автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Разработка технических средств и технологий для повышения качества строительства наклонно направленных скважин в Западной Сибири

р^ Министерство общего и профессионального образования Российской Федерации

Тюменский государственный нефтегазовый университет (ТюмГПГУ)

На правах рукописи

Шенбергер Владимир Михайлович

РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И ТЕХНОЛОГИЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА СТРОИТЕЛЬСТВА НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ (Проблемы, решения)

Специальность 05.15.10 - Бурение скважин

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

Тюмень. 1996

Работа выполнена в Тюменском государстьсьнсм нефтегазовом университете.

Научный консультант:

кандидат технических наук, доцент Зозуля Г.П.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Клюсов A.A.

кандидат технических наук, с.н.с. Добрянский В.Г.

Ведущее предприятие ТюменНИИГипрогаз

Защита состоится _28 декабря_ 1996 г, в Ю часов на заседании диссертационного совета Л.064.07.03 при. Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу 625000, г.Тюмень, ул.Володарского, 38.

С диссертацией в виде научного доклада можно ознакомиться в библиотеке ТюмГЬГУ.

Диссертация в • виде научного доклада разослана ¿6 ноября 1996 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, ' /у

доктор технических наук, /у

профессор

В. П. Овчинников

ВВЕДЕНИЕ

Настоящий доклад составлен на базе работ, выполненных автором за длительный период. Ь свое время они были опубликованы в статьях в центральных изданиях и трудах институтов ВНИИК0-нефть, ВНИИБТ, ТюмГНГУ и охватывали широк;;;! спектр проблем развития техники и технологии бурения наклонно направленных скважин на месторождениях Западной Сибири. В настоящее время они общеизвестны, поэтому автор считает необходимым более подробно рассмотреть работы, направленные на совершенствование технологии и качества строительства наклонно направленных скважин.

Для научно обоснованного выбора путей совершенствования качества строительства накчонно направленных скважин необходимо выделить основные элементы строительства, влияющие в процессе эксплуатации скважины на ее надежность и стойкость ,как долговременного технического сооружения.

Таковыми, на взгляд автора, являются выполнение проектного профиля (допустимая интенсивность искривления, максимальный зенитный угол, глубина зарезки и др. обеспечение качества крепления ствола обсадными колоннами и их цементирование.

В машиностроениии и строительстве давно - разработаны и нашли широкое распространение методы оценки качества продукции. Однако в такой важной отрасли, как нефтяная промышленность, качество крепления скважин оценивается практически по трем показателям: степени герметичности обсадных колонн, высоте подъема тампонажного раствора за ними, состоянию контакта зон цементного камня в затрубном пространстве. Такие важнейшие критерии качества, как -оказатели надежности, технологичности и назначения, а также экологические показатели при оценке качества сформированной крепи скважин не учитываются.

Таким образом, имеют несомненную актуальность уточнение основных требований к скважинам всех категорий, формулирование задач технического проекта на их строительство, а также оценка технического состояния и степени надежности пробурегаого фонда скважин.

Возможность оценки качества крепи на стадиях проектирования и планирования работ, знание основных закономерностей Фи-

зико-химических процессов в цементируемом заколонном пространстве скважин позволяют целенаправленно управлять качеством крепи.

В течение многих лет автору посчастливилось работать с исследователями институтов СибНИИНП. ВНИИКРнефть, ПФ ВНШ'ЗТ, УГНТУ. . ТюмГНГУ, внесших весомый вклад в развитие науи по совершенствованию качества строительства наклонно направленных скважин В.Г.Добрярским, С.Н.Бастриковым, П.Н.Григорьевым , В.Ф.Штоль. А. К. Куксовым, А.Т.Кошелевым, А. Г. Аветисовым, А. Н. Булатовым, Ю. Д. Комнатным. В. А. Каплуном, Ю. В. Вадецким.

A.Г.Калининым, Г.Р.Вагнер, М. Р. Мавлютовым, Ю.С.Кузнецовым,

B.П.Овчинниковым. Г.П.Зозулей, Г.А.Кулябиным, а также руководителями буровых предприятий и технологических служб Западной Сибири - В.Л.Богдановым Ь.М.Бикбулатовым, М.Н.Галузи-ным.Н.П.ЩавелеЕЫМ, М. Н. Зариповым. В. П. Ерохиным, 3.Ш. Ахмадиши-ным. Г.Г.Шинкевичем, А.Н.Филимоновым. Л.Г.Саввой. М.Н.Сафиул-линым, Б.И.Красновым, М.О.Кристом, В.К.Борисенко, М.П.Мурадо-вым и многими другими, которым автор глубоко благодарен за сотрудничество и всестороннюю помощь.

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

1.1. Актуальность проблемы. Нефтегазовый комплекс Западной Сибири характеризуется дальнейшим вступлением все большего числа месторождений в позднюю стадию разработки, вводом в эксплуатацию преимущественно низкопродуктивных залежей, освоением труднодоступных районов с ограниченными ресурсами. Усложняется технология разработки залежей в связи с реализацией задач по повышению степени извлечения нефти и газа из недр, а также условия эксплуатации скважин в результате ввода в разработку месторождений с повышенными значениями вязкости нефти, пластовыми температурами и высокой коррозионной активностью добываемой продукции и закачиваемых подземных, сточных и наземных вод. Возрастает число скважин, эксплуатируемых в условиях солевой агрессии, отложений парафиьа, смол и асфальтенов.

Перемещение объемов строительства скватан в районы Крайнего Севера ужесточило требования к конструкциям скважин и их эксплуатационной надежности в условиях наличие в разрезе мощ-

ных слоев многолетнемерзлых пород.

В проблеме качественного строительства кустовых наклонно напрар.-енных скважин особое значение имеет выполнение проектного профиля и создание надеж эй крепи ствола, которые отвечали бы геолого-техническим требованиям их эксплуатации и ввода скважин с высокой эксплуатационной надежностью (наработкой на отказ, ресурсом до капитального ремонта и'т. д.).

, Проблема повышения качества строительства скважин как длительнодействующих технических сооружений первоначально решается на этапе выполнения проектного профиля в процессе бурения и затем при креплении их эксплуатационными колоннами.

Проектирование профиля скважины и весь комплекс технико-технологических решений, обеспечивающих требуемое качество бурения скважины и ее высокие технико-экономические показатели, органически взаимосвязаны. На выбор и последующее проектирование профиля наклонно направленной скважинг большое влияние оказывает оснащенность буровых предприятий специальными компоновками низа бурильной колонны (КНБК) и средствами контроля за положением траектории ствола скважины в пространстве.

, Разработка месторождений Западной Сибири показала, что при относительно средней глубине скважин качественное разобщение пластов является одной из важнейших и сложнейших проблем, связанных с необходимостью крепления наклонно направленных скважин с минимальны!® перемычками между напорными водогазовы-ми и нефтяными пластами.

Определяющее значение качество крепи имеет с точки зрения обеспечения охраны недр и окружающей среды. Только высококачественная крепь способна длительное время противостоять сложнейшим и разнообразным ^о характеру воздействиям и предотвращать недопустимую для недр и внешней среды сообщаемость пластов между собой и дневной поверхностью.

, Проблема повышения качества строительства наклонно направленных скважин в части выполнения проектного профиля и создания надежной крепи актуальна во всех нефтегазодобывающих регионах.

Поэтому повсеместно ведется работа по совершенствованию профилей и качества крепи наклонных и горизонтальных сквг^мн.

Однако в настоящее время ре:ена лишь часть задач, в основном с точки зрения требований к проектированию и строительству скважин, не обеспечивающих проектный уровень добычи нефти по причине преждевременного выхода их из строя.

Скважины в Западной Сибири проектируются преимущественно по 4-х интервальному профилю, который в процессе его пеализа-ции на практике представляет собой сложную пространственную спираль с завышенными максимальными зенитными углами и допустимой интенсивностью искривления. При креплении таких скважин распространены такие осложнения, как заколонные проявления и перетоки, подвижки фонтанных арматур, смятие и негерметичность колонн, поступление посторонних флюидов в продукцию скважин, отсутствие проектного притока и др.

На балансе нефтегазодобывакмх объединений Западной Сибири имеется большое число скважин, требующих капитального ремонта по причине сложных аварий с глубиннонасосным оборудованием, негерметичности и смещения колонн в незацементированной части ствола, межпластовых перетоков и обводненности продукции.

Об актуальности проблемы свидетельствуют аналитические исследования по эксплуатации наклонно направленных скважин на месторождениях Западной Сибири и разработке требований к конс--трукции и профилю ствола скважины.

Одновременно разработкой материалов, технических средств и технологий с целью повышения качества строительства наклонно направленных скважин занимались коллективы ВНИИВТ, СибНИИНП. ВШШРнефти, ПерыНИПИнефти и другие по целевым программам развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири.

1.2. Цель работы. Повышение качества строительства наклонно направленных скважин на месторождениях Западной Сибири путем создания и внедрения технологий, технических средств и материалов по совершенствованию профиля и качества крепи.

1.3. Задачи работы:

1) обобщение показателей, определяющих качество строительства наклонно направленных скважин и построение схемы комплексной ее оценки;

2) разработка методики расчета и устройства компоновки низа бурильной колонны для стабилизации ствола скважины при бурении забойными двигателями с целью обеспечения проектного профиля наклонно направленных окважин;

3) создание прогрессивных технических, средств и технологических приемов, включающих разработку и применение новых тампонажных составов различного назначения и ' технологической оснастки колонн, обеспечивающей кольматацию стенок ствола скважин и полное замещение бурового раствора и буферной жидкости б заколонном пространстве и прежде всего в интервале продуктивных пластов;

4) разработка требований и рекомендации по повышению качества проектирования строительства скважин:

5) промышленное внедрение результатов иоследован"й в виде разработанных технических и технологических решений.

Поставленные задачи работы решаются н? основе анализа эксплуатации наклонно направленных скважин, пробуренных по 4-х интервальному профилю и качества их крепи, проведения промысловых исследований, позволяющих выявить причины низкого межремонтного периода работы скважин и разрушения крепи, и разработки новых технических средств, материалов и технологий, которые при комплексном их применении обеспечат высокую эксплуатационную надежность скважин.

1.4. Общая методика исследований. Методика исследований базируется на анализе и обобщении теоретических и промысловых исследований по эксплуатации наклонно направленных скважин и качества их крепи с применением методов статистической обработки результатов для установления значимости основных факторов и на этой основе последующей оценки качества крепи на всех стадиях эксплуатации скважин. Исследование влияния добавок к портландцементам осуществлялось с применением методов рентге-ноструктурного анализа тампонажных растворов. Проведенные лабораторные и промышленные испытания позволяют моделировать явления, имеющие место при формировании цементного кольца в скважине и последующем изменении его свойств. Такой методический подход позволил обосновать и провести широкие промышленные испытания компоновок низа бурильной колонны с опорно-центрирую-

щими элементами на валу турбобура (КНБК-ВТ) для стабилизации ствола наклонно направленных скважин. .

1.5. Основные защищаемые положения. На защиту выносится: совокупность научных разработок и положений, методических, технических и технологических решений и рекомендаций, обеспечивающих выполнение проектного профиля наклонных скважин и качество их крепления, включающих:

1) результаты теоретических исследований зависимости отклоняющей силы на долоте от геометрических размеров КНБК-ВТ;

2) результаты теоретических исследований клиноптилолито-содержащих тампонажных растворов и результаты их практической реализации при цементировании наклонно направленных скважин;

3) методика оценки качества крепления скважин на месторождениях Западной Сибири и требования по повышению качества проектирования строительства наклонно направленных скважин.

1.6. Научная новизна заключается в следующем:

1) на основе анализа фактических 4-х интервальных профилей стволов наклонно направленных скважин показана невозможность их выполнения регламентированными для этих целей КНБК с опорно-центрирувщими элементами.

Промышленными экспериментами установлена возможность размещения регулируемых опорно-центрирующих элементов КНБК на валу и корпусе забойных двигателей для стабилизации наклонно прямолинейных участков стволов скважин; '

2) установлено, что существующий порядок проектирования строительства скважин, когда задание на проектирование выдается территориальнымис" учетом требований заказчика - НГДУ, не обеспечивает ввода скважин с высокой эксплуатационной надежностью (проектный дебит, наработка на отказ, ресурс до капитального ремонта и др.); показана необходимость разработки и регламентации номенклатуры показателей надежности конструкции сквакины в системе "скважина - скважинное оборудование", а также методика оценки качества крепления наклонно направленных и горизонтальных скважин на месторождениях Западной Сг.бири;

3) на базе изучения факторов, влияющих на образование ФЛЕВДопрозодящих каналов в закаленном пространстве в начальный

период формирования структуры тампонажного раствора.установлено, что для наклонно направленных скважин определяющим и являются процесс седиментации и неполное замещение бурового раствора и буферной жидкости в за::олонном пространстве тамионая-ным. Для реализации данных выводов обобщены теоретические и прикладные исследования клиноптилолитосодержащих цементных дисперсий, предназначенных для получения облегченного и термо-коррозионностойкого такпонажного камня с пониженной проницаемостью и контракционной устойчивостьи;

4) доказана возможность использования устройства компоновки низа бурильной колонны с регулируемыми опорно-центрирув-щими элементами (ОЦЭ) на валу и корпусе забойного двигателя, и методика расчета геометрических их размеров на ПЭВМ для реализации проектных и эффективных профилей;

5) показана возможность реализации технологии создания крепи повышенной надежности в интервале продугтивных пластов с использованием вихревого гидродинамического преобразователя -башмака обсадной колонны;

6) разработана методика количественной оценки качества крепи скважин в полном объеме номенклатуры показателей ее качества. Показана необходимость регламентирования номенклатуры показателей надежности наклонно направленных и - горизонтальных скважин -на стадиях выдачи задания на проектирование и разработки проекта, а также авторского надзора при исполнении проектов и их независимой экспертизы;

7) на уровне изобретений разработаны:

- автономная система для определения параметров траектории скважины - A.c. СССР N 941558, 1982;

- устройство компоновки низа бурильной колонны для стабилизации ствола наклонной скважины при бурении с забойным двигателем - патент РФ I/ 031101, 1994:

- трехшарошечный расширитель - патент РФ N 0302С2. 1994: .

- способ получения порошкообразного материала для буферной жидкости - A.c. СССР М 1142619, 1984;

- тампонажный раствор - A.c. СССР N 109905!. 1984;

- способ цементирования скважин - A.c. СССР N 1686129,

1991;

- способ получения реагента для приготовления гискости.

глушения скважин - патент гФ N 2009159, 1994;

- башмак, обсадной колонны - патент РФ N 1714075, 1992;

- башмак обсадной колонны - положительное решение N 4815142/03. 1995.

1.7. Реализация работы в промышленности. Все работы выполнялись по координационным планам Главтюменнефтегаза. планам НИОКР СП "Вьетсовпвтро" СРВ и Тюменского государственного нефтегазового университета.

Они реализованы в промышленности в виде руководящих документов, инструкций на технологические процессы, технические средства и материалы, механизмы й устройства.

Годовой экономический эффект по реализации эффективного профиля только на месторождениях шельфа юга Вьетнама в СП "Вьетсовпвтро" составил более 150 тыс. долларов США.

1.8. Апробация работы. Положения д нной работы опубликованы в технической печати, докладывались на технических советах Главтюменнефтегаза, его производственных объединений и СП "Вьетсовпетро", "а всесоюзных совещаниях по физико-химии, технологии получения дисперсных систем, промывочных жидкостей и тампонажных растворов (Ивано-Франковск. 1980-1-984 гг.). на координационных совещаниях по НИОКР в бурении (Туапсе, Краснодар, Тюмень) в 1978-1985 гР.). на технических советах ПО Юганскнефтегаз, Нижневартовскнефтегаз. на заседании кафедры ТюмГНГУ, 1990-1996 ГГ.

1.9. Значимость для науки и практики работ соискателя.

Автором на основе ечализа практического материала по эксплуатации наклонно направленных скважин и качества их крепления определены и установлены причины невыполнения проектных профилей и качества крепления скважин.

Научные выводы и практические рекомендации легли в основу созданых при непосредственном участий автора территориальных инструкция и регламентов, включая Временную инструкцию по креплению нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири РД39-2-175-79, Методику оценки качества крепи скважин на месторождениях Западной Сибири РД/РХ-0147009-002-85 и

пр.

1.10. Исходные материалы и личный вклад. В докладе использованы результаты исслег ваний. выполненных за период 1967-1995 годы при непосредственном участии и под-руководством автора, занимавшего должности глазного технолога, главного инженера. начальника отдела технологии бурения Главтюменнефтега-за. начальника отдела бурения СП "Вьетсовпегро" СРВ, старшего научного сотрудника и доцента ТгмГКГУ.

Публикации по проблеме доклада выполнены автором или непосредственно при его участии.

1.11. Публикации. Список научных трудов автора содержит 54 наименования, в т.ч. 28 печатных работ, 11 авторских свидетельств и патентов СССР и РФ, 5 отраслевых руководящих документов и инструкций, 10 фондовых работ (отчетов по научно-исследовательским и опытно-конструкторским работам).

Основное содержание диссертации изложено в 16# статьях. 5 руководящих документах и инструкциях, 10 изобретениях и патентах, 3 фондовых работах. •

2. ПРОБЛЕМЫ И НАПРАВЛЕНИЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ КАЧЕСТВА СТРОИТЕЛЬСТВА НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

2.1. Анализ разработки нефтяных месторождений Западной Сибири наклонно направленными скважинами

Известно, что при бурении скважин с кустовых площадок и морских стационарных платформ сокращается цикл их строительства и экономятся средства в результате уменьшения протяженности внутрипромысловых дорог, трубопроводов, ЛЭП к др. При этом эффективность растет с увеличением числа скважин, бурящихся с одной кустовой площадки.'

Одновременно с ростом числа скважин увблкчиеаятся отклонения их забоев от зертикали. длина ствола ¡: зенитные углы. Эти факторы, как показала длительная практика э ксг - луатаиии скважин ь Западной Сибири. ■ уменьшают межремснткыЛ пер иг,л (МГ-П;

работы оборудования в наклонных скважинах, увеличивают энергетические затраты на подъем нефти и вероятность аварийных ситуаций, снижают качество крепи.

На качество строительство скважин и условия их эксплуатации существенно влияют следующие параметры наклонного ство;:а: тип профиля, глубина вертикального участка, интенсивн зть искривления в интервале набора кривизны, глубина спуска и установки насосного оборудования, максимальные величины зенитных углов, пространственное искривление.

Анализ эксплуатации наклонно направленных скважин на месторождениях Западной Сибири показывает следующее:

1) величина зенитного угла ствола скважины в интервале продуктивных пластов не оказывает существенного влияния на качество их разобщения (табл. 2.1);

2) нарушение герметичности заколонного пространства происходит в среднем через 13,3 месяца их эксплуатации;

3) прочность обсадных колонн при интенсивности искривления ствола 1 - 2°/10 м на 19% ниже, чем при 1 = 0.25°/10 м, и на 16,4% и 11% соответственно при 1 = 0,5° " 1°/Ю м;

4) вскрытие продуктивных горизонтов при угле наклона ствола а - 30° приводит к увеличению дебита скважин при а>45°

•Таблица 2.1

Влияние зенитного угла ствола наклонной скважины, на качество разобщения продуктивных пластов

I • Мощность глинистой перемычкг, 2 м

Зенитный угол- менее ! более

в интервале !____

продуктивного! Кол-во скважин ¡Частота !Кол-во скважин»Частота

пласта, град !__:_«обводне-!___!ооводне-

! всего! обводнен- 1ния »всегоЮбвод- !ния ! ! ных 1 ! !ненных !

0-10 141 81 0.57 42 17 0,41

10-20 100 65 0.55 15 0.44

£0-30 59 33 0.56 32 14 0,44

превышение составляет до 3035:

5) с увеличением угла наклона ствола увеличивается длина разбуриваемого интервала многолетнемерзлых пород (ММЛ): при этом при а > 20° температурный режим растепления и обратного промерзания скважины существенно изменяется; В табл.2.2 приведены сведения по осложнениям, связанные с возникновением по этой причине парафиногидратных пробок;

Таблица 2.2

Осложнения, связанные с наличием парафиногидратных пробок

¡Интервал!Минимальная! Фонд осложненных скважин ! залегз - ! температура!_;_

Месторождение!ния ММЛ.¡мерзлых по-!доля к общему'средний дебит. ! M !рОД, °С ¡фонду. % ! т/сут

Северо-Варье-

6) для большинства добывающих скважин глубина спуска штанговых глубинных насосов (ШГН) составляет 1200 м, динамический уровень - 1000 м. удельный вес откачиваемой жидкости 850 кг/м3. интенсивность искривления ствола 2°/10 м;

7) наиболее нагруженный участок - интервал набора кривизны; при низком динамическом уровне жидкости и углах наклона ствола к вертикали более 25° энергетические затраты на откачку возрастают в 2-3 раза:

8) с увеличением кривизны с 20 до 40° межремонтный период сквгжин СМРП) уменьшается ка 38 - 45£ (рис.2.1):

9) интенсивность искривление 1.5 - 2°/10 м обеспечивает удовлетворительную работу электроцентробежных насосов ОНИ}.;' при а > 30° все операции по спуску-подъему ЗЦН приводят к еы-

ганское 80-360

Тагринское 140-350 Варьеганское 60-350 Вннгапуровское 50-400 Федоровское 80-380 Ллнтсрское 50-350

-2,5 -1,0 0,0 -3,0 -1,0 -1,0

80 60 25 87 16 37

36

35

36 16 54 18

МРЛ,суя.

150

100

О 10 £о ЭО ¡/го* ногмоно.град.

Рис. 2.1. Зависимость межремонтного периода (МРП) глубиннонасосного оборудования от параметров кривизны ствола наклонной скважины:

а - штанговых глубинных насосов (1,2,3'При интенсивности набора кривизны 0-2°,2-4°,4-6° на 10 м с; мветственно) б - электроцентробежных насо.сов (1,2,3,4,5-при интенсивности набора кривизны 0-2°,2-3°, 3-4°, 4-5°, 5е на 10 м соответственно)

4 '_ 1 Л" > 1

^ г

Ц \5 д

ходу из строя кабеля. Сведения о влиянии угла наклона стеолэ на частоту повреждения кабеля при СПО приведены в табл. 2.3;

Таблица 2.3 Влияние величины зенитного угла ствола наклонной скважины на аварии с кабелем- ЭЦН при спуско-подъемных операциях (СПО)

! Количество ремонтов, рем.

Зенитный !___'

угол ство-! СПО с ЭЦН !в том числе!

ла скважи-! !с механич. ! процент

ны, град. ! ¡поврежден. !

34 12 36

99 49 48

45 26 58

24 24 100

10) величина угла наклона ствола отрицательно сказывается на значение коэффициента полезного действия газлифтнкх скважин. Так. при а = 40°, 0 = 50 м3/с, Р3 = 12 мПа, максимальный удельный расход газа' подъемника в 1,78 раза больше, чем для аналогичных условий в вертикальных скважинах;

11) эксплуатация гидропоршн-вых насосов в наклонных скважинах при а<30° не осложняется;

12) угол наклона и интенсивность искривления ствола в области расположения штангового насоса оказывают существенное влияние на его рабочую характеристику:

- увеличение угла наклона ствола более 42° в зене расположения насоса приводит к потере устойчивости работы клапанов. При этом максимально допустимая интенсивность искривления для устойчивой работы ШГН составляет 3°/100 м. а максимальный зенитный угол 40°;

- силы трения в плунжерной паре штангового нассса при изгибе его оси с интенсивностью 2°/10 м возрастает в 2-3 раза;

- допустимый радиус кривизны ствола, .позволяющий раслояа-гать насос без деформации (Ис) в метрах можно определять по

0-10 10-20 20-30 более 30

1 16 формулам (БашНИПИнефть):

RC = - . (2.1)

. ' В(ДС-Д„)

где - .

1Н - длина насоса, м;

Дс - внутренний диаметр обсадной колонны, м; Д„ - наружный диаметр насоса, м.

- радиус оси ствола скважины в месте расположения насоса (Rcl) в метрах определяется по формуле

/-

h i/2('l+cos а0)

Reí--. (2.2)

2 sin С0

где

h - длина шага инклинограммы, м; •. а0- пространственный угол (град), который в свою очередь определяется из выражения: -

/■■ га

а0 « V Ла2+Дч>г sin2 — . ■ (2.3) -2

•где

• Да - разница зенитных углов в пределах шага инклиног-' раммы. град; ■ • • '

Дф - разница азимутальных углов в пределах шага инк.... динограмкы, град.

13) если в скважине имеется несколько участков пространственного ¡:скрн5ления то нагрузка в точке подвески штанг за счет сложения всех сил может быть чрезвычайно большой;

34) .расчетные данные об интенсивности искривления, при

которых предотвращается касание телом штанг стенок насос-но-компрессорных труб (град/10 м), приведены в табл. 2,4.

• - Таблица 2-. 4

Расчетная интенсивность исгивления, исключающая касание штанг стенок НКГ

Длина ! Диаметр штанг, м

штанг. (

м ! 0,019. . ! 0,022 ! • 0,025

8.0 0,8 0,9 1.1 •

7,5 0.9 1.0 1.2

7,С 1,1 1,1- ' 1,4

На увеличение продолжительности межремонтного-периода работы скважин более существенно влияет интенсивность искривления ствола скважин в интервале набора зенитного угла, чем абсолютная величина самого угла. 'Подтверждением этому являются результаты расчетов, выполненные по данным СибНИИНП лабораторией проектирования строительства скважин ВНИИБТ. Для оценки влияния параметров профиля на надежность эксплуатации штанговых насосов были проведены расчеты при различных вариантах профилей 'наклонно направленных .скважин. Указанные варианты -отличались типом профиля, глубино" зарезки, интенсивностью искривления, отклонением от вертикали, максимальным значением зенитного угла в интервале установки внутрискважинного оборудования.' Рассмотрены трехинтерзальные профили со стабилизацией, с малоинтенсивным уменьшением зенитного угла. . а также четыре-хинтервальные профили, интенсивность искривления ствола изменялась от 1,0 до 2,5° на 10 м, глубина зарезки - от 100 до 1000 м, отклонение забоя от вертикали. - от 300 до 1000-м.'

Для каждого варианта рассчитывались напряжения, действуа-щие в различных сечениях колонны насосных' штанг: ■

■ усилия, прижимающие штанги к внутренней поверхности на-; сосно-компрессорных труб;

усилия, растягивающие.колонну штанг вдоль ее оси. Результаты расчетов графически приведены на рис.2.2: По результатам анализа сделаны следующие выводы:'

Рис. 2.2. Зависимость при 'имаюших сил, действующих

на колонну штанг (Р) от интенсивности и глубины искривления ствола скважины:

1,2,3 - глубина искривления ствола скважины (Ь,) соответственно 100,450 и 1000 м

1) имеется максимум . прижимающих-усилий, которому соответствует самый опасный с точки зрения износа штанг участок профиля. Данный участок выявлен в начале интервала увеличения зенитного угла;

2) тип профиля, отклонение скважины от вертикали, максимальное значение зенитного угла практически не влияют на напряжение в штангах на опасном участке;

3) прижимающие усилия на этом участке значительно зависят от интенсивности искривления и глубины зарезки;

4) растягивающие усилия существенно меняются с изменением глубины зарезки;

5) эффективными мерами по снижению влияния параметров профиля на аварийность при эксплуатации скважин штанговыми насосами являются уменьшение интенсивности искривления на интервале увеличения зенитного угла и увеличение глубины зарезки стволов.

Результаты анализа, а также теоретические исследования, основная часть которых опубликована в центральной печати, позволяют определить следующие основные требования к профилю и конструкции наклонно направленных скважин для надежной работы внутрискважинного оборудования:

1) тип профиля скважин - 3-х интервальный;

2) интенсивность искривления ствола в интервале набора и корректирования ствола не должна-превышать 1°/Ю м;

3) максимальный зенитный угол не должен превышать' 40°;

4) искривление на участке стабилизации не должно превышать 3°/100 м. а в интервале установки насосов - з'/10 м;

5) прочность цементного кольца в интервале продуктивных горизонтов должна обеспечить перепад давления ДР = 5 МПа на 1 м перемычки;

6) глубина спуска кондуктора на месторождениях с непродуктивным сеноманом.- до кровли сеномана;

7) подъем тампонажных растворов в том числе на основе тампонажных материалов с повышенными прочностными и изоляционными свойствами (цементно-цеолитовые и др.) за всеми обсадны-мии колоннами - до устья:

8) натяжение эксплуатационных колонн производить с.учетом возможного их вертикального перемещения в процессе но плуг га-

ции:

9) проводить контроль кривизны ствола скважин и внутреннего диаметра эксплуатационных колонн с помощью шаблона (калибра) расчетного размера по методике ЕашНИПИнефть;

10) надежность крепи скважин - 1500 суток;

11) определить средний ресурс работы скважинн до капитального ремонта - 10000 суток;

12) допускаемое снижение коэффициента продуктивности скважин определяется техническим проектом на их строительство, согласованное с заказчиком (НГДУ). Скважина считается законченной освоением при достижении проектного коэффициента продуктивности, определяемого по РД 39-2-865-83.

2.2. Оценха состояния рабог по выполнению проектного профиля стволов скважин

Наличие в геологическом разрезе бс пыиинства месторождений Западной Сибири сложно-построенных залежей и повсеместное использование механизированного способа добычи пластовых жидкостей требует коренного улучшения качества строительства и повышения эксплуатационной надежности наклонно направленных добывающих скважин.

Одной из главных составляющих проблемы повышения качества строительства наклонно направленных скважин является совершенствование профиля их ствола.

Выполнение существующих требований по ограничению угла наклона и кривизны ствола при бурен™ по типовым профилям с участком уменьшения зенитного угла приводит к снижению максимального смещения-забоя и сокращению числа скважин в кусте,что повышает эффективность разбуривания месторождений.

Профиль ствола скважины и весь комплекс технико-технологических решений для его реализации взаимосвязаны. Поэтому повышение 'качества строительства наклонно направленных скважин невозможно без совершенствования его. техники и технологии. Подавляющее большинство наклонно направленных скважин Западной Сибири бурятся по 4-х интервальному профилю, предусматривающего бурение каждого участка ствола с различной геометрией и со-отзетзтьу-мцеЯ ксклонсвкой низа бурильной колонны (КНЕК).

При этом значительное, количество пробуренных сквапш имеют следующие отклонения от проектного профиля:

1) превышение максимального угла наклона ствола на 6-12° (табл. 2.5);

2) превышение предельно допустимой кривизны -на участках набора и установки внутрискважинкого оборудования (табл. 2.6;.

3) значительное пространственное искривление ствола скважины. особенно в случаях корректировки ее в проектный круг допуска.

Применяемые профили имеют следующие технологические недостатки:

1) предусматривается увеличенный интервал :.аборг зенитного угла с применением отклоняющей компоновки, что ведет к ограничению параметров режима бурения, увеличению затрат времени и. как следствие, к снижению скорости бурения;

2) наличие значительных углов охвата и изменения знака кривизны профиля приводит к появлению прижимающих усилий, способствующих желобообразованию, изнашиванию обсадных колонн, штанг и кабелей при эксплуатации скважин:

3) интервал снижения зенитного угла реализуется за счет фрезерования боковой поверхностью долота стенки ствола сквачси-ны. что снижает ресурс его работы;

4) Существенное увеличение длины ствола в сравнении с 3-х интервальными профилями (табл. 2-. 5).

Опыт бурения и эксплуатации наклонно направленных скважин на месторождениях Западной Сибири показал необходимость совершенствования их профилей в направлении минимизации зенитного угла и интенсивности искривления в интервале работы внутриск-важинного оборудования. Для этих целей в НПО Буровая техника (ВНИИБТ) разработаны тангенциальные и. .Т-образные профили, которые позволяют:

1) уменьшить суммарный угол охвата и.непосредственно связанных с , ним нагрузку на буровое оборудование при подъеме ко-, лонны бурильных труб, а также контактные усилия и силы трения:

2) минимизировать зенитный угол в интервале работы внут-рискважинного оборудования:

3) осуществлять строительство скважин с больший проектными отклонениями;

Таблица 2.5

Показатели бурения скважин по 4-х интервальным профилям в Нефтеюганском УЕР 1

I . I Тип профиля скважин ¡Удлинение .1 Затраты

I I_:_ (отвода (к 1нз до-'

I ¡4-х иятерв. (проект)и-х интерв. (факт) ¡проектному),и¡полни-

I -!_;_I_ I_;_¡тельный

Отклонение¡Количество¡макс. 1длина!удлин.¡макс. 1длина1удл. 1стои-1 I ¡объем

скважин от¡скважин, ¡эенитн.1ство-1ство- IвенитнIстео-Iство-!мость1 на 1 ¡проходки,

вертикали,I скв. ¡угол, 1ла !ла ¡угол, 1ла 1ла 1сква-1одну I всего,¡тыс.руб.

м I ¡град 1сква-1сква- ¡град 1сква-1сква-1жины,¡скв. I ¡(на

1 I ¡жины,¡жины, I ¡дины,¡жины ¡тыс. I 1 ¡01.01.89г.) м

I I I м 1 м 1 I м 1 м 1руб. I 1 1

1 1 1 1 ¡11111 1

до 300 52 8- ■10 2400 20 13-20 2430 50 214330 +30 1560 137, 590

до 600 93 14- •18 2487 55 20-26 2530 98 223150 +43 4214 371, 680

;о 800 60 18- ■23 2523 124 23-26 2562 163 225970 •+39 2340 206, 390

до 1000 67 22- •28 2568 165 28-40 2611 208 230240 +43 2881-• 254, 100

до 1200 38 26- ■35 2643 258 31-47 2693 303 237330 +50 1900 167, 580

1200-1400 35 35- •40 2731 338 37-50 2791 398 246170 +60 210С 185, 220

Всего 350

+43 14995 1322,560

Таблица 2.6

Качество выполнения проектного профиля в Нефтеюганском УБР-1

Количество наклонно направленных скважин, скв.

I 1с превышением интенсивности!с превышение« интенсив-!с превышением ази-

Отклонение I Iискривления на участке 1ности.искривления ин- 1."у таль него искрив-

забоя от ! Всего I набора !тервала установки 1ления

вертикали, 11 ! насосов I

м I 1_1___1_

I • 1 скв. I 7. 1 скв. ! % I скв. I 7,

до 300 52 18 35 5 10 22 42

до 600 98 21 21 14 14 38 39

ДО 800 60 23 38 9 15 4 Г 4

до 1000 67 19 28 10 15 19 23

до 1200 33 12 32 4 11 5 13

1200-1400 35 6 17 2 6 17 49

Ее ¿го 350 99 23 44 . 13 105 30

4) строить кусты сква-ин с экономически целесообразным их количеством при выполнении требований к качеству скважин и надежности ах эксплуатации.

5) наиболее полно использовать вес бурильной колонны для создания нагрузки на долото.

. Однако тангенциальные и J-образные профили требуют применения специальных КНБК с несколькими опорно-центрирующими элементами в их составе и более совершенной технологии промывки скважин. По данным НПО "Буровая техника" бурение скважин по рациональны!! профилям сдерживается несовершенством существующих методик расчета компоновок и отсутствием производства требуемых элементов КНБК.

2.3. Анализ показателей работы проектных КНБК с одним и двумя опорно-центрирующими элементами

Проблемой наклонно направленного бурения на месторождениях Западной СиСири является реализация проектного профиля скважин, что, 'в свою очередь, требует создания специальных .КНБК. включающих отклоняющие устройства и опорно-центрирующие элементы (ОЦЭ).

При этом, ьарьируя углом изгиба отклонителя, расстоянием между центраторами и радиальными зазорами, добиваются необходимой величины отклоняющей силы на долоте, за счет которой осуществляется ассиметричное разрушение забоя (фрезерование стенки скважины) и отклонение ствола в. заданном направлении.

Для получения прямолинейно наклонного участка необходима соответствующая КНБК, которая обеспечивает отсутствие ассимет-ричного разрушения забоя и Фрезерование стенки скважины в боковом направлении.

Отклоняющая си«а ка долоте должна равняться нулю исходя из принципа оптимизации КНБК по критерию равенства нулю "поперечной силы на долоте и угла между осями долота и скважины.

Как известно, в практике бурения наибольшее распространение получили КНБК имеющие один или два опорно-центрирующих элемента (включая наддолотный калибратор). Однако, как показывает опыт бурения наклонных скважин компоновками с одним центратором. а также с одним центратором и калибратором, решить проблему проводки наклонно прямолинейных участков скважин не-

возможно.

Для оценки стабильности показателей работы КНБК с одним и двумя знтраторами рассчитаны доверительнее интервалы 1а и 19 (при принятой вероятности 0. Ь; для 5-ти различных типов-КНБК, сведения о которых приведены в табл. 2.7.2.8'.

Таблица 2.7 Границы доверительных интервалов величин 1а для различных типов КНБК

Значения величин интенсивности > Типы КНБК

искривления 1 2 ! 3 ! 4 ! 5

Среднее, град/ЮОм Верхняя граница Нижняя граница 0,75 1,08 0,38 0,22 0,33 0,10 0,18 0,27 0,09 -0.45 -0,23 -0,66 0,20 0,33 0,09

Таблица 2.8 Границы доверительных интервалов величин 1ср для различных типов КНБК

Значения 'величин интенсивности * Типы КНБК

искривления 1 2 ! 3 ! 4 ! 0

Среднее, град/ЮОм Верхняя граница Нижняя граница 1,20 1,73 0,64 1.30 1.86 0,69 0.40 0.62 0,20 1,30 2,60 1,03 0,60 0.93 0,26

В табл. 2.7, 2.8 приведены сведения о работе следующих типов КНБК:

1 - долото 215.ЭМЗ-ГВ-З, переводник ПП-0,3 м, калибратор ЭКП215.9 мм. Центратор РСТК-214 мм, турбобур ЗТСШ1-195. УБТ 178-12 к. СБТ:

2 - долото 215.ЭМЗ-ГВ-З, переводник ПП-0.3 м, калибратор-9КП214 мм, РСТК-13 мм. турбобур ЗТСШ1-1-5. УБТ 175-12 мм.

СБТ127 х 9;

3 - ДОЛОТО 215.9МЗ-ГВ-Э, переводник ПП-0,3 м. калибратор 9Ю1214. 5 мм. РСТК-208.5 мм. остальное аналогично КНБК 1:

4 - РСТК-209 мм, остальное аналогично КНБК 1;

5 - РСТК 212 мм, остальное аналогично КНБК 1.

Как следует из данных табл. 2.7, 2.8 применяемы? на мес-торохаениях Западной Сибири проектные КНБК с одним и двумя (включая калибратор) центраторами не обеспечивают стабилизацию стволов наклонно направленных скважин по зенитному и азимутальному направлению. Полученные данные подтверждаются результатами зарубежных ученых, в частности американскими исследователями Милхаймом, Коллассм и др., которые указывают, что КНБК с двумя опорно-центрирующими элементами стабилизирует прямолинейное направление ствола по зенитному углу, однако не дает устойчивых результатов по стабилизации азимута. Это дает основание утверждать, что для устойчивой работы КНБК в скважине при турбинном бурении необходимо наличие не менее 3-х опор; но-центрирующих элементов в ее составе.

2.4. Особенности технологии н технические средства для бурения глубоких наклонно направленных скважин на шельфа юга Вьетнама

Строительство добывающих и нагнетательных скважин на континентальном шельфе юга Вьетнама (Южнокитайское море) осуществляется наклонно направленным способом с морских стационарных платформ (МСП) при глубине моря до 50 метров. Общее количество скважин с одной платформы составляет 16. а расстояние между устьями 2.5 м. Гес.логический разрез месторождений шельфа Вьетнама до глубин 3000 м (по вертикали) литологически совпадает с месторождениями Западной Сибири и характеризуется чередованием олабоцементированных песчаников (до 55% разреза) и глинистых пород,' склонных к осыпям и обвалам, и имеют низкие градиенты гидроразрыва. Пластовые давления в верхних продуктивных горизонтах Чмиоцен) соответствуют гидростатическому.

На Глубинах 3200-3400 м присутствуют газовые горизонты с аномально-высоким пластовым давлением (коэффициент аномальности Кг 1,68х.. Нижние продуктивные горизонты (интервал

3600-3800 м. олигоцен) имеют пластовые давления до 15% превышающие гидростатическое.

Исходя из требований эксплуатации и перечисленных геологических условий была принята следующая конструкция скважин: водоотделяющая колонна диаметром 720 мм спускается на глубину 120 м. забивается в грунт дна моря на 30 м; кондуктор 426 мм -320 м, подъем цементного раствора за колонной до устья; первая промежуточная колонна диаметром 324 м - 900 м. подъем цементного раствора за колонной до устья; вторая промежуточная колонна диаметром 245 мм - 3000 м. подъем цементного раствора за колонкой до устья; потайная колонна диаметром 193,7 мм перекрывает интервал 2900-3500 м, подъем цементного раствора - до устройства подвески потайной колонны; эксплуатационная колонна 2-х диаметров 168x139,7 мм, подъем цементного ргггвора до устья.

Одноточечная схема разработки месторождения "Белый Тигр", эксплуатация скважин с использованием электропогружных и. гидропоршневых установок, а также сложность конструкции скважин обусловили выбор 5-ти интервального профиля:

1) вертикальный участок длиной 350 м и более в зависимости от проектной величины отклонения забоя от вертикали;

2) участок набора зенитного угла - 350-1200 м, интенсивность искривления ствола при этом не превышает 1°/10 м;

3) наклонно прямолинейный участок (стабилизация параметров кривизны) в интервале 350-2500 м, интенсивность искривления ствола - не более 3° по зенитному и 4° по азимутальному углам на 1000 м длины ствола;

4) участок снижения зенитного угла 2500-3000 м, для которого установлена интенсивность искривления ствола не более 5° на 100 м;

5) вертикальный участок в интервале 3000-4000 м. который обеспечивает вскрытие продуктивных горизонтов миоцена и олиго-цена до 5° по зенитному углу.

Бурение вертикального участка ствола скважин как правило ведется роторным способом с использованием жестких КНБК, имеющих 3 опорно-центрирующих элемента, включая наддолотный калибратор. Это позволило обеспечить вертикальность первого участка ствола наклонных скважин с искривлением по зенитному углу до

1°30\ При наборе и корректировании параметров траектории ствола применяют КНБК, включающие турбинные отклонители Т02-195 ^40) с углами перекоса осей 1° (1°15*). Интенсивность искривления при этом составила от 0,5 до 1°/10 м. Бурение наклонно прямолинейного участка на первых трех скважинах осуществлялось с использованием КНБК. разработанных СибНИИНП, ВНИИБТ и АзИнефтехим;

1) компоновка.с центратором типа ЦД на корпусе турбобура;

2) компоновка с наддолотным калибратором и центратором на корпусе турбобура (передвижной сменный центратор, который устанавливался на корпусе шпинделя на расстоянии от 1,2 до 6,5 м от торца долота);

3) компоноБка, включающая наддолотный калибратор, сменный центратор ЦД на шпинделе турбобура и межсекционный центратор. Интенсивность искривления указанными компоновками составила +2°/Ю0 м по зенитному' углу и +4°/100 м по азимуту.

Анализ результатов бурения позволил констатировать следующее:

1) центраторы, поперечный размер которых меньше диаметра ствола скважины, не позволяют в условиях кавернозности формировать требуемую величину отклоняющей силы, что приводит к снижению зенитного угла;

2) включение в КНБК наддолотного калибратора обеспечивает перераспределение сил на центраторе и калибраторе. Последний при этом выполняет роль вращающегося центратора, на котором возникает отклоняющая сила, обуславливающая гост зенитного угла, который по мере износа калибратора затем снижается.

Известно, что диаметры центраторов и расстояния между ними в КНБК рассчитываются таким образом, чтобы на забое рассматриваемой скважины при росте или стабилизации зенитного угла действующая на долоте поперечная итоговая сила была бы Постоянно равна нулю.

За рубежом, где широко развито роторное бурение, внести изменения в КНЕК удобнее всего путем передвижения опорно-цент-рирувэдх элементов вдоль бурильной колонны вместо изменения диаметра, так как их легко укрепить на утяжеленных бурильных Трубах (УБТ). Исходя из данных положений и учитывая невозможность конструктивно разместить на корпусе турОибура диаметром

195 мм для диаметра ствола скважины 215,9 мм, автором разработана и испытана КНБК с опорно-центрчрующими элементами на валу турбоР-ia (КНБК-ВТ). В качестве опорно-ц°нтрирующих элементов применялись удлинители вала турбобура из сбалансированного УБТ и спиральные калибраторы с длиной рабочей поверхности от 0,8 до 1,2 м.

Результаты бурения наклонно прямолинейных участков скважин с использованием разработанных рекомендаций приведены в табл. 2.9.

Как следует из табл. 2.9 хорошие результаты по стабилизации зенитного угла и азимута получены при бурении КНБК-ВТ долотом диаметром 295,3 мм.

При бурении КНБК-ВТ под эксплуатационную колонну долотом диаметром 215.9 мм в скв. N 4471 и N 5792 достигнута стабилизация зенитного угла, а в скважинах H 8806 и N 6068 интенсивность зенитного искривления ствола составила минус !°/100 м.

Наличие азимутального искривления ствола при бурении опытно-промышленных скважин с помощью КНБК-ВТ свидетельствует о том, что в данном случае не достигнуто оптимальнее сочетание радиальных зазоров опорно-центрирующих элементов и расстояний между ними.

Следует отметить, что интенсивность азимутального искривления по 'опытным скважинам в 2-3 раза ниже данных по скважинам. пробуренных серийными КНБК. '

Кроме того, в процессе испытания в скв. N 5792. установлена эффективность воздействия КНБК-ВТ на процесс углубления скважины, получено увеличение механической скорости и проходки на долото на 12-13% за счет улучшения работы турбобура с эле-, ментами компоновки на валу.

Анализ изложенного материала позволяет сделать следующие выводы:

1) установлена эффективность предложенной КНБК-ВТ в сравнен;™ с серийными проектными компоновками низа бурильной колонны;

2) для обеспечения стабилизации зенитного и азимутального углов стволов наклонных скважин необходимо применять КНБК-ВТ со следующей схемой размещения опорно-центрирующих эдеИитов (калибраторов и удлинителей):'долого 215.9 КЛС 215.0 у.у П1

Таблица 2.9

Результаты испытаний компоновки с центраторами типа КНБК-ВТ на месторождении "Белый Тигр",

Вьетнам

ЯП 1 Ин<ервал 1 1 бурения, 1 1 и 1 1 1 Зенитный град угол, 1 Мзгнитньш азимут, { град 1 Шро-|ход-1ка 1га

куста, СКВ. 1 I от I 1 1 1 !до 1 1 1 от 1 } до 1 !искривление, ! 1 от 1 I 1 | ДО I 1искривле-1ин-1ние, !тер-1 град (вал, 1 ТГОм 1 м КНБК-ВТ

1 1 2 1 3 I 4 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 1 10 И •

МСП-1 41 ' ¡6 1112 31 30 0 63 64 0 326 дол.295,3,КЛС 295,3(0,8м), УБТС178 (9,5м) КЛС 295(0,8м),ЗТСШ1-240, ЛБТ 147x11;

МСП-1 36 581 1505 30 28 -0,2 30 33 +0,20 924 дол.295,3,КЛС 295,3,УБТС 178 (3,0), ы КЛС 295,3,А9ГТШ, ЛБТ 147x11(37), ° СБТ127Х9;

МСП-4 202 •565 ±006 22 22 0 225 225 0 541 дол.295,3 КЛС 295(0,8), УБТС 178(4,3),КЛС 294(0,8), А9ГТШ, УБТС 203(6),ЛБТ147х11(37),СБТ;

МОТ-5 117 523 993 12 12 0 280 280 0 470 дол.295,3 КЛС 295(0,8), УБТС (4,0), КЛС 295 (0,8), ЗТСШ1-240, ЛБТ 147x11(37),СБТ;

МСП-5 116 1508 1714 14 14 0 89 92 +1°30 206 дол.295,3,КЛС 295,3(0,8),УБТС 178 (4,0), КЛС 294(0,8), А9ГТШ, ЛБТ 147x11 (37),СБТ;

ЗУ 738 942 28 31 +1°30 1 2 0 204 дол.295,3,КЛС 295,3(1,0;,УБТС 178 (2,3), КЛС 295,3(1,0), ЗТСШ1-240, ЛБТ147Х11 (37),СБТ;

МСП-1 630 910 42 41 0 70 70 0 •200 дол.295,3, ПП (0,8), КЛС294,УБТС

Продолжение табл. 2.Э.

12 13 14 15 1

6

Тт 1 8 I

! 10 1

11

45

МСТ-1 732 42

МСП-1 739 46

175 (2,.), КЛС 292,4АГТШ, ЛБТ 147x11, СБТ;

МСП-4 512 1010 21

130

МСП-1 1016 46

МСП-4 1010 1:30

О

284 дол.295,3,КЛС 294 (0,8),УБТС

173 (3,5),КЛС 233(0,8), 4ТСШ-240, ЛБТ 147x11 (37), СЕТ;

1016 35 38 +0°25 75 75

1016 34 37 +1°20 13 15 +0°501 227 дол.295,3,Ш(0,8) ,КЛС 295,3(0,8),

УБТС 178(2,7),КЛС 294, ЗТСШ1-240, ЛБТ 147x11 (37),СБТт

24 +0°40 23 23

1880 37 38

МСП-4 1880 2032 39

39

15

25 26

1470 22 24 +0°25 23 26

О 438 дол.295,3,КЛС 295(0,8),УБТС

178 (4,3),КЛС 293(0,8), 4А9ГТСШ, ЛБТ 147x11 (37),СБТ;

+1° 864 дол.215,9,КЛС 215,9,УБТС (3,0), КЛС 214, 4А7ГТШ, ЛБТ 147x11 (37), СБТ;

О 232 дол.215,9,КЛС 214,УБТС 178 (6), КЛС 214, 4А7ГТШ, ЛБТ (37),СЕТ;

+0°35 460 дол.215,9,КЛС 215,9,УБТС

178 (3.9), КЛС 215,9, 4ТСШ1-195, ЛБТ(37),СЕГ.

О

О

на расстоянии 0,8-1,2 м от долота, КЛС N 2 диаметром 213 мм на расстоянии 2,5-3 м.от КЛС N1, турбобур ЗТСШ1-195 с центратором типа ЦД диаметром 212-214 мм на корпусе шпинделя;

3) доказана возможность безориентированного управления параметрами траектории ствола наклонных скважин на счет изменения диаметров опорно-центрирующих элементов и длин" удлинителей вала турбобура.

•

2.5. Оценка качества крепления наклонно направленных скважин обсадными трубами

Аварийность с обсадными колоннами, обусловленная срывом резьбовых соединений и их негерметичностью являлась одной из актуальных проблем строительства наклонно направленных скважин. Например, в 1976 г. обсадные колонны нарушены в' 63 скважинах. а в 1977 г. произошло 20 срывов резьбовых соединений и 87 случаев нарушения их герметичности. При этом на ликвидацию последствий затрачено соответственно 1,5 и 3% календарного времени бурения. Анализ эксплуатации ряда скважин Южно-Сургутского, Солкинского, Самотлорского месторождений, по которым на основании комплекса промыслово-геофизических исследований определена основная причина нарушения эксплуатационных колонн, показывает, что нарушение герметичности проявляется в среднем через 18.3 месяца их эксплуатации. Более интенсивно происходит нарушение герметичности эксплуатационных колонн в нагнетательных скважинах, закачка агентов для поддержания -ластового давления в которых в подавляющем большинстве, ведется по колонне обсадных труб. Так, за период с 1980 по 1985 гг. в 289 нагнетательных скважинах-., произошло нарушение герметичности эксплуатационных колонн, причем в 50% из них произошел порыв колонны в интервале до 800 м. сопровождаемый смещением концов труб. Сведения о фонде скважин ряда нефтегазодобывающих предприятий с негерметичными эксплуатационными колоннами за период 1934-1386 гг. приведены в табл. 2.10.

Анализ условий эксплуатации нагнетательных скважин позволяет утверждать следующее:

1) основная масса нарушений колонн происхопит за период эксплуатации (в режиме нагнетания) до 5 лет - 295 скважин; са

Таблица 2.10

Сведения о фонде скважин с негерметичными эксплуатационными

колоннами

Производственное ! год

объединение !____

! 1984 ! 1985 ! 1986

Нижневартовскнефтегаз 29 35 42

Юганскнефтегаз 8 6 13

Сургутнефтегаз 21 30 -

Красноленинскнефтегаз 4 2 3

Ноябрьскнефтегаз 4 1 2

Всего по Глазтюмен- 66 74 60

нефтегазу

период от 5 до 10 лет - 48 скважин, а за период от 10 до 15 лет - 20 скважин;

2) смещение концов колонн в осевом и поперечном направлении обусловлено влиянием неустойчивых глин Люлинворской. Березовской. Талицкой свит. Прорыв нагнетаемой'воды через негерметичность 'в колоннах в зоны залегания неустойчивых пород приводит к потере их устойчивости и, 'сак следствие, к смятию обсадных труб;

3) заколонные перетоки при глубинах более 2000 м связаны в основном с нарушением целостности цементного кольца в зат-рубном пространстве.

Анализ причин наруи,оний обсадных колонн в процессе строительства скважин показывает, что 71% случаез нарушений происходит с резьбовыми соединениями. Из них около 90% нарушений возникли в основном в результате действия двух Факторов: отсутствие учета влияния интенсивности искривления при расчете колонн на прочность (502) и поставки труб с отступлением от ГОСТ 632-64 по толщине стенки под резьбой. К другим причинам (10%) относятся поставка труб с муфтами, навинченными на резьбу с перекосом, свинчивание их с перекосом на буровой, наруше-

ние технологии спуска коло:.л и др. Сведения о динамике негерметичности эксплуатационных колонн в процессе строительства скважин приведены в табл. 2.11.

Автором, совместно с сотрудниками ВНИИТнефти, проанализированы основные факторы, влияющие на надежность резьбовых соединений обсадных колонн ( качество поставляемых обсаднчх труб, качество применяемых смазок для герметизации резьб, оптимальные моменты свинчивания обсадных труб и т.д.). Для этих целей разработан и изготовлен стенд по исследованию перечисленных факторов. Результаты исследования показаны на рис.2.3.

На рис. 2.3 приведены зависимости необходимого запаса прочности обсадных труб диаметром 146 и 168 мм на страгивающую нагрузку (кривые 1,2) и показано изменение коэффициента запаса прочности в вертикальных скважинах труб типа ОТТМ и ОТТГ с конической резьбой, а также для аналогичных типоразмеров труб в наклонно направленных скважинах при различной интенсивности искривления стволов (кривые 3.4).

Необходимость расчета прочности резьбовых соединений с учетом изгиба колонн в наклонных скважинах подтверждается анализом аварийности и зарубежным опытом крепления скважин (США).

По результатам анализа причин нарушений целостности эксплуатационных колонн в процессе их строительства и эксплуатации. а также по данным исследований с участием автора рекомендованы следующие меры по повышению эксплуатационной надежности обсадных колонн:

1) ограничивать интенсивность искривления /о величин, при которых принятый запас прочности на растяжение обеспечивает необходимую прочность соединений;

2) расчет обсадных колонн проводить с учетом фактической интенсивности искривления ствола скважин;

3) применять для комплектования колонн наклонно направленных скважин обсадные трубы с трапецеидальной резьбой типа Бэтресс. Батресс с тефлоновым уплотнением, ОТТМ по ГОСТ 632-80:

4) предусматривать в рабочих проектах конструкции скважин обязательное перекрытие интервалов залегания неусто"чивых глин ЛюдшворскоЯ. Березовской, Талицкой свит дополнительной колонной (удлиненной кондуктор).

Таблица 2.11 Результаты анализа скважин с негерметичными эксплуатационными колоннами

! I Количество ¡Количество негёрметичных

! ¡законченных ! скважин

Объединение ! Год !строительст-!__

! I бон скважин ! всего ! %

Нижневартовск- 1981 1716 27 1.6

пефтегаз 1982 1852 21 1.1

(НЕ-НГ) 1983 1894 23 1.5

1984 2428 20 0.8 .

1985 1479 15 1.0

Сургутнефтегаз 1981 1324 8 0.6

(СНГ) 1982 1419 7 0.^

1983 1629 10 0.6

1984 1879 14 0.8

1985 1213 3 0.25

Юганскнефтегаз 1931 908 20 2.2

(ЮНГ) 1982 1036 14 1.3

1983 1047 И 1.0

1984 1138 9 0.8

1985 1164 8 1.1

Ноябрьскнефте- 1981 137 6 ■ 4,4

газ 1982 184 3 1.6

(ИНГ) 1983 333 6 1,8

1984 616 17 2,5

1985 810 27 3.5

Красноленинск- 1981 118 4 3,4

нефтегаз 1982 149 - -

(КЛИП 1983 159 1 2.3

1984 300 4 1.3

1985 356 5 1.3

Всего по Главтюменнефте- 25355 283 1.1

газу (ГТНГ)

Рис.2.3. Зависимость необходимого запаса прочности обсадных труб от интенсивности искривления:

168) мм

соответственно для труб диаметром (146,

по ГОСТ 632-64

то же для труб типа ОТТМ

1,23,4-

2.6.Состояние цементирования наклонно направленных скважин

Крепление наклонно направленных скважин имеет свои особенности. с ростом отклонена. забоев скважин от вертикали (увеличение зенитных углов) увеличивается эксцентриситет колонн бурильных и обсадных труб, сильнее проявляются седимента-ционные процессы в буровых и тампонажных растворах, интенсивнее образуются застойные зоны в скважинах, ухудшаются условия вытеснения промывочной жидкости из затрубного пространства в процессе цементирования обсадных колонн и др. Все это приводит к увеличению гидродинамических нагрузок на горные породы в процессе бурения и крепления скважин.

С начала разработки месторождений Западной Сибири была поставлена задача по подъему тампонажных растворов зг- эксплуатационными колоннами нефтяных скважин на 100 м выше башмака предыдущей колонны.за всеми промежуточными колоннам", а также в газовых скважинах - до устья. Решались эти задачи за счет применения облегченных глиноцементных смесей плотностью 1500-1550 кг/м3 до 80% объема и тампонажным раствором плотностью 1800-1830 кг/м3 - остальное.

Однако решить проблему обеспечения проектной высоты подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами " не удалось (табл. 2.1'2). Ее решение осуществлялось поэтапно, следующим образом:

1) на первом этапе за счет увеличения исходного объема тампонажного раствора. Например исследование кавернометрии скважин, а также промышленные испытания различных объемов тампонажных растворов при цементировании скважин, пробуренных на пласты группы Б Самотлорского месторождения выявили рост средней высоты подъема раствора за колонной (рис. 2.4).

С увеличением объема тампонажного раствора и высоты его подъема увеличилось число скважин, при цементировании которых отмечены поглощения, обусловленные гидроразрывом пластов (табл. 2.13).

2) аэрирование тампонажных растворов. Аэрированные суспензии при их низкой теплопроводности и способности выдерживать высокие перепады давлений не нашли широкого использования при бурении скважин из-за низкой устойчивости и нестабильности системы, "воздух-тампонажный раствор".

Объем тампонажного раствора (VD1), ы1

Рнс. 2.4. Влияние объема тампонажного раствора па высоту подъема его в скважинах Самотлорского месторождения, г.робуренш i на пасгы группы Б ■

Таблица 2.12 Анализ качества цементирования эксплуатационных колонн на Самотлорском месторожд--н:;л

! На пласты Б ! На пласты А !____!__:___

Год ! Подъем ! Подъем 1 Подъем ! Подъем

¡до кровли 1 до башмака ¡до кровли 1 до башмака

¡сеномана 1 кондуктора 1 сеномана 1 кондуктора

1 ! 2*. ! 3 1 4 1 5

1969 10,0 - 60,0 -

1970 53.9 - 100.0 - -

1971 93.1 20.9 96,6 44,8

1972 87.4 32.0 100.0 69,8

1973 93,8 50,3 99.3 75.7

1974 . 98.8 63,7 100,0 88,2

1975 100.0 100,0 100,0 95,5

* - о гр.2-5 подъем тампонажного раствора за эксплуатационными колоннами в процентах от количества пробуренных скважин

Таблица 2.13

Сведения о Фактических объемах тампонажных растворов и гилроразрыве пластов при цементировании скважин на Самотлорском месторождении

! К-во ¡Высота подъема¡Объем там- ¡Наличие гидроразрыва при

!скважин!тампонажно1 о ¡понажного ¡цементировании колонн

Год ! ¡рг.створа, м ¡раствора. !_'

! I ! м3/скв. ! скв. I %

1121 3 I 41-5 ¡6

Скважины на пласты группы "Б"

1969 10 1138 34 1 10.0

1970 .26 1368 .39- 10 38.4

1971 43 1638 58 25 58.4

Продолжение табл.2.13

1 ! 2 ! 3 1 4 ! 5 ! 6

1972 103 1654 72 70 67,0

Скважины на пласты группы "А"

1969 5 933 23 - -

1970 2 1162 32 - -

1971 29 1445 47 1 3.4 .,

1972 76 1545 58 13 17.1

В Главтюменнефтегазе совместно с СибНИИНП и ВНИИКРнефтью в 1979-80 гг. были проведены лабораторные исследования и промышленные испытания аэрированных тампонажных суспензий, устойчивость и стабильность которых обеспечивалась вводом в их состав поверхностно-активных веществ (0П-10, дисольван) и высоко-дисперсних окислов кремния (аэросил, бутоксиаэросил) с удельной поверхностью до 300 мг/г. 'Дополнительная стабильность аэрированных тампонажных растворов достигалась гидравлической активацией суспензии перед закачкой ее в скважину. Техника и технология цементирования скважин с применением аэрированных тампонажных растворов регламентированы Инструкцией по креплению скважин на месторождениях Западне! Сибири (Тюмень-Краснодар, 1979), составленная с участием автора.

Цементирование скважин с применением аэрированных тампонажных суспензий позволило обеспечить проектную высоту подъема их за обсадными колоннами. Широкое промышленной применение данная технология не нашла ввиду сложности технологических операций по аэрированию гампонажных систем и дополнительным требованиям по обеспечению безопасности процесса работы со стороны Госгортехнадзора СССР.

Разработанная технология находит применение, например, при цементировании скважы. в которых произошли гидроразрывы пород и поглощение бурового раствора в процессе бурения либо при спуске обсадных колонн.

Лля обеспечения проектной высота подъема тампонажных растворов за обсадными колоннами наклонно направленных скЕажин вследствие низких градиентов гидроразрыва'пород необходимо использовать тампонажные растворы плотностью 1450-1550 кг/мэ. Используемые для этих целей глиноцементные'растворы имеют высокие реологические показатели, особенно в процессе прокачивания их в затрубном пространстве и образуют цементный камень малой прочности. В результате при цементировании растут гидродинамические сопротивлении, что приводит к гидроразрыву пластов и недоподъему тампонакного раствора до проектной высоты. Низкая прочность камня из гельцементных растворов является одной из причин межпластовых и межкол^нных перетоков флюидов (табл. 2.14).

Таблица 2.14

Сведения об обводненности наклогно направленных скважин (по данным ПО Нижневартовскнефтегеофизика, 1985)

! ! Источники обводнения

I I_

!Количество!Нежпластовые!Прорыв зака-IПодтягива-

Месторождение!исследо-!ванных

перетоки ¡чиваемых ьод!ние подош-! ППД I венных вод

•! СКВ. ! % 1 СКВ. ! % СКВ. %

Покачевское 31 ■ 5 16 2 6 14 45

Ю-Покачевское 5 2 40 1 20 2 40

Нонг-Еганское 5 . 0 0 1 20 2 40

Аганское 10 2 20 1 10 7 70

Ватинское 5 0 0 4 80 1 20

Мыхпайское 20 1 5 8 • 40 10 50

Самотлорское 495 9 2 392 80 48 10

Варьеганское 31 1 3 19 60 10 32

Тагринское 4 0 0 1 25 1 25

Всего 606 20 3 42Р 71 95 16

■4Ü

В этой связи автором совместно с Вагнер Г.Р. и Круглицким H.H. (Институт коллоидной химии и химии воды академии наук Украины) проведены исследования по разработке эффективных це~ ментно-цеолитовых композиций различного назначения с улучшенными (в сравнении с глиноцементными и облегченными цементами) реологическими и физико-механическими свойствами.

3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ II ТЕХНОЛОГИИ С1. ОИТЕЛЬСТВА НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

В данном разделе приводятся сведения о технологиях, технических средствах и материалах для бурения и крепления наклонно направленных скважин на месторождениях Ьападной,Сибири и континентального шельфа юга Вьетнама, в разработке и внедрении которых автор принимал непосредственное участие.

3.1. Разработка КНБК с регул''пуемыми опорно-центрируюцимн элементами на валу и корпусе забойного двигателя и основ методики их расчета

• Автором на базе исследования аналитической модели КНБК предложена и испытана .в промысловых условиях компоновка низа бурильной колонны, включающая забойные двигатели (патент РФ N 031101 от 29.06.94 г.) с опорно-центрирующими элементами на их валу и корпусе (КНБК-ВТ).

При проектировании КНБК-ВТ использован способ исследования компоновки, основанный на ..олучении эмпирических зависимостей, определяющих траекторию скважины (зенитный и азимутальный углы), от параметров КНБК (жесткость, геометрические размеры, расстояние между центраторами и др.).

При проектировании КНБК-ВТ учитывались следующие Факторы:

1) силы сопротивления к реакции стенок скважин при вращении вала турбобура с калибраторами;

2) изменение кривизны (радиус кривизны) на забое скважины;

3) наследственная деформация КНБК в стволе скважины, приобретенная в результате несовершенства формы ствола скважины (пространственная спираль с переменным шагом и радиусом искривления) ;

4) продольные, поперечные и крутильные колебания;

5) поперечные зазоры на калибраторах;

6) размеры удлинителей между калибраторами.

В качестве центраторов на валу-использовались калибраторы типа КП, КЛС различных диаметров и удлинители из сбалансированных 'утяжеленных бурильных труб (УБТС) между ними, позволяющие изменять продольные размеры между опорно-центрирующими элементами (рис. 3.1.).

Сравнительный анализ результатов бурения ^кважин на шельфе юга Вьетнама и' в Западной Сибири с применением различных компоновок низа бурильного инструмента показывает, что стабилизация зенитного угла и азимута наклонно прямолинейных участков скважин может быть достигнута при использовании компоновок типа КНБК-ВТ. Некоторые результаты по изменению а и ф и отклоняющей силы на долоте в процессе бурения скважин на Вать-Еганском и Южно-Сургутском месторождениях с использованием КНБК-ВТ при приведены в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Сведения об интенсивности измене' ш зенитного (1а) и азимутального (1<р) углов при бурении скважин (ПО Юганскнефтегаз)

Номер ! Интервал!Изменение ! 1а, ¡Изменение! 1<р.! Ръ/Рт.

куста и ! бурения,! а. !град ! . «Р. !град!

скважины! м ! град !100м 1 град !100м! кН

328/3561 180-620 12-10,5 -0.3 274-275 0 -0,09/+0, 02

328/6700 40-640 3-3 0 . 180-190 + 1,5 0/+0, 77

234/5792 210-460 9-11 +0,8 353-353 0 +0, 5/+0, 03

142/4471 430-960 10-9, <± 0 318-338 +3.8 0/+2,55

246/880 800-1700 26-16 -1,0 315-305 -1. 0 -0,38/-0,01

338/6068 450-1550 21-10 -1,0 25-35 ' +1,0 -0.5/+0,12

234/5792*>460-1680 11-8 -0,25 353-359 +0,5 -0.25Л.. 06

Примечание: <) скважина 5792 пробурена на Вать-Еганском

месторождении, остальные - на Южно-Сургутском.

Вертикальная (Кв> и горизонтальная (Ег) составляющие перерезывающей силы в верхнем сечении напра^пяющего участка КНБК (аналоп. отклоняющей силы) рассчитаны по формулам, рекомендованным в работах Гулизаде М.М., Кауфман Л.Я., Сушон Л.Я.:

ствола наклонных скважин: а - 1-турбобур ЗТСШ1-95; 2-иал турбобура (ВТ); • 3,5-калибратор 10 КС И 215,9МС(9КП 215.9МСТ); 4-гаситель поперечных колебаний; 6,7-переводник со струйно-волиовым излучателем; 8-долого 215,9 мм. б - I-турбобур ЗТСШ 1-240; 2-вал турбобура (ВТ);

3-переходный переводник МЗ-147/НЗ-152; 4,6-калиб-ратор 8КП295,3 СТ (8КС295.3 С'Г-ВК); 5-гаситель поперечных колебаний; 7,8-переводник со струйно-волиовым излучателем; 9-долото 295,3 мм

la = 20/L (3 cost}! + 8B ■> 57,3 f FB/G + 6a). (3.1)

lip = 20/L slnL(j5 slnip + 0r + 57,3 Fr/G + 6ip), ' (3.2)

где

la. lip - интенсивность изменения a и ip соответственно. град/ЮОм;

L - длина направляющего участка КНБК (от долота до первой точки касания стенки скважины компоновкой КНБК). м;

(5 - угол несоосности, град;

i|j - угол поворота плоскости кзгкГа КНБК под действием реактивного момента турбобура, град;

8В и 9Г - вертикальная и горизонтальная проекции угла поворота оси КНБК у долота, град; f - коэффициент фрезерующей способности долота; G - осевая нагрузка на долото, кН;

5а. бф - компоненты, учитывающие влияние геологических факторов на изменение а и <р, град.

Результаты бурения ряда эксплуатационных скважин в Западной Сибири свидетельствуют об эффективности применения КНБК-ВТ особенно при бурении скважин долотом 295,3 мм. При этом следует учитывать тот Факт, что погрешность инклинометра сопоставима с изменением а и <р в интервалах бурения.

Данные испытаний-КНБК-ВТ (табл. 3.1). позволяют сформировать следующие "ребования к компоновкам для бурения наклонно прямолинейного участка ствола скважин турбинным способом:

1) опорно-центрирующие элементы (калибраторы) в количестве 2-х (3-х) е дополнение к центратору на корпусе шпинделя размещать на валу турбобура на расчетном расстоянии от долота (КНБК-ВТ);

2) применять на валу турбобура гаситель поперечных колебаний и ударных нагрузок (удлинители из УБТС);

3) поперечный размер ОЦЭ не должен отличаться от диаметра скважины на величину более 4 мм.

3.2. Разработка облегченных тампонажных материалов на базе природных цеолитов

Цеолиты - это группа нерастворимых гидроалюмосиликатов щелочных и щелочноземельных металлов, обладающая способностью обменивать компоненты обменного комплекса под воздействием солевых растворов. При затворении водой цеолиты не твердеют, однако они содержат значительное количество активного вещества, способного вступать во взаимодействие с гидроксилм кальция с образованием труднорастворимых продуктов реакций. Гидроксид кальция воздействует на цеолиты более эфективно чем на пуццоланы. Таким образом цеолитовые породы способны связывать гидроксид кальции, однако при этом разрушается их структура, в результате чего кремнеземы и глиноземы, соединяясь с гидрокси-дом кальция, образуют гидравлические вяжущие соединения.

При взаимодействии с портландцементом цеолитовые породы ускоряют процесс гидролиза и гидратации портландцемента и изменяют физико-химические и механические свойства. С целью замены глинспорошка как добавки к тамгонажным цементам, проведена работа по изучению влияния Цеолитовой породы на фйзико-ме-ханическ..е свойства и фазовый состав тампонакного портландцемента. Исследуемым материалом являлся тампонажный портландцемент Здолбуноьского цементного завода и цеолитовая порода Закарпатского месторождения. Характеристики материалов приведены в табл. 3.2-3.3.

Таблица 3.2 Химический состав сырьевых материалов

Наименование сырьевого материала

Оксиды. %

310г!А1гОз!ГегОз!СаО!НяО! {?г0!810з !Нг0!п.п.п.

Клинкер Здолбунов- 21,0 4.18 3.0 68,0 2,09 0,95 0,51 - 0.27 ского цемента?» о .

завода . •

Цеолитовая ' 66,88 11,6 1,3 1,98 1.21 6.6 0,51 6.92 -порода Закарпатского месторождения •_

Таблица 3.3 Минералогический состав сырьевых материалов

Минералы, %

Наименование

сырьевого ! ! !клинопти-! !глинис-

материала СзБ ! СгБ С3А ! С4АР I лслит !кварцма-

! ! ! ! !териал

Клинкер Здол- 58; 0 21.0 6.0 12,0 -

буновского

цементного

завода

Цеолитовая _ - - - 60,77 5,0 10,2

порода Закар-

патского мес-

торождения

Тампонажные смеси готовили с различным содержанием цеоли-товой породы (от 10 до 30% по массе). Водоцементное отношение было принято равным 0,5, при этом растекаемость раствора составляла 18-20 см. то есть консистенция раствора отвечала технологическим требованиям к тампонажному раствору по ГОСТ 1581-91. Образцы-балочки твердели при температуре 20-25"С, а также при температуре -175°С и давлении 0,8 МПа.

В табл.3.4 и 3.5 приведены физико-механические свойства образцов тампонажного портландцемента с добавкой цеолитовой породы, твердевших при температуре 20-25°С.

Цеолитовая -орода увеличивает коррозионную стойкость цементного камня. Наибольшее увеличение стойкости получено при введении 10% цеолитовой породы (табл. 3.6).

Таким образ м. введение в тампонажный раствор цеолитовой породы приводит к значительному изменению его физико-механических свойств, что обусловлено особенностями фазового состава формирующегося камня. Фазовый состав продуктов твердения тампонажного портландцемента без добавок и с добавками цеолитовой породы изучали,с помощью рентгенофазового и электронно-микрос-

Таблица 3.4

Влияние добавки цеолитовой породы на прочность тампонажного камня, твердевшего при температуре 22°С

Состав раствора. ¡Сроки схватывания, ¡Предел прочности

' % масс. ! Ч! -мин. ¡через 28 сут., МПа г

портланд- [цёолитовая ! начало конец ! ' при ! При

цемент ! порода ! ! изгибе ! сжатии

100 - 4-00 11-10 2.7 51

90 10 4-40 12-05 2.9 52

80 20 5-45 14-15 2.2 40

70 30 6-35 16-40 2.2 - 30

Таблица -3.5

Влияние добавок цеолитовой пород1 на.прочность тампонажного камня, твердевшего при температуре 175°С и давлении 0,8 МПа

Состав раствора, ¡Предел прочности

% масс. ¡через. МПа __!__

портланд- ¡цёолитовая! при ! при

цемент ! порога ! изгибе ! сжатии

100 - 2.8 32

90 10 3.2 37

80 20 2.2 26

70 30 2.2 21

конического анализов.

Результаты исследований' позволяют констатировать следующее:

1) введение в состав тампонажных растворов цеолитовой породы является целесообразным;

2) оптимальное количество цеолитовой породы составляет 10% (масс.);

3) установлено, что составляющие цеолитовой породы связывают гидроксид кальция с образованием, низкоосновкых гидроси-

Таблица 3.6

Влияние добавки цеолитовой породы на коррозионную стойкость тампонажного раствора

! Предел прочности после твер- ! Состав раствора, ! дения в течении 1 года МПа !

% масс. !__■____!КоэФфи-

__! в воде !"в морской воде"!циент

портланд- ! цеолитовая! при ! при (стойкости

цемент ! порода I__!____!

! !изгибе I сжатии!изгибе ! сжатии !

Твердение тампонажного раствора при температуре 20-25°С

100 - 4.9 40 4.7 38 0.96

90 10 6.0 68 6,4 72 1,07

80 20 .5,6 49 5,8 52 1,04

70 30 5.1 46 5,3 49 1,04 Твердение тампонажного раствора при температуре 175°С

и давлении 0.8 МПа

100 - 2,8 32 2.2 30 0.80

90 10 3.2 42 3,6 46 1,12

80 20 2.8 34 3.1'' 40 1.10

70 30 2.4 30. 2.8 34 1.08

ликатов кальция, что способствует повышению коррозионной стойкости цементного камня;

4) цеолитовая порода способствует созданию тонкодисперсной микроструктуры цемен.ног'о камня, что увеличивает его механическую прочно ть и повышает изолирующие свойства камня.

Доказана экономическая целесообразность и. технологическая эффективность применения природных клиноптилолитовых модифицированных . ведением ПАВ цеолитов (при помоле) в облегченных. безусадочных и коррозионно-стойких тампонажных составах.

Пример лабораторного изучения свойств тампонажного раствора. .

. . Г^говится смесь из 402 г тампонажного цемента (Стерлита-

макского или Вольского заводов) и 146 г сухого порошка гидро-фобизированной горной породы с гранулометрическим составом: размеры частиц от 1 до 15 мкм - 35%; от 15 до 30 мкм - 45%; от 30 до 80 мкм - 20%.

Приготовленная смесь затворяется в 452 г воды. Полученный тампонажный раствор и камень имеют следующие свойства: плотность раствора 1510 кг/мэ; растекаемость 21 см; вязкость 2,6 П; водоотстой 0,4%; водоотдача 40 см3 за 5,2 мин; начало схватывания при 75°С - 2 ч 55 мин; конец схватывания -4ч; концентрация при 22°С 0,40 см2/100 см3 и при 75°С 1.17 см3/100 „ см3; прочность на изгиб при 22сС через 2 и 28 суток соответственно 1.3 и 4,4 МПа; при 7й°С - 2,5 и 4.6 МПа.

В качеств гидрофобизатора использован этоний в количестве 0.001% (% массовый в пересчете на сухое вещество).

Определение граничных значений гранулометрического состава гидрофобизированного клиноптилолитоглинистого порошка проводилось на тампонажном растворе, содержащем, мас.% на сухое вещество: цемент - 40,2; гидрофобизированная клиноптилолитог-линистая порода (гидрофобизатор - 0,001%, этония) - 14; вода -4К,8. Гранулометрический состав определялся ситовым анализом (сито 0^3).

Для измерения размеров частиц и весового количества фракций использовались - электронный и отражательный микроскопы (УЭВМ-100К и НеоГо1-2), счетчик Культер ТА-2 (диаметры отверстия 100 мкм) и торсионные весы.

■ Получены следующие результаты: частиц от 1 до 5 мкм -13%; от 5 до 10 мкм - 18%; от 10 до 20 мкм - 30%; от 20 до 30 мк;., - 25%: от 30 до 50 мкм - 10%; от 50 до 80 мкм - 4%.

При таком весовом соотношении фракция с размерами частиц от 1 до 5 мкм составляет более 85% от общего количества частиц. находящихся в единице объема, и поэтому оказывает наибольшее влияние на водоудерживающую способность тампонажного раствора (табл. 3.7).

. Приведенные результаты свидетельствуют о целесообразности замены цементно-глинистых гампонажт& растворов, пример "емые в соответствии с рабочими проектами при строительстве наклонно направленных скважин, на цементно-цеолитово-глинистые (сравнительные результаты исследований приведены в табл. 3.8).

Таблица 3.7 Технологические показатели облегченного цементно-цеолитового раствора

! Гранулометри- ! ! ! !

ческий состав I I | !Водо-

! I ! (Водо- 'отда-

Номер!фрак- (содер- !Плотность, !Растекае- ВязкоЬть, Ютс- на.

сос- !ция. жание ! КГ/М3 !мость. п !той. ! СМ3

тава ! мкм ¡фрак- ! ! см ! % !за 30

! ции, 55 ! ! ! 1мин

1 1-15 30 1500 23 2,0 4,0 2.6

15-30 10

30-80 60

2 1-15 35 . 1490 21 2.7 0.5 5,8

15-30 45

30-80 20

3 1-15 50 1490 20 3,0 0 7,5

15-30 36

30-80 14

Реологические показатели облегченного цементно-цеолитового

раствора

! Состав, % масо. ! ! ! Шласти-! I

Но- !___!Плот- !Расте-!Вяз- !ческая ! !

мер ! ! ! !ность,!кае- !кость.!проч- ! Р„. 1Водоот-

сос-!цемент(порода!вода!кг/м3 !мость.! П !ность ! дин Ютой,

тава! ! ! I ! см ! ! (Ри), ! смг ! %

i ! ! ! .1 ! - 1дин/см2! !

1 ! 2 13 I 4 ! 5 ! 6! 7 1-8 19! 10

1 41,5 1 12,0 46,5 1500 25 1/6 300 12 2.5

2 41,0 ' 13,0 46,0 1500 24' 1 7 .347 13 1.0

3 .37,5 13,5 49,0 1450 25 1.4 286 8 1.8

4 31,5 21.1 47,3 1470 24 1.5 509 14 1.5

5 30,0 23,0 47,0 1460 25 1.5 600 11 1.4

Продолжение табл.3.7

1 ! 2 ! 3 I 4 I 5 ! 6 ! 7 ! 8 ! 9 ! 10

<? , 36.0 19,0 45,0 1550 21 3 810 16 0.2

7 38,0 20,0 44,0 1590 20 8 1030 21 0

8 41,0 23,0 36,0 1660 16 12 5037 49 0

9 41.5 23,5 35,0 1680 12 15 •6790 54 0

Таблица 3.8 Сравнительная характеристика облегченных ценентно-глинисшх и цементно-цеолитовых тампонажных растворов

(Состав раствора. % масс.! ! (Контракция,

Но- !__!Плот- ! 'см3/100см3 при,

мер ! ! ! ! !ност 'Вязкость.' 1°С

'сос-!цемент!глина!модиф. !вод'а!кг/м3 ! П3 !___

тава! ! ! ! ! ! ! 22 ! 75

1 ! 2 ! 3 ! 4 ! 5 ! 6 ! 7 ! 8 ! 9

1 40.2 9.0 2 40,9 1.0 0 58,8 1520 9.0 12 46.1 1510 2,1 2.04 4,49 0,42 1,18

Окончание табл.3.8

Предел прочности при изгибе. (МПа). при Т °С, через

22 ! 75

2 сут ! 28 сут ! ! 6 мес ! 1 год! 2 сут! 28 сут! 1 год! 2 года

10 ! И 1 1 12 1 13 ! 14 ! 15 ! • 16 ! V!

0.7 2.0 1.1 .2,4 - 3,4 5.0 1,6 2,8 .. 4,8 6,0 2,3 3,6 2,9 3.24,2 4.4

Рекомендуется использовать цеолито-глинистую естественного происхождения горную породу с содержанием клиноптилолита 50-60% и монтмориллонита до 30% тонкого.помола в присутствии ПАВ со следующим гранулометрическим составом: фракция от 1 до 15 мкм 'до 40%, фракция от 15 до 30 мкм до 40%, фракция от 30 до 80 мкм до 20%. С целью снижения водоотделения и уменьшения, плотности раствора до 1400 кг/м3 рекомендуется вводить чалые добавки аэросилоз, асбеста, диатомита и затворять цементно-це-олитовую смесь на суспензиях соответствующих коллоидно-дисперсных кремнеземов.

Опытно-промышленные партии природных цеолитов (до 500 т) применялись при цементировании скважин на месторождениях ПО' Юганскнефтегаз и Сургутнефтегаз.

Таким образом приведенные исследования и промышленные ис-. пытания рекомендуемых составов тампонажных систем позволяют сделать следующие выводы:

1) для повышения прочности тампонажного материала, отличающегося низкой проницаемостью и повышенной термосолестойко стью, целесообразно использовать природную или модифицированную цеолитовую горную породу с высоким содержанием клиноптилолита низкой дисперсности при концентрациях ьвода от 8 до 25%;

2) рекомедуется заменить цементно-глинистые тампонажные растворы на цементно-цеолитовае при цементировании, обсадных колонн в наклонно направленных скважинах;

3) цеолиты могут быть использованы для получения гидрофобных саморасширяющихся (выделение водорода) водонепроницаемых, медленнотвердеющих тампонажных растворов для ликвидации поглощений при бурении и креплении скважин (плотность раствора, 1050-1100 кг/м3, растекаемость 5-8 см).

3.3. Технологии управляемой кольматации пород и технических средств для ее реализации

Применяемый в настоящее время при вскрытии проницаемых пластов метод струйной кольматации, разработанный Мавлютовым М. Р., Кузнецовым Ю.С., Поляковым В.Н.. Галиакбаровым.'В.Ф. и др.., .реализуется за счет воздействия на пласт струями бурового раствора, то .есть создается кольматационный экран из частиц

дисперсной фазы. Это позволяет решать задачу снижения степени загрязненности продуктивных горизонтов фильтратом'бурового и тампснажного растворов, но не решает проблемы обеспечения герметичности контактной зоны "цементный камень-горная порода".

Объясняется это, в основном, отсутствием надежного контакта между цементным камнем и глинистой коркой на стенках скважины.

Наиболее частно применяемые способы цементирования скважин, при которых глинистая корка со стенок стр -г удаляется различными видами буферных жидкостей, с последующим созданием на стенках скважины цементной корки, имеют существенные недостатки. Так, при принятых скоростях потока в заколоннок пространстве 1-3 м/с. отмыв глинистой корки происходит неполностью, что препятствует созданию прочного контакта цементного камня с горной породой.

При этом уменьшается диаметр скважины, а корка разрушаясь смешивается с тампонажным раствором, что приводит к росту гидравлических сопротивлений в заколонном пространстве, недо-подъему гильцементного раствора и низкому качеству разобщения

пл'.стов.

На кафедре бурения неф/яных и газовых скважин ТюмГНГУ Кузнецовым Ю. С., Овчинниковым В. П., Зозулей Г. П. и автором разработаны устройства для обработки стенок скважин и предложен башмак обсадной колонны, при применении которых формирование кольматационного экрана в приствс ъной части проницаемого пласта происходит из частиц, родственных тампонажному раствору, участвующих в структурообпазовании в контактной зоне. К так„м материалам относятся I емнеземосодержащие, известьсодер-жащие вещества, цеолиты и цементы.

По предлагаемой технологии рекомендуется при подготовке ствола скважины к креплению ьрокачивать суспензию через вихревое кольматационное устройство, встроенное в компоновку низа бурильной колонны (КНБК) с целью формирования кольматационного экрана из цементных частиц.

Технология работ при .^том предусматривает осущест!ление процесса кольматации как в процессе бурения, так и при подготовке к креплению ствола скважин.

В КНБК над долотом устанавливается устройство, генерирую-

щее кавитационные колебания. Обработка ствола скважины осуществляется на длину ведущей трубы прокачиванием цементно-вод-ной суспензии, стабилизированной полимерными добавками (ПАА, КМЦ, Гипан). Далее наращивается бурильный инструмент и аналогично Прорабатываются следующие интервалы.

При необходимости гидровихревая насадка встраивается в тело башмака обсадной колонны. Башмак обсадной колонны (рис. 3.2) состоит из полого корпуса 1 с присоединительными резьбами 2. Внизу к корпусу крепится направляющая насадка 3 с центральными 4 и бс..овыми 5 отверстиями. Сверху к корпусу присоединяется переводник 6 с центральным каналом 7. В переводнике 6 горизонтально установлена насадка 8 вихревого, двухсоплового излучателя с щелевидными, тангенциальными входными отверстиями 9 в камеру 10 и диффузорами и. Насадка 8 закреплена в С1енках переводника 6 прижьмными гайками 12 с конусной выточкой 13- и уплотнена кольцами 14.

Под прижимными гайками 12 по образующей к корпусу 1 крепятся центрирующие планки 15 в форме полуцилиндров 16, с концевыми поверхностями сфер 17. В процессе спуска центрирующие планки 15 предупреждают непосредственный контакт прижимных гаек 12 со стенками скважины и забивку.насадки 8 фильтрационной коркой.

В процессе профилактических промывок и при цементировании часть жидкости через встречно-направленное потоку тангенциально-щелевое отверстие 9 поступает в цилиндрический канал вихревой камеры, где получает ускоренно-вращательное движение.

При этом в центре камеры формируется разряженная зона -кавитационная полость, заполненная парогазовой фазой. На выходе из диффузора И в ^оне повышенного давления происходит схлопывание пучрьков и осуществляется генерирование высокочастотных импульсов давления.

Использование предлагаемого способа цементирования скважин обеспечивает, по сравнению с существующими способами, следующие преимущества:

1) снижение проницаемости приствольной части скважины за счет заполнения поровых каналов горной породы цементными частицами;

Рис. 3.2. Башмак обсадной колонны

2) активация тампонажных растворов, что позволит уменьшить водоотделение из цементного раствора и повысить прочность формируемого камня; •

3) повышение прочности породы к гидравлическому разрыву и, как ' следствие, подъем тампонажных растворов до проектной высоты;

4) отсутствие глинистой корки и повышение сродства тампо-нажного цемента с материалом, заполняющим поровое пространство пород, что обеспечивает высокую степень сцеп пения тампонажного камня с горной породой.

Все это позволяет обеспечить герметичность заколонного пространства как по цементному камню, "эк и по контакту "цементный камень-горная порода", что исключает межпластовые перетоки и обеспечивает охрану недр и окружающей среды.

На базе теоре1ических предпосылок в ЦБПО АО Юганскнефтегаз изготовлены опытно-промышленные образцы вихревых гидродинамических преобразователей башмаков обсадных колонн (ВГП-БК), разработана и утверждена нормативная документация на их применение (Т'З. программы и методики испытаний, стандарт объединения) .

Стендовые исследования ВГП-БК проведены на экспериментальной установке, изготовленной в Мамонтовском УБР. Амплитудно-частотные характеристики измерялись пъезодатчиками давления типа ЛХ-604 и ЛХ-680. а запись сигнала осуществлялась 4-х канальным магнитографом ТУРС 2034 фирмы Брюль и Кьер. Исследования выявили наличие двух частотных спектров колебаний: первый - в интервалах 200-2000 Гц. второй - 12-16 КГц. При этом установлено, что практический интерес представляет интервал низких частот, так как амплитуды колебаний в этой области на порядок выше.

Исследования свойств тампонажного раствора, обработанного с помощью ВГП-БК, выявили увеличение прочности формируемого камня на 25-30Г. при этом произошло сокращение сроков схватывания на 18-20%.

Таким образом, проведенные стендовые испытания подтвердили теоретические предпосылки, целесообразность применения и работоспособность предложенной конструкции ВГП-БК.

Промысловые испытания разработанной технологии проведены

в Мамонтовском УЗР по Юганскнефтегаз. Технология цементирования не отличалась от принятой в'УБР. В табл. 3.9 приведены результаты по скважине N 986 (куст 33) Петелинской площади, где производился полный комплекс геофизических исследований с замерами аккустической цементометрии через 12. 20 и 24 часа после цементирования.

Цементировалась 146 мм эксплуатационная колонна. В процессе бурения вскрытие продуктивного горизонта осуществлялось на глинистом растворе плотностью 1180 кг/м3, услогчая вязкость которого по СПВ-5 составила 26 с, фильтратоотдача -5.5 см3/30 мин. пластовое давление при этом 24 МПа, температура на забое - 69°С, пласт представлен слабосцементированным песчаником.

Интервал продуктивного горизонта и ствола скважины на высоту 500 м от забоя цементировался тампонажным раствором на основе портландцемента, а вышележащий интервал - глиноцемент-ным раствором плотностью 1490 кг/м3. Закачивание тампонажного раствора производилось: гельцемег"ного - тремя ЦА-320М с суммарной производительностью 0,036 м3/с, бездобавочного тампонажного. цемента - одним агрегатом производительностью 0,012 м?/с.

Полученные по скважине 1ч 986 данные свидетельствуют о положительном елиянии предлагаемой технологии и технических средств на качество разобщения продуктивных горизонтов. Принято решение о их повсеместном внедрении на месторождениях, в том числе с близко расположенными неф.лводогазовыми горизонтами.

3.4. Методика оценки к чества крепления наклонно направленных скважин

Качество крепления нефтяных и газовых скважин в настоящее время оценивается практически по трем показателям: степени герметичности обсадных колонн, высоте подъема тампонажного раствора за ними и состоянию контакта цементного камня в зат-рубном пространстве. Однако, многие важные показатели качества крепи такие как надежность, технологичность, экологичпость и ряд других, не учитываются. Это обстоятельство затрудняет анализ и оценку влияния применяемых технических средств и технологических процессов на формирование качества крепи скважин.

Таблица 3.9

Результаты интерпретации данных УЗБА по скважинам N 986, 979 (куст Петелинской площади)

Интервал, м

Бремя проведения замеров после цементирования, ч.

--!-

986

979

"через-!5 I через 20 1 через 24"

Характер сцепления (и/7.)

1через 112

отсут. 1част. 1сш1ош. 1 отсут. 1част. сплош. 1отсут.1част. сплош. 1отсут. чзст. сплош.

0-500 440,4 12,6 - 431,2 12,4 _ _ 6.2 131,0 287,8

97,2 2,8 97,1 2,9 1,8 31,8 66,4 и, о 463,8

50С-1000 300,2 191,0 8,8 184,2 274,0 41,8 - - - 36,2

60,0 38,2 1.8 36,8 54.8 8,4 7,2 92,8

1000-1500 29,2 447,0 23,8 14,2 413,0 72,8 - ' - - - 61,6 438,4

5,8 89,4 5,8 2,8 82,6 14,0 12,3 87,4

1500-2000 24,2 406,0 69,8 21,4 170,6 308,0 - . - - 105,2 394,8

4,8 81,2 13,9 4,3 34,1 61,6 • 21,4 78,6 -

2000-2500 - 160.4 339,6 - 135,8 394,2 2.2 82,6 415,2 - 203,6 296,4

32,8 67,2 21,2 78,8 0,04 16,5 83,4 40,72 59,28

2500-2570 25,8 42,0 41,2 5,8 5,0 7,0 66,0 93,0 2,6 4,0 68,4 96,0 — — -

2500-2550 1.6 3,2 48,4 .96,8

Первые организационные и научно-исследовательские работы по созданию методических основ комплексной оценки качества крепи скважин были начаты в Главтюменнефтегазе и ВНИИКРнефти в начале 1983 года и ориентировались на создание руководящих документов по оценке уровня качества крепи наклонно направленных скважин в Западной Сибири.

Наиболее широко распространено мнение о'том, что качество крепи обеспечивается при условии соблюдения проектной технологии крепления скважин. Однако, на стадии разработки проблемы оценки уровня качества крепи наклонно направленных скважин установлено, что более полно суть проблемы отражает определение, согласно которому качество крепи определяется совокупностью свойств горной выработки как технологического сооружения, эксплуатирующегося определенное время в заданных условиях с учетом затрат труда и времени на его сооружение, а также степени загрязнения недр и земной поверхности при его эксплуатации. В связи с этим имеется целый ряд экс-омических, организационных и социальных аспектов, требующих установления единого количественного показателя качества, крепи, достоверно отражающего качество объекта.

Одним из основных принципов, на котором основана количественная оценка качества крепи, является_упорядоченная многоуровневая иерархическая структура свойств объекта.

На рис. 3.2. представлена разработанная схема иерархической структуры показателей качества крепи наклонно направленных нефтяных и газовых скважин, из которой следует, что в число групповых показателей оценки качества крепи включены показате-•ли назначения, надежности, ' эхнологичности и экологичности.

Остальные рекомендуемые показатели (экономические, эсте-"тические, патентно-правовые, транспортабельности, унификации и безопасности).применительно 'к специфическим условиям крепи неприемлемы и малоэффективны.

Группа показателей назначения характеризует важнейшие свойства щэепи., обеспечивающие ее функционирование по назначению и определяющие область и условий ее эксплуатации. Поэтому , составляющие эту группу подгруппы показателей (классификационные, функциональные.и технической эффективности, конструктивные., составы и структуры), играют основную роль в оценке качест-

1.1.1 .Прочность колонны при воздействии наружного давления Т 1.3.7.0снащйнность колонны турбулизаторами ц

1.1.2.Прочность колонны при воздействии внутреннего давления Т 1.З.Й.Оснащенность колонны пакерами ц

1

11.1.3.Изнашиваемость колонны Т| 1.4.1.Структура цементного раствора Ц |

-

1.1.4.Ударчзя стойкость цементного камня Ц 1.4.2.Компонентный состаг. цементного раЬтвора ц

1.1.5Коррозиогная стойкость цементного камня Ц 2.1.1.Наработка на отказ ЦТ

11.1.б.Прочность цементного камня Ц 12.1.2 Средняя наработка на отказ ЦТ 1

1.2.1 .Пропускная способность колонны т 2.2.1 .Средний срок службы до списания т ц

11.2.2.Гермел'Чность колонны т| 2.3.1.Средняя трудоемкость ремонта .ТЦ |

; 1.2.3.Степень изоляции пластов тц| 2.4.1 .Срок сохраняемости ЦТ 1

1.2.4,Осевая деформационная устойчивость колонны т 3.1.1 .Трудоемкость ЦТ

!.2.5.Степень центрирования колонны ц| 3.2.1 .Металлоемкость Т 1

1.2.6.Интенсивность искривления ствола скважины тц 3.2.2.Расход цемента ц

1.2.7.Кавернозность ствола скважины Ц 1 3.2.3.Расход глннопорошка ц 1

1.3.1 .Совершенство обвязки колонн т| З.З.З.Себестоимость ЦТ 1

1.3.2.Совершенство рабочих соединений труб т 4.(.Степень межколонных перетоков ЦТ

1-З.З.Высота подье! и цемента Ц 4.2.Степень межпластовых перетоков ЦТ

1.3.4.Высота цементного стакана Ц

/

1.3.5.0снащенность колонны центраторами ц

1.3.6.0сна'щенность колонны скребками ц

Риб. 3.2. Показатели качества крепи (единичные): Ц- связанные с цементированием, Т- связанные с трубами

ва крепи и используются как критерии оптимизации при проектировании и сроружении скважины. Единичные показатели перечисленных- подгрупп характеризуют такие основные свойства крепи, как сопротивляемость действующим знакопеременным нагрузкам, ее техническое совершенство для геолого-технических условий бурения и др.

Исключительно важные показатели комплексной оценки и технического уровня сформированной крепи - показатели надежности.

Исходя из того, что крепь - восстанавливаемое изделие с непрерывным режимом эксплуатации, ее надежность характеризуется показателями безотказности, долговечности, ремонтопригодности и сохраняемости. Для оценки этого важного свойства Глав-тюменнефтегазоы и ВНИИКРнефтью разработан руководящий- документ Методика оценки качества крепления скважин на месторождениях ■ Западной Сибири, РД/РХ-0147009-002-85.

Учет экологических показателей должен предотвратить бесконтрольный выброс в окружающую среду технологических жидкостей при строительстве скважин, повысить требования к качеству разобщения пластов.

•" ' Используя принцип построения дерева свойств, а также ме-,тод последовательного расчленения показателей, была построена схема комплексной оценки качества крепи скважин и определены ее интегральные показатели. Количественная оценка показателей ■ качества крепи определена по методу X. С.Харингтона, позволяющего численно рассчитать показатели качества и преобразовать измеряемые значения свойств крепи Хц в безразмерную шкалу желательности с11.

В наклонно направлен!: ж скважинах в такую шкалу преобразовываются измеряемые параметры единичных показателей крепи.

Выбранная шкала имеет следующие градации: : 0 < (И < 0,2 - очень плохое качество; ' ' 0.2 < <31 < 0,37 - плохое качество;

■ 0,37 < <31 < 0,63 - удовлетворительное качество; « ... .0,63 <'<31 <0,8 - хорошее качество;

0.8 < <11. < 1,0 - отличное качбство.

Для установления соответствия между измеряемыми значекия-:-.ми,свойств и их желательности.(значения единичных показателей) • были выбраны следующие функции:

для показателей с односторонним ограничением

(31 = ехр [-ехр(а+ЬХ1)} (3.3)

для показателей с двухсторонним ограничением

' ' Л = ехр [-|2 XI - К /ш|п] (3.4)

Значения коэффициентов в формулах (3.3. 3.4) определялись путем назначения базовых уровней качества экспертным путем.

Средни^! величины (11 определялись методом "свертки" нижестоящих показателей в комплексные вышестоящие, что обеспечивает высокую чувствительность интегрального показателя качества крепи к колебаниям величин единичных показателей.

На основании предложенных принципов ВИИИКРнефтью в дальнейшем создана Методика оценки качества крепления скважин на месторождениях Западной Сибири - РД 39-4-1252-85 и пакет прикладных программ для расчета требуемых показателей. , Методика апробирована в условиях АО Сургутнефтегаз.

Исследования по комплексной оценке качества крепи наклонно направленных скважин и анализ результатов их внедрения позволили установить, что существующий порядок проектирования строительства скважин, когда задание на проектирование выдается территориальным научно-исследовательским и проектным подразделениям с учетом требований заказчика (НГДУ) в целом не обеспечивает ввода скважин с высокой эксплуатационной надежностью (наработкой на отказ, ресурсом до капитального ремонта, проектным дебитом и др.).

В настоящее время на балансе практически всех НГДУ имеется большое количество с..важин, которые не обеспечивают проектный уровень дСччи и прочность которых нарушена из-за межко-ло'нных проявлений, негерметичности и смятия колонн, отсутствия притока, обводненности и др.

Анализ за, зний на проектирование строительства скважин позволяет выявить следующие основополагающие факторы, снижающие уровень проектирования строительства скважин:

1) • не регламентированы показатели надежности конструкций и. качества их строительства , а также их технологичности;

2) не предусмотрена периодическая диагностика состояния

систем "скважина-скважинное оборудование";

3) проектные организации не в должной мере проводят оценку технологического состояния и степени надежности пробуренного Фонда скважин, с целью уточнения основных требований к конструкциям новых скважин при формировании задач рабочего.

Рабочий проект на строительство скважин должен регламентировать номенклатуру показателей надежности для системы "скважина-скважинное оборудование", включающие коэффициент готовности. наработки на отказ, технического ресурса и других, предусмотренных Руководством по определению показателей надежности работы скважин, ВНИИ и РД/РХ-0147009-002-85 Методикой оценки качества крепления скважин на месторождениях Западной Сибири. При решении специфических задач в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений должно учитываться следующее:

1) возможность полного извлечения проектного объема нефти, газа или обеспечения закачки в пласт расчетного объема воды или других агентов ППД;

2) надежная изоляция непродуктивных горизонтов от разрабатываемых;

3) возможность наиболее полного вовлечения пласта в разработку л данной скважине и зозврата на выше- или нижележащие горизонты;

4) пригодность для совместной или раздельной 'добычи нефти, газа из пластов или закачки в них агентов*.

5) обеспечение и поддержание высс^ой продуктивности путем проведения различных методов обработки призабойной зоны;

. 6) доступность применения в скважине различных способов доСачи нефти:

7) способность конструкции к бурению дополнительного ствола вплоть до.горизонтального и переводу в другие категории

8) обеспечение требований по охране недр и окружающей среды.

Наряду с этим, проект должен предусматривать систему контроля качества строительства и диагностики технического состояния -скважин в процессе их эксплуатации, авторский надзор при строительстве и независимую, экспертизу проектной документации.

4. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. Вступление большого числа месторождений Западной Сибири с позднюю стадию разработки, ввод в эксплуатацию преимущественно низкопродуктивных залежей, усложнение технологий разработки в связи с реализацией задач по повышению извлечения нефти и газа из недр, наличие на балансе нефтсгазодобывающи" объединений большого числа скважин, требующих капитального ремонта по причине сложных аварий с глубиннонасосгчм оборудованием, негерметичности и смещения колонн в незацементированной части ствола, межпластовых перетоков и обводненности продукции, а также направления энергетической политик.; Российской Федерации по внедрению энергосберегающих и экологически чистых- технологий обусловили необходимость разработки и реализации новых технических средств и технологических процесов, направленных на повышение качества строительства и эксплуатационной надежности скважнн. Решение проблемы повышения качества строительства наклонно направленных скважин достигается в основном на этапе выполнения проектного профиля в процессе бурения и при креплении их обсадными колоннами.

2.В результате проведения теоретических и промысловых исследований, а также анализа промысловой информации по бурению и эксплуатации наклонно направленных скважин, установлено, что:

1)превышение проектных значений интенсивности искривления и максимальных зенитных углов, а также пространственное искривление ствола приводят к снижению межремонтного периода работы штанговых насосов на 38-43%: при максимальных зенитных углах более 30° все операции по спуско-подъему электроцентробежных насосов приводят к выходу из строя кабеля: удельный расход газа при газлифтной эксплуатации наклонных скважин с зенитным углом более 40° в 1,78 раза больше расхода ею для аналогичной вертикальной скважины и др.;

2)при выполнении в процессе бурения'проектного профиля отвола имеет место превышение максимального зенитного угла до 12°, допустимой интенсивности искривления в интервалах работы глубиннонасосного оборудования в более чем 28% скважин, пространственное искривление - в более 30% скважин;

3)применяемое компоновки ниса бурильной колонны с одним центратором на корпусе турбобура для бурения наклонно прямолинейного участка ствола не обеспечивают стабилизацию его по зенитному и азимутальному углам; доказано несовершенство существующих методик расчета компоновок, особенно рабочих для оперативного расчета КНБК на буровой;

4)причиной негерметичности и разрушения (срыва) резьбовых соединений обсадных колонн в процессе их строительства и эксплуатации является массовое использование труб с треугольной резьбой по ГОСТ 632-64 с отклонениями толщины стенки под резьбой, применения методик расчета прочности резьбовых соединений без учета их изгиба, отсутствие обсадной колонны (кондуктора) в интервале неустойчивых пород люлинворской, березовской и та-лицкой свит;

5)применяемые облегченные глиноцементные■ тампонажные растворы плотностью 1480-1550 кг/м3 для цементирования эксплуатационных колонн наклонных скважк" не обеспечивают проектной высоты подъема тампонажных растворов в затрубном пространстве и качественное разобщение пластов;

6)существующий порядок проектирования строительства скважин. когда задание на проектирование выдается с учетом требований заказчика - НГДУ, не обеспечивает ввода скважин с высокой эксплуатационной надежностью (проектный дебит, наработка на отказ, ресурс до капитального ремонта и др.); не приводится авторский надзор в процессе эксплуатаг, :и скважин и независимая экспертиза разрабатываемых рабочих проектов.

3. Основные принципы выбора и проектирования КНБК, обеспечивающие реализацию проектных профилей, заключаются в использовании критерия оптимизации компоновки - равенства нулю поперечной силы на долоте и угла поворота долота относительно оси скважины при обеспечении нечувствительности ее к колебаниям/ осевой нагрузки и изменения номинального диаметра ствола сква-

. кины.

4.Разработана рабочая методика . оперативного расчета на ПЭВМ компоновки низа бурильной колонны. ;

5. Создана конструкция КНБК-8Т с опорно-центрирующими элементами, на валу и корпусе забойного двигателя для стабилизации •зенитного угла и азимута наклонно прямолинейных участков ^ква-

жин.

6.Рекомендовано расчет прочности резьбовых соединений обсадных колонн производить с учетом фактической интенсивности искривления ствола, применять для крепления наклонно направленных скважин обсадные трубы с трапецеидальной резьбой типа ОТТМ 1. Батресс; спускать удлиненный кондуктор до кровли сено--манского яруса с целью перекрытия интервала неустойчивых "лин.

7. Разработаны и рекомендованы к промышленному применению облегченные цементно-цеолитовые тампонажные растворы повышенной прочности, коррозионной стойкости, пониженной проницаемости и безусадочности.

8. Разработано и в промышленных ''сл.виях успешно испытано устройство - башмак обсадной колонны, в котором при прокачивании через него тампонажных растворов генерируются высокочастотные импульсы давления, что сншает их водоотделение. повышает прочность камня и стенок скважины к гидроразрыву.

9.Разработана методика количественной оценки качества крепи. Выбраны и обоснованы единичные, групповые и подгруппо-вые показатели качества, предложен способ расчёта интегрального показателя качества крепи. Это позволяет оценивать уровень качества крепи как на стадиях проектирования и планирования, так и по результатам выполненных работ.

10. Сформулированы требования по повышению качества проектирования строительства скважин.

5. ОСНОВНЫЕ ТРУДЫ И ПУБЛИКАЦИИ

Статьи'

1. Бикбулаив Б.Т.. Савва А.Г.. Хаиров Р.К.. Шенбергер В.М. Опыт наклонно направленного, бурения 'на Усть-Балыкском нефтяном месторождении //РНТС. Сер. Бурение. М. :ВНИИ0ЭНГ, 1968. -Н 8.-С. 3-6.

2. Сафиуллин М.Н., Шенбергер В.М., Муллагалиев Р.Т.. Крист М.0., Савва Л.Г.. Калинин А.Г. Бурение наклонных.скважин с большими отклонениями забоев //НТС. Проблемы нефти и газа Тюмени. - Тюмень.: ЗапСибНИГНИ, 1971.-И 9. С. 23-26.

3. Муллагалиев Р.Т., Шенбергер В.М. Некоторые вопросы со-

вершенствования технологии проходки наклонных скважин в Западной Сибири //Тр. ин-та/ ВНИИБТ. 1971.-Вып.29.- С.42-52.

4. Сафиуллин М.Н., Калинин А.Г., Савва Л.Г., Аронов Ю.А., Муллагалиев Р.Т., Голов В.А.. Шенбергер В.М.. Кошкин И.В., Крист М.0., Архипов И.Г. Бурение наклонно направленной скважины с отклонением забоя от вертикали на 2130 м //РНТС.Сер.Бурение. -М. :ВНШ0ЭНГ, 1971.-N 4.-С.3-8.

5. Кузнецов Ю.С.. Скворцов Ю.П.. Филимонов А.Н.. Мавлютов М.Р., Шен.jprep В.М. Опыт цементирования скважин на Правдинс-ком месторождении с применением цемента длительного хранения //Межвуз. сб.Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Уфа. 1975,- Вып. 2.

6. Шинке;. .14 Г. Г., Сафиуллин М. Н., Шенбергер В. М.. Емельянов А. А. Повышение надежности крепления наклонно направленных скважин // НТЖ. Нефтяное хозяйство. М. -.ВНИИОЭНГ, 1979.- N7,-С.12-14.

7. Вагнер Г.Р., Шенбергер Р М. Теоретические и экспериментальные исследования, разработка и применение цеолитового тампонаж;;ого цемента //Тр. V Республиканской конференции по Фчзикохимии, технологии :;олучения и применения промывочных жидкостей, дисперсных систем и тампонажных растворов. Киев: Наук.думка,1981, ч.1,-С.19-20.

8. Вагнер Г.Р., Круглицкий H.H., Шенбергер В.М.. Латыпова Ф. К., Краснов Б.И. Физикохимия, реология и применение тампонажных растворов с добавкой цеолита /'Сб.науч.тр. Получение и применение промывочных и тампок. дисперсий в бурении, Киев:Наук. думка. -1984,С.17-2б!

9. круглицкий Н.Н., Вагнер Г.Р., Шенбергер В. М.. Прийма E.H. Разработка, исследование и применение цеолитового тампо-нажного цемента //Тр.конф. по вопросам реологии, физико-химических свойств и применения 'природных цеолитов, Тбилиси, Моц-нисреда,1985,-С. 17-25.

10.Шенбергер В.М. Опыт бурения наклонно направленных скважин на ше„:ьфе //Межвуз. сб. Проблемы освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири, Тюмень. 1989. -С. 100-104.

11. Разработка технологий и техники физического воздействия на тампонажные растворы и стенки ствола скважины в проце-се проводки и разобщения пластов в горно-геологических услови-

ях на месторождениях Западной Сибири:Отчет о НИР (заключительный) //Тюменский индустриальный институт (ТюмИИ); Руководитель Кузнецов Ю. С.; Игр. 01880030289, ■ инв. N 0291.0054590 - Тюмень, 1990.-236с. Отв. исполн. Овчинников В.П., Зозуля Г.П.. Шенбергер В.М..

12. Совершенствование качества строительства наклонно направленных скважин: Отчет о НИР (заключительный)/Тюменский индустриальный ин-т (ТюмИИ); Руководитель Кузнецов Ю. С. - Тема 20-89: N 0189.0020081, - Тюмень: 1991. -240с. Отв. исполн. Шен-бергер В.М., соиспол. Гречин Е.Г., Кулябин Г.А., Грачев С.И., Пыталев В. А.

13. Зозуля Г. П., Шенбергер В.М. Фалейчик И. П., Гумеров В.Г. К вопросу о кавитации при бурении скважин //Депон. во ВНИИОЭНГ, N 1853-НГ90, 1990.

14. Разработка и внедрение технических средств, технологий и специальных тампонажных материалов для строительства газовых скважин: Отчет о НИР /Тюменский индустриальный ин-т.(ТюмИИ; Руководитель Кузнецов Ю. С. N гр 0193.0001774, инв. N 0393.0001407 - Тюмень; 1992.-150. с. Отв. исполн. Овчинников В. П., Зозуля Г.П., Шенбергер В.М.

15. Кузнецов Ю. С.. Зозуля Г. П., Шенбергер В. М. О роли ин-' гибируюцих свойств буровых растворов при бурении скважин и вскрытии продуктивных пластов // Всерос. науч. практ. конф. по комплексному освоению нефтегаз. месторожд. Западной Сибири, посвящ. 50-летию ООН, Тюмень:ЗапСибБурНИПИ, 1995.

16. Шенбергер В.М-.✓ Кузнецов Ю.С., Зозуля Т.П.. Пыталев В.А.. Ерохин В.П Пути решения проблемы стабилизации стволов наклонных скважин // Пробл. подгот.' кадров для строит, и восстановления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири: Тез докл. Международная науч. конф., 13-16 мая 1996.-С.25-26. " "

17. Шенбергер В.М., Зозуля Г.П., Кузнецов Ю.С., Овчинников В. П.. ПыталоЗ В.А. Об особенностях технологии бурения скважин в интервалах многолетнемерзлых пород /Лам же,-С. 24-25.

18. Шенбергер В.М., Овчинников В.П..■ Кузнецов Ю.С., Зозуля Г.П, -Об эксплуатационной надежности конструкций нефтяных и газовых скважин.// Там же,-С.61-62.

19. Шенбергер В.М.. Зозуля Г.П., Ерохин В.П., Зарипов

Н.Ф. Практика составления и применения типовых регламентов буровых растворов.//Там же,-С. 43-44.

Нормативно-методические работы, стандарты

20. РД 39-2-175-79. Временная инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири.-Краснодар-Тюмень: ВНИИКРнефть, 1979.-126с.

21. ^брянский В. Г., Цепляев И. П., Шенбергер В. М., Краснов Б.И., Александров Г.А. Инструкция по аэрированию тампонаж-ного разтвора буровыми компрессорами на месторождениях Западной Сибири.-Тюмень: СибНИИНП, 1981.-50с-.

22. РД 39-3-681-82. Временное руководство на лодземное захоронение жидких отходов бурения на предприятиях Главтюмен-нефтегаза. -Краснодар:ВНИИКРнефть, 1982.-20с.

23. РД/РХ-0147009-002-85. Методика оценки качества.крепления скважин на месторождениях Западной Сибири.-Краснодар: ВНИИКРнефть. 1985.-80с/

24. СТО 51-00-014-84. Технология цементирования скважин с близким расположением вой-нефтегазовых горизонтов на месторождениях Западной Сибири.-Тюмень:СибНИИНП, 1984.-30с.

Патентные документы

25. A.c. '829876 СССР. Способ ступенчатого цементирования скважин /А.А.Цыбин, А. А. Гайворонский, В. И. Ванифатьев, В.М. Шенбергер, Б.И.Краснов. -Опубл. 15.05.81. -БИ-N 18,1981.-Зс.

26. A.c. 903565 СССР. Глубинное устройство для цифровой ■записи параметров траектории скважин / В.Х.Исаченко, Л.П.Шумилов, А.Г.Калинин, А.М.Мелик-Шахназаров, В.М.Шенбергер и др. Опубл. 07.02.82.-БИ-N 5,1982-,-5с.

27. A.c. 941558 СССР. Автономная система для определения параметров траектории скважин /В.Х.Исаченко. Л.П.Шумилов, Л.Л.Лебедев.' /..Г.Калинин, В.М.Шенбергер и др. Опубл. 07.07.82. БИ-N 25,1982.-Зс.

28. A.c. 1142619 СССР. Способ получения порошкообразного материала для буферной жидкости /Б.Е.Ахрименко, А.К.Куксов, Р.Ф.Уханов. В.М.Шенбергер, А.П.Шубин. Опубл. 28.02.85.

БИ-N 8,1985,-Зс.

29. A.c. 1099051 СССР. Тампонажный раствор /Г.Р.Вагнер, Е.И.Прийма, Ю. Н.Тарасевич, Б. И. Краснов, ' В. М. Шенбергер и др. Опубл. 23.06.84. БИ-N 23.1984,-6с.

30'. A.c. _ 1686129 СССР. Способ цементирования скважин /В.П.Овчинников, Ю.С.Кузнецов, Г.П.Зозуля, В.М.Шенбергер и др. Опубл. 23.10.91. БИ-N 39,1991,-Зс.

31. A.c. 1714075 СССР. Башмак обсадной к^онны /Н.А.Петров. Ю.С.Кузнецов, В.П.Овчинников, В. М. Шенбергер. Опубл. 23.02.92. БИ I! 7.1992,-Зс.

32. Пат. 2009159 РФ. Способ получения реагента для приготовления жидкости глушения скважин /В.П.И'атов, В.П.Овчинников. Ю.С.Кузнецов. А.В.Воронин, В.М.Шенбергер и др. • Опубл. 15.03.94. БИ-N 5. 1994. -7с.

33. Пат. 031101 РФ. Устройство для стабилизации ствола наклонной с.сважины при бурении с забойным двигателем /В. Н. Шенбергер. Ю.С.Кузнецов, В.П.Овчинников и др. Опубл. 22.06.94. БИ -N И, 1994, -Зс.

34.Пат.030202 РФ. Трехшарошечный расширитель /Н.А.Петров, В.П.Овчинников. Ю.С.Кузнецов. Г.П.Зозуля. В.М.Шенбергер Опубл. 03.08.94, - Зс.

Соискатель

В.М.Шенбергер

СОДЕРЖАНИЕ

' ВВЕДЕНИЕ............................................ 3

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ ..........................................4

1.1. Актуальность проблемы ..................................................4

1.2. Цель работы.................................................6

1.3. Задачи работы ................................................6

1.4. Общая методика исследований........................................7

1.5. Основные защищаемые положения..............................8.

1.6. Научная новизна................................................................8

1.7. Реализация работы в промышленности ........................10

1.8. Апробация работы.........................'............10

1.9. Значимость для науки и практики работ соискателя..........'.....................................10

1.10. Исходные материалы и личный вклад...........;.. И

1. И.Публикации.................................... 11

2. ПРОБЛЕМЫ И НАПРАВЛЕНИЙ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ

КАЧЕСТВА СТРОИТЕЛЬСТВА НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ.................................. И

2.1. Анализ разработки нефтяных месторождений Западной Сибири наклонно направленными скважинами......................'............... и

2.2. Оценка состояния работ по выполнению проектного профиля стволов скважин..............20

2.3. Анализ показателей работы проектных КНБК с одним и двумя олорно-центрирующими

элементами..................................... 24

2.4. Особенности технологии и технические средства для бурения глубоких наклонно направленных скважин на шельфе юга Вьетнама................. 26

2.5. ^Оценка качества крепления наклонно направленных скважин обсадными трубами...................... 32

2.6. Состояние цементирования наклонно направленных скважин........................................ 37

3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И ТЕХНОЛОГИИ СТРОИТЕЛЬСТВА НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН............................:....:...........423.1. Разработка КНБК с регулируемыми опорно-

цбнтрирующими элементами на валу и корпусе забойного двигателя и методики их расчета...... 42

3.2. Разработка облегченных тампонажных ма™ериалов

на базе природных цеолитов..................... 46

3.3. Технологии управляемой кольматации порол

и технических средств для его реализацуии...... 53

3.4. Методика оценки качества крепления

наклонно направленных скважин................. 57

4. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ.............. 64

5. ОСНОВНЬ^ ТРУДЫ И ПУБЛИКАЦИИ...................... 66