ, давление нагнетания снижается. Сразу же после снижения давления в работу включается второй компрессор УКП-во. В результате степень аэрации возрастает в

2 раза, уменьшается плотность пенной систены.

6. При наличии резерва давления у конпрессоров уменьшается расход жидкости; агрегат переводят на 1 передачу. При этом степень аэра-

ции достигает 200.

7. Появление пены на устье свидетельствует о тон. что вся жидкость в скважине заненена на пену. Дальнейшие работы проводятся с некоторый противодавлениен на устье, создаваенын регулируенын штуде-рон. С нашей точки зрения величину противодавления следует инеть такую, чтобы на конпрессорах было давление 5,0-6,0 НПа.

8. Дренирование пласта на установившемся режиме, наблюдение за составом жидкости, выходяшей из скважины, при отсутствии в жидкости продуктов пластового Флюида агрегат и компрессоры останавливают и, сняв противодавление, наблюдают за составон выходяшей из скважины жидкости.

9. процесс заканчивается замерами восстановления уровня, если скважина не Фонтанирует, и исследованием на различных режимах при Фонтанном притоке.

Проведенные по этой схеме операции показали ее работоспособность и большие возможности по использованию пенных систем с целью вызова притока, особенно из трешинно-кавернозных пластов. На некоторых скважинах при вызове притока с поношью пенных систем использовали компрессор кпу16-250. При этом процесс отличается только тем, что сразу можно использовать пену с высокой степенью аэрации и продолжительность его резко сокращается.

Внедрение пенных систен в производство и высокая эффективность процессов стали возножяыни после того, как были проведены исследования свойств пенных систен и подобраны составы компонентов, образующих пены. Эти работы были выполнены под руководством автора.

При проведении лабораторных работ по изучению пенообразуюшей способности различных ПАВ было замечено, что свойства двухфазных пен, приготовленных из водных растворов ПАВ. содержащих дистиллированную, водопроводную и пластовую воду сильно различаются, причен. если такой показатель, как кратность, отличается незначительно, то устойчивость пен может изменяться в кратное число раз.

В табл. 3. I приведены результаты, полученные при вспенивании в неханической мешалке пропеллерного типа с числом оборотов 3000 в мин. различных растворов. Такие пенообразователи как П0-6К. сульФонол, прогалит образуют пены как из растворов пресной, так и растворов пластовой воды, а пейообразуюшая способность сепарола-25. сульфама подавляется соляни, содержащимися в пластовой воде. Водные растворы до-уфакса и демульсиФора способны вспениваться при концентрации не ниже 3,0и, причем только в присутствии пресной воды.

таблица 3.

Кратность пенных систен, приготовленных из растворов ПАВ различной концентрации

Пенообразователь Тип воды Кратность пен при концентрации ПАВ,

0. 5 1.0 2.0 3,0 5,0 1

ПО - 6К пресная 2,0 1,2 6,0 6,1 6, 1 6

пластовая 2, б 5, б б, о б, о 6. о б

Сульфонол пресная 2,5 4,9 7. 5 в, О 8, о

пластовая 3,2 5,0 7,5 8,0 8,0

ДоуФакс пресная н/в н/в н/в н/в 2.9 6

пластовая не вспенивается

Прогалит пресная 3,9 1 4. 5 4,8 5,0 5

пластовая 4, 1 4.6 4,8 5,0 • 520 5

СульФам пресная н/в 2, 0 4,9 5.2 5.7 5

пластовая не вспенивается

ДемульсиФор пресная н/в н/в н/в 2, 3 4. 1 4

пластовая не вспенивается

лабораторные исследования показали, что во-первых, вода, на к торой готовят раствор пенообразователя ножет снижать пенообразуюшу! способность ПАВ. и, во-вторых, то. что химический состав воды, ис пользуемой для приготовления пены, оказывет влияние на свойства пе1 ных систен.

Была разработана методика и проведены лабораторные исследоваш для оценки влияния различных солей-электролитов и их концентраций 1 растворе на свойства пенных систен. в качестве ПАВ-пенообразоватеж использовали сульфонол и ДС-РАС. Для приготовления исходных раство! использовали дистиллированную воду, это позволило избежать влияния

личных принесен, имеющихся в воде, в качестве электролитов исполь-,'али хлориды калия, кальпия, нагния, натрия, а также сульфат нагния. ш технические, используекые для различных целей на проныслах. йс-гдовали такие характеристики пен как устойчивость и кратность, руктурные особенности, например. Форну зденентарной ячейки пены.

Устойчивость пенных систем, содержащих в жидкой Фазе электроли-, как показали исследования, зависят от природы электролита, его ядентрапии. природы и концентрации пав-пенообразователей.

Для ДС-РАС и сульФонола. например, отнечено, что с увеличением нпентрации пенообразователя при всех концентрациях исследованных ектролитов устойчивость пенных систем быстро возрастает до опреде-нного предела, а затем начинает снижаться с различной интенсив-стью. Максимальные значения устойчивости пенных систен, приготов-нных нз растворов различных электролитов, получаются при отличаются концентрации пав. Так. если максимальная устойчивость пены, при-«товленной из дистиллированной воды в присутствии дс-рас и сульфоно-I получена при концентрации около 2, ох, то наличие в воде хлоридов 1трия. нагния. калия и кальция позволяет получить наксинальную ус-»йчивость системы при концентрации сульФонола 1/.. в присутствии гльфата магния это значение снижается до о, 5к, при вспенивании 1створов хлорида натрия, кальция, нагния и сульфата магния максималь-ая устойчивость получена при введении в них IX ДС-РАС. Для растворов порида калия наксииальную устойчивость получали как при концентрации х, так и при 2. 5 - 3.0'/

отнечено. что для концентрации пенообразователя от о, 1 до о, 5х асокие значения устойчивости пены получаются при невысоком содержа-ни в растворах хлоридов нагния и калия, а для получения устойчивых ен из растворов хлорида натрия, кальция и сульфата нагния их содер-ание в растворе должно превышать 5/.. Если концентрация ДС-РАС и суль-онола о.5-1,ох, то увеличение содержания электролитов до 5х ведет к олее интенсивному возрастанию устойчивости пен, нежели свыше 5К. ис-лючениен являются растворы хлорида натрия, содержание которого до 5'/ .•называется на росте стабильности пен незначительно. Увеличение содер-сання пенообразователя в растворе свыше г,ох сильно сказывается на устойчивости пенных систем, приготовленных из растворов электролитов. )бласть с содержанием электролитов от ЗУ. до 8-10/. в этом случае являйся областью с минимальной устойчивостью пенных систем. Дальнейшее гвеличение содержания электролитов в растворе приводит к росту устой-тевости пен. Исключением являются растворы хлористого кальция. Неза-

висино от концентрации ДОР/С и сульфонола увеличение содержания хлористого кальция ведет к увеличению устойчивости пенных систен.

Такин образом, исследования показали, что устойчивость пенных систен имеет связи как с концентрацией ПАВ, так и с содержанием электролитов в растворе, причен, для получения устойчивых пен необходимо определенное сочетание ПАВ и электролитов. Исследования подобного типа в неФтепронысповой практике проведены впервые.

Сравнение свойств пен, приготовленных в присутствии признанных стабилизаторов (КНЦ). с пенаии. приготовленныни из растворов электролитов, показали, что электролиты выступают в роли стабилизаторов пенных систен. В частности, на фотографиях пен видно, что структура ячее! пены с КИИ и электролитами практически не отличается.

Структурные особенности пенных систен изучали визуально под микроскопом, а также по увеличенным в 10 раз фотографиям, сделанный с поношью никроскопа. Отмечено, что структура пенных систен (Форма элементарной ячейки пены) определяют ее устойчивость. Чем ближе Форма пузырька пены к нногограннику, тем устойчивее ценные системы. При этон пены, с достаточно четко выраженной Форной многогранника, более келкодисперсны. Эта Результаты хорошо согласуются с выводани В.К:Тихомирова [601, который указывает, что состояние пен с нногогранныни ячейкани близко к равновесному и, поэтому такие пенные системы обладают повышенной устойчивостью по сравнению с пенами, имеющими шарообразные ячейки.

Подводя итоги результатам исследования пенных систем в присутствии электролитов, ножно указать, что практическая ценйость этих исследований в том, что они позволяют выбирать растворы пенообразователей и электролитов для создания пен необходимого качества. Для каждого технологического процесса, где применяются пены, нужны пены с отличающимися свойствами. В частности, пены, приненяеные для вызова притока, должны быстро разлагаться» а используемые при вскрытии пласта бурениен или перфорацией, наоборот, быть устойчивыми.

Одной из особенностей использования пенных систен в процессах заканчивания скважин является необходимость иметь стабильные пенные системы в условиях постоянно изменявшихся давлений и тенператур. Так. при закачке пены в скважину она подвергается сжатию от нескольких НПа на устье до 25-40 НПа на забое и в пласте, тенпература при этом изменяется от. 20 до 80 град, с и выше.

Поведение пен под давлением является далеко неизученным вопросо!

Наши лабораторные работы по исследованию свойств пен. подвергнутых сжатию, были направлены на изучение, в основной, двух вопросов:

1. Влияние давления на устойчивость пен.

2. Характер изменения объема пены при ее сжатии.

Серия опытов проводилась в изотермических условиях, влияние давления на устойчивость пен исследовали при изменении давления от атмосферного до о, 276 нпа. Изменение объема пенных систем при их сжатии наблюдали при давлениях от о. 3 до 12. о нпа. В первой случае пену приготавливали в механической мешалке по методике ВНИИ неФть [6tI из водных растворов сульФонола различной концентрации. Воду использовали дистиллированную, водопроводную, пластовую, кратность пены, подученной из г7.-ного раствора сульФонола на пластовой воде была равна 5.5. Данные об изменении объема ее при сжатии приведены в табл. 3.2

Таблица 3, 2 Изменение объема пены при ее сжатии

Давление' сжатия Объем пены. Давление сжатия Объен пены.

пены, нпа КУб. и * 10 пены. НПа КУб. н * 10

0. 100 ' 250 0. 200 160

0. 125 210 0, 226 150

0. 150 190 0, 251 140

0. 175 170 0, 276 130

При изменении давления от 0. 100 ДО 0,276 НПа обьен пены унень-

шился почти в 2 раза.

Исследуя вопрос влияния изменения давления на устойчивость пен наблюдали за синерезисом, фиксируя вреня выделения 10, 20. 30, 40 и 50 куб. сн пенообразуюшей жидкости.

Анализ результатов экспериментальных работ показал, что для первой порции при увеличении давления от о, юо до о.276 нпа. время истечения уменьшается более, чем в три раза. Скорость истечения 2-ой и 3-ей порций жидкости с ростом давления вначале несколько уменьшается, а затеи начинает увеличиваться. Время истечения 4-ой и 5-ой порций пенообразуюшей жидкости с ростом давления увеличивается в 2-8 раз.

Все это свидетельствует о том, что создание избыточного давления вначале вызывает интенсивное истечение жидкости за счет уменьшения объема элементарных ячеек пенной систены и как следствие - увели-

-И--т-4

2

>[—и-

Г"

01 ОЭ

1-емкооть;

2-центроб8ЖНЫЙ насос;

3-компрессор;

4-аэратор;

5-швствренчатый насос;

6-мякроскоп;

7-каыгра сжатия;

8-гидравличвскай првсс

Рис. 3.2. Пхеиа устзновк:: приготовления пвн в лабораторных условиях

Уем'

Ряс. 3.3. Влияняэ давленая на изменение

объема пены пря разлачных степенях аэрация

- эксперимент

---- расчет

чения толщины пленок жидкости. Это нарушает равновесие система, из быточная жидкость стекает, а систена переходит в новое равновесное состоялие. За счет уплотнения структурных ячеек устойчивость пен. подвергнутых сжатию, возрастает и намного превышает устойчивость т находящихся под атмосферным давлением.

На установке, схема которой приведена на рис. 3. 2, условия обр; вания пены приблизили к промысловым. Здесь воздух в пену вводили п; нудительно. поэтому кратность ее изменялась в более широких предел; сжиная пену с Различной степенью аэрации, определяли зависимость и: менения объена пены от давления сжатия. Эти зависимости (рис. 3.3) представляют собой ряд гипербол; удаляющихся от оси давления с уие! шениен степени аэрапии. При степени аэрашш, стреняшейся к "о", ги пербола переходит в пряную, параллельную оси давлений. Это указыва на то, что объемы пенных систен при напои газосодержании под давле! ен близки к обьенан пенообразуюпих растворов.

Сравнили полученные эмпирические кривые с теоретическими. Рас четный обьен пены определили по Формуле:

(3.6-,

на построенных графиках теоретические и экспериментальные кривые п тически совпали, это позволило сделать вывод, имеющий практический интерес: для расчета обьена пенных систен под давлениен в процесса зэканчивания скважин может.быть использована Формула (3.б), учитыв шая несжимаемость жидкости й подчинение изменения объема газа зак ну Бойля-Нариотта.

Известно, что пенообразтная способность различных ПАВ под де стниен температуры изменяется по-разному. Так, по данный В. К. тихом рова (601 пенообразуюшая способность анионоактивных ПАВ при повыше нии температуры увеличивается, а затем начинает снижаться. По дани Т. А.корепкой [611 пенообразуюшая способность неионогенных ПАВ при повышении тенпературы почти не изменяется в интервале тенператур го-бо град. С. В то же время увеличение температуры выше 60 град. С приводит к резкону снижению пенообразуюшей способности почти до ну

С целью оценки влияния температуры на характеристики пен. при товлентшх с применением конкретного ПАВ провели лабораторные иссле вания. Пены приготавливали из водопроводной й пластовой воды в пр» сутствии П0-6К.

Вспенивающая способность растворов, приготовленных на водопрс

дной воде при увеличении температуры до 50-60 град, с несколько воз-стает. При дальнейшем росте температуры (60-40 град.С) наблюдается большой спад вспенивающей способности.

Пены, приготовленные из растворов пластовой воды, ведут себя сколько иначе. Так, при концентрации ПО-6К I* при увеличении тенпе-|туры от 20 до во град. С кратность пенных систем снижается почти в 2 1за. для остальных концентраций П0-6К кратность пен с ростом тенпе-1туры либо изменяется незначительно, либо вовсе не изменяется (3.0; ОХ).

Устойчивость пен. приготовленных из водопроводной воды при кон-нтрачии ПО-6К 1/. при повышении температуры от 20 до 40 град, с нес->лько возрастает, а затем снижается. При концентрациях 2, 3 и 5Х уве-пение тенпературы ведет к снижению устойчивости пен. Пены из плас->вой воды при повышении температуры от 20 до 40 град. С несколько юличивают устойчивость, а при температуре 80 град, с она ниже, чем >и 20 град. С.

Проведенные исследования позволили выявить Фактор, оказывающий шяние на характеристику пен при изненении тенпературы, это - нали-к электролитов в водных растворах, из которых приготавливают пены. ?ет этого Фактора позволит повысить эффективность процессов с ис->льзованиен пенных систем.

Таким образом исследования показали, что пенные системы сохраня-гся как при увеличении давления, так и при росте температур, т. е. их эжно применять в скважинах. После этого начали отрабатывать технолога процесса.

3. 4. Гидрокислотный разрыв пласта без использования пакера

Практика проведения солянокислотных обработок трешинно-поровых ластов показывает, что иногда достаточно увеличить давление нагнета-1Я на 1-2 НПа. чтобы обеспечить нормальное проведение процесса, шако, не всегда прочность верхней части колонны позволяет создать гобходиное давление, в этом случае процесс осуществляют при снятии звления с колонны с помошью установленного в нижней части колонны зкера. технология гидроразрыва пласта при установленном в колонне акере хорошо известна. Но она имеет недостатки, которые при вызове ритока в Фонтанных нефтяных скважинах оказывают существенное влияние а продолжительность и стоимость процесса испытания и продуктивность кважины. Укажен некоторые из них.

1. Спуск и извлечение йакера из скважины - трудоенкий процесс.

2. Нередко установка спущенного в скважину пакера является безрезультатной: герметичность пакера достичь не удается.

3. После разрыва пласта Фонтанную скважину необходино заглушить извлечь, из нее пакер и повторно вызвать приток из пласта.

Все эти недостатки стало возножнын устранить после разработки, апробации и внедрения в практику, сначала на проныслах ГрознеФти. а затен БелоруснеФти, гидрокислотного разрыва пдаста без использования пакера. суть этого способа в тон. что роль пакера выполняет зака чанный в кольцевое пространство утяжеленный буровой раствор. Использование утяжеленного бурового раствора инеет ряд преинушеств: не требуется поднинать ККТ. спускать пакер. а затен поднимать пакер и спус кать НКТ; исключаются неудачные операции вследствие негернетичности пакера; процесс ножет быть проведен за несколько часов при наличии запаса раствора); величина дополнительно создаваемого на пласт давле ния ножет быть заранее рассчитана по разности плотностей утяжеленног« раствора и продавочной жидкости.

Процесс осуществляется по следующей технологической схене.

1. Скважину заполняют утяжеленный буровым растворон.

2. В НКТ при открытой затрубнон пространстве закачивают буровой раствор, приготовленный из бентонитовой глины (О.з-О.б куб. м), воду (0,2-0,5 куб.н). соляную кислоту (1-1.5 куб. н>. продавочную жидкость (воду). При этой необходино выполнить условие:

Утр = Укр + Упж, (17)

3. При остановленной агрегате на нанометре насоса установится избыточное давление:

Ризб. -■ ~0{"ж) 1 ■ (З.в)

Напринер, при 1^2800 м , кг/куб. н и _рп* - юоо кг/куб. и

давление на агрегате будет равно 11,2 НПа.в то время, как на пласт - 39, 2 НПа. Если поднять давление на устье в затрубнон пространстве до 20,0 НПа. то на пласт будет создано давление 59.2 НПа, что более чем в 2 раза превышает гидростатическое. Повышая плотность бурового раствора, ножно увеличить репрессию на пласт.

4. Закрывают затрубное пространство и залавливают в пласт порта соляной кислоты. Если это удалось, запланированное количество соляно1 кислоты закачивают, продавливая воду, находящуюся в НКТ, кислотой, а

1тен кисяотг из НЕТ вытесняют водой. Для продавки кислотного раствора >гут быть использованы водные растворы ПАВ.

5. Буровой раствор вытесняют из сквахшга пряной пронывкой и сква-иу оставляют в покое на время, необходимое для реагирования кислоты породой. После освоения определяют эффективность процесса гидрокис-

этного разрыва пласта, хотя уже сан Факт закачки кислоты в пласт по-воляет рассматривать его как эффективный процесс.

6. Если не. удалось закачать кислоту в пласт при максимально до-устиных давлениях, то ее оставляют в скважине под давлением на о, 51 час.

Гидрокисяотный разрыв пласта по описанной технологии не может ¡ыть рекомендован в скважинах, в которых негернетична обсадная колон-ia.

К недостаткам способа можно отнести и возможность попадания в 1ласт бурового раствора, однако, при использовании пакера попадание раствора в пласт также не исключается, так как перед извлечением па-хера скважину надо заглушить буровым растворон, часть которого может быть.поглошена пластои. За время подьеиа НКТ буровой раствор окажет большее влияние на пласт, чен при вымывании его из скважины после проведения гидрокислотного разрыва пласта.

3. 5. Разработка мероприятий по использованию выхлопных газов в процессах по вызову притока

До настоящего времени используют конпрессорные установки, которые конпренируют воздух. О том, что введение воздуха в газонеФтянлэ среду является нежелательный действием, так как ногут образовываться взрывоопасные снеси, известно давно. На промыслах Белоруссии, например, в 1975 и 1978 г.г. по этой причине произошло два взрыва нефтяных скважин, в результате которых погиб один человек и ликвидирована нефтяная скважина. Неслучайно применение воздуха для снижения уровня жидкости в эксплуатационной колонне, новыми правилани техники безопасности в нефтедобывающей промышленности запрещается.

. .предупредить образование взрывоопасных смесей можно, используя инертные газы, к которым относятся выхлопные,- дыновые, азот и др. газы.

автором в 1981 г., совнестно с работниками управления технологического транспорта Hl объединения БелоруснеФть (т. т. Гончаренко В. А., юлудев A.B., Нихалевич о.А), разработана и доведена до промышленной

й

3

10

12

ТЕ-

тг.

о>

(О

' Рис .-3.4 Схема оборудования для подачи выхлопных газов на прием компрессора лш-аи

I- дизель,2- выхлопные трубы, 3- заглушки-клапаны, 4- амортизатор, 5- блок очистки газов, 6- гидрозатвор, 7- фильтр, 8- сливной патрубок, 9- холодильник, 10- фильтр войлочный, II- фланец присоединения приема, 12- компрессор.

робапии конпрессорная установка УКП-80. конпрекируюшая выхлопные зи от дизеля, приводящего в действие конпрессор. Принципиальная эна этой установки предусматривает: а) принудительное направление хлопных газов на прием компрессора, для чего на выхлопных трубах тановлены заглушки, выполняющие роль клапанов; б) очистку выхлоп-IX газов в водяной бане, одновременно выполняющей роль гидрозатвора, также в Фильтре из неталлических стружек и в других Фильтрах; охлаждение газов в блоке очистки и в холодильнике (рис. 3.4).

Конпрессор на выхлопных газах работал несколько десятков часов, сожалению, вывести установку на промысел не удалось, хотя нногие непиалисга, в том числе конструкторы завода "Hopea" считали, что неется возможность довести ее до серийного производства. И только аперь, спустя 15 лет, их разработка и изготовление начато.

Одним из вопросов, изученных до начала конструирования, был объ-н и состав выхлопных газов. Расчеты показали, что при числе оборотов питателя 1000 в нинуту, емкости всех 12 цилиндров 38,в л (диаметр юршня 150 им. ход его 180 мм) через двигатель проходит 38,8 куб.м зоздуха в минуту, в то вреня как компрессор забирает только е. Часть юзаужа вступит в химические реакции.с топливон из-за чего объем Уменьшится, но в газы перейдет сожженное топливр (около 170 г на юш. силу в час). Такии образом, приводной дизель компрессора выдает значительно больше выхлопных газов, нежели их необходимо компрессору. По этой причине на приене были предусмотрены клапаны, а не глухие заглушки.

Компонентный состав продуктов сгорания по данный анализов, выполненных в Гомельской комплексном отделе УкрГИПРОНИИнеФть,' показал, что конпренируеные газы не должны оказывать отрицательного влияния на работоспособность узлов компрессора. Для сравнения приведен состав выхлопных газов tío основным компонентам и данные о составе воздуха, взятые по Энциклопедии (БСЭ, 1971 г.).

Таблица 3. 3

Компонентный состав воздуха и выхлопных газов, (в у-)

нк Компоненты Выхлопные газы Воздух

п/п

1. Кислород 13, 77 20,95

2. Азот 83, 84 78.08

3. Углекислый газ 1. 88 0,03

4. Нетан '. 0. 12 -

5. Пропан 0,09 -

б. Изобутан 0.05

7. н- бутан 0, 10 -

8. Изопентан 0,06 -

9. н- пенган 0, 05 -

10. Другие составляющие 0. 04 -

Данные таблипы показывают, что содержание кислорода уменьшилось значительно за счет увеличения азота, углекислого газа и не сгоревших углеводородов.

Проведенная работа была пионерной. Теперь, продолжая и развивая ее создают компрессорные установки, компренируюаше выхлопные и дыно-вые газы, которые будут использоваться в процессах вызова притока, в т. ч. с применением пенных систен.

4. РАЗВИТИЕ НЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТА ПО ГИДРОДИНАННЧЕСКИН ИССЛЕДОВАНИЯМ

4. 1. Новое в понятии о гидродинамическом

несовершенстве сквахин Общепризнано, что дебит гидродинанически несовершенной скважины должен быть меньше, чен совершенной. Тем не ненее вопрос влияния несовершенства на продуктивность скважин и на показатели разработки нефтяных залежей остается пробленнын. Изучение его на практике осложнено недостаточной теоретической проработкой, сложностью нетодов количественной оценки, а иногда, наоборот, упрощенней решения некоторых задач.

Промысловые исследования показывают, что дебита "несовершенных" скважин ногут быть выше дебитов "совершенных", а "совершенные" скважины могут продуцировать меньше "несовершенных". По-видинону. в практике нефтедобычи, куда относится и заканчивание скважин, участвуют процессы, неучтенные современным представлением о гидродинамическом несовершенстве скважин.

Понятие "совершенная" и "несовершенная" скважина впервые появилось в гидрогеологии применительно к водяным колодцам, а затем оно прочно вошло в терминологию подземной нефтяной гидравлики. В. Н. Жел-качев ввел понятие о несовершенстве скважин по степени и по характеру

вскрытия.

Несовершенная по степени вскрытия скважина неполностью вскрывает продуктивный пласт. Глоговскин н. н. рассматривалось три разновидности несовершенных по степени вскрытия скважин:

а) скважиной продуктивный пласт вскрыт полностью, но она затем обсажена эксплуатационной колонной и пласт вскрыт перфорацией только частично:

б) скважиной продуктивный пласт вскрыт неполностью, она обсажена весьна проницаемым Фильтрон, обеспечиваюшин приток из пласта без дополнительных сопротивлений, низ колонны заглушён, из-за чего донный приток невозможен;

в) скважиной продуктивный пласт вскрыт неполностью, она не обсажена.

Несовершенство скважин по характеру вскрытия связывают с недо точной плотностью перфорации, из-за чего возникают дополнительные ротивления при подходе пластового Флюида к Фильтру скважины и непо редственно в перфорационных отверстиях.

В промысловой практике нередки случаи, когда скважина обладае двуня видами несовершенства: и по степени и по характеру вскрытия.

. Н. Н. Глоговский предложил для сравнения дебитов несовершенной совершенной скважин, работающих в одинаковых условиях, ввести коэФ диент несовершенства скважин, количественно равный отношению дебит несовершенной и совершенной скважин. В настоящее вреня он известен как ОП (отношение продуктивностей).

в специальной литературе один и тот же коэффициент, отражавши гидродинамическое несовершенство скважин, называют и коэффициентом совершенства и коэффициентом несовершенства. Некоторые авторы назы ют его коэффициентом понижения продуктивности. Представляется, что название "коэффициент совершенства" более правильно отражает его смысл: отношение дебитов несовершенной и совершенной скважины указ) вает на достигнутый уровень, а коэффициент несовершенства должен о' ражать уровень, на который нужно подняться, чтобы достигнуть совер шенства. Натенатически это может быть выражено так:

¿"са^не. (4.1)

йсс

5"нс= 1 - 5с (4.2)

Отметим, что тонас с621 называет Факторон "повреждения" (ухуд пенил свойств) пласта то, что нани отнесено к коэффициенту несовер шенства. Формула (4. 2) и предложенная им. идентичны.

Представляет теоретический и'практический интерес расснотрени» предельных значений величины коэффициента совершенства. Исходя из < зического смысла понятия о совершенстве скважин, величина этого ко; Фидиента не должна быть более единицы (или юои). однако, как пока: вают исследования В. И. Щурова на электрических моделях, величина к( Фидиента может быть более единицы. Объяснение этого явления ножно I та в Факте увеличения плошади Фильтрации скважины за счет поверхно« каналов перфорации, которые как бы увеличивают радиус скважины..

в 1953 году Херст и Ван Эвердинген после проведения совнестно« исследовательской работы ввели понятие о "скин-эФФекте". При этой < использовали наблюдения ниллера. Дайеса и Хетчинсона о том, что на

?ну начальных участков графиков прослеживания забойного давления ззывает влияние изненение пронипаемости в призабойной зоне пласта.

в теории и практике, в нашей стране понятие "скин-эффект", назван-i несовершенством второго рода, нередко связывают с ухудшениен про-наемости призабойной зоны пласта во время вскрытия его бурениен или рфорапией. а показатель скин-эффекта используют для оценки состояния изабойной зоны пласта, в этой случае получают как положительные, так отрицательные значения показателя, причем, если проницаемость прибойной зоны ухудшена по сравнению с проницаемостью удаленной зоны, казатеяь скин-эФФекта имеет положительную величину. Отрицательные ачения указывают на то. что проницаемость призабойной части пласта зле, чен г удаленной.

Введение в практику промысловых исследований нового показателя, зволяюшего делать количественную оценку состояния призабойной зоны аста и результатов воздействия на пласт, расширило возможности поз-ння объектов эксплуатации, но привело к ослаблению внимания к даль-йшену изучению вопросов влияния несовершенства скважин на их продук-гвность.

в. н. Иелкачев в работе [631 отнечает. что как при введении поня-1я "скин-эФФект". так и при разработке нетодик интерпретации графи->в прослеживания забойного давления, не учитывалось гидродинамическое ¡совершенство скважин. Ин предложено учет гидродинамического несовер-:нства производить двумя способани: либо вводить в расчетные Формулы введенный радиус вместо действительного, либо считать, что показа-гль скин-эффекта отражает не только состояние пронидаености призабой-эй зоны пласта, но н влияние гидродинамического несовершенства. Нне-ле о том, что гидродинамическое несовершенство и "скин-эФФект"-поня-г!я идентичные высказано в работе [641. Однако, оба эти понятия про-элжают использоваться автононно. по-видинону, идентичность понятий едостаточно обоснована.

Различные исследователи, изучая вопросы влияния несовершенства кважин на их продуктивность, предлагали форнулы для определения деби-а несовершенных скважин.

Наибольшее распространение получила предложенная Н. Наскетон ормула для определения дебита несовершенной по характеру вскрытия кважины, которую стали использовать для учета несовершенства вообше:

п _ 25ГКН (Рдд - Ргаб!

ч-нс- ; ---(4.3)

После введения приведенного радиуса. Форнула (4. 3) стала испол зоваться в виде

Л5ГК}1 (Рпл -Рзаб) Л 1п-

1мс=—— (4-4) Гспр

- Исследованиями, проведенными в различные годы нногини исследо теляни. показано, что дебит несовершенной скважины должен значител отличаться от дебита совершенной скважины, работавшей в этих же ус, виях; причем иметь меньшую величину. Однако, в промысловой практик особенно при разработке месторождений с трешинныни коллекторами, н редки случаи, когда скважины, несовершенные по степени и характеру вскрытия, инеют коэффициент совершенства больше единицы. Последнее указывает на то. что существующее ныне понятие о гидродинамическом несовершенстве скважин неполностью отражает влияние процессов, про1 шедших в пласте во время вскрытия его бурениен, цементирования и В] зова притока, происходящих при эксплуатации скважин и требует уточ нения.

Рассмотрим. чТо вложено в понятия о гидродинамическом несовершенстве скважины и скин-эффекте.

гидродинамическое несовершенство скважины призвано отражать ш яние сопротивлений движению жидкости в связи с изненениен линий то( при неполной вскрытии пласта бурением и перфорацией, а также в сквг жиннон Фильтре.

"Скин-эФФект" по замыслу ван-эвердингена и Херста должен был с ражать наличие сопротивлений в призабойной зоне пласта совершенной скважины, появившихся в связи с изменением естественной пронилаенос пласта во время вскрытия его бурением, перфорацией или при воздейст на пласт с целью интенсификации притока.

Такии образон. в понятия о гидродинамическом несовершенстве скважин и скин-эффекте был заложен различный Физический смысл. Коли чественная опенка этих понятий также была различной: показатель гид динанического несовершенства скважины определяли по графикам В. И. Иу рова< а показатель скин-эФФекта по данным обработки кривых восстало ления давления. Величины этих показателей значительно отличались.

однако, после введения в практику метода определения паранетро гидродинамического несовершенства по приведенному радиусу скважины оказалось, что показатель гидродинамического несовершенства скважин

и скин-эффекта (Б) имеют одинаковые значения.

Учитывая, что величины показателя гидродинамического несовертен-га сквахин и скин-зФФекта рассчитываются по идентичным Формулам, воз-шо по-иному отнестись и к рассмотрению понятий, которые они отража-

На величину притока к скважине оказывают влияние:

1. Степень вскрытия пласта бурением и перфорацией в обсаженной важине.

2. Количество, размеры. Форма и расположение отверстий в скважин-к Фильтре (изготовленном на поверхности или непосредственно в сква-не).

3. Состояние призабойной зоны после вскрытия пласта бурением, ментирования колонны, последующей перфорации и применения различ-IX методов воздействия на пласт. Если вскрытый пласт неоднороден. >жет оказать влияние и неоднородность пласта.

Все перечисленные факторы Формируют гидродинамическое несовер->нство скважины, все они оказывают влияние на величину его показа->ля. Поэтону и гидродинамическое несовершенство скважин должно вклю-пъ в себя нинииун три составляющих:

1. Несовершенство по степени вскрытия.

2. несовершенство по характеру вскрытия.

3. несовершенство, отражающее наличие сопротивлений в призабойной зоне в связи с изменениен естественной пронипаености пласта.

Третья составляющая автором названа несовершенством по методу скрытая. Тем самым подчеркивается, что методы вскрытия пласта, как ; нетоды воздействия на пласт с целью интенсификации притока, оказы-:ают существенное влияние на величину притока к скважине.

Введение третьего вида несовершенства позволило расширить область ссследований и объяснить явления, которые двумя видаки несовершенства >бьяснены быть не могут. Например, теперь ножно ответить на вопрос ючему дебит совершенной по степени и характеру вскрытия скважины ни-ге рассчитанного для несовершенной скважины, а дебит несовершенной по 5арактеру и по степени вскрытия скважины значительно превышает дебит :оверщенной. работающей в таких же условиях. При рассмотрении несовершенства скважин, исходя из трех составляющих, легко объясняется

Факт получения отрицательных значения показателя несовершенства у "несовершенных" скважин, которые возможно получить при проницаемости призабойной зоны, превышающей проницаемость удаленной зоны пласта.

Введение третьего вида несовершенства расширяет само понятие о гидродинамическом несовершенстве скважин и позволяет привести в соответствие качественную и количественную опенку его.

Теперь о скин-эФФекте. В понятие о скин-эффекте не было введено влияние несовершенства по степени и характеру вскрытия. Предполагалось. что их можно подразделить, в действительности оказалось, что при гидродинамических исследованиях все Факторы действуют одновременно и их подразделить практически невозможно. Предполагалось, что скин-эФФект будет дополнять гидродинамическое несовершенство скважин, оказалось, что показатели гидродинамического несовершенства скважин (с) и скин-эФФекта о), определенные по данным обработки КВД. инеют одинаковые значения. Следовательно, они отражают одно и то же состояние скважины. Но это состояние качественно отличается как от сушест-вуюшего ныне понятия о гидродинамическом несовершенстве скважин, так и от скин-эФФекта.

Это состояние может быть полностью охарактеризовано, только трен! видани несовершенства. Поэтону Физическая сущность понятия о гидроди-наническон несовершенстве скважин должна быть расширена за счет Факторов. относимых ранее к скин-эФФекту. Если считать, что скин-эФФект включает и гидродинамическое несовершенство скважин, то качественная и количественная характеристики обоих понятий совпадают, понятия ста новятся идентичными и одно из них следует исключить из обращения. Эт< один из результатов исследования автором вопроса о связи гидродинами ческого несовершенства скважин и скин-эффекта.

4. г. Совершенствование методов определения параметров пласта и гидродинамического несовершенства скважин по кривым восстановления давления .

Количественную оценку гидродинамического несовершенства на прак тике следует делать только по результатам обработки КВД. Наиболее ра пространеннын является нетод обработки прянолинейного участка КВД. построенной в координатах (нетод касательной). При этон полу

чают характеристики пласта и скважины, определяют показатель несовер шенства и коэффициент совершенства скважины. Нетод применин не для всех условий, в частности, он не учитывает притока к забою после ост новки скважины.

При совершенствовании методов обработки кривых восстановления давления, автором на основе анализа и преобразования натенатических выражении, предложенных различными авторами, показано, что наиболее точно связь нежду пьезопроводностью, врененен восстановления давления и радиусон контура питания отражается Форнулой

НК=1,5-\Ш" (4.б)

которая другим пгген была выведена Щелкачевын в. н. {631. далее авторон. исходя из условий, что установившийся приток является частный случаен неустановившегося, при которон давление равно депрессии в работающей скважине, выведена простая и удобная для использования Форнула для определения параметра

1п-£*- = 1,15 (4 71

ГСПР I (4.7)

которая в частности получается при подстановке в (4.4) значения

КУг _ 0,155 01

7Г~ I ' (4. в)

Отметин, что И. А. Чарный 1651 предлагал определять 1п по данным

. » , Гспр

КВД в координатах др,1П1 и 1п й р , | по двум граФикан)

по Форнуле

Расчета показали, что при использовании (4. 7) и (4.9) получаются одинаковые значения.

Используя выражение (4, 7) возножно вывести следующие зависимости, которые позволяют определить некоторые параметры пласта и скважины;

а) показатель гидродинамического несовершенства скважины:

С= 1,15-^-(4.10,

б) радиус контура питания (радиус влияния) скважины:

или с учетом (4.6)

1,15 дрА

Ьк^Гспре (4.11)

л 1,15 лр-с Гс е (4. 12)

в) приведенный радиус скважины:

_ -i.isap/i гСПр =RK e (4.13)

Такин образок, на основе анализа существующих Формул и методик для определения отдельных параметров пласта и скважины авторон выведены удобные для практического пользования Форнулы. позволяющие1, определять показатель гидродинамического несовершенства скважины, приведенный радиус скважины, радиус контура питания (влияния) скважины, определение значения .Itt RK/rcnP как отношения двух величин значительно упрошает анализ влияния несовершенства скважины на ее продуктивность.

При анализе характера изненення характеристик пласта и скважины, определенных по КВД. снятых при различных режимах работа скважин, автором отмечено, что они ноггт значительно отличаться в то время, как режин работы скважины изменяется незначительно. Одной из причин, влияющих на изненение значений, оказалась величина времени восстановления давления. Оно было меньше или больше того, которое следовало бы использовать при расчетах.

Ныло замечено, что если в Форнулу

А = др - L Igt (4,14)

подставить значение депрессии в работающей скважине перёд ее остановкой. то ножно определить время восстановления давления (при известных А и 1 ). Это вреня, названное авторон расчетным, определяется из выражения:

Физический смысл расчетного времени виден из графика на рис. 4. 1. Определение расчетного времени и сопоставление его с Фактическим позволяет проверить правильность выбора прянолинейного участка КВД. Проведенные авторон сравнения расчетного и Фактического вренени восстановления давления по данным промысловых исследований показали, что в 30"/ рассматриваемых случаев они не совпадали на значительные величины. это означает, что прянолинейный участок на КВД выбран неверно, а. следовательно, неправильно определены и характеристики пласта.

Автором разработана нетодика обработки КВД с учетон выше расснот ренных зависимостей, составлена програнна для обработки КВД на ЭВН. Это - один из путей практического применения исследований автора: с 1977 года в ВелоруснеФти КВД отрабатываются по предложенной авторон методике.

Рис. М. Иллюстрация к выводу формулы

для определения расчетного времен* восстановления давления

4. 3. Роль индикаторных линий при опенке добывных возможностей скважин

Индикаторные диаграины строят при исследовании скважин нетод установившихся отборов, при котором на различных режимах их работ определяют депрессию и соответствующий ей дебит (не менее 3-х реж нов). Определенный по индикаторной линии (ИЛ) коэффициент продукта ности скважин (КПС) для различных режинов работы может сильно раз личаться.

Принято считать, что при линейном законе Фильтрации ил должн представлять пряную линию. в то же вреня построенные по данным пр нысловых исследований, они инеют в большинстве случаев криволиней Форну.

В. Н. Иелкачев считает, что для получения прямой линии должны соблюдены следующие условия:

- справедливость закону Фильтрации Дарсиг

- движение в пласте однородной жидкости;

- пренебрежение сопротивлениями движению жидкости в саной сю хине;

- постоянство коллекторских свойств пласта и состояния приза« ной зоны.

На практике осуществить одновременное действие всех четырех т бований практически невозможно.

" " Автором И/1 рассматривается, как инфорнапия о добывных возножг тях скважин, а при анализе.их. акцентировано внимание на Факторах, оказывающих влияние на Форну ИЛ, в т.ч., приведенных выше.

Технология проведения исследовательских работ по принятой ныв методике предусматривает занер дебита и забойного давления на кажд режиме, а пластового давления 1 раз (до исследования, в процессе и после исследования), определенная•по таким данным депрессия искажг Форну ил. Так как на приток оказывают влияние инерционные силы (рис. 4. 4). автор реконендует исследования проводить с замерон забс ного и пластового давления на каждой режине. Тогда будет исключено влияние инерционных сил движения жидкости по пласту на результаты исследования.

Связь ил с коллекторекини свойствами

Построенные в одной наспгтабе индикаторные линии для скважин, ботаюших с различных горизонтов характеризуют их коллекторские сво ства. Для высокопродуктивных скважин ИЛ располагаются ближе к оси битов, а для низкопродуктивных - к оси депрессии (рис. 4.3).

Р'Ю. 4.2 Индикаторный диаграммы по скважинам Рэчлцкого месторождения А-С8милукско-6урэгсний горизонт В-задонский, горизонт

ш о

Рас. 4.3 Индикаторные линяя по скважинам свмплукского горизонта Рачицкого месторэвдей! А-до кислотной обработки Б- посла кислотной обработки

Фильтрационные сопротивления в призабойной зоне Улучшение фильтрационных характеристик призабойной зоны отражается на Форме ИЛ. Так. после эффективных кислотных обработок они меняют свое положение на графике. Это иллюстрирует рис. 4. 3, где приводятся ИЛ по однин и тен же скважинан до и после кислотных обработок.

ИЛ и изиеиение работающей мощности пласта При исследовании скважин иетодон пробных откачек иногда получают ил. подобные приведенной на рис. 4. 4. Такие ИЛ. если исключены погрешности в исследовании, указывают на подключение к работе пропласт-ков, которые при меньших депрессиях не работают.

Сопротивление движению жидкостей в трубах При исследовании высокодебитных глубоких скважин этими сопротивлениями пренебрегать нельзя, так как именно они являются причинами искривления ИЛ.

Фонтанные подъемники инеют ограниченную пропускную способность. Каксинальная добыча из Фонтанной скважины зависит от величины забойного давления, глубины скважины, диаметра подьенных труб. При неизменных пластовых условиях, глубине скважины й депрессии при увеличении диаметра подьенных труб увеличивается дебит. Поэтому нередко скважины для увеличения отборов переводят на работу по затрубному пространству, сопротивления движению жидкости по трубам зависят от ее свойств и га-зонасышенности. в рассмотренных случаях при фонтанной эксплуатации скважин на белорусских месторождениях дебит, при котором сопротивления движению жидкости в трубах диам.73 мм при глубине спуска более гооо м начинали оказывать влияние на Фориу ил. находился в пределах 300-400 т/сут. Увеличение дианетра подьеиника сдвигает этот предел вправо по оси дебитов. Как пример, на рис. 4. 5 приводятся результаты исследования на одинаковых штуцерах скв. б Речипкая. при работе по НКТ (диам. 73 нн) и затрубному пространству (диам. колонны 146 нн).

Дебит и забойное давление замеряли в один день при работе по НКТ и по затрубнону пространству, причен скважина работала на одном режиме не менее 4 час.

Построенные по данным занеров ИЛ показали, что их Форма была одинакова до дебита 350 т/сут. и при депрессии - о, б Юта после чего ИЛ, снятая по НКТ, искривилась к оси дебитов. ИЛ, снятая по затрубному пространству, осталась прянолинейной.

Такин образом роль ИЛ заключается не в простои отображении полученных при исследовании данных, а в выдаче инФорнапии о работе сква-

1~пластовов я забойное давление

замерено на каждом режиме 2тЗ,4-плаотовов давлвнив замерено на одном из режимов

200 -400 600 800 $ «5/суг.

X

N

\

— \ Ч N

1

,2

•

Рис 4,5 Индикаторные линии по скв.6 Речицкая I- при работе по трубам 2- при работе по эатрубному

хин и об изненениях в продуктивности, происшедших при изненеяии пл тового давления, фильтрационных сопротивлений, а также пропускной •собности подьенника.

4. 4. Уточнение понятия о призабойной зоне пласта

и определение ее характеристик Приведенные выше результаты исследований указывают на необхол ност'ь уточнить понятие о призабойной зоне.

Действительно, если гидропроводность. пьезопроводность и др. ранетры пласта подвержены влиянию изненения режина работы скважинь то и сана призабойная зона пласта должна изненять свои характерист Расснотрин причины, которые ногут приводить к этону.

На величину притока пластового Флюида в скважину ногут оказат влияние собственно трубный фильтр, созданный перфорацией колонны и приготовленный на поверхности и спущенный в скважину, околоствольи зона пласта, искусственная или естественная, а также часть пласта сохранившейся естественной или изменившейся под воздействием разли ных Факторов проницаеностью, прининаюгаая активное участие в фильта пластового флюида.

характеристики трубного Фильтра, будем считать, мало подверже изменению во времени.

, Околоствольная зона состоит из ценентного кання. образовавшег при .цементировании колонн и контактирующих с нин пород, подвергнут кольнатапии. в этой зоне каналы создаются во вреня перфорации, гес рические размеры каналов ногут быть изменены различными нероприятг по воздействию на пласт (неханическини, хиническини. комбинирован! и т. д). Принен и здесь, что геонетрические характеристики околосп ной зопы пласта при изменении режима работы скважины не изменяют« Сделав два допущения отметин: сохранение геометрических размеров е трубном Фильтре и околоствольной зоне пласта может при.изменений р жина работы скважины приводить к появлению дополнительных сопроТие ний. которые относятся к гидродинаническону несовершенству скважиг будут отмечаться при исследованиях.

С нашей точки зрения, большая доля сопротивлений движению плг тового Флюида по пласт у ножет принадлежать сопротивлениям, возника за пределами околоствольной зоны.

известно, что при каждой установившемся режиме работы вокруг скважины создается депрессионная воронка, разнеры которой зависят

чины депрессии, причем чен больше величина депрессии, тем дальше си скважины распространяется зона возмущения. Приняв такую схему ты скважины, можно утверждать, что Фильтрационные параметры при-йной зоны характеризуют часть пласта, расположенную в пределах I возмущения и включающую в себя околоствольную зону пласта и ¡ный фильтр. При такой постановке вопроса любое изменение режима, |анное с изменением депрессии, приводит к изменению Фильтрационных шетров. причен. изменению подвержены не только паранетры приза-гой зоны пласта, но и его удаленной части. То. что такая постанов-зопроса правонерна подтверждают результаты гидродинамических ис-хований с учетом гидродинамического несовершенства скважин.

автор считает, что под призабойной зоной пласта следует понимать гь пласта, органиченную радиусом влияния скважины и включающую поствольную зону и трубный Фильтр, а зона, расположенная вне этой аилы относится к удаленной зоне пласта.

не следует занижать роль околоствольной зоны н трубного Фильтра ориировании Фильтрационных параметров пласта. В трешшшо-поровыХ лекторах большая (с пашей точки зрения превышающая 5 НПа при деби-

250-300 куб. н/сут. ) депрессия может указывать на необходимость личить пропускную способность Фильтоа и околоствольной зоны. Как следует из данных исследования скв. 13 ВишанскаЯ в одной и той же ¡ажине гидропроводность может быть увеличена в 5-7 раз при уненьше-[ депрессии и в такое же количество раз за счет мероприятий по нн-[сиФикацни притока. Это указывает на то, что увеличение депрессии гаодит к резкону росту сопротивлений.

Гидропроводность - это комплексный паранетр, объединяющий под-гаость пластовой жидкости и работающей мощности пласта. Между гидро->водностью и дебитом существует прямая зависимость: чен больше гид-шоводность, тен больший дебит может быть получен при сохранении ггих условий неизненными.

Анализ результатов обработки КВД по белорусским месторождениям казал. что для карбонатных коллекторов, обладающих трешинно-поровой и кавернозно-трешинно-поровой пронипаеностью наблюдается повышение казателя гидропроводности при повышении депрессии. Если рассматри-ть дебит как Функцию гидропроводности и депрессии

то увеличение дебита происходит как за счет увеличения гидропровод-ности, так и депрессии.

В табл.4. I приведены данные об изненении фильтрационных параметров пласта, определенных при обработке КВД, при работе скважин с различными дебитами.

Из данных табл. 4. I следует, что увеличение депрессии (дебита) в б из 7 приведенных скважин привело к увеличению гидропроводности (и одновременно пьезопроводности) пластов. Но при этом ногут быть и исключения. Так на скв. 9 Барсуковская увеличение депрессии от 2,9 до 5,9 мпа привело к увеличению гидропроводности в 1, 3 раза, но при дальнейшей увеличении депрессии, гидропроводность начала снижаться. Снижение гидропроводности при увеличении депрессии отнечено и по скв. 3 Вишанская . Увеличение гидропроводности для трешинно-поровых и ка-вернозно-трешинно-поровых коллекторов, по-видинону, следует больше связывать с расширением работающей ношности, нежели с увеличением проницаемости, ибо, как это было доказано хелтовым 13. П. при увеличении депрессии проницаемость трешинно-кавернозных коллекторов ножет снижаться. Увеличение работающей ношности пласта при увеличении депрессии (или репрессии при нагнетании) подтверждают исследования нефтяных и нагнетательных скважин белорусских и других месторождений. Однако, при малых значениях величин гидропроводности, что ножет указывать на работу единичных трешин. повышение депрессии ножет приводить к снижению гидропроводности. как это поднечено нани при анализе результатов исследования скважин (табл. 4. 1).

Знание закононерностей в изненении гидропроводности пласта представляет большой практический интерес, так как позволяет более корректно оценивать возможности пласта при выборе оптимальных условий разработки месторождений. Для того, чтобы правильно оценить возможности пласта, гидропроводность его следует определять по результатам обработки КВД. снятых по меньшей нере на 3-х режимах работы скважины, причен наксинальные отборы при этом предпочтительнее.

Говоря о гидропроводности пласта нельзя не учитывать того, что при каждой исследовании получают два показателя гидропроводности: гидропроводность призабойной зоны и гидропроводность удаленной зоны пласта, причен их отношение равно коэффициенту совершенств^. скважины.

На рис. 4. б приведены зависимости гидропроводности от депрессии по некоторым скважинан. Отнетин. что в точке пересечения кривых гидропроводности призабойной и удаленной зон пласта их значения равны. (В -этой точке коэффициент совершенства скважин равен 1). Обращает на

оо

1 1 1 \0 2,0 ' ¿с 200 300 400

- Ми

У

Рис. 4.6 Зависимость дебита, коэффициента совершенства, гидропроводности удаленной и призабойной зоны . от депрессии

а) скв.ДЗ Вишанская (14-18.07.71)

б) скв.9 Барсуковская (23-26.06.72)

Таблица 4. 1

Изменение параметров пласта и гидродинамического несовершенства при различных режинах работы сквахины

Нонер Дата иссле- Дебит. Депрес- ГИДР0- Пьезо- Показатель коэФ-

сква- дования КУб. сн сия. ПР0В0Д- ПРО- гидродина- Фипие

жин кгс ность вод- мического совер

сек (ЗСН/СПЗ ность несовер- шенст

кв. сн СН1/С шенства

55 Р 08. 08. 59 4270 2. 72 760 18730 - 5.47 2.8

16.07. 69 2260 1. 78 539 13300 - 5,27 2.9

9 Б 21.06. 72 2009 29. 26 13.8 218 - 4,93 5,0

24. Об. 72 3912 57, 97 17.4 192 - 4,46 3. V

27.06. 72 5427 69.97 17.4 228 - 4,74 4. 1

29. 06. 72 7250 99.63 16.4 215 - 4,76 4. 3

3 В 15. 01. 70 ' 3634 102.5 62, 7 521 + '5. 13 0, 5

22. 01. 70 4153 115.5 60. 8 496 + 4,44 0. 5

24. 01. 70 4932 126.6 55, 7 437 + 2.85 0, 6,

9 В 02. 06. 71 6819 6.65 312 2952 - 4,92 3,5'

04. 06. 71 3842 . 4.08 220 2083 - 3,81 3,5'

13 В 15. 09. 70 2717 72. 3 53. 3 1258 + 2. 22 0,7

19. 09. 70 2128 67. 8 48.7 1140 + 3.04 0,61

14. 07. 71 5590 23, 2. 409.2 3920 ♦ 3,58 0. б<

16. 07. 71 4119 И, 0 342.6 3377 - 0.93 1. 15

18. 07. 71 3461 8, 6 351.9 3367 - 1. 18 1, 21

15 В 06. 06. 71 5884 48, 4 69.9 891 - 2,72 1. 7

08. Об. 71 3280 26, 7 61,4 783 - 3. 16 2, 0<

40 ВП Об. 79 2210 9 256, 8 не рас- - 2,28 1, б<

16. 10. 79 4400 26 1022. 4 считан -4,7 0, 3'

12. 79 . 3060 20, 3 423, 5 - 2.42 0, Г

14. 02. 80 3710 15, 3 318, 4 - 2. 79 1. 5

[ внимание Форма кривых. По однин сквахинам (скв. 13 Вишанская. шанская) они пересекались, по другии - пересечения не произошло. даны такого поведения кривых при интерпретации Результатов обьяс-> не удалось. Но полученная информация уже позволяет заметить пу-гальнейших исследований.

Как новое, следующее из результатов исследований автора, описан-в этой разделе, отнечаем: гидропроводность и пьезопроводность,пла-определенная по результатам исследования скважин, для расснатри-шх типов месторождений не являются величинами постоянными, следо-зльно, и их производные также не могут быть постоянными, на вели-г Фильтрационных параметров, определяемых по результатам обработки . оказывает существенное влияние рехин работы скважины.

5. РАЗРАБОТКА НОВЫХ ТЕХНОЛОГИИ. ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И НАТЕРИЛЛОВ. ПРИНЕНЯЕНЫХ ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИ СКВАХИН 5. 1. Устройство для обратного ценентирования обсадных колонн

Автором совнестно с инженером В. Г. ТорРо разработано, защищено (а. с. 1148976) и опробовано в работе устройство для обратного пененти-рования обсадных колонн, представленное на рис. 5. 1. Устройство объединяет два тарельчатых клапана, прямой и обратный, причен. в связи с тен. что оно предназначено для обратного цементирования, запорный эленент обратного клапана в открытом положении зафиксирован штиФтон. Запорный эленент пряного клапана соединен со штокон обратного, но имеет свободный ход, который контролируется пружиной, седло прямого клапана закреплено в корпусе на штифтах. Для того, чтобы устройство работало как обратный клапан, необходимо создать давление в колонне, срезать штифты. Фиксирующие положение седла пряного и штока обратного клапанов. Пружина, расположенная на пггоке. закроет обратный клапан. Пряной после этого работать не будет.

5. г. Универсальные цементировочные пробки Авторон в 1990 г. совнестно с инженером В. А. Ретровскин предложена, зашишена а. с. 1795085 и внедрена универсальная цементировочная пробка, которая ножет быть использована в качестве нижней и верхней. Пробка снабжена узлон с разрушающейся диафрагмой. Изменение назначения пробки осуществляется перестановкой разрушающейся диафрагмы: над перфорированным диском - верхняя, под перфорированным диском - нижняя. разработанный в этой пробке разрушающийся эленент ножет быть установлен во всех узлах, где есть осевой канал.

Ранее (а. с. 1114761). авторон с группой специалистов была предложена денентировочная разделительная пробка, тоже универсальная, у которой канал перекрывался тарельчатый запорный элементом со штоком в нижней части. Если клапан монтировался в нижней части - пробка работала как нижняя, шток ударяясь о стоп-кольпо приподнимал тарелку и она не ногла перекрыть канала движения жидкости. Если клапан монтировался в верхней части пробки, она выполняла роль верхней.

Предложенная позже и проше по конструкции и работоспособнее.

Рис. 5.1. Устройство для обратного цементирования колонн

5.3. Конпенсатор давления для скважин

При спуске в скважину труб (бурильных, обсадных) возникают си туации. когда противодавление внутри труб, связанное со страгивани всего столба жидкости становится причиной гидроразрыва пласта, так как трубы в стволе движутся как поршень.

Авторои совнестно с инженером В. Я. Недведевыи предложено устро ство, позволяющее уненьшить влияние этого Фактора (а. с. 1379452). Оно представляет собой поршневой конпенсатор, в рабочую полость ко poro нагнетают сжатый газ, а затем спускают его в скважину. Поршен движется по наружной поверхности коаксиально закрепленной трубы н шего разнера и внутреннему диаметру основной трубы.

При появлении давления в зоне поршня, одна часть его передает по налому каналу выше, а другая перемешает поршень, сжимая находят ся внутри корпуса газ. Удар снягчается и тен самый предупреждается нежелательное действие жидкости на открытую часть пласта.

5. 4. расширяющаяся танпояажная смесь (а. с. 1805209)

Для того, чтобы снизить температуру, при которой дементно-зол ные смеси образуют,расширяющиеся растворы, автором, совместно с • Зазеркиным г. в., Курочкинын В. Н. и др. предложена расширяющаяся та понажная снесь, которая включает в себя портланд-денент 60-80Z вес вых. сланцевую золу 15-35Z и инициатор расширения - продукт обжига карбонатных пород 2-Ю'/..

При тенпературе 30-40.град. С. снесь обеспечивает увеличение о ема до 8,4/..

5. 5. Способ цементирования обсадных колонн (ас 1479620)

Одним из случаев некачественного цементирования обсадных коло является оголение низа обсадной колонны.

Для исключения этого авторон предложен способ, при которой в бах специально оставляется некоторое количество ценента, но, чтоб! допустить твердения его в трубах и образования денентного стакана, скважину, в разрушающихся контейнерах, спускают занедлители схваты ния, которые контактируя с цементным раствором ухудшают его схваты вание. а если при этом будет достигнут барботаж, то он не схватите вовсе. Несхватившийся цемент, вымывается при пронывке.

5.б. Способ обратного пенентирования колонн Авторон с соавторами <Н. с спасков и с. Л. Ширяев) предложен спо-обратного пенентирования обсадных колонн (а. с. 1420139). Для осу-гвления этого способа в обсадной колонне устанавливают обратный пан специальной конструкции, с зафиксированным. штиФтани положением крыто". После закачки в затрубное пространство тампонажного раст-а. часть его заходит внутрь обсадных труб. Плотность материала, нз орого изготовлен запорный эленент пряного клапана, совмещенного с атным, имеет значение меньшее, чем у тампонажного и большее, чей у ового раствора. Он плавает на поверхности раздела бурового и там-ажного растворов. После нагнетания жидкости внутрь труб, этот эле-т садится на седло, перекрывает отверстие, повышается давление, .'заются штифты и обратный клапан закрывается. Проверяется гернетич-ть обратного клапана.

Предложенный способ позволяет удалять раствор из колонны, не екая в нее дополнительные трубы.

5. Т. Новый способ установки пенентных мостов При заканчивают разведочных скважин нередко возникает необходи-:ть проводить работы по испытанию двух и более объектов. Для разобщи испытанного и подлежащего испытанию горизонтов, как правило, ганавливают цементные мосты.

Авторон предложен и зашишен авторскин свидетельством (ас 832063) >соб установки ценентных мостов, в которой предусмотрены меры по 5дупреждению перемещения жидкости в скважине после закачки цемент-го раствора в скважину. Эти перемещения возникают как за счет нали-я в скважине жидкости (бурового раствора), с отличающейся плот-стью, так и за счет разности в высотах столба денентного раствора грубах и затрубнон пространстве.

Способ предусматривает установку на заливочных трубах обратного апана, который располагается, считая от поверхности зенли, на рас-аянии, равном высоте столба ценентного стакана, предусмотренного анон. Другой особенностью способа является то, что продавку Цемен-ого раствора осуществляют жидкостью с плотностью меньшей, чем у жид-сти, находящейся в скважине, в этой случае создается перепад давний. который удерживает обратный клапан. Движение жидкости в сква-не невозможно, так как в затрубнон более тяжелая жидкость, а движе-ю жидкости в трубах препятствует клапан.

После закачки в скважину расчетного количества продавочной жидкости. поднимают заливочные трубы до клапана, открывают его. За счет наличия перепада срезка головы цементного стакана начинается автоматически без работы агрегатов. Остается подключить агрегата и выдавить из трубок жидкость, оставшуюся при достижении равновесия. Способ представляет особый интерес для установки.ностов в глубоких скважинах и в случаях невозможности инеть в скважине жидкость с одинаковой по высоте плотностью.

5. 8. Новый способ приготовления пен

известно, что свойства пен. зависят от концентрации пенообразователя в жидкости, из которой приготавливают пены. Это, в частности, показано и при описании наших исследований, приведенных выше. Следовательно, изменяя содержание в жидкости пенообразователя, возможно изменить свойства пены. Однако, существующие нетоды приготовления пен не позволят делать этого, так как до сих пор применялась следующая технология приготовления пены: в воду (или другую жидкость) сначала вводят пенообразователь, перенешивают ее для получения раствора заданной концентрации, а затем уже при смешении этой жидкости с воздухом (газон) получают пену.

Для изненения свойств пены необходино изменить состав раствора, т. е. заново начинать процесс.

Автором предложен способ, в котором все компоненты пены: жидкость. пенообразователь и газ поступают в смеситель одновременно, а изменениен количества пенообразователя, подаваеного в снеситель. достигается изненение свойств пенных систен в непрерывном технологическом процессе.

Для реализации способа потребовалась разработка специального смесителя (а.с. 1225609). снеситель имеет 3 ввода: для жидкости, пено образователя и газа я один вывод для пены. Для распыления пенообразователя он подается в трубку Вентури. Интенсивное снешение компонентов происходит при встрече жидкостного и газового потоков, а также при движении пены через металлические решетки, установленные на пути движения пены к выходу (рис. 5.2).

Технологические процессы с применением пен в нефтедобыче при использовании описанного метода проше, экономичнее, эффективнее.

Процесс опробован в производственных условиях. Для подачи пенообразователя на агрегате "Азиннаш-35" был смонтирован дополнительный насос НШ-7 и енкость. этот насос может подавать ( при соответствую-

8

Ш

твг

"_Г!УД "

Ж-

Рис. 5.2. Смеситель для приготовления пены при раздельном вводе компонентов

шик передачах) от о,I до о,б л/нин. что хорошо согласуется с рабе пенентировочного агрегата ЦА-320. Компрессорная установка при это» нЬжет быть использована любая.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Заканчивает скважин - конплекс взаимосвязанных технологичес-: процессов и при выполнении каждого их них закладываются позитив; или отрицательные условия для получения конеч?шх результатов со-гжения скважин, которые могут быть оценены только гидродинанически-

исследованиями притока.

2. Гидромеханика вертикальных потоков (восходящих и нисходящих) ачительно отличается от таковой для горизонтальных потоков потому. э направление их движения совпадает или противоположно направлению корекия свободного падения, а дополнительные ускорения, возникающие потоке, оказывают существенное влияние на их характеристику. Поэто-

приненение математического аппарата, апробированного для горизон-льных потоков к расчету вертикальных потоков не всегда правомочно.

Так. при изучении особенностей гидронеханики вертикальных потов отнечено, что гидродинамическое давление в скважине ножет быть же гидростатического, величины гидравлических сопротивлений в Зеркальных потоках ниже, чей у горизонтальных; что при движении ,жид-стей с отличающимися плотностями в вертикальных потоках проявляет бя инерционно-вакуумный эффект, при которой величина вакуума в рхней частй обсадной колонны при цементировании, например, ножет >стигать максимальных для условий поверхности зенли значений; что являвшееся в колонне разрежение обладает удерживающей силой, что >сле остановки нагнетания в скважине возникает "послеостановочный" шравлический удар, который ножет стать причиной поглощения танпо-1жного раствора на заключительном этапе работ по цементированию ¡садных колони. .

3. Понятие о гидродинамическом несовершенстве скважин, призабой->й зоне пласта, а также математическая обработка материалов гидролитических исследований требуют уточнения.

Предложен качественно новый подход к понятию о гидродинамическом ¡совершенстве скважин, когда составляюшини несовершенства являются ; два. а три параметра: несовершенство по характеру, по степени и по гтоду вскрытия (последнее введено авторон). В связи с тен. что пока-зтели гидродинамического несовершенства и "скин-эффекта" определяют-з одними и теми же математическими выражениями, предлагается исклю-ить из пользования в теории и практике понятие о "скин-эффекте".

Уточнено понятие о призабойной зоне пласта, она включает в себя трэ вый Фильтр, околоствольную зону и часть пласта, ограниченную ворот депрессии, полученной в работавшей скважине. Разнеры призабойной зс зависят от режима работы скважины.

Показано, что гидропроводность пласта, определенная по КВД для одной и той же скважины, не является величиной постоянной, а изменя ется при изненении режима работы скважины, следовательно и произвол ные гидропроводности не ногут быть величинами постоянными. Предложе методика обработки КВД, в которую включена операция по определению расчетного вренени восстановления давления.

4. Перфорация колонны кумулятивными перфораторами, применяемая при вторичнон вскрытии пласта - сложный технологический процесс.

При кумулятивной перфорации бескорпусныии перфораторами из-за высоких давлений, создаваемых взрывани зарядов, возможны разрушение колонн, гидроразрывы пласта и попадание жидкости, заполняющей колов в пласт. Предложено при перфорации использовать жидкости, не имеют твердых частиц и регулировать давление взрыва в колонне типани пер4 раторов и числом зарядов.

5. Предложены и внедрены в производство расширяющиеся ценейтно зольные снеси, наполнители из доломитовой пыли, технологические схе мы цементирования скважин, позволяющие повысить качество работ

(с двухсторонним контролем за процессом, с противодавлением, беспре рыбный и др. )

6. в процессах заканчивания скважин предложено использовать пе ные системы, качество которых необходимо определять для конкретного ПАВ-пенообразователя и жидкости, участвующей в приготовлении раство ра. Установлено, что устойчивость пенных систем в нормальных и изне няюшихся тернобарических условиях.инеют связь как с концентрацией ПАВ, так и с содержанием электролитов в растворе, причен, для получ ния устойчивых пен, необходимо определенное сочетание ПАВ и электро лотов. Показано, что электролиты оказывают влияние не только на сво ства пенных систем, но и на пенообразующую способность ПАВ - пенооб разователей. Предложен способ приготовления пен и устройство для ег осуществления при раздельной вводе жидкости, ПАВ-пенообразователя и газа в смеситель.

7. при планировании технологических процессов с использованием газа в условиях скважин и высоких давлений, необходимо учитывать ве газа, закачанного в скважину. Так, пусковое давление компрессорных

гановок за счет веса газа в зависимости от давления увеличивается 10 - 30'/• их паспортных характеристик.

8. Разработан и внедрен способ вызова притока из глубоких сква-н с низким пластовым давлением и склонных к поглощению жидкости.

9. Разработаны технологии и технические средства, повышайте ка-ство работ и снижающие их стоиность: способы вскрытия и разобщения юдуктивных пластов; технологии цементирования колонн прямым и об-1тнын способом; универсальные пенентировочные пробки, используеные ш верхние, так и нижние; клапаны для обсадных колонн; расщиряюшие-

г танпонажные снеси.

Основное содержание доклада опубликовано в 51 работе, в тон числе:

1. освоение Фонтанных меловых скважин чечйнгиздат. Грозный. 964. Нинеев Б. П., Беренц Ю. я., Дмитриев с. и.. Коршаков Д. г. с. 68.

Е. Нинеев Б. П., кунов В. Г. Оборудование обводненных Фонтанных кважин для периодического удаления из них накопившейся пластовой вон. ВНИИОЭНГ, Инфорн НТС "Нефтепромысловое дело", вып. 19. Н. , октябрь 969, с. 3-&.

3. нинеев Б. П. Исследование процессов, сопутствующих кумулятивной [ерФорашш. РНТС "Нефтепромысловое дело", вып. 7, 1975. ВНИИОЭНГ.

:. 9-12.

4. Нинеев Б. П. О влиянии плотности перфорации различного типа зерфораторами на совершенство скважин по характеру вскрытия, сб. 1еФтепроиысловое дело. Н 13. 1975, ВНИИОЭНГ, с. 3-5.

5. Нинеев Б. П., Вечерская Н. С. Обследование эксплуатационных ко-юнн после кумулятивной перфорация при испытании скважин. ВНИИОЭНГ, РНТС "Бурение", 1976, НИ.

6. Нинеев Б. п., Вечерская н. С. Роль индикаторных линий при оценке добывных возможностей скважин. Недра, Нефтяное хозяйство, 1976,

Н 12.

7. Нинеев Б. П. Определение параметров пласта по кривым восстановления давления с учетон гидродинамического несовершенства скважин. РНТС "Нефтепромысловое дело", 1976, вып. 6, с. 12-16.

8. нинеев Б. П. Иовенко л. и. алгоритм для обработки на ЭВН "Наири" кривых восстановления давления. ВНИИОЭНГ, рнтс "Автонатизапи и теленеханизапия нефтяной промышленности". 1977, н б.

9. Нинеев Б. п. Опенка несоответствия параметров пласта и скважи ны, определенная по КВД и индикаторнын диаграннан. ВНИИОЭНГ. Нефтепромысловое дело, 1977. Н8.

10. Нинеев Б. П.. Голиков А. д. Нетодика расчета пусковых отверсп с учетон веса и расхода газа. ВНИИОЭНГ. РНТС "Бурение", 1978. Н 8.

И. Нинеев Б. п., Голиков А. Д. , сидоров Н. А. Особенности испытан! глубоких скважин. ВНИИОЭНГ, о. И. серия "Бурение", 1979.

12. Нинеев Б. П., Деняненко Н. А. Исследование некоторых свойств пенных систен под давлением. ВНИИОЭНГ. РНТС. "Бурение", 1980, Н8.

13. Нинеев Б. п. Влияние инерционно-вакуммного эффекта на качест цементирования скважин, внииоэнг, РНТС "Бурение", 1981, н 8.

14. Нинеев б. П., голиков а. д., Применение пен при освоении сква жин. ВНИИОЭНГ, РНТС "Нефтепромысловое дело", 1981. н4.

15. Нинеев Б. П., сидоров Н. А. Практическое руководство по испыт; нию скважин. Н. . Недра, 1981.

16. Деняненко Н. А.. нинеев Б. п. Опенка качества вскрытия продук тивных горизонтов месторождений БССР но комплексу гидродинамических исследований. В сб. "Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение неф тегазовых скважин". Тезисы докладов Всесоюзной научно-технической конференции. Ивано-Франковск. 1982.

17. Нинеев Б. п., Акатьев В. А. Некоторые результаты исследования влияния вакууна на гидронеханику пенентирования обсадных колонн.

В сб. "Тезисы всесоюзного семинара "Новые достижения в гидравлике промывочных растворов и танпонажных систем* Ивано-Франковск, апрель 1982. Н. . 1982.

18. Нинеев Б. П. Измерение Фильтрационных характеристик карбонат ных коллекторов (по данным гидродинанических исследований). ВНИИОЭНГ РНТС "Нефтепромысловое дело". 1982. Н 8.

19. Нинеев Б.П. Проблены и пути совершенствования технологии и испытания скважин на белорусских месторождениях. В сб. "Вскрытие продуктивных горизонтов я освоение нефтегазовых скважин". Тезисы докладов Всесоюзной научно-технической конференции. Ивано-Франковск. 1982.

20. Гончарук в. в.. Капитан Н. П.. Нинеев Б. П. Внедрение усоверше ствованной технологии цементирования обсадных колонн, в сб."Совершен

твование технологических процессов на стадии заканчивания скважин", 'езисы докладов Республиканской научно-практической.конференции, 'онель. октябрь 1983. Гонель-киев. 1983. с. 13-15.

21. нинеев Б. П. , Кашшшн Н. п.. Парашак н. о. Цементирование обсад-их колонн с двухсторонним контролем за расходон и давлением. ШИОЭНГ, РНТС -Бурение", 1983. вып. 7, с. 11-12.

22. Нинеев Б. П. Комплексный подход к совершенствованию технологии 1аканчивания скважин - резерв снижения продолжительности и повышения сачества строительства скважин. В сб. "Совершенствование технологи-(еских процессов на стадии заканчивания скважин". Тезисы докладов Республиканской научно-практической конференции. Гонель. октябрь 1983. Гонель-Киев. 1983. с. 6-8.

23. Нинеев Б. П., Сенкевич э. с. Проблемы и пути улучшения качества цементирования обсадных колонн на месторождениях Белоруссии. Баку, чзербайджанское нефтяное хозяйство, 1983. Н 9.

24. исследование связи качества цементирования обсадных колонн с геологическим разрезом /Нинеев Б. П.. деняненко Н, А. и др. / Сб. тр! укр ГИПРОНИИне Фть. 1984.

25. Нинеев Б. П.. Деняненко Н. А. исследование влияния электролитов па свойства пенных систем, н. ВНИИОЭНГ. НТИС. "Нефтепромысловое дело

и транспорт нефти". 1984. вып. 1.

26. Нинеев Б. П. Заканчивание скважин и скорость ее бурения. ВНИИОЭНГ. НТИС "Нефтегазовая геология, геофизика и бурение, 1984« вып. 9.

27. Нинеев Б. П., Деняненко Н. А. Особенности крепления скважин в нефтяных месторождений Белоруссии. В кн. Бурение и заканчивание скважин на нефтегазовых месторождениях Украины и Белоруссии. Сб. тр. УкрГИПРОНИИнефть. 1986.

28. Нинеев Б. П., Деняненко Н, А. прогнозирование вызова притока из кавернозно-трешинных коллекторов нефтяных месторождений БССР. Тезисы доклада 2-ой Всесоюзной НТК "Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин, н. 1988.

29. Нинеев Б. П.. Деняненко Н. А. Связь пространственного положения наклонно-направленных скважин с качеством их крепления. Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1986. Н 4.

30. Нинеев Б/ П.. Лернан А. с. послеостановочный гидравлический удар при цементировании обсадных колонн. В кн. Поиск и освоение нефтяных ресурсов республики Беларусь. Сб. тр. БелННПИнеФть, 1994.

31. Нинеев Б. П.. Синявская Е. Ю. приненения НРС-1 в качестве ин циируюшей добавки в денентно-зольных смесях, в кн. Поиск и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь. Сб. тр. БелНИПИнеФть. 1994.

32. Нинеев Б. Я., Синявская Е. О. Расширяющиеся составы на основ портланл-ценента и сланцевой золы. В кн. Поиск и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь. Сб. тр. БелНИПИнеФть. 1994.

33. нинеев Б. П. федоренко С. в., Подсосонный А. Л. Применяемые ti нологии и показатели качества цементирования обсадных колонн по АКЦ, в кн. Поиск и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь. Сб. тр БелНИПИнеФть, 1994.

34. А. с. Н 599057 "Способ вскрытия продуктивных пластов" /Б. п. Нинеев, Б. И. 1978 н 11.

35. А. с. Н 832063 "Способ разобщения продуктивных пластов" /Б. П. Нинеев. Б. И. 1981 Н 19.

36. A.c. н 1114781 "Ценентировочная разделительная пробка" /Б. П. Нинеев. Б. И. 1984 Н 35.

37. A.c. К 1148976 "Устройство для обратного цементирования скважин". /Б. п. Нинеев. торро В. г. Б. И. 1985 н 13.

38. А. с. н 1225909 "Устройство для приготовления пены" /Б. П. нинеев. Деняненко H.A. Б. И. 1986 Н 5 .

39. А. с. Н 1384728 "Клапан для обсадных труб" /Б. П. Нинеев. Деняненко H.A. Б. И. 1988 Н 12.

40. А. с. Н 1379452 "Компенсатор давления для скважин" /Б. П. Нинеев, Недведев В. Я. Б. И. 1988 Н 19.

41. A.c. н 1420139 "Способ обратного цементирования обсадных колонн" /Б. П. Нинеев, и др. Б. И. 1988 Н 32.

42. А. с. Н 1479620 "Способ ценентирования обсадных колонн" /Б. П. Нинеев. Б. И. 1989 К 18.

43. A.c. Н 1555467 "Верхняя ценентировочная пробка" /Б. П. нинеев. и др.

44. A.c. Н 1805209 "Расширяющаяся танпонахная снесь" /Б. п. Нинеев, и др. Б. И. 1993 Н 12.

45. A.c. н 1795085 "Ценентировочная универсальная пробка" /Б. п. Нинеев, Ретровский В. А. Б. и. 1993 н 16.

Рукописные

46. нинеев БпП. Исследование некоторых Факторов. Форнируюших дродинаническое несовершенство скважин. Автореферат диссертации

соискание ученой степени кандидата технических наук, озный, 1977.

47. нинеев Б.п. Испытание и освоение скважин. Стандарт по Бело-снеФть н 00-028-82 Гонель-Киев. 1982.

48. Нинеев Б. П. цементирование обсадных колонн, стандарт ПО Ве-руснеФть Н 00-044-63 Гоиель-Киев, 1983.

49. Нинеев Б. П. . Данилевич В. Н., Сенкевич Э. С. Заканчивание неФ-1ных скважин, стандарт по БелоруснеФть. СТО 00-055-84 Гомель-Киев. )84.

50. нинеев Б, п. Установка цементных ностов. стандарт по Белорус-!фть 00-057-85. Гоиель-Киев. 1985.

51. Нинеев Б.П. Крепление нефтяных скважин. Стандарт ПО Белорус-;фть 00-089-89. Гонель-Киев, 1989.

Список работ других авторов, на которые сделаны ссылки в докладе

52. Степанов В. п. о Фильтрации жидкости, вызванной инпульсом дав-ения//В сб. Теория и практика добычи нефти, -н. : Недра, 1965. -с.

53. прострелочные и взрывные работы в скважинах. Григорян н.г. др. -Н. : Недра. 1972. с. 287.

54. Архангельский В. А. Движение газированных нефтей в систене кважина-пласт. Издательство АН СССР. -Н. 1958.

55. Чугаев Р. Р. Гидравлика (учебник для вузов).-н. :энергия. 1975.

56. Сассус I. Новая систена контроля качества пенентирования//

57. Булатов А. И. и др. Справочник по креплению нефтяных и газо-ых скважин. -Н. : Недра, 1981.

58. Козодой А. К. ■ Зубарев А. В. Федоров в. С. Пронывка скважин при урении. -Н. : Гостоптехиздат. 1963.

59. Удаление воды из газовых скважин, нефть, газ и нефтехиния а рубежон(переводные издания журналов США), 1980.-Н 11 С. 7-И.

60. тихониров В. К. Пены, теория и практика их получения и разру-[ения. -Н. : Химия. 1975.

61. Амиян В. А., Васильева И. Н. Вскрытие и освоение нефтегазовых шастов. -Н.: Недра. 1972.

62. Thomas G. В. Anallsls of Pressure Bulld of data//Petroleum Transactions AIHE. 1953 p-p 125-128.

63. Щелкачев В. A.. Назаров С. H. Учет влияния гидродинамического несовершенства сквахин в условиях упругого режима//НеФтяное хозяйств 1954.

64. техника и технология добычи нефти и газа. Нуравьев И. Н., БазловН. Н.. Хуков А. И. Чернов Б. с..-Н. : Недра, 1971.

65. Чарный И. А. Определение некоторых паранетров пластов при по ноши кривых восстановления давления//Нефтяное хозяйство, 1955. -Н 3.