технология бурения 3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Также в этих случаях необходимо применять обсадные трубы с повышенной сопротивляемостью наружному давлению, отличающиеся большой толщиной стенки и меньшей овальностью.

Исправление смятия обсадных колонн – сложная и трудоемкая задача, поэтому предупреждение и профилактика данного вида аварий является более эффективным, при этом основными мерами должны быть:

-правильный расчет обсадных колонн, учитывающий возможные нагрузки при течении глин и солей;

-повышение качества цементирования.

Для предупреждения смятия обсадных колонн во время их спуска в скважину целесообразно использовать дифференциальные или дроссельные обратные клапаны, позволяющие обеспечить их периодическое или постоянное заполнение колонны. Этому способствуют периодические промежуточные промывки и ограничение скорости спуска колонны.

Поскольку перекос в резьбовых соединениях также ослабляет сопротивляемость труб наружному избыточному давлению, то при спуске обсадных колонн желательно использовать машинные ключи с контролируемым моментом и исключать недоворот резьбы или ее перекос.

Нарушение целостности обсадных колонн под действием растягивающих нагрузок может происходить при ликвидации прихватов, резкой посадке колонны на клинья во время спуска. Мерами профилактики являются:

-недопущение больших натягивающих нагрузок;

-регламентация скорости спуска колонны.

Особо следует выделить повреждение обсадных труб в результате действия бурильного инструмента. Это может происходить во время спускоподъемных операций, причем наибольшему износу колонна подвергается в зонах искривления, а также в верхней части колонны при подъеме инструмента, когда в результате снижения уровня жидкости в скважине, появляется «сухое» трение между муфтами инструмента и внутренней поверхность обсадной колонны. Следует иметь в виду, что износ обсадной колонны усиливается при неправильной центровке вышки. При спуске долот, особенно долот PDC, обсадные колонны могут фрезероваться.

Износ в верхней части обсадных колонн особенно опасен при их оборудовании ПВО, поскольку уменьшение толщины стенки может снизить допустимое критическое давление и привести к разрыву колонны при закрытом превенторе. Для уменьшения износа колонн можно рекомендовать применение защитных колец на долотах.

Применение смазочных добавок в промывочную жидкость и долив скважины при подъеме инструмента также будут уменьшать износ обсадных колонн. Износ возрастает при увеличении числа СПО.

В некоторых случаях, особенно, при бурении ротором, возможен отворот и падение нижней части предыдущих колонн.

297

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

17.8.2. Осложнения и аварии при цементировании

Осложнения при спуске обсадных колонн. Их признаками являются по-

садки, остановки во время спуска, недохождение колонны до забоя, прихваты и др. Поскольку причинами этих осложнений, чаще всего, может быть некачественная подготовка скважины к спуску колонны, то необходимо обратить особое внимание на этот этап подготовки к креплению скважины.

В некоторых случаях осложнения при спуске колонн могут быть вызваны нерациональным профилем скважины.

Признаками осложнений при приготовлении и закачке цементного раствора являются:

-нестабильная работа смесительных машин;

-резкое колебание плотности цементного раствора;

-нестабильная работа насосов. Это может быть вызвано:

-попаданием посторонних предметов в цемент и забивание отверстий, через которые цемент подается в зону смешения;

-образованием в смесительных машинах свода из цемента при его длительном хранении в бункере;

-неправильный подбор добавок, который может привести к «ложному» схватыванию цементного раствора;

-выпадение в осадок утяжелителя или всплытие облегчающих добавок;

-смешение между собой несовместимых типов цементов, например портландцемента и магнезиального цемента, из-за плохой очистки бункеров смесительных машин;

-поломка цементосмесительных машин.

Устранение указанных причин и будет основной профилактической мерой предупреждения рассматриваемого вида осложнений.

Признаками осложнений в процессе продавки цементного раствора

является аномальное давление на цементировочной головке (цементировочных агрегатах). При этом опасным является как повышенное, так и пониженное давление.

Низкое давление, резко отличающееся от расчетного, может свидетельствовать о возможности гидроразрыва какого-то пласта и поглощении цементного раствора, в результате чего уровень цементного раствора в затрубном пространстве не поднимается до проектной высоты.

Такими же признаками может проявиться и неправильный расчет объемов тампонажного раствора или продавочной жидкости. В последнем случае существует опасность оставления большого цементного стакана и неполучения сигнала «стоп».

Аномально высокое давление на цементной головке в процессе продавки может быть следствием неправильного подбора плотности цементного

298

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

раствора или принятия повышенного, против фактического, коэффициента кавернозности, и, как следствие, более высокого уровня «тяжёлого» тампонажного раствора.

Давление продавки может аномально возрастать при неправильном выборе режима продавки, плохой подготовке ствола скважины, осыпании стенок скважины. Преждевременное загустевание цементного раствора или его завышенные реологические параметры, обусловленные неправильным подбором химических реагентов, а также непредвиденные остановки при продавке, также могут привести к аномальному росту давлений.

Последствиями аномального роста давлений становятся преждевременная остановка продавки цементного растворы и оставление большого цементного стакана. Продолжение продавки при повышенном давлении может стать причиной гидроразрыва пласта со всеми его последствиями.

К осложнениям может привести неправильный выбор технологической оснастки, неправильный выбор рецептур буферной жидкости.

По данным Малеванского В.Д. около 50% нефтегазопроявлений, перешедших в открытые фонтаны, произошли в период ОЗЦ. Это связано с тем, что в процессе структурообразования гидродинамическое давление на пласт снижается и в определенный момент времени становится меньше, чем пластовое. Если к этому моменту цементный раствор не перешел в цементный камень, то возникает условие для поступления пластового флюида в затрубное пространство, которое в последующем может перейти в открытый фонтан.

17.9. Повышение качества крепления скважин

Качество крепления скважин всегда было «болевой» точкой для всех нефтедобывающих предприятий. Об этой проблеме начали говорить практически с первых работ по строительству скважин.

В большинстве нефтяных компаний в качестве показателей качественного крепления скважин при первичном цементировании принято:

-заполнение затрубного пространства скважин тампонажным раствором;

-сцепление цементного камня с обсадной колонной;

-сцепление цементного камня с горной породой;

-наличие перетоков по затрубному пространству после цементирования;

-отсутствие воды при освоении скважин.

Некоторые компании для оценки качества крепления скважин используют свои комплексные показатели, включающие кроме указанных характеристик и другие критерии.

Следует понимать, что качество крепления зависит от многих факторов, и решать эту проблему можно только при комплексном подходе [21].

299

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Факторы, определяющие качество цементирования

На качество цементирования влияют:

-свойства цемента;

-свойства цементного раствора;

-свойства цементного камня;

-технология цементирования;

-заполнение затрубного пространства скважин тампонажным раствором;

-сцепление цементного камня с обсадной колонной и породой. Влияние:

Тампонажный материал должен соответствовать геолого-техническим

условиям крепления скважин по температуре, области применения и по другим условиям, которые могут привести к преждевременному загустеванию раствора или ухудшению качества камня.

Плотность цементного раствора должна исключить поглощения или проявления при цементировании и должна обеспечивать необходимую высоту подъема в затрубном пространстве, при этом интервал продуктивного пласта и 300–500 м выше него должны цементироваться растворами нормальной плотности, не менее 1800 кг/м3.

Реологические свойства не должны вызывать большие гидродинамические давления в процессе продавки. Сроки схватывания и загустевания тампонажных растворов в продавке раствора должны соответствовать продолжительности цементирования.

Цементный камень должен быть низкопроницаемым и безусадочным для того, чтобы обеспечить необходимую герметичность затрубного пространства, при этом прочность камня должна быть не ниже требований ГОСТа и камень должен обладать определенной удароустойчивостью.

Технология цементирования должна обеспечить подъем цементного раствора на заданную высоту, исключить осложнения при цементировании и ОЗЦ.

Любые технологические операции, проводимые внутри обсадной колонны в период ОЗЦ, всегда будут ухудшать качество цементирования и, прежде всего, по данным АКЦ. К таким операциям можно отнести опрессовку обсадной колонны, разбуривание цементного стакана и муфты ступенчатого цементирования, перфорацию, гидроразрыв пластов и т.д.

Заполнение затрубного пространства тампонажным раствором зависит от нескольких факторов, одним из которых является положение обсадной колонны в скважине. В наклонно направленном и горизонтальном участках колонна прилегает к стенке скважины, образуя застойные зоны, имеющие нулевую скорость движения, из которой промывочная жидкость не будет удаляться (рисунок 17.43).

Многочисленные исследования показали, что эксцентричное положение обсадной колонны в скважине не позволяет равномерно заполнить за-

300

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

трубное пространство скважины, и поэтому в ней образуются защемленные зоны с невытесненным буровым раствором, существенно ухудшающие качество крепи.

Рисунок 17.43 – Влияние центрирования обсадной колонны и режима течения тампонажного раствора на эффективность заполнения кольцевого пространства

Применение различного типа центраторов позволяет центрировать обсадную колонну и лучше заполнить затрубное пространство цементным раствором, однако для этого необходимо применить их достаточно большое количество. Более эффективным является применение жестких центраторов, использование которых значительно усложняет процесс спуска обсадной колонны. При традиционном цементировании обсадная колонна находится в неподвижном состоянии, и поэтому в местах ее прилегания к стенке скважины или в суженных кольцевых зазорах образуются застойные зоны, ухудшающие качество крепления. В середине прошлого века Ахуновым С.М. была предложена технология цементирования обсадных колонн с их вращением. Позднее в НПО «Бурение» была разработана технология цементирования с расхаживанием обсадных колонн. Обе технологии позволяют существенно повысить качество крепления скважин за счет лучшего проникновения тампонажного раствора в защемленные зоны. Однако данные технологии достаточно сложно использовать в скважинах сложного профиля, скважинах с большими отходами забоя от устья и скважинах с низким качеством буровых растворов. В любом случае, увеличение количества центраторов на обсадной колонне будет способствовать повышению качества крепления скважин.

301

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Режим течения тампонажного раствора также влияет на степень замещения бурового раствора тампонажным. Еще в 1948 году Говардом и Кларком было показано, что при турбулентном течении обеспечивается максимальное (близкое к 100%) вытеснение промывочной жидкости цементным раствором, тогда как при ламинарном режиме степень вытеснения минимальна, и редко превышает 50%.

Анализ режимов цементирования показывает, что, к сожалению, чаще всего закачка и продавка цементного раствора проводятся с расходами, обеспечивающими именно ламинарный режим течения. Поэтому для его реализации при цементировании обсадных колонн применяют турбулизаторы или реагенты, изменяющиереологическиесвойстватампонажногораствора.

Был успешный опыт применения вибрационной технологии для получения ранней турбулентности тампонажных растворов и улучшения степени вытеснения растворов.

Вероятность наступления турбулентного режима повышается с возрастанием скорости потока, однако для этого необходимы большие скорости потока, которые не всегда могут быть реализованы на практике из-за опасности возникновения гидроразрыва пластов за счет повышения доли гидродинамической составляющей давления в кольцевом пространстве. Еще меньше вероятность турбулизации потока в зонах каверн, имеющих увеличенную площадь поперечного сечения по сравнению интервалами номинального диаметра. Поэтому применение турбулизаторов в оснастке обсадной колонны является необходимым.

Снижение реологических показателей тампонажных растворов также будет способствовать их турбулизации при течении, однако при этом могут ухудшиться седиментационная устойчивость раствора и измениться прокачиваемость растворов.

Роль буферных жидкостей в обеспечении качественного цементирования не подлежит сомнению. Основное назначение буферных жидкостей, помимо разделения потоков цементного и бурового раствора – повышение степени заполнения затрубного пространства, удаление глинистой корки и пленки бурового раствора со стенок скважины и обсадной колонны, и, как следствие, повышениесцепления цементногокамнясконтактирующимиповерхностями.

Для успешного выполнения указанных функций буферные жидкости должны отвечать определенным требованиям:

-плотность, находящаяся в пределах ρпж ˂ ρбж ˂ ρцр ;

-наличие структурных свойств;

-совместимость с контактирующими жидкостями;

-отсутствие воздействия на коллектор и горные породы;

-наличие отмывающих свойств;

-упрочнение фильтрационной корки;

-наличие оптимальной реологии: ηпж ˂ ηбж ˂ ηцр , τо пж ˂ τо бж ˂ τо цр ;

-устойчивость к отрицательным температурам;

302

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

-минимальная водоотдача;

-технологичность приготовления;

-доступность и низкая стоимость.

Всоответствии с этими критериями наименее эффективной буферной жидкостью является вода, хотя она, с некоторыми добавками, чаще всего применяется для этой цели.

Внастоящее время разработано большое количество рецептур буферных жидкостей. В частности, при использовании растворов на углеводородной основе рекомендовались органоминеральные жидкости, включаю-

щие КМЦ, сульфанол, Т-66, бентонит, барит, воду. Плотность этой жидкости доходила до 2000 кг/м3, и она широко использовалась при цементировании скважин на месторождении Тенгиз.

Для абразивного удаления глинистой корки имелся опыт применения буферных жидкостей, содержащих кварцевый, лессовый или керамзитовый песок. Опыт применения показал их эффективность, хотя существует опасность выпадения в осадок абразивного компонента во время вынужденных остановок при цементировании.

Также в качестве компонентов буферной жидкости применялись соли поливалентных металлов, обеспечивающих упрочнение неудаленной части глинистой корки за счет катионного обмена.

Наилучшее вытеснение буровых растворов обеспечивали вязко-упругие буферные жидкости на основе полиакриламида и сернокислого алюминия. Особенностью указанных систем является наличие в них нормальных напряжений, благодаря которым они эффективно удаляют застойные порции бурового раствора из каверн. В настоящее время их применение невелико, что связано со сложностью состава, длительностью приготовления и их деструкцией при прокачке через насосы цементировочных агрегатов.

Хорошую перспективу имеют сухие буферные смеси (порошки), позволяющие непосредственно перед цементированием приготовить буферную жидкость необходимой плотности и вязкости затворением буферного порошка в мерниках цементировочных агрегатов. Наиболее интересным

представляется разработанный в НПО «Бурение» буферный порошок БП100, с температурой применения до 100 оС [20].

Поскольку любая буферная жидкость не сможет выполнить все возлагаемые на нее функции, в последние годы широко начало практиковаться применение комбинированных буферных жидкостей, включающих несколько порций, функциональноеназначениекаждойпонятноизееназвания, например:

- отмывающую; - вытесняющую; - абразивную; - упрочняющую.

Объем каждой порции подбирают таким образом, чтобы она контактировала со стенками скважин не менее 3–5 мин.

303

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Список используемой литературы

1.Трубы нефтяного сортамента: справочник / под общей ред. А. Е. Сарояна. – 3

–е изд., перераб. и доп. – Москва : Недра, 1987. – 488 с.

2.Соловьев Е. М. Заканчивание скважин : учеб. для вузов / Е. М. Соловьев. – Москва : Недра, 1979. – 303 с. : ил.

3.Справочник бурового мастера. В 2 т. Учебно-практическое пособие. – Москва : Инфра-Инженерия, 2006.

4. Каталог ТМК Резьбовые соединения класса «премиум». Технические характеристики. Рекомендации по применению

5.Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. – Москва, 1997.

6.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности : РД 08-200-03.

– Москва: Госгортехнадзор РФ, 2003. – 161 с.

7.Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин : РД 39-00147001- 767-2000. – Москва, 2000. – 270 с.

8.Инструкция по расчету обсадных колонн для горизонтальных скважин. – Москва, 1998. – 69 с.

9.Басарыгин Ю. М. Заканчивание скважин. / Ю. М. Басарыгин, А. И. Булатов, Ю. М. Проселков. – Москва, 2000. – 668 с.

10.Булатов А. И. Справочник инженера по бурению: в 4 т./ А. И. Булатов, А. Г. Аветисов. – Москва : Недра, 1993-1996. – Т. 1–4.

11.Мильштейн В. М. Цементирование буровых скважин / В. М. Мильштейн. – Краснодар, 2003. – 375 с.

12.Совместимость растворов – ключ к повышению качества строительства скважин // Нефтегазовое обозрение Шлюмберже. – 1997. – С. 4–21.

13.Буровое оборудование : справочник : в 2 т. / В. Ф. Абубакиров [и др.]. – Москва : Недра, 2000. – Т. 1. – 270 с.

14.Агзамов Ф.А. Химия тампонажных и буровых растворов: учебное пособие / Ф. А. Агзамов, Б. С. Измухамбетов, Э. Ф. Токунова. – Санкт-Петербург :

Недра, 2011, 268 с.

15.Мчедлов-Петросян, О. П. Современные взгляды на процессы твердения цементов : сб. тр. ЮжГИПРОцемент / О. П. Мчедлов-Петросян // Новое в технологии и технике производства цемента. – Москва, 1963. – С. 153–181.

16.Невиль А. М. Свойства бетона : пер. с англ. / А. Невиль. - Москва : Стройиздат, 1972. - 344 с.

17.ГОСТ 26798.1-96. Цементы тампонажные. Методы испытаний – Введ. 1998– 01–10. – Москва : Изд-во стандартов, 1998.

18.ГОСТ 1581-96. Цементы тампонажные. Технические условия.

19.Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность. –Москва,

1999. – 36 с.

20.Ашрафьян М. О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях / М. О. Ашрафьян. – Москва : Недра, 1989. – 228 с. : ил.

21.Булатов А. И. Детективная биография герметичности крепи нефтяных и газовых скважин / А. И. Булатов. – Краснодар : Просвещение-Юг, 2008. – 767 с.

304

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ГЛАВА 18. ОСВОЕНИЕ, ИСПЫТАНИЕ, ОПРОБОВАНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ

Авторы-составители:

Овчинников В. П., Овчинников П. В., Фролов А. А., Уляшева Н. М.

18.1. Освоение скважин

Освоение скважины – особый технологический цикл, который в основном завершает ее строительство. Качество освоения и результаты последующей эксплуатации скважин зависят от того, насколько эффективно удается восстановить фильтрационные характеристики продуктивных пластов-коллекторов, сниженныхнастадияхпервичногоивторичноговскрытияпласта.

Под освоением скважин понимается комплекс проводимых работ по окончании бурения, крепления и перфорации (или капитального ремонта) с целью получения при оптимальных технологических режимах работы эксплуатационного пласта (объекта) максимального дебита нефти (газа) или лучшей приемистости пласта при закачке в него флюидов. Иногда освоение совмещают с гидроразрывом пласта, но это скорее исключение из правила.

Процесс освоения скважины заключается в возбуждении скважины, очистке прискважинной зоны пласта (ПЗП) от жидкости и прочих загрязняющих примесей, находящихся в стволе, в проведении необходимых работ для улучшения фильтрационной характеристики прискважинной зоны продуктивного пласта.

Сущность возбуждения скважины состоит в понижении давления на забое (в ПЗП), создаваемого столбом бурового раствора (или иной жидкости), различными способами до давления меньше пластового, чтобы обеспечить приток нефти или газа в скважину.

Понижение давления у забоя скважины может быть достигнуто следующими способами:

-заменой бурового раствора раствором меньшей плотности (разница в

плотности последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 500 кг/м3);

-заменой бурового раствора водой;

-снижением уровня жидкости в скважине (свабирование, поршневание);

-использованием аэрированных жидкостей и пенных систем;

-поршневанием с подкачкой газообразного агента;

-промывкой скважины (фонтанной) находящейся в стволе жидкостью

при практическом равенстве давлений пластового и в ПЗП.

При вызове притока флюидов из коллектора необходимо учитывать вещественный состав пласта, условия залегания, характер проявления вод др. Недоучет этих конкретных условий может привести к разрушениям слабосце-

305

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ментированной породы в приствольной зоне, нарушениям цементного кольца, деформацииэксплуатационнойколонны, прорывупостороннихводит.д.

Считают, что приток будет интенсивным при создании высоких депрессий на пласт, достигаемых за короткий промежуток времени, причем после начала притока рекомендуется некоторое время поддерживать форсированный режим работы скважины для хорошей очистки призабойной зоны пласта. В некоторых случаях (прочный пласт-коллектор, отсутствие подошвенной воды) подобный подход приемлем, но указанная точка зрения противоречит современным требованиям к освоению скважин. Результативность ее зависит от эффективности разрушения блокады в ПЗП. Вид блокады характеризует степень ущерба для продуктивного пласта и определяет эффективность воздействия, обеспечивающего прорыв этой блокады, восстановление продуктивности скважины (пласта). Категории блокады ПЗП классифицируются по степени загрязнения с учетом процессов, происходящих с той или иной интенсивностью в ПЗП при вскрытии пласта бурением.

Эти процессы неравнозначны, и оценить степень их влияния на фильтрационные характеристики пласта можно лишь при учете реальных горногеологических условий. Процессы, происходящие в ПЗП, систематизируют, как правило, по признакам воздействия. Движущей силой этих процессов являются:

-перепады давления на пласт и интенсивность их приложения;

-разность забойной и пластовой температур;

-результирующее давление физико-химических процессов, которые определяются наличием контракционного градиента, градиента напряжения, смачиваемости, электродвижущими силами и т.д.

Воздействие на ПЗП приводит к снижению подвижности агентов, насыщающих эту зону, к изменению структуры и объема фильтрующего пространства, что, в конечном счете, снижает продуктивность пласта.

Изменение структуры фильтрующего пространства характеризуется перераспределением размеров пор за счет физического проникновения дисперсной фазы буровых растворов. Это проникновение определяется соотношением размеров частиц твердой фазы и пор и характерно для поверхностных участков ствола, где происходит интенсивная кольматация с перераспределением пор по размерам.

Относительно более равномерное изменение объема фильтрующего пространства происходит в результате набухания, формирования или размывания адсорбционных и гидратных пленок на поверхности пор.

Существенное влияние на подвижность углеводородов в зоне проникновения оказывают перераспределение водонефтегазонасыщенности, наличие внесенных или сконденсированных в пластовых условиях веществ, находящихся во взвешенном состоянии.

Снижение подвижности жидких углеводородов в ПЗП, за зоной проникновения, происходит при снижении температуры и давления в около-

306