Исследования по повышению качества цементирования скважин и сохранению свойств продуктивных пластов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Шляховой, Дмитрий Сергеевич

• Шляховой, Дмитрий Сергеевич
• кандидат технических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат технических наук Шляховой, Дмитрий Сергеевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. Анализ состояния изученности вопроса и факторов, влияющих на загрязнение призабойной зоны пласта в процессе цементирования скважин.

1.1. Важнейшие причины снижения качества крепления скважин.

1.2. Влияние контракционных эффектов на качество крепления скважин и пути их снижения.

1.3. Методы снижения контракционных эффектов при креплении скважин.

1.4. Флюидообмен в системе «проницаемый пласт - тампонажный состав» как один из главных факторов, снижающих качество крепления и конечную продуктивность скважины.

1.5. Факторы, влияющие на флюидообмен в системе «проницаемый пласт - тампонажный состав».

1.6. Методы снижения фильтратоотдачи тампонажных растворов.

Их анализ.

1.7. Реагенты - понизители водоотдачи. Их преимущества и недостатки.

1.8. Проблемы несоответствия лабораторных испытаний понизителей водоотдачи и их фильтрации в условиях реальных коллекторов и вытекающие из этого новые требования к реагентам - понизителям водоотдачи.

ВЫВОДЫ ПО 1-й ГЛАВЕ.

ГЛАВА 2. Методика исследований и экспериментальные данные по влиянию реагентов - структурообразователей на загрязнение продуктивных пластов.

2.1. Методика исследований и экспериментальная установка по определению влияния химических реагентов серии «Крепь» на контрак-ционные эффекты твердеющего тампонажного раствора.

2.2. Методика исследований и экспериментальная установка по определению взаимосвязи перепада давления и расхода при течении фильтрата тампонажного раствора в узких кольцевых зазорах.

2.3. Результаты опытов по определению взаимосвязи перепада давления и расхода при течении фильтрата тампонажного раствора в узких кольцевых зазорах.

ВЫВОДЫ ПО 2-й ГЛАВЕ.

ГЛАВА 3. Экспериментальные данные микрореологических исследований фильтрата тампонажного раствора, содержащего различный процент добавки реагента — структурообразо-вателя «Крепь-1».

3.1. Исследования глубины проникновения жидкой фазы тампонажного раствора в поровое пространство кернов.

3.2. Экспериментальные данные по влиянию добавок серии «Крепь» на контракционные эффекты твердеющего тампонажного раствора.

3.3. Математическая обработка экспериментальных данных по определению градиента начала фильтрации и начального напряжения сдвига при течении фильтрата тампонажного раствора в узких кольцевых каналах.

3.4. Определение пластической вязкости и динамического напряжения сдвига при течении фильтрата тампонажного раствора в узких кольцевых каналах. Методика расчётов.

3.5. Течение фильтрата тампонажного раствора в узких кольцевых каналах с точки зрения теории фильтрации.

3.6. Вопрос течения фильтрата тампонажного раствора в условиях проницаемого пласта скважины.

3.7. Исследование влияния температуры на основные реологические показатели при течении фильтрата тампонажного раствора в узких щелевых каналах.

3.8. Выявление математической зависимости влияния температуры на основные реологические показатели при течении фильтрата тампонажного раствора в узких щелевых каналах.

ВЫВОДЫ ПО 3-й ГЛАВЕ.

ГЛАВА 4. Совершенствование технологии цементирования с использованием новых технических средств.

4.1. Проблема разбуривания составных цементировочных пробок и пути её решения.

4.2. Предложенный путь решения данной проблемы.

4.3. Пример расчёта предлагаемого устройства, аналогичного зубчатой муфте.

4.4. Описание работы предлагаемого устройства.

ВЫВОДЫ ПО 4-й ГЛАВЕ.

ГЛАВА 5. Результаты практической реализации технологических разработок.

5.1. Широкое применение реагентов серии «Крепь» на месторождениях Западной Сибири.

5.2. Применение реагентов Сибирской Геофизической компанией.

5.3. Применение реагентов Сибирской Сервисной компанией.

5.4. Данные по обработке промысловых результатов использования реагентов серии «Крепь» на Приобском месторождении.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследования по повышению качества цементирования скважин и сохранению свойств продуктивных пластов»

Проблема повышения качества заканчивания скважин особенно актуальна в условиях АНПД или при давлениях в пласте, близких к гидростатическим, так как низкопроницаемые коллектора подвергаются сильному загрязнению компонентами технологических жидкостей. Кольматация пласта зачастую приобретает необратимый характер, эксплуатация скважин ведется с пониженным дебитом.

При первичном вскрытии коллекторов и последующем заканчивании скважин одним из главных требований является максимальное сохранение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП). Оценка качества проектов на скважину базируется на определении показателя ОП, представляющего собой отношение фактической продуктивности скважины к потенциально возможной. Все без исключения технологические жидкости, применяемые при строительстве и заканчивании скважин, в той или иной мере оказывают отрицательное влияние на проницаемость продуктивных пластов.

Резкое уменьшение проницаемости вызывает переупаковка частиц, происходящая при изменении концентрации и состава растворенных в жидкости веществ, а также процессы кольматации. Причем отличия уже начинают сказываться при течении по относительно крупным каналам. В случае гидрофильных поверхностей раздела фаз, это в первую очередь связано с изменением свойств I фильтруемой жидкости в граничных слоях в результате активного действия поверхностных сил. В связи с этим возможно предположить, что граничные со стенкой канала слои жидкости обладают упругостью формы, то есть измеримым модулем сдвиговой упругости, приводящей к отклонению от линейного закона фильтрации.

Немаловажное значение приобретают вопросы рациональной технологии заканчивания скважин, включающей выбор типа бурового раствора, обоснование конструкций скважин, способы предупреждения загрязнения продуктивного пласта компонентами технологических жидкостей (бурового и цементного раствора, жидкости перфорации и обработки), а также способы защиты пластов от воздействия фильтрата тампонажного раствора. К настоящему времени получены многочисленные экспериментальные данные, свидетельствующие о заметных отклонениях водных растворов электролитов от закона Дарси в тонкопористых средах. В скважинных условиях наличие в фильтрате цементного раствора неорганических структурообразователей, должно приводить к резкому росту параметров жидкости в микроканалах за счёт образования высокоструктурированных гелей, образующихся при гидролизе ассоциированных полиядерных гидрокомплексов. Защита пласта от загрязнения и сохранения его коллекторских свойств решается на основе принципа сохранения равновесия фаз в поровом пространстве.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Шляховой, Дмитрий Сергеевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Исследованы свойства фильтрата и тампонажного раствора с тиксотроп-ными реагентами — структурообразователями в узких зазорах, что указывает на их эффективность и позволяет судить о положительном влиянии данных составов на продуктивный пласт:

- исследованы аномалии течения фильтратов цементного раствора, содержащего реагент-структурообразователь «Крепь-1»;

- благодаря разработанной математической методике, определены зависимости течения, вычислены основные реологические параметры фильтрата в щелевых зазорах различной раскрытости;

- исследована зависимость изменения реологических параметров фильтратов от температуры и определены законы изменения этих параметров от температуры.

2. Подтверждены неньютоновские и фильтрационные аномалии фильтратов тампонажных растворов в пористой среде с капиллярами микроскопических размеров, что важно для прогнозирования загрязнения прискважинной зоны продуктивных пластов:

- наличие у фильтратов цементного раствора ГНФ, значительно растущего с уменьшением щелевого зазора, согласно формуле (3) приводит к самоограничению поступления фильтрата в естественные щели и трещины продуктивного пласта, способствуя тем самым сохранению его коллекторских свойств в процессе цементирования скважины, что в конечном итоге положительно сказывается на продуктивности скважины.

3. Показана эффективность применения реагента структурообразователя «Крепь-1» в качестве добавок регуляторов фильтрации тампонажных растворов.

4. Дополнены и сформулированы требования к тампонажным составам по изолирующей способности(загущение не жидкости затворения, а самого тампонажного раствора).

5. Разработана и применена цементировочная пробка, снабженная фиксирующим от вращения устройством, аналогичным зубчатой муфте, исключающая серьезные осложнения в скважине по причине образования дефектов в колонне, в результате механического воздействия долота на стенки обсадной трубы над пробкой. (Патент Р.Ф. 2200824.)

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Шляховой, Дмитрий Сергеевич, 2009 год

1. Барановский В. Д., Булатов А. И., Крылов В. И. Крепление и цементирование наклонных скважин. М.: Недра, 1983, 387 с.

2. Булатов А. И., Обозин О. Н., Куксов А. К. Возникновение каналов в за-трубном пространстве скважин после цементирования. Газовая промышленность, 1970, №2, с. 3-6.

3. Куксов А. К., Черненко А. В. Влияние невытесненного бурового раствора и глинистой корки на качество разобщения пластов. Нефтяное хозяйство, 1984, №2, с. 23-25.

4. Рябова Л.И. Тампонажные растворы повышенного качества. / Бурение и нефть. -2003.- С.30-32.

5. Аракелян A.A. О контракции тампонажного раствора-камня.// Тр. ВНИ-ИКР нефти,- «Вопросы крепления скважин», Краснодар, 1983,С 34-40.

6. Юсупов И. Г., Голышкина Л. А., Катеев И. С. Повышение герметичности контактных зон цементного кольца. М., ВНИИОЭНГ, 1980, 35 с.

7. Шарафутдинов 3.3., Чагодаев Ф.А., Шарафудинова Р.З. /Буровые и тампонажные растворы. Теория и практика.// Санкт-Петербург: Профессионал, 2006, 700 с.

8. Каримов Н. X. Повышение прочности контакта цементного камня с обсадной колонной и породой на основе применения расширяющихся цементов. Нефтяное хозяйство, 1985, №11.

9. Кравченко И. В., Кузнецова Т. В., Власова М. Т., Юдович Б. Э. Химия и технология специальных цементов., М., Стройиздат, 1979, 207 с.

10. Каримов Н. X., Данюшевский В. С., Рахимбаев Ш. М. Разработка рецептур и применение расширяющихся тампонажных цементов, М., ВНИИОЭНГ, 1980, 51 с.

11. Самолаева Т. Н., Шустров В. П., Прохоров В. X. Магнезиальные цементы для крепления скважин ПХГ. Газовая промышленность, 1999, №9, с. 30.

12. Агзамов Ф. А., Каримов Н. X., Измухамбетов Б. С., Кульмурзин К. С. Некоторые принципы получения расширяющихся тампонажных цементов. Интервал, 2002, №4, с. 27- 30.

13. Кузнецова Т.В. Алюминатные и сульфоалюминатные цементы,-М. :Стройиздат, 1986.-С.206.

14. Рябова Л.И. Получение тампонажных растворов с нулевым водоотделе-нием // Нефтяное хозяйство.-1996.- №7.- с. 17-19.

15. Здоров Ф.Г., Нижник А.Е. О влиянии цементирования на фильтрационную характеристику продуктивных пластов./Шефтяное хозяйство.-1978.-№10. С 26-28.

16. Рябоконь С.А., Рябова Л.И. Повышение продуктивности скважин посредством внедрения комплексной технологии заканчивания скважин ./ Бурение и нефть, 2006, декабрь, стр. 10-14.

17. Комлева С.Ф. Каримов И.Н. Способ получения тампонажных материалов с пониженной водоотдачей//Наука и технология углеводородных дисперсных систем: материалы второго международного симпозиума.-Уфа,2000.-Т.1-С.92-93.

18. О влиянии фильтрата тампонажного раствора на проницаемость коллекторов /Обозин О.Н.,Савинок Н.Б. и др.// Тр. ВНИКр нефть «Технические средства, материалы и технология крепления скважин.-1986-с.46-101.

19. Влияние состояния глинистой корки на фильтратоотдачу тампонажного раствора в коллектор/ Обозин О.Н., Кориков А.Ф. , Дерновой В.П.,Чухрай Н.В.// Тр.ВНИИКРнефть.- Качественное крепление и управление свойствами цементного камня.-1985.-е.- 97-99.

20. Яковенко В.И., Шурыгин М.Н.Экспериментальная оценка влияния процесса цементирования скважин на их относительную продуктивность.//НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море»-1999-С.44-46.

21. Гиматудинов Ш. К. и др. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982.-312 с.

22. Рябоконь С. А., Рябова Л.И./ Влияние процесса цементирования скважин на продуктивность пласта// ТР. ОАО НПО «Бурение»/современная техника и технология заканчивания скважин и бурения боковых стволов, Краснодар, вып. 15 ,2006. С.41-61.

23. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. РД 39-00147001767-2000. М.: ОАО «Газпром», 2000, с. 278.

24. А.А.Фролов. Совершенствование технических средств и технологий для цементирования газовых скважин месторождений Крайнего Севера. Тюмень, 2000, е. 162.

25. S. R. Keller, R. J. Crook at al. Deviated wellbore Cementing. Journal of Petroleum Technology, 1987. - Vol. 39, N 8. - P. 955 - 960.

26. Патент США № 4, 305, 758. Powers G.A. Smith R.C.

27. Черненко A.B./ К вопросу о регламентации водоотдачи тампонажных растворов.// Труды ОАО НПО «Бурение».- Вып. 14 -Разведочное бурение на суше и континентальном шельфе России-Краснодар-2005г.-с.144-153.

28. Рахимбаев Ш.М. регулирование технических свойств тампонажных растворов. Ташкент: Фан, с. 104.

29. Ашрафьян М.О., Кривошей A.B., Рябова Л.И. /Рецептуры тампонажных растворов для установки цементных мостов с ускоренным набором прочности с целью сокращения времени ОЗЦ// Тр. НПО «Бурение». Вып. №15.2005.с 210-213.

30. Пути повышения герметичности затрубного пространства при креплении глубоких скважин.// Бурение: ОЗЛ ВНИИОЭНГа.-1977. 38 с.

31. Мирзоев Х.Б., Сулейманов Э.М., Бабаев С.Д. Цементирование скважин в условиях опасности флюидопроявлений в период ОЗЦ.// Азербайджанское нефтяное хозяйство. -1984. №3. с 19-22.

32. Тампонажные составы с повышенной прочностью камня./ Меденцев В.М., Куксов А.К., Ашрафьян М.О.//НТЖ/ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1997.-№8-9, с 26-28.

33. Цементирование скважин тампонажными растворами с высокими изолирующими свойствами./ Ашрафьян М.О., Куксов А.К., Гринько Ю.В.//Нефтяное хозяйство, 2002. -№3. с 29-31.

34. Катенев Е.П., Новохатский Д.Ф. Шлаковые растворы с пониженной водоотдачей. ВНИИТЭнефтегаз; Бурение, 1965.

35. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. Под ред. А.И.Булатова. М.: Недра, 1981, с. 64.

36. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М.: Недра, 1982, 121 с.

37. Леонидова А.И. К вопросу исследования водоотдачи растворов из тампонажных цементов. Автореф. Дисс.канд.техн.наук, 1966.

38. Леонидова А.И., Соловьев Е.М. К исследованию фильтрации цементного раствора. Изв. вузов: Нефть и газ, 1961, № 10. с.24.

39. Паус К.Ф. Буровые промывочные жидкости. М.: Недра, 1967, 207 с.

40. Булатов А.И., Гень О.П., Новохатский Д.Ф., Сидоров H.A. Химические реагенты для регулирования свойств тампонажных растворов. М.: ВНИИОЭНГ, 1984, 442 с.

41. Рябоконь С.А., Ашрафьян М.О., Гринько Ю.В. Седиментационно устойчивые тампонажные составы для цементирования горизонтальных и пологих сква-жин//Нефт. хоз-во, 2003.- № 4.-е. 98-101.

42. Ахмедов К.С., Погорельский К.В. К получению новых полимерных препаратов для искусственного структурообразования почв и других дисперсных систем. — Узбекский химич.журн., 1962, № 2. (11).

43. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб. пособие для вузов. М.: ОАО "Издательство Недра, 1999. - 424 с.

44. Балицкая З.А. и др. Влияние меламиноформальдегидной смолы на свойства тампонажных растворов. Нефт. хозяйство, 1982, № 3. с. 28-30.(19).

45. Перейма A.A. Разработка Тампонажных материалов и технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в осложнённых горногеологических условиях. Автореф. Дисс.док.техн.наук, 2009.

46. Кондрашёв О.Ф. Физико-химические основы регулирования изолирующих свойств безглинистых полисахаридных буровых растворов. Автореф. Дисс.док.техн.наук, 2005.

47. Комлева С.Ф., Измухамбетов Б.С., Кондрашёв О.Ф., Ногаев H.A. Тампонажные растворы с пониженной водоотдачей. Уфа.: Монография, 2008, 188 с.

48. Поверхностные силы в тонких пленках и дисперсных системах. Сборник докладов IV конференции по поверхностным силам. М., Наука, 1972.

49. Воюцкий С. С., Курс коллоидной химии, М.: Просвещение, 1975; 387с.

50. Ляликов Ю. С., Физико-химические методы анализа, 5 изд., М., 1974; .321с.

51. Пиккеринг У.Ф., Современная аналитическая химия, пер. с англ., М., 1977; .-425с.

52. Фролов Ю.Г. Коллоидная химия: Учебник для вузов. 3-е изд., стер., испр. - М.: Альянс, 2004; - 358с.

53. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии: Учебник. Л.: Химия, 1995;472с.

54. Щукин Е.Д., Перцов A.B., Амелина Е.А., Коллоидная химия, Л.: Химия, 2004; 444 с.

55. Агзамов Ф.А., Морозов Д.В. Применение биополимеров для водоизоля-ции пластов // Нефтегазовое дело, 2008. Материалы XII региональной научно-технической конференции «Вузовская наука — Северо-Кавказскому региону».

56. Патент № 2015154 РФ. Тампонажный состав./ Шарипов А.У.; Долганская С.И.; Рябова Л.И.; Клявин P.M.; Андресон Б.А. Бюл. №14, 1994.

57. Булатов А. И. Формирование и работа цементного камня в скважине. М. Недра. 1990. -409с.

58. Патент № 1078333. Установка для определения кинетики контракции вяжущих материалов. / A.A. Аракелян. Бюл. №33, 1982.

59. Современные технологии и технические средства длякрепления нефтяных и газовых скважин. Под редакцией д.т.н., профессора Рябоконя С.А. Краснодар: Просвещение-Юг, 2003. - 366с.

60. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. — М.: Недра, 1989.— 270 с.

61. Шищенко Р.И., Есьман Б.И. Практическая гидравлика в бурении. . — М.: Недра, 1966. 320 с.

62. Мирзаджанзаде А.Х., Караев А.К., Ширинзаде С.А. Гидравлика в бурении и цементировании нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1977. 382с.

63. Рябова Л.И., Шляховой Д.С., Тимофеева Е.В.Объемные изменения цементного раствора и камня, влияющие на качество цементирования скважин, «Нефтяное хозяйство», М.,2008, №2, с. 40-42.

64. Гришин В.К. Статистические методы анализа и планирования экспериментов. М.: МГУ, 1975.

65. Джонсон Н., Лион Ф. Статистика и планирование эксперимента в технике и науке М.: Мир, 1980.

66. Зайдель А.Н. Элементарные оценки ошибок измерений. Л.: "Наука", 1967.

67. Громыко Г.Л. Статистика. — М.: МГУ, 1981.

68. Гусарев В.М. Теория статистики. -М.: ЮНИТИ, 1998.

69. Ефимова М.Р., Петрова Е.В., Румянцев В.Н. Общая теория статистики. М, 1996.

70. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. М., Недра, 1989.

71. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. М., Недра, 1987.

72. Краткая химическая энциклопедия. Том 1. Под редакцией Бахаровского Г.Я. М., Советская энциклопедия, 1961.

73. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник М.: Недра, 1990, 382 с.

74. Левин Е. М., Ваулин В. В. Спуск и подвеска хвостовиков при креплении скважин. Грозный, Чечено-Ингушское книжное изд-во, 1970, 127 с.

75. Патент №2200824 РФ. Нифантов В.И., Шляховой С.Д., Бахарцев В.А., Шляховой Д.С. Устройство для цементирования обсадной колонны. БИ № 8, 2001 (17).

76. Детали машин. Расчет и конструирование. Справочник, том. 1. Под ред. Н.С. Ачеркана. М., "Машиностроение", 1968 г.

77. ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия.

78. Атгараев В.Ф. Совершенствование технологии цементирования скважин на примере месторождений ООО "РН-Юганскнефтегаз" : Автореф. дисс. кандидата технических наук : 2008.