Строительство скважин с горизонтальным окончанием на малые глубины для добычи высоковязкой нефти и природных битумов методом парогравитационного дренажа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат наук Ахмадишин, Фарит Фоатович

• Ахмадишин, Фарит Фоатович
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Ахмадишин, Фарит Фоатович

Оглавление

Введение

Глава 1. Анализ технологий строительства скважин для добычи высоковязкой нефти и природных битумов с использованием термического воздействия на

продуктивные пласты

Выводы по главе 1

Глава 2. Исследование и разработка термоустойчивой крепи паронагнетательной скважины

2.1 Исследование крепи скважины на участке обсадной колонны, свободном от цементного камня

2.1.1 Расчет удлинения обсадной колонны при повышении температуры

2.1.2 Расчет осевого усилия, возникающего в ограниченной от осевого перемещения колонне при повышении температуры

2.1.3 Потеря продольной устойчивости незацементированных участков колонн при повышении температуры

2.1.4 Натяжение обсадной колонны для обеспечения равновесия с усилием сжатия, возникающим при повышении температуры

2.2 Исследование крепи скважины на участке обсадной колонны, сцепленной с цементным камнем

2.2.1 Постановка эксперимента

2.3.2 Методика проведения эксперимента и его результаты

Выводы по главе 2

Глава 3. Бурение горизонтальных стволов, расположенных друг над другом на расстоянии 5 м

3.1. Влияние пространственного взаиморасположения горизонтальных стволов на добычу скважин при применении метода парогравитационного дренажа

3.2.Неопределенность пространственного расположения ствола скважины и способы ее оценки

3.3 Бурение с применением метода магнитной локации

3.4 Трассы стволов пар скважин с выходом забоя на поверхность земли

Выводы по главе 3

Глава 4. Разработка технологии строительства скважин для добычи высоковязкой нефти и природных битумов

4.1 Особенности бурения скважин, связанные с геологическим строением Ашальчинского поднятия Ашальчинского месторождения ВВН и ПБ

4.2 Бурение и крепление скважин с выходом забоя на поверхность земли с применением буровой установки с вертикальной мачтой

4.3 Бурение и крепление горизонтальных скважин с применением наклонной буровой установки

4.4 Обоснование выбора вертикальной или наклонной буровой установки для бурения скважин с горизонтальным окончанием стволов

4.5 Цементирование с вращением эксплуатационной колонны

Выводы по главе 4

Основные выводы и рекомендации

Список использованных источников

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Строительство скважин с горизонтальным окончанием на малые глубины для добычи высоковязкой нефти и природных битумов методом парогравитационного дренажа»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы

Республика Татарстан обладает запасами высоковязкой нефти и природных битумов (ВВН и ПБ) свыше 1,4 млрд. т. Выявлено около 450 залежей, основная часть которых залегает на глубине 50-250 м.

В ПАО «Татнефть» разработана Программа промышленного освоения месторождений ВВН и ПБ, которая предусматривает бурение более 1500 скважин с горизонтальными окончаниями стволов, которые предназначены для добычи ВВН и ПБ методом парогравитационного дренажа.

Строительство скважин с горизонтальным окончанием ствола на малые глубины связано с рядом проблем - это бурение сквозь пресноводный комплекс подземных вод, осложненный поглощением бурового раствора; цементирование обсадных колонн в условиях поглощения бурового и цементного растворов; набор кривизны в малом вертикальном коридоре глубин и обеспечение расположения горизонтальных стволов друг над другом на расстоянии 5 м на длине горизонтального ствола в несколько сот метров; обеспечение полноты очистки горизонтального ствола от выбуренной породы; значительные напряжения в элементах конструкции скважины при воздействии паром на продуктивный пласт; обеспечение герметичности крепи скважины при нагнетании пара и др. Решение указанных проблем и выбор эффективных проектных решений строительства скважин для промышленной добычи ВВН и ПБ с использованием метода парогравитаци-онного дренажа является актуальной научно-технической задачей нефтедобывающей отрасли.

Степень разработанности темы

Совершенствованию конструкции вертикальных паронагнетательных скважин посвящены исследования А.Х. Фаткуллина, Р.Н. Дияшева, И.С. Катеева, Т.В. Сурковой, В.В. Бобровского. Формированию и работе цементного камня в паронагнетательных скважинах, повышению термостойкости цементного камня, исследованию свойств цементного камня при твердении в условиях низкой положительной температуры, роли цементного камня в повышении прочности обсад-

ной колонны посвящены работы В.А. Антонова, А.Н. Закхеева, О.П. Кольцова, С.В. Логвиненко, В.С. Данюшевского, Ф.А. Агзамова, В.П. Овчинникова, Г.С. Юзбашева, Л.Б. Измайлова, А.И. Булатова, Н.А. Сидорова и др. В работе В.Г. Голышкина, Т.Х. Замалиева, Н.И. Рылова, В.Г. Жжонова, Ю.В. Волкова, В.И. Зубарева, А.И. Куринова изложен опыт проектирования и строительства скважин с горизонтальными стволами, расположенными друг над другом на Мор-дово - Кармальском месторождении ВВН и ПБ. Теоретическую и практическую значимость при разработке проектов для строительства скважин, предназначенных для термических методов добычи нефти, имеют работы Д.Г. Антониади, И.И. Бекуха, А.Р. Гарушева. Разработке технологии вывода забоя на дневную поверхность при бурении горизонтальных скважин на битумные отложения посвящена диссертация Студенского М.Н. Создание способа парогравитационного дренажа (SAGD-Steam Assisted Gravity Drainage) и методов строительства парных скважин с горизонтальными стволами подробно изложены в монографии Р.М. Батлера. На Ярегском месторождении тяжелой нефти для добычи методом встречного SAGD совершенствовали технологию бурения скважин ученые Д.С. Лопарев, М.В. Чертенков, Г.В. Буслаев.

Однако в трудах вышеуказанных ученых не рассматривались следующие вопросы: компенсация термонапряжений в нецементируемых обсадных колоннах; влияние радиального расширения зацементированной обсадной колонны на устойчивость крепи скважины; обоснование критерия для выбора наклонной буровой мачты при строительстве скважин с горизонтальным окончанием на малые глубины; установление коридора допуска при бурении горизонтальных стволов, расположенных параллельно друг над другом; систематизация знаний для разработки проектных решений при строительстве скважин с горизонтальным окончанием на малые глубины для добычи ВВН и ПБ методом парогравитационного дренажа.

Цель работы

Целью диссертационной работы является разработка технологии бурения и крепления скважин с горизонтальным окончанием на малые глубины для промышленной добычи ВВН и ПБ методом парогравитационного дренажа.

Основные задачи исследований

1. Анализ строительства скважин, предназначенных для добычи ВВН и ПБ с применением термических методов воздействия на пласты Мордово-Кармальского и Ашальчинского месторождений ВВН и ПБ.

2. Исследование энергосиловых параметров крепи скважины при термическом воздействии.

3. Разработка способа и технических средств компенсации напряжений, возникающих в конструкциях скважин при добыче природных битумов с использованием метода парогравитационного дренажа.

4. Оценка влияния отклонения скважин с горизонтальным окончанием от проектного профиля на добычу и установление коридоров бурения для паронагнета-тельных и добывающих горизонтальных стволов.

5. Обоснование критерия выбора буровой установки с наклонной мачтой для строительства скважины с горизонтальным окончанием в зависимости от глубины залегания целевого пласта.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались путём анализа и обобщения опыта строительства скважин на Мордово-Кармальском, Ашальчинском месторождениях ВВН и ПБ, теоретических и экспериментальных исследований влияния термонапряжений на устойчивость конструкций скважин при паротепловом методе воздействия на продуктивный пласт.

Научная новизна

1. Адгезия цементного камня и контактное давление от радиального расширения стальной трубы при ее нагреве образуют суммарную силу сопротивления сдвигу трубы относительно цементного камня. Суммарная сила сопротивления

сдвигу стальной трубы при ее нагреве увеличивается при увеличении времени твердения цементного камня и длины зацементированной трубы.

2. Определены зависимости минимальной длины зацементированной трубы, необходимой для сохранения монолитности крепи, от перепада температуры и диаметра трубы.

3. Разработан способ сохранения устойчивости крепи скважин, предназначенных для парогравитационного метода добычи, путем их обсаживания цементируемыми и свободными от цементного камня колоннами, оснащенных устьевыми и забойными компенсаторами термонапряжений.

4. Установлена зависимость момента вращения эксплуатационной колонны от объема, закачиваемого в нее тампонажного раствора по прямому и обратному способам закачивания. Показано, что при применении обратного способа закачивания максимальный момент вращения эксплуатационной колонны при ее цементировании с вращением уменьшается на 35 % по сравнению с прямым способом закачивания.

Теоретическая и практическая ценность

1. Созданы основные принципы проектирования горизонтальных пар скважин для реализации парогравитационного дренажа в условиях месторождений ВВН и ПБ Республики Татарстан. Разработан РД 153-39.0-870-14 «Регламент бурения и крепления скважин с горизонтальным окончанием ствола на залежах сверхвязкой нефти».

2. Разработана проектная документация для строительства скважин на Ашальчинском месторождении ВВН и ПБ. Более 550 скважин построены с применением буровой установки с наклонной мачтой.

3. Разработано и применено при строительстве скважин с выходом забоя на поверхность земли на Ашальчинском месторождении ВВН и ПБ устройство (патент РФ № 2339809), которое обеспечивает герметизацию межколонного пространства и компенсирует напряжение в эксплуатационной колонне, возникающее при термическом воздействии на продуктивный пласт.

4. Разработаны и применены при строительстве скважин на месторождениях ВВН и ПБ ПАО «Татнефть» разъединительное и герметизирующее устройства для установки обсадного хвостовика - фильтра в скважине (патенты РФ № 2397309, 2420651). Разъединительное устройство позволяет вращать обсадной хвостовик - фильтр при перемещении его по горизонтальному стволу и разъединяться от бурильной колонны гидравлико-механическим способом. Герметизирующее устройство позволяет изолировать кольцевое пространство обсадного хвостовика - фильтра от выноса песка в скважину и компенсировать напряжения в обсадном хвостовике - фильтре при тепловом воздействии на пласт.

5. Установлены коридоры проводки паронагнетательного и добывающего стволов парных горизонтальных скважин с допускаемыми отклонениями от заданного профиля.

6. Установлен критерий - темп набора кривизны 2°/10 м или радиус набора кривизны 286 м для выбора наклона забуривания скважины с горизонтальным окончанием ствола. Определено, что для строительства скважин с горизонтальным окончанием стволов в продуктивном пласте, залегающим в диапазоне вертикальных глубин 80 - 286 м необходимо использовать буровую установку с наклоном мачты 45°, а для вертикальных глубин ниже 286 м - применять буровую установку с вертикальной мачтой.

7. Накопленная добыча к 1 февраля 2016 г. составила 1 млн. т битумной нефти.

Основные защищаемые положения

1. Методология проектирования строительства скважин для добычи ВВН и ПБ с применением метода парогравитационного дренажа для горногеологических условий месторождений Урало-Поволжья.

2. Технико-технологические решения по бурению и креплению скважин малой глубины 80-90 м с горизонтальным окончанием стволов длиной до 1200 м, расположенных друг над другом, и компенсации термонапряжений в их конструкциях при термическом воздействии на пласт.

3. Результаты теоретических и экспериментальных исследований влияния температуры нагрева зацементированной обсадной колонны на увеличение сил сопротивления сдвигу ее относительно цементного камня.

Достоверность результатов

Результаты исследований подтверждены данными стендовых экспериментов и апробацией их при строительстве и эксплуатации более 550 скважин Ашальчинского месторождения ВВН и ПБ.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-технических конференциях, посвящённых 50 и 60 летию ТатНИПИнефти (г. Бугульма, 2006 г. и 2016 г.); на ученых советах ТатНИ-ПИнефти; научно-технических советах и совещаниях в ПАО «Татнефть»; на международной научно-практической конференции «Строительство и ремонт скважин» (г. Москва, 2007 г.), на конференции «Новые технологии и безопасность при бурении нефтяных и газовых скважин» (г. Уфа 28-29.05.2009 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 8 работ, в том числе 4 статьи в ведущих рецензируемых научных журналах по списку ВАК РФ и 4 патента РФ на изобретения.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 38 наименований. Объем работы составляет 111 страниц, в том числе 59 рисунков, 14 таблиц.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН ДЛЯ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТЕРМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ

В отчете научно-исследовательской работы на тему «Разработка и проверка в опытных условиях методов извлечения битумных нефтей скважинным способом из залежей битумов Татарской АССР», выполненной под руководством Р.Н. Дияшева, А.Х. Фаткуллина, исследован опыт эксплуатации и усовершенствованы конструкции вертикальных паронагнетательных скважин на Мордово-Кармальском месторождении ВВН и ПБ. [1]

Опытная разработка Мордово-Кармальском месторождения ВВН и ПБ нагнетанием паровоздушной смеси в пласт началась в 1974 г. Были пробурены скв. 4К, 23К, 104К по конструкциям, приведённым на рисунке 1.1а, б, в.

Продуктивный пласт, расположенный в диапазоне малых глубин 70-100 м представлен слабо сцементированным песчаником, насыщенным малоподвижной сверхвязкой нефтью. Малая подвижность нефти связана, в том числе и с низкой +8°С температурой в пласте. В скважины периодически закачивался пар и воздух, скважины нагревались до температуры свыше +200°С.

В указанных скважинах продуктивный пласт в интервале 72-76 м оставлен забоем открытого типа.

В скв. 4К (рисунок 1.1а) интервал 0-72 м обсажен 245 мм обсадной колонной с цементированием на всю длину с применением тампонажного портландцемента (ГОСТ 1581-63) для «холодных» скважин. В составе 245 мм обсадной колонны установлен пакер-фильтр для создания непроницаемого цементного кольца в пространстве за 245 мм обсадной колонной. Продуктивный пласт пробурен долотом диаметром 214 мм и завершен забоем открытого типа без обсаживания. Нагнетание пара предусматривалось по 168 мм обсадной колонне. Пар нагнетали с помощью передвижной паронагнетательной установки (ППУ) производительностью 49-96 т/ч. В зависимости от режима работы ППУ и расхода пара давление на устье скважины составляло 1,5-2 МПа при температуре его в пределах 100-190°С.

Через 4 месяца после начала нагнетания пара произошел прорыв его по цементному кольцу. Термометрия показала, что пар проник в проницаемые пласты, залегающие в интервалах 60-64 и 16-20 м. Повторное нагнетания пара, проведенное после ремонтно - изоляционных работ, показало, что при данной конструкции скважины не обеспечивается герметичность зацементированного заколонного пространства, а пакер-фильтр не выполняет своего назначения [1].

В скв. 23К (рисунок 1.1б) продуктивный пласт пробурен долотом диаметром 151 мм с последующим обсаживанием его съёмным фильтром. Надпродук-тивный интервал 0-72 м обсажен 168 мм обсадной колонной с цементированием до перекрытия цементным раствором башмака 245 мм промежуточной обсадной колонны, которая установлена в интервале 0-65 м и зацементирована на всю длину. Для крепления 168 мм обсадной колонны использована цементно-песчаная смесь, имеющая повышенную устойчивость к термостарению, а для крепления 245 мм обсадной колонны использован цементный раствор, приготовленный из портландцемента для «холодных» скважин. В межколонном пространстве 168 мм и 245 мм обсадных колонн установлена 21,5 мм колонна труб (лифт) для возможности замены жидкости в целях предупреждения чрезмерного нагрева 245 мм промежуточной колонны. Пар предусматривалось нагнетать по НКТ диаметром 73 мм. Нагнетание пара непосредственно по промежуточной обсадной колонне привело к нарушению контактных связей цементного камня с обсадной колонной и породой из-за недостатка устойчивости крепи к термонапряжениям. У эксплуатационной колонны диаметром 168 мм нарушение контактных связей цементного камня с колонной и породой после пробной закачки пара отсутствовали. Однако при длительной эксплуатации наблюдался вынос песка в скважину вследствие потери устойчивости пород на необсаженном участке ствола. В скв. 104К (рисунок 1.1в) продуктивный пласт в интервале 72-88 м пробурен долотом диаметром 151 мм и оставлен открытым забоем. Надпродуктивный интервал 0-70 м обсажен 168 мм обсадной колонной с креплением в интервале 52-70 м термостойким цементным раствором, а интервал 52-0 м оставлен без цементирования, что позволяет свободно удлиняться вверх обсадной колонне при ее нагреве.

а б в г

Рисунок 1.1. Конструкции скв. 4К, 23К, 104К Мордово-Кармальского месторождения ВВН и ПБ и усовершенствованная конструкция проектной скважины

Герметизация межколонного пространства предусматривалось установкой специального сальника на устье скважины. В скважину пар предусматривалось нагнетать по теплоизолированным НКТ диаметром 73 мм, а воздух нагнетать по затрубному пространству НКТ. В ходе нагнетания в скважину пара при температуре на устье 140-190 °С по теплоизолированным НКТ в течение 2 сут температура на наружной поверхности теплоизолированной трубы изменилась от 24 до 30°С. Промысловые испытания показали эффективность использования теплоизолированных НКТ для защиты обсадной колонны от воздействия высоких температур [1]. Эксплуатировалась скв. 104К следующим способом. Вначале нагнетался пар и воздух, затем только воздух и добыча нефти велась фонтанным спосо-

-5

бом. После снижения дебита (дебит составлял до 0,68 м /сут нефти с обводненностью 9%) и прекращения фонтанирования для ее восстановления проводилась повторная закачка воздуха для поддержания окислительного процесса нефти, который сопровождается выделением тепла и С02. При длительной эксплуатации наблюдался вынос песка в скважину, нарушений контактных связей цементного камня с колонной и породой не произошло.

Р.Н. Дияшев, А.Х. Фаткуллин предложили усовершенствовать конструкцию паронагнетательной скважины, которая представлена на рисунке 1.1г. Забой в продуктивном пласте предусматривался закрытого типа. Вторичное вскрытие предусматривалось проведением кумулятивной перфорации. Забой закрытого типа должен был предотвратить пескопроявление в скважину при добыче. По указанной конструкции пробурена скв. 38 Мордово-Кармальского месторождения ВВН и ПБ, в которой проведён эксперимент с нагревом скважины в течение 8 часов путём циркуляции пара через 4 часа после ожидания затвердевания цементного раствора (ОЗЦ). Эксперимент показал, что нагрев и последующее остывание не повлияли на прочность связи цементного камня с породой и колонной, которая исследовалась с помощью акустической цементометрии. Однако скважина была законсервирована и сведения о предотвращении выноса песка в скважину при её эксплуатации отсутствуют.

Из вышеизложенного следует, что вопросы обеспечения герметичности крепи скважины при нагнетании в неё пара и предотвращения выноса песка в скважину при добыче были изучены недостаточно полно. Конструкции скважин носили экспериментальный характер, отличались друг от друга, для выбора единственно верного решения по конструкции требовались специальные исследования и расчеты, их проверка экспериментами.

Подобная ситуация изложена и в [2] - это неудовлетворительное техническое состояние паронагнетательных скважин на Гремихинском и Усинском месторождениях. Институт РосНИПИтермнефть в 1990-1992 гг. провел анализ технического состояния 15 паронагнетательных скважин на Усинском месторождении и 150 паронагнетательных скважин на Гремихинском месторождении. Ниже приведены характерные нарушения целостности крепи паронагнетательных скважин, выявленных при анализе их технического состояния.

Нарушения герметичности и целостности эксплуатационных колонн паро-нагнетательных скважин Гремихинского месторождения произошли в верхних частях, свободных от цементного камня. Более 75 % паронагнетательных скважин, охваченных анализом, зацементированы с недоподъёмом цементного раствора за эксплуатационной колонной на 50-70 м от устья скважины. Например, в скв. 858 свободном от цементного камня в интервале 0-53 м обсадные трубы лопнули вдоль на несколько метров, муфты тоже разорваны вдоль образующей после нагнетания пара в скважину.

Анализ результатов акустической цементометрии по паронагнетательным скважинам показал, что 35 % скважин имеют неудовлетворительный контакт цементного камня с обсадной колонной. Если в затрубном пространстве эксплуатационной колонны имеются разрывы сплошности цементного камня длиною в несколько метров, то такой незацементированный участок эксплуатационной колонны (рисунок 1.2), защемлённый по концам в цементном камне может испытать продольный изгиб при нагреве и растяжение при охлаждении. Так, например, если нагреть до температуры 200 °С незацементированный участок из 168 мм обсадных труб с толщиной стенки 8,9 мм, то в сечениях колонны может развиваться

продольное усилие 2200 кН. При таком усилии продольный изгиб наступит, если длина указанного участка обсадной колонны достигнет критической длины 7,9 м, рассчитанной по формуле Л. Эйлера [4]:

1 п2-Е-1

Ькр

100 д/ д2-Р-10'

м

(1)

где Ькр - критическая длина, ведущая к продольному изгибу, м; п - математическая константа 3,14; I - осевой момент инерции труб, см4; ^ - коэффициент приведения длины равный 0,5.

Подобное явление - продольный изгиб колонны - может иметь место и на устье скважины при жёстком закреплении 168 мм обсадной колонны, если цементный раствор не поднят до устья. Поэтому в [4] рекомендуется освобождать эксплуатационную колонну паронагнетательной скважины от закрепления на устье.

Рисунок 1.2. Схема работы незацементированного участка обсадной колонны при её нагреве

Анализом 15 паронагнетательных скважин на участке паротеплового воздействия ПТВ-2 Усинского месторождения выявлено, что из 30 обсадных колонн (245 мм и 168 мм обсадные колонны) 18 колонн, т.е. 60 % зацементировано с не-доподъёмом цементного раствора и некачественно. Отмечены негерметичность и многочисленные нарушения колонн. В 1990 г. на скв. 4049 при натяжении 168 мм эксплуатационной колонны, составленной из обсадных труб, изготовленных из группы прочности «Л» с толщиной стенки 8,9 мм произошел, вырыв резьбового соединения на глубине 244 м. В 1989 г. на скв. 6081 при натяжении 168 мм эксплуатационной колонны произошёл срыв резьбового соединения на глубине 535 м. Известно, что создание предварительного натяжения в обсадной колонне компенсирует усилие сжатия, возникающее при ее нагреве (рисунок 1.3а). Другой путь компенсации усилия сжатия - это обеспечение свободного удлинения колонны при её нагреве (рисунок 1.3б).

В [2] приведены рекомендации, направленные на повышение надёжности конструкции скважин.

1. При строительстве паронагнетательных скважин широко применять доступные способы снижения температурных напряжений в элементах конструкций скважин.

2. Стремиться зацементировать эксплуатационную колонну на всю длину, а в искривлённом стволе это условие считать обязательным.

3. Для цементирования термонапряжённых колонн применять термостойкий тампонажный материал.

В [2] проведена попытка оценки поведения цементного кольца в процессе нагрева крепи при закачке теплоносителя в пласт, а также изменение герметичности затрубного пространства во времени по мере воздействия на крепь термоциклической нагрузки. Существующие методы оценки дают возможность качественно оценить различные варианты состояния цементного камня. Аналитический метод предполагает некоторую идеализацию геометрии составной крепи, теплофи-зических свойств элементов крепи и не учитывает возможные изменения свойств элементов от нагрева.

а я

А I

а) предварительное натяжение усилием б) свободное перемещение от

термоудлинения РТ Рисунок 1.3. Способы компенсация усилия сжатия при нагреве обсадной колонны

Авторы [2] указывают, что предлагаемый аналитический метод не претендует на завершённость работы по изучению работы крепи скважин в условиях высоких температур. При нагнетании теплоносителя в пласт крепь паронагнетатель-ных скважин испытывает большую тепловую нагрузку. Высокая температура нагрева обсадной колонны (до 300-345 °С) снижает механические свойства стали и грузоподъёмность резьбового соединения. Например, при нагреве трубной ста-

17

ли группы прочности «Е» до 300°С предел текучести падает на 8 %, а группы прочности «Д» теряет до 24 % предела текучести. Цементный камень также снижает свою прочность с ростом температуры, особенно если в термостойкую цементную смесь попадают глинистые частицы или повышено водосодержание в смеси. Однако сама по себе высокая температура не так опасна для крепи паро-нагнетательной скважины, как перепад температуры в радиальном и осевом направлениях. Расчёты показывают, что при радиальном перепаде температуры более, чем 0,8°С на 1 мм в цементном камне-кольце появляются трещины. Экспериментальное изучение подтверждает расчётные данные. Цементное кольцо разрывают окружные растягивающие напряжения, которые появляются при радиальном перепаде температур в крепи паронагнетательной скважины. Появление трещин в цементном камне нарушает изоляцию в затрубном пространстве, что приводит к теплопотерям при закачке пара в пласт. Как правило, для цементирования паронагнетательных скважин применяются высокопрочные термостойкие составы. Однако эти составы не эффективны, если скорость набора перепада температур не ограничен. Поэтому прогрев скважины должен вестись постепенно, с увеличением температуры пара на 5°С за один час. Прочность крепи паронагнета-тельной скважины главным образом зависит от качества цементирования. Однако оценить в точности состояние зацементированного заколонного пространства невозможно. Геофизические методы исследования качества цементирования (АКЦ, СГДТ) лишь косвенно характеризуют состояние в затрубье. Поэтому авторы [2] отдают предпочтение расчётам для анализа качества цементного кольца. В [2] приведён расчёт прочности крепи - это цементное кольцо между 168 мм обсадной трубой и 245 мм обсадной трубой, который показывает, что нагрев 168 мм обсадной трубы до 260°С, сжимает цементное кольцо, но не достигает предела прочности цементного камня на сжатие. Но расчёт указанного цементного кольца без 245 мм обсадной колонны показывает, что сила растяжения, действующая от нагреваемой 168 мм трубы, превышает предел прочности цементного камня на сжатие. Согласно расчётам, цементное кольцо должно разрушиться.

Однако на практике цементная крепь, расположенная между горным массивом и обсадной колонной способна сохранять целостность и герметичность зако-лонного пространства паронагнетательной скважины. Указанному свидетельствует опыт строительства и эксплуатации паронагнетательных скважин Ашальчин-ского месторождения СВН, месторождений тяжёлой нефти Канады, Венесуэлы и др.

Формирование и работа цементного камня в паронагнетательных скважинах имеет свои особенности, которые наиболее полно изучены и изложены в [3,

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Ахмадишин, Фарит Фоатович, 2016 год

Список использованных источников

1. Катеев, И.С. Совершенствование конструкции паронагнетательных скважин для месторождений Татарской АССР / И.С. Катеев, Т.В. Суркова, В.В. Бобровский // РНТС Бурение. - 1980. - № 3. - С. 33-34.

2. Антониади, Д.Г. Проектирование и строительство скважин для термических методов добычи нефти / Д.Г. Антониади, И.И. Бекух, А.Р. Гарушев. - М. : Недра, 1996. - 112 с. : ил.

3. Изучение возможности использования тампонажных смесей на основе новороссийского портландцемента применительно к условиям паронагнетательных скважин / В.А. Антонов, А.Н. Закхеев, О.П. Кольцов, С.В. Логвиненко, И.М. Фельдман // Вопросы разработки нефтяных месторождений термическими методами : (сб. тр.) / НПО «Союзтермнефть», ВНИПИтермнефть. - М. : ВНИИО-ЭНГ, 1980. - С. 112-115.

4. Термостойкость цементного камня после длительного твердения при низких положительных температурах / С.А. Абрамов, А.Н. Закхеев, С.В. Логвиненко, А.А. Саенко // Теория и практика разработки нефтяных месторождений термическими методами : сб. науч. тр. / НПО «Союзтермнефть». - М. : ВНИИОЭНГ, 1985. - С. 89-91.

5. Владимиров, К.А. Влияние цементного кольца на величину сминающего давления для обсадных труб / К.А. Владимиров, А.А. Гайворонский, Г.С. Юзба-шев // РНТС Бурение. - 1963. - № 2. - С. 26-29.

6. Измайлов, Л.Б. Исследование и расчёт зацементированной части обсадных колонн / Л.Б. Измайлов. - М. : Недра, 1966. - 167 с.

7. Титков, Н.И. Высота подъёма цементных растворов в затрубном пространстве / Н.И. Титков, А.И. Булатов, Н.А. Сидоров // Нефтяное хозяйство. -1965. - № 4. -С. 36-39.

8. Строительство экспериментальных наклонно-горизонтальных скважин на отложения природного битума / В.Г. Голышкин, Т.Х. Замалеев, Н.И. Рылов, В.Г. Жжонов, Ю.В. Волков, В.И. Зубарев, А.И. Куренов // Высоковязкие нефти,

природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений : тр. науч.-практ. конф. 6 междунар. специализир. выст. «Нефть, газ-99», г. Казань, 89 сент. 1999 г. : в 2 т. - Казань : Экоцентр, 1999. - Т. 2. - С. 175-178.

9. Гимаев, И.Х. Совершенствование технологии добычи природного битума (на примере Мордово-Кармальского месторождения) : автореф. дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / И.Х. Гимаев ; ОАО «НПФ «Геофизика» ; науч. рук. док. техн. наук Ю.А. Гуторов. - Уфа, 2014. - 24 с.

10. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов = Horizontal Wells for the Recovery of Oil, Gas and Bitumen / Р.М. Батлер ; пер. с англ. А.А. Козина ; под ред. М.Н. Кравченко. - М. ; Ижевск : Институт компьютерных исследований : НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. - 535 с.

- (Библиотека нефтяного инжиниринга / ОАО «НК «Роснефть»).

11. Самигуллин, В.Х. Предупреждение и ликвидация осложнений при бурении горизонтальных скважин : автореф. дис. ... канд. техн. наук:05.15.10 / В.Х. Самигуллин ; УГНТУ. - Уфа, 1999. - 24 с.

12. Студенский, М.Н. Разработка и внедрение технологии строительства горизонтальных скважин на битумные отложения с выводом забоя на дневную поверхность: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 25.00.15 / М.Н. Студенский. - М., 2008. - 21 с.

13. Перспективы освоения альтернативных источников углеводородного сырья в Республике Татарстан / Р.С. Хисамов, А.Т. Зарипов, С.И. Ибатуллина, И.Ф. Гадельшина // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть».

- М. : ВНИИОЭНГ, 2009. - С. 58-67.

14. Руководство по расчету натяжки и допускаемого внутреннего давления в обсадных колоннах / М-во нефтедобывающей пром-сти СССР ; АзНИИбур-нефть. - Баку, 1965. - 32 с.

15. Патент РФ №2339809 Способ сооружения и эксплуатации паронагнета-тельной скважины [Текст] / Рахманов Р.Н., Ахмадишин Ф.Ф., Киршин А.В.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. -№2007109016/03; заявл. 12.03.2007; опубл. 27.11.2007, Бюл.№33.

16. Гадельшина, И.Ф. Влияние геолого-физических условий размещения горизонтального ствола на эффективность эксплуатации парогравитационным методом / И.Ф. Гадельшина, М.З. Гарифуллин, А.Т. Зарипов // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». - Казань : Центр инновационных технологий, 2013. - Вып. 81. - С. 220-233.

17. Исаченко, В.Х. Инклинометрия скважин / В.Х. Исаченко. - М. : Недра, 1987. - 216 с.

18. Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин / А.С. Повалихин, А.Г. Калинин, С.Н. Бастриков, К.М. Солодкий ; под общ. ред. А.Г. Калинина. - М. : ЦентрЛитНефтеГаз, 2011. - 645 с.

19. Wolff, C.J.M. Borehole Position Uncertainty - Analysis of Measuring Methods and Derivation of Systematic Error Model [Electronic resource] / C.J.M. Wolff, J.P. de Wardt // Journal of Petroleum Technology. - 1981. - V. 33, № 12. - P. 2338-2350. -Mode of access : http://dx.doi.org/10.2118/9223-PA.

20. Ропяной, А.Ю. Влияние погрешности измерения телеметрических навигационных систем на допуск траектории ствола скважины / А.Ю. Ропяной, В.З. Скобло // Бурение и нефть. - 2004. - № 10. -С. 34-37.

21. Совершенствование технологии бурения скважин при разработке Ярег-ского месторождения тяжелой нефти методом встречного SAGD / Д.С. Лопарев, М.В. Чертенков, Г.В. Буслаев, А.А. Юсифов, А.В. Клявлин // SPE-171275-RU, Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE по разведке и добыче, 14-16 октября, 2014, Москва, Россия.

22. Зарипов, А.Т. Создание и исследование комплекса технологий для эффективной разработки мелкозалегающих залежей тяжелой нефти с применением термического воздействия на продуктивный пласт : автореф. дис. ... док. техн. наук: 25.00.17 / А.Т. Зарипов ; ТатНИПИнефть ; науч. конс. док. техн. наук, проф. Р.Р. Ибатуллин. - Бугульма, 2015. - 50 с.: ил.

23. Оганов, С.А. Технология бурения наклонно направленных скважин с большим отклонением забоя от вертикали / С.А. Оганов, Г.С. Оганов. - М.: ВНИИОЭНГ, 2008. - 219 с.

24. Зарипов, А.Т. Совершенствование разработки месторождений тяжелых нефтей тепловыми методами с использованием горизонтальных технологий (на примере Ашальчинского месторождения) : автореф. дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / А.Т. Зарипов ; ОАО «Татнефть» ; ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2006. -24 с. : ил.

25. Государственный доклад о состоянии природных ресурсов и об охране окружающей среды Республики Татарстан в 2012 году [Электронный ресурс] / Министерство экологии и природных ресурсов РТ. - Казань, 2013. - 275 с. - Режим доступа: http://eco.tatarstan.ru/rus/file/pub/pub 184312.pdf.

26. Об утверждении Стратегии развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на период до 2030 года : Закон РТ от 17.06.2015 № 41-ЗРТ [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://1997-2011.tatarstan.ru/files/laws/laws 71367.pdf

27. Патент РФ № 2420651 Разъединительное устройство для установки хвостовика в скважине [Текст] / Зубарев В.И., Ахмадишин Ф.Ф., Куринов А.И., Рахманов Р.Н., Хазиев Р.Ф., Киршин А.В.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - №2010105108/03; заявл. 12.02.2010; опубл. 10.06.2011, Бюл.№16.

28. Патент РФ №2397309 Узел герметизации хвостовика в горизонтальной скважине [Текст] / Ахмадишин Ф.Ф., Рахманов Р.Н., Киршин А.В., Багнюк С.Л., Куринов А.И.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - №2009135783/03; заявл. 25.09.2009; опубл. 20.08.2010, Бюл.№23.

29. Коваленко, К.В. Неопределенность пространственного расположения скважины и способы ее оценки / К.В. Коваленко // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. - 2011. - №4. - С. 10-13.

30. Данюшевский В.С. Проектирование оптимальных составов тампонаж-ных цементов. - М.: Недра, 1978. - 293 с.

31. Агзамов, Ф.А. Долговечность тампонажного камня в коррозионно-активных средах / Ф.А.Агзамов, Б.С.Измухамбетов. - СПб.: ООО «Недра», 2005. -318 с.

32. Овчинников, В.П. Разработка специальных тампонажных композиций и технологии подготовки ствола скважины для разобщения пластов в различных термобарических условиях: автореф. дис. ... док. техн. наук: 05.15.10 / В.П. Овчинников ; УНИ. - Уфа, 1992. - 47 с.: ил.

33. Овчинников, П.В. Специальные тампонажные материалы для низкотемпературных скважин / П.В.Овчинников, В.Г.Кузнецов, А.А. Фролов,

B.П.Овчинников, А.А.Шатов, В.И. Урманчеев. - М.: Недра, 2002. - с.115.

34. Патент РФ № 2570696 Устройство для цементирования обсадной колонны труб в скважине [Текст] / Ахмадишин Ф.Ф., Куринов А.И., Киршин А.В.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им.В.Д.Шашина. -№2014150133/03; заявл. 10.12.2014; опубл. 10.12.2015, Бюл.№34.

35. Ахмадишин Ф.Ф. Бурение в режиме скольжения / Ф.Ф. Ахмадишин, А.И. Куринов, В.Э. Видавский, Д.Ю. Сухов // Бурение и нефть. - 2007. - № 5. - С. 40-41.

36. Ахмадишин Ф.Ф. Проблемы горизонтального бурения на залежи битумов / Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.Г. Ибрагимов, М.Н. Студенский, Ф.Ф. Ахмадишин,

C.А. Оганов, В.И. Зубарев // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 7. - С. 30-33.

37. Ахмадишин Ф.Ф. Погрешности измерений инклинометрических параметров при бурении параллельных скважин / Ф.Ф. Ахмадишин, В.П. Чупров // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 4. - С. 68-70.

38. Ахмадишин Ф.Ф. Перспективы развития технологии строительства скважин для добычи сверхвязких нефтей и природных битумов / Н.Г. Ибрагимов, Ф.Ф. Ахмадишин, Р.Р. Ибатуллин, Г.С. Абдрахманов, М.И. Амерханов, А.Р. Ис-хаков // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 7. - С. 52-53.