автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Повышение эффективности работы заколонных пакеров при заканчивании горизонтальных скважин

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ КРЕПЛЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН, СПОСОБЫ

И СРЕДСТВА ИХ РЕАЛИЗАЦИИ.

1.1. Анализ способов заканчивания горизонтальных скважин.

1.2. Анализ работы заколонного пакера типа ПУФР.

1.3. Специфические условия формирования и работы цементного камня в тканевом рукаве ПУФРа.

1.4. Анализ способов получения расширяющихся цементов.

Выводы по главе 1, постановка цели и задач работы.

2. РАЗРАБОТКА РАБОЧЕЙ ГИПОТЕЗЫ, МЕТОДЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ.

2.1. Обоснование требований к тампонажным материалам для надувных пакеров.

2.1.1. Величина деформаций расширяющихся цементов.

2.1.2. Кинетика расширяющих деформаций цемента.

2.1.3. Напряженное состояние расширяющегося цементного камня в скважине

2.1.4. Механическая прочность цементного камня.

2.1.5. Фильтрационные свойства.

2.1.6. Сроки схватывания тампонажных растворов.

2.2. Разработка рабочей гипотезы.

2.2.1. Повышение несущей способности цементного кольца в тканевом рукаве пакера.

2.2.2. Обоснование расширяющей добавки.

2.2.2.1. Кинетика расширения цемента.

2.2.2.2. Контактная прочность цементного камня.

2.2.3. Регулирование фильтрационных свойств тампонажных суспензий.

2.2.4. Обоснование добавок регуляторов водоотдачи цементных суспензий.

2.2.5. Регулирование сроков схватывания тампонажных растворов.

2.2.6. Обоснование добавки замедляющей процесс схватывания тампонажных растворов.

2.3. Методы экспериментальных исследований.

2.3.1. Определение линейных деформаций расширяющегося цемента.

2.3.2. Определение водоотдачи цементного раствора.

2.3.3. Определение прочности цементного камня при изгибе и сжатии.

2.3.4. Определение прочности контакта цементного камня.

2.3.5. Экспериментальный стенд для изучения работы пакера в скважине . Ю4 Выводы по главе 2.

3. РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУР ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ

ПАКЕРОВ ФИЛЬТРУЮЩЕГО ТИПА. Ю

3.1. Исследование добавок увеличивающих водоотдачу цементных растворов . Ю

3.1.1. Влияние добавок на прочность цементного камня.

3.1.2. Влияние добавок на расширение цементного камня.

3.1.3. Влияние добавок на прочность контакта цементного камня.

3.2. Исследование расширяющих добавок к цементам.

3.2.1. Влияние расширяющих добавок на водоотдачу цементных растворов

3.2.2. Влияние расширяющих добавок на прочность цементного камня.

3.3. Исследования реагентов замедлителей процессов схватывания тампонажных растворов. 1^

3.3.1. Влияние замедлителя на сроки схватывания расширяющегося тампонажного раствора.

3.3.2. Влияние замедлителя на кинетику расширения цементного камня.

3.3.3. Влияние замедлителя на контактную прочность цементного камня

3.4. Исследования прочностных и упруго-прочностных свойств расширяющегося цемента.

3.4.1. Влияние добавки увеличивающей водоотдачу на прочность расширяющегося цементного камня при изгибе и сжатии.

3.4.2. Влияние замедлителя на прочность расширяющегося цементного камня при изгибе и сжатии.

3.4.3. Оценка напряженно деформированного состояния цементного камня в пакере, сформированного быстротвердеющим напрягающим и мед-леннотвердеющим расширяющимся составами.

3.5. Результаты исследований по разработке рецептур тампонажных составов

Выводы по главе 3.

4 СТЕНДОВЫЕ И ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ РАЗРАБОТАННЫХ РЕЦЕПТУР ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ ПРИ КРЕПЛЕНИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН С ПАКЕРАМИ ПУФР.

4.1. Определение несущей и герметизирующей способности пакера ПУФР, на экспериментальном стенде.

4.2. Промышленные испытания разработанных рецептур тампонажных растворов, при креплении горизонтальных скважин.

Выводы по главе 4.

Одним из перспективных способов увеличения отдачи продуктивного пласта является заканчивание скважин горизонтальными стволами. Известно несколько способов заканчивания горизонтальных скважин, нашедших широкое применение зарубежными и отечественными буровыми компаниями. Наиболее перспективным является селективный метод заканчивания, реализуемый при помощи заколонных пакеров, изолирующих продуктивный пласт от вышележащих горизонтов. В нецементируемой части обсадной колонны, фильтре, заколонные пакера могут разделять горизонтальный ствол на эксплуатационные участки, изолируя зоны повышенной проницаемости и разобщая пласты между собой. На месторождениях Башкортостана для этой цели применяются надувные заколонные пакера ПУФР с фильтрующим рукавом, заполняемые цементным раствором.

Несмотря на достигнутые успехи в строительстве горизонтальных скважин, технология крепления пакерами ПУФР (пакерующее устройство с фильтрующим рукавом) не полностью отвечает всем требованиям качественного разобщения пластов. В частности, при изолировании продуктивного пласта отмечалась недостаточная несущая способность ПУФРа, являющаяся следствием разбуривания цементного камня внутри обсадной колонны, и ухудшение сцепления цементного камня со стенками скважины. При поин-тервальном разобщении заколонного пространства в горизонтальном стволе скважины отмечается недостаточная герметичность разобщающих ПУФРов. Кроме того, в настоящее время отсутствуют методы оценки герметичности и несущей способности пакеров ПУФР. Отсюда следует, что работы по исследованию и повышению герметичности и несущей способности пакеров надувного типа являются актуальными и имеют научно-практическое значение.

Цель работы. Повышение эффективности работы надувных заколонных пакеров типа ПУФР при заканчивании и креплении горизонтальных скважин путем разработки и применения расширяющихся тампонажных материалов со специальными свойствами.

Задачи работы

1. Анализ методов заканчивания горизонтальных скважин

2. Исследование процессов фильтрации и формирования цементного камня в тканевом рукаве пакера

3. Выбор расширяющей добавки к тампонажному цементу с учетом специфических условий формирования цементного камня в пакере

4. Исследование влияния добавок регуляторов твердения расширяющихся цементов на фильтрационные и прочностные характеристики раствора (камня) и его контактные напряжения

5. Разработка тампонажного раствора для повышения несущей и герметизирующей способности пакера

6. Разработка тампонажного раствора, позволяющего исключить разбу-ривание цементного камня внутри колонны обсадных труб при цементировании горизонтальных скважин с применением пакеров ПУФР.

Научная новизна

1. Экспериментально установлено влияние расширяющей добавки к тампонажному материалу на несущую и герметизирующую способность пакера.

2. Показано, что добавка ускорителя твердения к расширяющемуся составу значительно увеличивает напряжение на контактах и упруго-прочностные свойства цементного камня. Добавка замедлителя твердения к расширяющейся тампонажной композиции несколько снижает степень напряжения на контактах и скорость роста прочности отфильтрованного цементного камня в надувном рукаве пакера, но позволяет замедлить сроки схватывания раствора до 15 часов при нормальном водоцементном отношении.

3. Теоретически обоснована целесообразность применения фильтрующихся тампонажных растворов с линейным расширением 1,5-2,0 %, обеспечивающих контактное напряжение более 8 МПа с замедленным сроком твердения, позволяющих увеличить несущую и герметизирующую способность надувных пакеров и исключить разбуривание цементного камня в колонне.

4. Впервые обоснована методика и разработан экспериментальный стенд для определения несущей и герметизирующей способности надувного пакера ПУФР.

Практическая ценность

1. Теоретически обоснована и экспериментально доказана возможность получения тампонажных материалов с расширением до 2 % и с контактным напряжением более 8 МПа.

2. Результаты по оценке несущей способности и герметичности пакера ПУФР, полученные на экспериментальном стенде, позволили оптимизировать технологию заканчивания скважин и расширить область их применения.

3. Усовершенствована технология заканчивания горизонтальных скважин путем исключения разбуривания цементного камня внутри обсадной колонны.

4. Разработаны рецептуры тампонажных растворов для отсекающего и разобщающих надувных пакеров при осуществлении селективного способа заканчивания горизонтальных скважин.

Реализация работы в промышленности. Результаты лабораторных исследований и стендовых испытаний стали основой для проведения промышленных испытаний в Краснохолмском УБР. Технология поинтервального разобщения горизонтального ствола заколонными пакерами с применением расширяющегося тампонажного состава апробировалась на скважине № 4897 Югомаш - Максимовского месторождения.

С учетом опыта, полученного при креплении горизонтальных скважин на месторождениях Башкортостана, и проведенных промышленных испытаний технологии цементирования эксплуатационной колонны с поинтерваль-ным разобщением затрубного пространства нецементируемого фильтра, были разработаны технологические регламенты на приготовление и применение быстротвердеющего напрягающего и медленнотвердеющего расширяющегося тампонажных растворов на основе разработанной добавки.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на 2-й Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов, посвященной проблемам газовой промышленности России (Москва, ГАНГ, 1997), научно-практической конференции по проблемам освоения нефтяных месторождений Башкортостана (Уфа, БашНИПИнефть, 1998), на 48, 49, 50-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа, УГНТУ, 1997, 1998, 1999), на заседании технического совета Краснохолмского УБР (Краснохолмский, 1999), на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин УГНТУ (Уфа, 1999).

Публикации по теме диссертации. Основные вопросы, рассмотренные в диссертации, изложены в 10 печатных работах.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций. Работа включает 165 страниц машинописного текста, 62 рисунка, 8 таблиц, список использованной литературы содержит 100 наименований.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Способность пакера ПУФР воспринимать нагрузку определяется давлениями на контактах в цементном кольце пакера и упругопрочностными свойствами цементного камня и фильтрационной корки. Увеличение контактных давлений, за счет ввода расширяющей добавки, позволяет создать повышенное давление на контактных поверхностях, уплотнить фильтрационную корку, повышая ее прочность, и обеспечивать высокую несущую способность пакера.

2. Установлено, что за счет регулирования величины расширения и управления кинетикой структурообразования, т.е. управления скоростью роста упругих свойств твердеющей структуры камня, можно эффективно регулировать величину давления расширяющегося цемента на контактные поверхности.

3. Теоретически обоснована, экспериментально получена расширяющая добавка на основе оксида кальция, позволяющая за короткий промежуток времени создать напряжение на контактных поверхностях надувного пакера, без снижения прочностных и фильтрационных характеристик раствора (камня).

4. Установлено, что фильтрация цементных суспензий через ткань пакера протекает с образованием фильтрационного слоя, сопротивление которого растет в ходе фильтрации. Показано, что тампонажные растворы с добавками СаС12, КССБ, окзил снижают скорость фильтрации, что отражается на скорости формирования цементного камня в рукаве пакера.

5. Обосновано и подтверждено увеличение скорости фильтрации и величины водоотдачи при добавке комплексной соли и повышение давления цементного камня в процессе твердения внутри пакера на контактные поверхности.

6. Разработаны составы тампонажных материалов, в том числе:

166

- напрягающего быстротвердеющего тампонажного раствора для установки отсекающего ПУФРа в горизонтальной скважине с повышенной герметизирующей и несущей способностью;

- медленнотвердеющего расширяющегося тампонажного раствора, с замедленным темпом твердения, позволяющий исключать разбуривание цементного камня при установке отсекающего пакера и реализовывать селективное заканчивание установкой нескольких пакеров в горизонтальном стволе.

7. Разработан экспериментальный стенд для определения несущей и изолирующей способности пакеров надувного типа. Испытания на экспериментальном стенде позволили определить герметичность и грузоподъемность ПУФРа в межколонном пространстве и подтвердить проведенные теоретические расчеты.

1. A.C. №1204591 СССР МКИ3 С 04 В 7/38. Сырьевая смесь для получения разрушающего материала/ Шереметьев Ю.Г., Лугинина И.Г. и др. (СССР). - №1204591 /25-08; Заявлено 17.09.84; Опубл. 24.05.90.

2. Ашрафьян М.О. Повышение качества разобщения пластов в глубоких скважинах. -М: Недра, 1982,- 260с.:ил.

3. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. -М: Недра, 1989, -228с. :ил.

4. Бабушкин В.И. Физико-химические процессы коррозии бетона и железобетона. -М.: Стройиздат.,1981, - 190с.

5. Бабушкин В.И., Матвеев Г.М., Мчедлов Петросян О.П. -Термодинамика силикатов. М.: Стройиздат, 1972, -208с.:ил.

6. Будников П.П., Гинстлинг А.И. Реакция в смесях твердых веществ. - М.: Стройиздат., 1965, - 120с.

7. Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. -М: Недра, 1983, -320с.:ил.

8. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине -М. Недра, 1990, -409с. :ил.

9. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: в 4 кн. 2-е изд., перераб. и доп. М.Недра, 1995. - 320с.:ил.

10. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин/ А.И. Булатов, Л.Б. Измайлов, В.И. Крылов и др.; Под ред. А.И. Булатова 2-е изд. доп. перераб. М.:Недра, 1981, -240с.:ил.

11. Булатов А.И., Мариампольский H.A. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов. М.: Недра, 1988, - 224с.:ил.

12. Булатов. А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы: Справочник. М: Недра, 1987, -290с.:ил.

13. Бурение горизонтальных скважин //Euroil. 1992 -3, №3, с-29.

14. Бурение наклонных и горизонтальных скважин/ А.Г. Калинин, Б.А. Никитин Б.А., Солодский K.M., Султанов Б.З. ¡Справочник. Под ред. А.Г. Калинина. М.: Недра, 1997, - 648с.:ил.

15. Бутт Ю.М., Волконский Б.В., Егоров Г.Б. Справочник по химии цемента - Л.:Стройиздат, 1980, -309с.:ил.

16. Выбор вариантов заканчивания и стимулирования горизонтальных скважин. служебный материал фирмы Schlumberger, 1997, с.58.

17. Гайворонский A.A., Цыбин A.A. Крепление скважин и разобщение пластов. -М: Недра, 1987, -335с.:ил.

18. Гельфман Г.Н., Клявин P.M. К вопросу о водоотдачи цементных растворов // Нефт. х-во 1963, №8, с-26.

19. Горизонтальное бурение в Калифорнии // Э.И. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1993, №12, с.73-85.

20. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов М: Недра, 1978.

21. Данюшевский B.C. Пути получения расширяющихся тампонажных цементов // Газовая промышленность, №11, М:Недра, 1973.

22. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам 2-е изд., - М. Недра, 1987.

23. Жужиков В.А. Фильтрование. - М.:Химия, 1968.

24. Измайлов Л.Б. Методы повышения долговечности обсадных колонн - М.Недра 1984.

25. Измайлов Л.Б., Булатов А.И. Крепление нефтяных и газовых скважин - М.Недра 1976.

26. Исследование тампонажных материалов/ Тр. МИНХиГП им.И.М. Губкина под. ред. B.C. Данюшевского, вып. 162, М., 1982.

27. Каримов Н.Х. Повышение прочности контакта цементного камня с обсадной колонной и породой на основе применения расширяющихся цементов // Нефт. х-во - 1985, №11, с-22.

28. Катенев Е.П. Крепление скважин при высоких температурах и давлениях - М.Недра, 1966.

29. Кларк С. Справочник физических констант горных пород Москва, изд. Мир, 1969,380с.

30. Кравченко И.В. Расширяющийся цемент. - М.:Стойиздат 1976.

31. Кравченко И.В., Кузнецова Т.В., Власова М.Т., Юдович Б.Э. Химия и технология специальных цементов М:Стройиздат, 1979.

32. Красильников К.Г., Никитина J1.B., Скоблинская H.H. Физико-химия процессов расширения. - в сб.: Шестой Международный конгресс по химии цемента. М.:Стройиздат., 1976.

33. Красильников К.Г., Никитина J1.B., Скоблинская H.H. Физико-химия собственных деформаций цементного камня. - М.: Стройиздат., 1980.

34. Крылов Д.А. Влияние динамики формирования цементного камня на качество изоляции затрубного пространства //РНТС/ВНИИОЭНГ. Сер. "Бурение", 1981 -Вып.4 с.29-31.

35. Кузнецова Т.В. Самонапряжение расширяющихся цементов. - в. сб.'.Шестой Международный конгресс по химии цемента. М.:Стройиздат., 1976, т III.

36. Кузнецова Т.В. Химия и технология расширяющихся и напрягающихся цементов.// РНТС/ВНИИЭСМ. Цементная и асбестоцементная промышленность. М.: Стройиздат., 1980.

37. Леонидова А.И. К вопросу исследования водоотдачи растворов из тампонажных цементов/ Автореферат канд. дисс., М., 1966.

38. Леонидова А.И., Соловьев Е.И. Исследование фильтрационных свойств тампонажных растворов цемента тр. МИНХиГП, М., 1964, вып.46.

39. Леонидова А.И., Соловьев Е.М. К исследованию фильтрации цементного раствора // Изв. высших уч. заведений - сер. Нефть и газ -1961, №10.

40. Леонидова А.И., Соловьев Е.М. О влиянии глинистой корки на водоотдачу цементного раствора // Изв. высших уч. заведений - сер. Нефть и газ - 1963, №12.

41. Ли Ф.М. Химия цемента и бетона. -М.: Стройиздат.,1961.

42. Мамаджанов У.Д. Фильтрация промывочных и цементных растворов. Ташкент:АН УзССР, 1964.

43. Мариампольский H.A. О механизме замедления схватывания тампонажных цементов. // Тр. ВНИИБТ, вып. 19, М.: Недра, 1958.

44. Мариампольский H.A., Пенков А.И., Швачкин Ю.А. Исследование механизма действия реагентов - замедлителей схватывания тампонажных растворов. // Нефт. х-во - 1979, №10, с-22.

45. Методическое руководство по сопротивлению материалов -Уфа:УНИ, 1981, 120с.

46. Методы заканчивания наклонно-направленных и горизонтальных скважин: Пат. 5103912 США, МКИ5 Е21В43/112/Fint G.R. №566526; Заявл. 13.08.90; НКИ 166/297

47. Михайлов В.В. Водонепроницаемый расширяющийся цемент и его применение в строительстве М: Госстройиздат, 1951.

48. Михайлов В.В., Литвер С.Л. Расширяющийся и напрягающий цементы и самонапряженные железобетонных конструкций М: Стройиздат, 1975, 182с.

49. Михайлов В.В., Литвер С.Л. Технология напрягающего цемента и самонапряженных железобетонных конструкций М:Стройиздат, 1975.

50. Москвин В.М., Рояк Г.С. Коррозия бетона при действии щелочей цемента на кремнезем заполнителей. - М.: Стройиздат., 1962.

51. Надувной пакер горизонтальных скважин: Пат. 5082062 США, МКИ3 Е21 B23/02/Edward Опубл. 21.01.92; НКИ 166/382

52. Надувной пакер горизонтальных скважин: Пат. 5082062 США, МКИ5 Е21 B23/02/Edward Опубл.21.01.92; НКИ 166/382

53. Нижник. А.Е., Лебедев O.A., Бортов A.B. Испытание способа селективного цементирования продуктивного объекта на месторождениях Западной Сибири // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 1998, №10.

54. Об оценке надежности крепи скважин / А.Г. Аветистов, A.A. Арутюнов, А.Н. Бурыкин и др. Нефт. х-во, 1984, №4, с 28-31.

55. Оболенцев Н.В. Бурение наклонно-горизонтальных скважин за рубежом // Газ. пром-ть. - 1994, №5, с37-38.

56. Особенности бурения новых горизонтальных скважин в Штатах Техас и Луизиана в 1993//Э.И. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1993, №2, с.48-51.

57. Особенности крепления горизонтальных скважин// Э.И. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море (заруб, опыт).- 1994, №3, е.-17.

58. Пащенко A.A. Новые цементы. - Киев, 1978.

59. Перспективы добычи нефти в Канаде с использованием горизонтальных скважин. //Э.И. Нефтепромысловое дело 1994, №3, с.27.

60. Песляк Ю.А. К расчету обсадных труб в зацементированной зоне // Нефт. х-во - 1972, №3, с-13.

61. Писаренко А.Г. Сопротивление материалов Киев: Вища школа, 1986, 775с.

62. Применение закачиваемых пакеров, оптимальных для горизонтальных скважин //Э.И. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1993, в.4. с - 40.

63. Рахимбаев Ш.М. Регулирование технических свойств тампонажных растворов. Ташкент, изд. Фан, 1976. с - 160.

64. Рахимкулов Р.Ш., Клявин P.M., Гибадуллин Н.З. и др. Технология и опыт заканчивания горизонтальных скважин и скважин с боковымистволами на месторождениях Башкортостана // Сб. тезисов докладов науч. практ. конференции, Уфа, БашНИПИнефть, 1999, с-92.

65. Рахимкулов Р.Ш., Ризванов Н.М., Юмашев Р.Х. и др. Крепление эксплуатационных колонн в скважинах с горизонтальным стволом в продуктивном пласте //Башнипинефть, Тр. 1992, в.86. с.33-41.

66. Рояк С.М., Рояк Г.С. Специальные цементы М:Стройиздат, 1983.

67. Руцкий А.М., Ашрафьян М.О. Нарушение цементного кольца при опрессовке обсадных колонн // Неф. хоз-во, 1979 №11.- с. 17-20.

68. Синай Ю.Б., Самигуллин В.Х. Опыт создания горизонтальных направленных скважин большой протяженности //Зап. С. -Петербург.горн.ин-та, - 1993, №136, с-156.

69. Совершенная техника заканчивания решающий этап для продуктивности горизонтальных скважин //Э.И. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море (заруб.опыт). - 1991, №10, с-7-8.

70. Спивак А.И., Попов А.Н. Механика горных пород М. Недра, 1975.

71. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин - М.:Недра, 1979.

72. СтаггТ.О., Релли Р.Х. Заканчивание скважин с горизонтальным стволом на Аляске // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом - 1991, №10, с-20.

73. Стокли К.О., Дженсен Ж. Проектирование заканчивания горизонтальных скважин с учетом условий бурения и капитального ремонта //Нефть, газ и нефтехимия за рубежом - 1992, №4, с-20.

74. Технология заканчивания горизонтальных скважин в верхнем меле Аустинского яруса на месторождении Пирсол// SPE Prod.Eng.,1992, vol.7, №2, р. 144.

75. Технология селективного разобщения пластов с применением гидравлически управляемых клапанов типа КСРП при креплении горизонтальных скважин // Нефт. х-во 1993, №1, с-39.

76. Тзанко И.Т. Успехи строительства и освоения горизонтальных скважин в Канаде //Э.И. Нефтепромысловое дело (заруб, опыт) -1995,№3, с. 8-11.

77. Томас Б. — Методы заканчивания скважин с горизонтальным стволом // Э.И. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море (заруб.опыт). 1991, №10, с-43.

78. Троллоп Ф. Горизонтальное бурение в Западной Канаде // Oil Week -1992, v.43, №11 р 15.// Э.И. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море - 1992, №9, с-61.

79. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Г.: Капитальный ремонт как средство экологического оздоровления фонда скважин.- Уфа:Башнипинефть, Тр. -1995, в.86. с.33-41.

80. Фаткуллин Р.Х., Вакула Я.В., Поваляев А.И. Опыт строительства наклонно-горизонтальных скважин на месторождениях Татарстана // НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море -1995, №10-11.

81. Филин А.П. Прикладная механика твердого деформируемого тела, т.1, II. -М.: Наука, 1975, 832с.

82. Химические реагенты для регулирования свойств тампонажных растворов / А.И. Булатов, О.П. Гень, Д.Ф. Невохатский, H.A. Сидоров. // М.: ВНИИОЭНГ, сер. Бурение. 1984, вып. 3, с - 65.

83. Цырин Ю.З., Ванифатьев В.И., Фарукшин JI.X. Развитие технологических возможностей разобщения пластов при креплении горизонтальных скважин // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -1995, №10-11, с-27.

84. Ясов В.Г., Мыслюк М.А. Осложнения в бурении: Справочное пособие. -М.: Недра, 1991, 334с.

85. Bell St. Технология заканчивания горизонтальных скважин // Petrol. Engineer Intern. 1993, IV, - vol.65, №4, p. 17-23.

86. Braddick В. Системы для заканчивания горизонтального участка скважин// Koolaj es fold gas, 1992, №7, с.207.

87. El Sayed By A. - A.H., Khalaf F. - Схема конструкции скважин для горизонтального бурения // Erdoil-Erdgas Kohle. - 1993 - №2, с-56.

88. Koen A.D. Горизонтальное бурение в США в первой половине 1992г.// Oil and Gas J. - 1993, №1, c.36-40.

89. Morgan G.D. Горизонтальное бурение на нефть и газ на площади Ноаб// Surv. Notes, Utah Geol.Surv. 1992, -25, №2, с. 10.

90. Parsevo F. Новые направления в области цементирования горизонтальных скважин // World Oil, 1992, vol.212 №3, р.54.

91. Pike W.J. Новая система, ускоряющая заканчивание горизонтальных скважин на несколько пластов // Ocean Industry. 1992. - 27, №2. // Э.И.

92. Нефтепромысловое дело (заруб.опыт) 1993, №2, с-17.

93. Pust G., Schamp J. Бурение глубоких горизонтальных газовых скважин // Erdöl - Erdgas - Kohl. - 1995. -111., №10, с.413,417.

94. Reily R.M., Black J.W. at al. Цементирование хвостовикой в горизонтальных скважинах// World Oil 1988, vol.207, №1, p.69-74.

95. Smit Kevin R. Компания Maersk пробурила в Кабаре рекордные горизонтальные скважины // Oil and Gas J. - 1994, -92, №29, с. 19.

96. Stokley C.O. Повышение эффективности горизонтального бурения в трещиноватых карбонатах // World Oil. -1991. -212, №10, с.63-66.

97. Stokley С.О., Jensen R.G. Проектирование заканчивания горизонтальных скважин с учетом условий бурения и капитального ремонта// World Oil. 1991.-212, №11, с.53-56.

98. Toraas В., Yiian W. Заканчивание горизонтальных скважин //Ocean Ind. 1991ДП. - vol.26, №2, р.20-23.

99. Wright T.R. Бурение горизонтальных скважин //World Oil, 1992, -213, №10, с.25.

100. Zechenter J. Цементирование обсадных колон в горизонтальных скважинах // NaftaGas (RP) - 1993. - 49, №11, с-437.

101. Описание работ по горизонтальной скважине № 48974),Максимове кой площади

102. Скважина № 4897 начата освоением 27 июля 1999 го да.Колонну опрессовали на герметичность давлением 150 аг к признали герметичной

103. Произведен спуск НКТ с турбобуром и вскрытие МЦСН-146 с пробкой на глубине 1072 м,прошли до глубины 1106 м.1 Скважину промыли,турбобур подняли.

104. Произведено исследование плотноотномером. Суточный дебит при движении уровня в интервале 452~¥Ю м составил 2,7 м3/су^, из них нефти -0,9 м3/ав

105. Состав, % Показатели раствора Показатели отфильтрованного камня

106. В/Т Ир. см К-рас ш. % Сроки схв. ч-мин Тздг» Ч-МИН

107. Примечание: I. Перед испытанием растворы перемешивались I час в Кд-Ь 2. оэгустевэемость на КЦ-5 ( Т )

108. Ь. Контактная прочность по сцеплению с металлом в возрасте I сут. { <г 1сУт')4» Расширение линейное. К,Пр*лингрильнао шлшганил раиш^ряющихи^ иисгььоь на мвигных материалах (пемент, хлористый калий) по срокам схватывания и конситекиии.

109. Состав, % ! в/т !Сроки схватывания,! Растеквемость (СМ) после 30 мин.мин. 1 перемешивания и покоя, мин.t начало ! кон ей ! 0 ! 20 ! 30 ! 40

110. ТЦ без добавок 0,50 8-20 9-30 17

111. ТЦ + Ь % СаО 0,50 7-00 8-00 IS 16,5 15,5 14

112. ТЦ + е % СэО + 20 % т 0,55 . 8-50 10-20 21,5 12,5 19,0 17

113. ТЦ + 6 % СэО + 15 % 0,55 б-'^О 7-20 18,5 18 17 15

114. Заключение: Для заполнения паке-ю:з ХЧР при по интервальном разобщениив горизонтальном стволе скв. 4897 Максимовекэя рекомендуется состав:1. ТЦ + 5 % СаО; в/т = 0,501. Аспирант УГКТУ

115. Ст. нзучн. с от руд. БашШПИнефть1. Ж-71. А,Кузнецов Ро Клявин1. УТВЕРЖДАЮ

116. Зам.генерального директора А\Щ "^ашнефть"iMcrr^-v-x' И.А.Исхаков —oS 1999 г1. УТВЕРЖДАЮ

117. Зам.генерального директора АПК "Башнсфть"1. И.З.Гибадуллии1999 г1. ПЛАН-ПРОГРАММА

118. Проведения промышленных испытаний технологии манжетного цементирования эксплуатационной колонны с поинтервальньш разобщением затрубного пространства нецементируемого фильтра в скважине с горизонтальным стволом

119. Место испытаний: Краснохолмское УБР, горизонтальная скважина № 4897 Югомаш-Максимовского месторождения.

120. Радиус кривизны при бурении скважины не должен быть менее 50 м.

121. При наличии зон поглощения промывочной жидкости провести изоляционные работы на скважине.

122. Порядок проведения работ при креплении скважины.

123. Для проведения этапа поинтервальной пакеровки завести на буровую бурильные трубькднаметром 73мм в количестве, соответственно глубине скважины и устьевое уплотнение для герметизации межтрубного (эксплуатационная колонна и бурильные трубы) пространства.

124. Манжетное цементирование эксплуатационной колонны произвести в соответствии с утвержденным регламентом и инструкцией (с изменениями в части технологическойоснастки).

125. Проведение этапа поинтервалыюго разобщения пластов в горизонтальном стволе скважины (рис.3). .

126. В эксплуатационную колонну спустить бурильные трубы с шайбой-штуцером.

127. При продвижении бурильных труб в эксплуатационной колонне в интервале установленных ПУФР-5 сбиваются пальцы-пробки. Промыть колонну, закрыть клапан в башмаке колонны.

128. Поднять бурильные трубы, отвернуть шайбу-штуцер. Установить на первой трубе срезное стоп-кольцо и ловушку для пробки. Спустить трубы до башмака эксплуатационной колонны.

129. Пустить продавочную пробку и произвести продавку цементного раствора водой досигнала "стоп".

130. Произвести задавку цементного раствора в ПУФРы , закачав с устья удвоенный объем ПУФРов в раскрытом состоянии.

131. Выдержать паузу 30 мин для отфильтровывания цементного раствора в ПУФРах, выдавить пробку в ловушку и вымыть цементный раствор из эксплуатационной колонны. Бурильные трубы поднять.

132. После ОЗЦ не менее 48 ч проводятся работы по вторичному вскрытию пласта, ноинтервальному испытанию и освоению скважины по отдельному плану.

133. Директор департамента Геологии и разработки АНК "Башнефть" V

134. Зам.директора департамента Буровых работ АПК "Башнефть"

135. Инженер 1 кат. АНК "Башнефть"

136. Зам. директора Башнипинефть1. Зав. лабораторией1. Ст. научи. Сотрудник1. С!1. К.Х.Гайнуллин

137. Е.В.Тайгин Р.Х.Юмашев Р.М.Гилязов Р.Т.Асфандияров ^ Р.М.Клявин1. Согласовано:

138. Главный геолог НГДУ "Красиохолмскпефть" > . . / , / В.Ф.Василенко

139. Главный инженер Краснохолмского УБР1. Р.У.Фатхлисламов1. Продолжение приложения ^

140. Хтткл ЖШ!УЛТЛЦИ01Ш0И колонии1.- 44д. -V № ^—^1

141. Г£ХН0Л0ГИЛ ПОИ! 1ТЕРВАЛ ЪНОГО РА30БИ(ЕНИЯ ЗАК0Л0НН0Г0 ПРОСТРАНСТВА В ГОРИЗОНТАЛЬНОМ СТВОЛЕ.

142. Этап I. Цементирование колонны 146 мм,1. •''бсадная колонна ф 146 мм 7, Пальцы-пробки2. .ементное кольцо3. :;у£Р ~44. Фильтр5. ^ентраторы пружинные и :.г.естко-спиральные6. ;1УаР-5 ( для поинтервалького азобщения)8. Обратный клапан ПУФ? 5'

143. Клапан запорный со срезной шпилькой10. Башмак1. ! ■ / /1 /-г" 1 ! / 1 ' 1 / 1 ' ! / / / ! 1 ; /| ! г 1 1 /. / |