close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

bd000102293

код для вставкиСкачать
На правах рукописи
ЖАДАН ЮРИЙ ГРИГОРЬЕВИЧ
ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИЧИН ВОЗНИКНОВЕНИЯ
З А К О Л О Н Н Ы Х Ф Л Ю И Д О П Р О Я В Л Е Н И И И РАЗРАБОТКА
МЕТОДОВ ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ
Специальность 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин»
Автореферат
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Краснодар 2005
Работа выполнена в Открытом акционерном обществе
«Научно-производственное объединение «Бурение»
(ОАО НПО «Бурение»)
Научный руководитель:
доктор технических наук, профессор
Куксов Анатолий Кононович
Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор
Вартумян Георгий Тигранович
кандидат технических наук,
Павельчак Алексей Владимирович
Ведущее предприятие:
ОАО «Сибнефть», «Ноябрскнефтегаз»
Защита состоится «^» декабря 2005 г. в 13 часов на заседа­
нии диссертационного совета Д 222.019.01 при ОАО «НПО
«Бурение» по адресу: 350063, Краснодар, ул. Мира, 34.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО
«НПО «Бурение».
Автореферат разослан «3'» /£ИяЛ!^.^ 2005 г.
Ученый секретарь
^ ^ ^^ /
диссертационного совета, д.т.н. i^^*^/^^^^
Л.И. Рябова
i£^i£^
imiA'L
HS^HK
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы
Повышение качества крепления скважин на месторождениях
России является одной из важнейших и сложнейших проблем их
строительства.
Анализ состояния фонда нефтяных и газовых скважин на ме­
сторождениях России показывает, что, несмотря на совершенст­
вование техники и технологии цементирования, появление новых
тампопажных материалов и химических реагентов, заколонные
флюидопроявления и межпластовые перетоки все еще остаются
одним из распространенных видов осложнений при креплении
скважин
Анализ промыслового материала показывает, что заколонные
проявления и межпластовые перетоки возникают в различных
геолого-технических условиях и при самом разнообразном соче­
тании технико-технологических параметров цементирования, в
том числе и при точном соблюдении всех требований современ­
ной технологии цементирования Природа возникновения ослож­
нений исключительно сложна и требует всё более глубоких ис­
следований и разработки новых эффективных мероприятий для
их предотвращения.
Данной проблеме посвящены исследования ведущих ученых
страны: Данюшевского B.C., Гайворонского А.А., Титкова Н.И.,
Мавлютова М.П., Булатова А.И.,. Куксова А.К., Черненко А.В.,
Новохатского Д.Ф., Ашрафьяна М.О., Рябоконя С.А., Агзамова
Ф.А., Соловьева Е.М., Рябовой Л.И и др.
К настоящему времени решены многие проблемы формиро­
вания герметичного заколонного пространства, однако значи­
тельное, а в некоторых условиях увеличивающееся количество
скважин с заколонными проявлениями указывает на акауальность
проблемы. Решению этой задачи и посвящена данная работа
Цель работы
Повышение качества строительства нефтяных и газовых
скважин путем разработки и внедрения новых методов, техниче­
ских и технологических средств и материалов, обеспечивающих
I РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ 1
I
БИБЛИОТЕКА
{
предотвраи;ение межпластовых перетоков и заколонных флюидопроявлений.
Задачи исследований, определяющие структуру работы
1. Анализ существующих воззрений на причины возникно­
вения газонефтеводопроявлсний и межпластовых перетоков, а
также существующих мероприятий (технических средств, техно­
логических приемов и материалов) по их предотвращению, на
основании изучения литературных источников и промысловых
данных.
2. Сравнительная оценка перспективности применения раз­
личных технологических методов, направленных на повышение
герметичности цементного кольца в заколонном пространстве и
выбор наиболее перспективных из них.
3. Исследование общих закономерностей возникновения и
развития заколонных проявлений.
4. Разработка на основании выявленных закономерностей
обоснованных требований к технологическим процессам и тампонажным растворам при цементировании обсадных колонн в
конкретных геолого-технических условиях.
5. Разработка экспериментальных методов исследования по­
казателей тампонажных растворов на соответствие разработан­
ным требованиям.
6. Разработка основных технико-технологических мероприя­
тий, направленных на предотвращение возникновения заколон­
ных флюидопроявлений и межпластовых перетоков после цемен­
тирования обсадных колонн.
7. Разработка тампонажных систем, обеспечивающих фор­
мирование герметичного цементного кольца в конкретных геоло­
го-технических условиях скважин.
Н а у ч н а я новизна
Теоретически и экспериментально установлен критерий гер­
метичности заколонного пространства.
Экспериментально получены зависимости показателей тамнонажного раствора (вязкости, времени начала схватывания) от
времени в любой момент периода ОЗЦ.
4
Усовершенствованы методы и средства экспериментальных
исследований седиментационной, суффозионной устойчивости и
изолирующей способности тампонажных растворов в различных
термобарических условиях.
Экспериментально установлены закономерности влияния до­
бавок химических реагентов: структурообразователей, высоко­
молекулярных полимеров и ускорителей сроков схватывания на
изолирующую способность тампонажных растворов.
Реализация работы в промышленности и практическая
ценность
Определены требования к показателям свойств тампонажного раствора с повышенной изолирующей способностью.
Разработана методика оценки
изолирующей способности
тампонажных растворов в лабораторных условиях.
Предложены лабораторные установки для определения изо­
лирующей способности тампонажных растворов.
Предложены и широко используются тампонажные компози­
ции с плотностью от 1440 до 2150 кг/м , обеспечивающие фор­
мирование герметичного цементного кольца в различных геоло­
го-технических условиях.
Основные положения диссертационной работы вошли со­
ставной частью в руководящие документы:
1. "Разработка и внедрение комплексной технологии крепле­
ния скважин на Комсомольском месторождении
О А О "Роснефть-Пурнефтегаз".
2. "Разработка и внедрение комплексной технологии крепле­
ния нефтяных и газовых горизонтальных скважин.
3. "Разработка комплексной технологии раздельного вскры­
тия пластов, крепления и освоения скважин на Харампурской
группе месторождений".
Апробация работы
Материалы диссертационной работы докладывались на меж­
отраслевых научно-практических конференциях:
«Снижение издержек при строительстве и ремонте скважин
на основе широкого использования современных достижений
5
науки и внедрения новейших видов техники и технологий» (г.
Анапа, 23-25 мая 2000 г.); «Восстановление производительности
нефтяных и газовых скважин» (г.Анапа, 26-30 мая 2003г.); «Импортнозамеп1ающие
технические
средства
и
материалы»
(г.Анапа, 30 с е т . - 4 окт. 2002 г.); на семинарах О А О Н П О «Бу­
рение» по проблемам «Заканчивания скважин с низкопроницае­
мыми коллекторами на месторождениях Западной Сибири»
(г.Краснодар, 12 апреля 2001г.); на семинаре для специалистов
буровых и проектных организаций «Новые технологии, техниче­
ские средства и материалы, рекомендуемые к включению в про­
ект на строительство нефтегазовых скважин» (г. Краснодар, 18-21
февраля 2002 г.); на заседаниях ученых советов, семинаров лабо­
раторий Н П О «Бурение», научно- технических советах «Рос­
нефть - Пурнефтегаз».
Публикации
Результаты работы соискателя, отражающие основные поло­
жения диссертации, опубликованы в 9 научных трудах.
Объём работы
Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов
и рекомендаций. Работа изложена на ПО
страницах машино­
писного текста, содержит 16 таблиц, 16 рисунков, включает
список литературы из 89 наименований.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обос1ювана актуальность темы диссертации,
сформулированы цели и задачи исследования.
В первой главе сделан анализ лигературных источников и
промысловых данных по заколонным проявлениям после крепле­
ния скважин в различных регионах страны и за рубежом.
Анализ промысловых данных по основным газонефтедобы­
вающим районам России и стран С Н Г показывает, что частота
возникновения заколонных проявлений и межпластовых перето­
ков после цементирования обсадных колонн все еще велика.
Заколонные проявления после цементирования обсадных
колонн являются одним из распространенных осложнений на
площадях, Башкирии, Восточно-Оренбургского района, Татарии,
Северного Кавказа, Западной и Восточной Сибири.
Так обводнённость на скважинах А О «Юганскнефтегаз» пре­
высила 80 % по различным Н Г Д У .
Из проанализированных 175 скважин, зацементированных
на Харампурском и Южно-Харампурском месторождениях в пе­
риод 1991- 1995 гг., в 46 (29 % ) скважинах отмечены заколонные
проявления за технической колонной и в 78 (45%) скважинах - за
эксплуатационной колонной.
На Астраханском Г К М основным браком крепи скважин
также является наличие межпластовых перетоков и устьевых
межколонных давлений. Положение здесь усугубляется высоким
содержанием H2S и СОг (соответственно до 26 и 18%) в пласто­
вом флюиде. В связи с этим надежность крепи скважин (ее дол­
говечность) низка. С учетом ремонтно-изоляционных работ и ка­
премонта максимальный срок работы скважин (по данным АстраханьНИПИгаза) не превышает 10 лет при нормативном сроке
15 лет.
Там, где вскрываются пласты с аномально высокими давле­
ниями, всегда возникает проблема предотвращения заколонных
газоводонефтепроявлений после цементирования обсадных ко­
лонн.
Эта проблема характерна для нефтяных и газовых месторо­
ждений Кубани, Ставропольского края, Оренбурга, Западной С и ­
бири при вскрытии пластов ачимовской свиты.
По результатам замеров межколонных давлений в скважи­
нах Ямсовейского Г К М Тюменбургаза, проведенных в 1997 г, ус­
тановлено, что из 77 обследованных сеноманских скважин меж­
колонное давление до 0.5 М П а имеют 57 скважин (74%), от 0.5 до
1 М П а - 6 скважин (7.8%), от 1 до 1.5 М П а - 4 скважины (5.2%),
от 1.5 до 2.0 МПа - 4 скважины (5.2%), от 2 до 4 МПа - 2 скважи­
ны (2.6%) и свыше 4 М П а - 4 скважины (5.2%).
Заколонные проявления в Тюменской области чаще всего
обнаруживаются в виде перетоков между пластами или пластами
и зоной перфорации колонны по зацементированному заколонному пространству, что и приводит к преждевременному обвод7
нению скважин в 10-12%. Если расстояние между пластами ме­
нее 10 м, процент обводнившихся скважин возрастает до 30 . Из
80 скважин Самотлорского месторождения - 56 имеют заколон­
ные проявления. Из-за перетоков в затрубном пространстве здесь
оказался загазированным сеноманский комплекс, что в дальней1нем может осложнить разбуривание этого месторождения.
БoльнJaя часть (свыше 80%) газоводопроявлений возникает
в начальный период ОЗЦ - от 1 до 8 ч. Некоторые из них сопро­
вождались образованием грифонов.
Детальный анализ промыслового материала показывает, что
заколонные проявления и межпластовые перетоки возникают в
различных геолого-технических условиях и при самом разнооб­
разном сочетании технико-технологических параметров цемен­
тирования, в том числе и при точном соблюдении всех требова­
ний современной технологии цементирования.
В аналитическом обзоре рассмотрены различные гипотезы,
объясняющие причины возникновения заколо1П1ых флюидопроявлений и межпластовых перетоков при креплении скважин и
методов, направленных на предотвращение этих осложнений.
Дан критический анализ методов предотвращения проявлений и
перетоков, показано, что во многих случаях эти методы носят ча­
стный характер, эффективные в одних условиях, бесполезны, а
иногда вредны в других.
Исходя из анализа этих гипотез, сделан вывод о том, что ре­
шающее значение при формировании герметичного зацементиро­
ванного заколонного пространства имеют свойства самого тампонажного раствора.
Основной причиной образования флюидопроводящих кана­
лов в тампонажном растворе является процесс седиментации
твердой фазы, осложненный специфическими условиями сква­
жины (давление, температура, кольцевой зазор, зенитный угол и
т.п.). Существующие тампонажные составы без специальной об­
работки не могут обеспечить герметичность заколонного про­
странства в сложных
геолого-технических условиях. Поэтому
эту сложную проблему необходимо решать путем детальной про­
работки всех её аспектов, выбрав наиболее перспективные на­
правления её решения.
8
Одним из таких направлений является разработка тампонажных композиций, обладающих набором свойств, в совокуп­
ности обеспечиваюп1их формирование герметичного цементного
кольца в заколонном пространстве скважины при заданных гео­
лого-технических условиях.
Во второй главе исследована природа поступления пласто­
вого флюида в зацементированное заколонное пространство и
причины формирования флюидопроводящих каналов под дейст­
вием различных факторов. Выбран критерий герметичности це­
ментного кольца в заколонном пространстве.
Для возникновения заколонного флюидопроявления или
межпластового перетока необходимы два условия (рис. I ) :
- наличие градиента давления, направленного из пласта в
скважину;
- наличие флюидопроводящих каналов в зацементированном
заколонном пространстве.
Градиент давления, направленный из пласта в скважину, воз­
никает вследствие снижения порового давления столба тампонажного раствора в начальный период ОЗЦ за счет выхода твер­
дой составляющей из взвешенного состояния путем зависания ее
на стенках скважины и колонны при непрерывно нарастающей с
течением времени структурной прочности тампонажного раство­
ра в процессе гидратации и твердения (рис.2).
Как показали многие исследователи (Куксов А.К., Черненко
А . В . и др.) большая часть (около 80%) флюидопроводящих кана­
лов в цементном камне возникает в начальный период ОЗЦ. Ос­
новной причиной возникновения каналов является суффозионное
разрушение структуры тампонажного раствора с фильтрацион­
ными потоками свободной жидкости затворения, возникающими
в процессе седиментации и при напорном воздействии пластово­
го флюида. Особенно интенсивно эти разрушения могут возни­
кать в наклонных скважинах и при наличии аномально высоких
пластовых давлений.
'{аколонные флюидопроивлсния и межпласггопые псршоки
Градиент давления, направ­
ленный И! пласта в скважину
Флюидопроводящис каналы
Тамнонажный рас­
твор (камень)
Снижение давления
тампонажиого раство­
ра в период О'Щ
Напорное
во]дейс1вис
пластового
флюида
Выход 1 вердой со­
ставляющей И1 BIBCUICHHOIO ГОСТОЯНИЯ
Глнпис тая кор­
ка и осl a i K H нсвытссненного
бурового
раствора
Ко1ггракцня,
усадкя
Седнмеитациоиныс про­
цессы
Зависание струю у ры
тампонажиого paci вора
на сгенках скважины и
колонны
Перфорация
Зоны коитакга
Испытание колонны
на герметичность
Рис.1. Причины возникновения заколонных флюидопроявлений
и межпластовых перетоков
10
30
60
90
120
160
180
210
Бремг С Щ , УИН
Рис.2. Градиенты давления действующие в скважине в период
озц
1- градиент давления тампонажного раствора;
2- градиент пластового давления;
3- градиент гидростатического давления воды;
4- градиент флюидопроявления.
Давление столба тампонажного раствора на пласт равно:
Рт.р. = 2 g[{pn,p-pж)
(р+ р ж ]
(1),
где:
(р -функция зависания структуры тампонажного раствора;
Ртр- плотность тампонажного раствора,
Рл,- плотность жидкости затворения,
Z- глубина залегания кровли пласта;
g - ускорение свободного падения.
В начальный момент ОЗЦ функция ф равна 1, с ростом
прочности структурных связей функция <р стремится к нулю, а
давление тампонажного раствора - к давлению столба жидкости
затворения.
Градиент давления становится равным нулю, а при наличии
аномально высоких пластовых давлений меняет направление из
пласта в скважину и возрастает от нуля до некоторой величины.
Этот градиент и является движущей силой флюидопроявления,
которое начинается при превышении этим градиентом величины
начального градиента фильтрации цементного раствора.
Критерий герметичности цементного кольца в заколонном
пространстве можно представить в следующем виде:
''^>
Р).
где:
Jo - начальный градиент фильтрации цементного кольца,
Па/м;
л - действующий в скважине градиент давления, Па/м.
Если критерий герметичности в любой момент времени пе­
риода ОЗЦ будет больше 1, то заколонное пространство будет
герметично.
Величина начального градиента фильтрации
определяется
экспериментально. С этой целью при участии автора разработана,
изготовлена и испытана лабораторная установка, позволяющая
формировать экспериментальную пробу тампонажного раствора в
условиях фильтрационного напора, соответствующему реальному
градиенту давления, возникаюн1его в процессе седиментации и на­
порного воздействия пласта в конкретной скважине.
12
Начальный градиент фильтрации определяется следующим
образом:
- в системе создается заданный градиент давления с помо­
щью тарированных навесок;
- определяется объём фильтрата за фиксированный промежу­
ток времени;
- обе предыдущие операции повторяются при других гради­
ентах давления;
- строится график зависимости скорости фильтрации от гра­
диента давления (рис.3);
- по графику определяется величина начального градиента
фильтрации в точке пересечения с осью градиентов.
Разработана специальная последовательность операций при
проведении лабораторных испытаний по подбору рецептур::
1. Затворение пробы тампонажного раствора;
2. Измерение растекаемости тампонажного раствора;
3. Если растекаемость меньше 18см - увеличить В/Ц или
добавить пластификатор;
4. Если растекаемость больше 24 см - уменьшить В/Ц;
5. Если растекаемость в норме - измерить плотность тампо­
нажного раствора;
6. Если плотность меньше заданных величин - уменьшить
В/Ц или добавить утяжелитель;
7. Если плотность больше нормы - увеличить В/Ц или ввести
облегчающую добавку;
8. Если плотность в пределах заданных величин - определить
консистенцию тампонажного раствора с помощью консистомет­
ра, режим которого соответствует термобарическому режиму
«головы» исследуемой порции, рассчитанному из планируемого
режима цементирования конкретной скважины с учетом всех за­
планированных остановок;
9. После консистометра пробу тампонажного раствора по­
местить в УС-1 или термованну с температурой, равной конечной
температуре на «голове» исследуемой порции, и определить
сроки схватывания раствора;
10. Определить начальный градиент фильтрации тампонаж­
ного камня;
13
0,2
0,4
0,6
0,8
Градиент давления, МПа/м
Рис.3 Начальный градиент давления различных тампонажных
растворов
1 - ПЦТ-Д0-М500, В/Ц =0.5, без реагентов;
2 - ПЦТ-Д0-М500, ВЛД =0.5; МТТ-1-75 - 1 % ;
3 - ПЦТ-1-100, В/Ц =0.5, ПВС-ТР-0.5%;
4- ПЦТ-1-100, В/Ц =0.5, ПВС-ТР-0.5%, крепь1-1%;
5 - ПЦТ-1-100, КРК -75 - 0.5%.
14
11. Если начальный градиент фильтрации больше градиента
давления в реальной скважине, то исследуемый тампонажных
раствор обладает достаточной изолирующей способностью и в
заданных геолого-техничсских условиях обеспечит формирова­
ние герметичное цементное кольцо.
Каждый опыт повторяли не менее четырех раз. Результаты
экспериментов обрабатывали методом наименьших квадратов.
Результаты экспериментов показаны в табл.1 и на рис.3.
В третьей главе на основании исследований выбраны тампонажные материалы и разработаны основные техникотехнологические мероприятия, направленные на предотвращение
возникновения заколонных флюидопроявлений и межпластовых
перетоков после цементирования обсадных колонн. Общая схема
этих мероприятий показана на рис.4.
Исследования цементных растворов с добавками различных
реагентов на установке по определению начального градиента
фильтрации показали, что наибольшей изолирующей способно­
стью обладают растворы, содержащие высокомолекулярные по­
лимеры типа К Р К . Однако эти полимеры являются сильнейшими
замедлителями сроков схватывания и в ряде случаев требуют до­
бавок реагентов - ускорителей. Кроме того, высокая вязкость
жидкости затворения создает дополнительные технологические
проблемы при приготовлении тампонажного раствора на буровой
так как приводит к существенному загущению раствора и сниже­
нию его кажущейся плотности за счёт пенообразования.
Результаты исследований начального градиента фильтрации
для разных составов приведены в таблице 1.
Для практического применения рекомендуется перспек­
тивный состав, содержащий П В С + "Крепь!", который дает дос­
таточно высокий начальный градиент фильтрации.
П В С не очень сильно замедляет процесс гидратации, но су­
щественно снижает водоотдачу тампонажных растворов (опти­
мальная дозировка составляет 0,4-0,6%), а "Крепь!" ускоряет
структурообразование (дозировка до ! % ) .
15
Изолирующая способность тампонажного камня, сформированного
в условиях фильтрационного напора из растворов различных рецептур
Тип цемента
В/Ц
Плотность раствора, кг/м"*
Растекаемость, см
Условия твердения
Т, °С
Р,МПа
Добавки, % от массы цемента
Сроки
начало
схватывания,
конец
ч-мин
Начальный градиент
фильтрации тампонажного
камня, МПа/м
ПЦТ-ДОМ500
0.5
1850
24.5
22
20
нет
ПЦТ-ДОМ500
0.5
1850
20
22
20
ПЦТ-1-100
ПЦТП-ЮО
0.5
0.5
1820
18
75
15
1830
19.5
50
20
МТТ-1-75
-1%
ПВС-ТР-
7-50
11-30
6-15
9-30
2-10
2-50
ПВС-ТР0.5%
Крепь!-1%
6-10
7-20
0
0.23
0.33
0.46
0.5%
Таблица 1
ПЦТ-1-100
0.5
1820
18
75
20
КРК-750.5%
2.40
3-10
0.67
1
'
Анализ исходной геолого-технической информации
Выбор способа цементирования
Р а с ч е л ехнико-технологических параметров цементирова­
ния для получения герметичного цементного кольца (ин­
тервалы размещения порций тампонажного раствора раз­
ных свойств, определение необходимых показателей
свойств для каждой порции)
Выбор тампонажных материалов и химреагентов для полу­
чения тампонажных растворов с заданными параметрами
Обеспечение полноты вытеснения бурового раствора
1. Центрирование колонны
2. Выбор состава и количества буферной жидкости
3. Расчет режимов цементирования
J
Создание противодавления в период ОЗЦ
т
Оценка герметичности крепи
Рис.4
Мероприятия для предотвращения заколонных
флюидопроявлений и межпластовых перетоков
В условиях высокой температуры в скважинах, когда замедле­
ние сроков схватывания не столь существенно рекомендуется приме­
нение комплексных реагентов - компаундов КРК-75 (50-90 °С) и
17
КРК-100 (80-120 "С), обладающих высоким начальным градиентом
фильтрации. Рекомендуемая дозировка составляет 0,4 - 0,8%.
Исследования свойств тампонажных растворов, обработан­
ных комплексными реагентами, содержащими понизители водо­
отдачи (КРК-75, CFL-117, П В С , Сульфацелл) показали, что реа­
генты отечественного производства не уступают по эффективно­
сти импортным аналогам.
Для температур 20-75 "С применялись реагенты структурообразователи серии "Крепь", которые обладают необходимым ком­
плексом свойств для регулирования параметров тампонажного рас­
твора и камня. Однако в отличие от полимеров данные реагенты не
загущают жидкость затворения, но загущают тампонажный рас­
твор, придавая ему тиксотропные свойства, создают системы с вы­
сокой седиментационной устойчивостью в том числе и при созда­
нии облегченных и сверхоблегченных тампонажных растворов.
Водоотстой тампонажных растворов, содержащих эти реаген1Ы, нулевой даже при В/Ц больше 1. Кроме того, они в своем
большинстве являются ускорителями сроков схватывания. Дан­
ные свойства обеспечивают необходимые изоляционные свойства
тампонажных растворов, необходимые сроки схватывания, а
также кольматируют поры камня и придают ему однородность по
всему объему, повышают его ад1езию к породе и колонне.
Применение реагентов типа "Крепь" позволило разработать мо­
дифицированные облегчённые тампонажные составы плотностью
1350-1500 кг/м'' с использованием зольных микросфер (АСПМ), об­
ладающие повышенной седиментационной устойчивостью, тиксотропными свойствами, практически нулевым водоотстоем. Содер­
жание реагента "Крепь" к минеральному вяжущему 0,2 - 1,2%.
В сложных гсолого-технических условиях, если в разрезе
присутствуют высоконапорные пласты в сочетании с близкорас­
положенными по1лощающими горизонтами и градиент пластово­
го давления между ними высок, возникает ситуация, когда невоз­
можно подобрать цементные растворы с фадиентом начальной
фильтрации, который бы удовлетворял критерию герметичности.
В этом случае задача предотвращения образования флюидопроводящих каналов в заколонном пространстве решается техно­
логическими приёмами. В период ОЗЦ в заколонном пространст­
ве создается противодавление. Таким образом уменьшается пере-
над давления на заколонное пространство, действующий гради­
ент давления на цементный раствор ста1ювится меньше градиен­
та начальной фильтрации.
Максимальная величина этого давления должна гарантиро­
вать отсутствие поглощения цементного раствора.
В четвертой главе приведены результаты применения раз­
работанных автором мероприятий на месторождениях
ОАО
«Роснефть-Пу рнефтегаз».
В период с 1996 по 2004 г были внедрены:
- цементные растворы с повышенными изолирующими свой­
ствами ( Р П И С ) с применением П В С плотностью 1840-1860 кг/м^
для цементирования продуктивных интервалов на месторожде­
ниях О А О "Роснефть-Пурнефтегаз";
-на Южно-Харампурском месторождении для цементирова­
ния продуктивных интервалов на скважинах №629/29, 455/44,
599/36 применены цементные растворы с повышенными изоля­
ционными свойствами (РПИС), обработанные комплексным реа­
гентом КРК-75;
- облегчённые цементные растворы на основе зольных микро­
сфер плотностью 1250 кг/м^ были применены для цементирования
верхних интервалов за эксплуатационными колоннами на скважинах
№3238/204 Тарасовского месторождения, №313/2 Барсуковского ме­
сторождения, что позволило отказаться от применения муфт ступен­
чатого цементирования и зацементировать в одну ступень;
- облегчённые цементы ПЦТ 111-об5-50 Сухоложского завода
в сочетании с реагентом "Крепь-4", который повышает седиментационную устойчивость и улучшает адгезию цементного камня
с колонной и породой, применяли при цементировании двух
промежуточных и четырех эксплуатационных колонн.
В результате внедрения разработок автора повысилось каче­
ство сцепления цементного камня с колонной в продуктивном
интервале (до К<;=0,98) при отсутствии признаков обводнения
продукции. Применение облегчённых цементных растворов по­
зволило цементировать в одну ступень, и отказаться от муфт сту­
пенчатого цементирования.
Эффективность применения разработок автора хорошо ил­
люстрируется
рис. 5, на котором показаны соответственно
диаграмма количества осложнений при креплении скважин в
19
процентном отношении на месторождениях ОАО "РоснефтьПурнефтегаз" и динамика
изменения показателя качества
цементирования "Кс" за период внедрения с 1996 по 2004 гг. Как
видно из диаграмм за время внедрения разработок автора про­
изошло резкое снижение количества осложнений при креплении
и увеличение показателя качества цементирования.
1.2
35 т
30-
1
§
X
(О
ю
о
а.
S
X
25-
h-
ш
0,8 5
(С
о
5
о
0,6
о
m
S3 15
<о
3-
■6■ &
S
с;
о
10--
0,2
1996
1997
I
1998
I
1999
1
2000
Н
Ч
2001
2002
f-
-+-
2003
2004
Годы
в
Количество осложнений %
—♦—Кэффициент качества цементирования,К
Рис. 5. Динамика изменения по годам количества осложнений
и качества цементирования
20
Суммаругый годовой экономический от применения разработаных автором технологий, растворов и реагентов на месторож­
дениях О А О «Роснефть - Пурнефтегаз» составил более 2,5 млн.
рублей.
О С Н О В Н Ы Е В Ы В О Д Ы и РЕКОМЕНДАЦИИ
1. На основе анализа промысловых данных о причинах воз­
никновения газонефтеводопроявлений, межпластовых перетоков
и обобщение существующих мероприятий (технических средств,
технологических приемов и материалов), определены основные
направления по их предотвращению.
2. Выявлены общие закономерности возникновения и разви­
тия заколонных проявлений. Определены пути повышения изо­
лирующей способности тампоиажных растворов.
3. Предложены экспериментальные методы и средства иссле­
дования изолирующей способности тампоиажных растворов в
различных термобарических условиях.
4. Экспериментально установлена зависимость изолирующей
способности тампонажного раствора от традиционных показате­
лей его свойств, что позволяет эффективно выбирать пути её по­
вышения с использованием стандартных методов исследований.
5. Разработана и внедрена технология выбора тампонажных
растворов для обеспечения герметичности заколонного простран­
ства; установлены обоснованные требования к технологическим
процессам и тампонажным растворам, заполняюищм заколонное
пространство в конкретных геолого-техническим условиях.
6. Выполнен анализ и осуществлен выбор реагентов к рас­
творам с целью подъема цемента до проектной высоты и получе­
ния герметичного цементного кольца в различных геологотехнических условиях.
7. Усовершенствованы составы тампонажных растворов с
низкой водоотдачей и проницаемостью на основе портландце­
мента:
- составы и технология применения тампонажных растворов
Р П И С на основе поливинилового спирта (ГТВС);
21
- тампонажные растворы с низкой водоотдачей и проницае­
мостью для продуктивной зоны плотностью 1870 -1970 кг/м^ с
прочностью при изгибе не менее, чем в 1,5 раза . а при сжатии не
менее чем в 2,0 раза превышающих прочность камня из базового
цементного раствора с В/Ц- 0,5,содержащие комплексные высо­
котехнологичные реагенты - компаунды ( К Р К ) ;
- водорастворимые неорганические добавки (серии Крепь)
совместно с реагентом П В С к растворам пониженной плотности
1400 - 1500 кг/м^, с низкой водоотдачей, повышающие седиментационную устойчивость, скорость набора прочности в началь­
ный период загустевания и твердения.
8. Суммарный годовой экономический от применения новых
технологий, растворов и реагентов на месторождениях О А О
«Роснефть - Пурнефтегаз» составил более 2,5 млн.руб.
Основное содержание диссертации опубликовано в
следующих печатных работах:
1.Нижник А.Е., Меденцев В.М., Жадан Ю.Г. Опыт крепления
вставной колонны (хвостовика) в горизонтальном участке сква­
жины //Сб.научн.тр./ОАО «НПО «Бурение». - Краснодар. -1998.Вып. 1.- С. 169-174.
2. Техника и технология ступенчатого цементирования сква­
жин /А.Е.Нижник, Ю.Г.Меденцев, Ю.Г.Жадан и др. //Сб. научн.
тр. /ОАО «НПО «Бурение». - Краснодар. -1999.- Вып. 2.- С.127131.
3. Цементирование скважин тампонажными растворами с
высокими изолирующими свойствами /М.О.Ашрафьян, А . К . Куксов, Ю.Г.Жадан и др. //Нефтяное хозяйство.- 2002,- № 3. - С. 2931.
4. Жадан Ю.Г. Повышение качества цементирования сква­
жин на месторождениях О А О «НПО «Бурение» //Сб. научн. тр.
/ОАО «НПО «Бурение». - Краснодар. -2003.- В ы п . 9.- С. 279283.
5. Жадан Ю.Г., Куксов А.К., Новохатский Д.Ф. Технология
цементирования эксплуатационных колонн в одну ступень с
применением тампонажных смесей на основе микросфер // Сб.
22
научн.тр. /ОАО «НПО «Бурение». - Краснодар. -2003.- Вып. 9.С. 265-273.
6. Жадан Ю.Г., Жадан.Г.Ю., Рябова Л.И. Влияние водоцементного фактора тампонажных растворов на качество крепления
скважин // Сб. научн.тр. /ОАО «НПО «Бурение». - Краснодар. 2003.- Вып. 9.- С. 273-279.
7. Новохатский Д.Ф., Жадан Ю.Г. Повышение качества креп­
ления боковых стволов скважин //Сб. научн.тр. /ОАО «НПО «Бу­
рение».-Краснодар.-2003.- Вып. 10.- С. 53-57.
8. Жадан Ю.Г., Черненко А.В. Исследования природы посту­
пления пластового флюида в зацементированное заколонное про­
странство //Сб. научн.тр. /ОАО «НПО «Бурение». - Краснодар. 2003.- Вып. 10.- С. 58-67.
9. Жадан Ю.Г., Куксов А.К, Черненко А.В. Исследование
изолирующей способности тампонажных растворов //Сб. научи,
тр. /ОАО «НПО «Бурение». - Краснодар. -2003.- Вып. 12.- С.
117-130.
Ж А Д А Н Ю Р И Й ГРИГОРЬЕВИЧ
ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИЧИН ВОЗНИКНОВЕНИЯ ЗАКОЛОННЫХ
ФЛЮИДОПРОЯВЛЕНИЙ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ
И Х ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ
Автореферат
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Подписано в печать 28.10.2005. Формат 60x84 '/)б.
Бумага SvetoCopy. Печать трафаретная. Усл.-печ.л. 1,39.
Тираж 100 экз. Заказ № 5175.
Тираж изготовлен в типографии ООО «Просвещение-Юг»
с оригинал-макета заказчика
г. Краснодар, ул. Селезнева, 2. Тел./факс: 239-68-31.
Р215 2Э
/
'i
РНБ Русский фонд
2006-4
22148
и
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
0
Размер файла
845 Кб
Теги
bd000102293
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа