Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и разработка комплекса технико-технологических решений, обеспечивающих повышение качества строительства скважин

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Бортов, Анатолий Васильевич

Введение.

1. Анализ состояния строительства скважин на основных месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» и постановка задач исследования.

1.1. Геологические особенности месторождений и связанные с ними осложнения при бурении и креплении.

1.2. Оценка влияния существующих буровых растворов на устойчивость глинистых пород и качество вскрытия пластов.

1.3. Анализ тампонажных материалов для крепления низкотемпературных скважин.

1.4. Технология и технические средства, применяемые при заканчивании скважин на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз»

1.5. Обзор литературных источников, связанных с совершенствованием технических средств и технологии строительства скважин на месторождениях Западной Сибири.

1.6. Цели и задачи исследования.

2. Разработка тампонажных материалов и рецептур цементных растворов для крепления скважин в сложных условиях

2.1. Теоретические предпосылки разработки быстротвер-деющих тампонажных материалов для цементирования скважин в условиях низких положительных температур.

2.2. Разработка быстротвердеющих тампонажных смесей для низких положительных температур. ~

2.3. Исследование технологических свойств рецептур цементных растворов на основе смеси глиноземистого цемента и портландцемента.

2.4. Разработка и совершенствование рецептур тампонажных составов для цементирования продуктивных пластов.

2.5. Выводы.

3. Разработка и совершенствование технических средств и технологии, обеспечивающих безаварийную проводку ствола и сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.

3.1. Совершенствование рецептур буровых растворов для проводки и заканчивания скважин.

3.1.1. Буровые растворы с антиприхватными свойствами.

3.1.2. Разработка и совершенствование рецептур буровых растворов для проводки и заканчивания скважин на Приобском месторождении.

3.2. Разработка и совершенствование технико-технологических решений, направленных на сохранение коллекторских свойств пласта при цементировании скважин.

3.2.1.Принципы выбора конструкций забоев скважин.

3.2.2. Разработка технических средств и технологии, обеспечивающих снижение гидравлической нагрузки на продуктивные пласты при цементировании.

3.2.3. Разработка и совершенствование технических средств и технологии, исключающих контакт тампонажного раствора с продуктивным пластом.

3.3. Выводы.

4. Промышленные испытания технико-технологических решений и их технико-экономическая оценка.

4.1. Испытание технологии, обеспечивающей безаварийную проводку ствола и сохранение коллекторских свойств пласта при вскрытии.

4.2. Испытание тампонажных растворов и технологии их приготовления и применения.

4.2.1. Технология цементирования направлений и кондукторов, исключающая потерю циркуляции и обеспечивающая подъем тампонажного раствора до проектной отметки.

4.2.2. Промышленное внедрение высококачественных тампонажных составов при цементировании эксплуатационных колонн.

4.3. Внедрение технических средств и технологий, повышающих качество крепления скважин и максимально сохраняющих коллекторские свойства продуктивного пласта

4.4. Экономическая эффективность разработок.

4.5.Вывод ы.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Бортов, Анатолий Васильевич

5. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе изучения литературных источников и анализа состояния качества строительства скважин на месторождениях ОАО "Юганскнефтегаз" определены основные направления по разработке и совершенствованию технологических процессов, технических средств и материалов, обеспечивающих повышение качества строительства скважин.

2. Установлено, что раздельно применяемые глиноземистый цемент и портландцемент не могут быть использованы при цементировании скважин с низкими положительными и отрицательными температурами, тогда как смесь их в определенных соотношениях приводит к получению качественно нового материала и тампонажных растворов на его основе, пригодных для применения при цементировании скважин.

3. Выявлено, что большое количество тепла, выделяемого при гидратации алюминатных материалов - основы глиноземистого цемента, может быть снижено при изменении минералогического состава цемента и водоцемент-ного фактора, что обусловило определение такого соотношения между компонентами, при котором обеспечиваются необходимые параметры раствора. Оптимальными составами являются смеси с содержанием глиноземистого цемента в пределах от 25 до 40%.

4. Впервые установлено, что известные замедлители сроков схватывания нитрилотриметилфосфоновая кислота НТФ и суперпластификатор С-3 на глиноземистый цемент и составы с его содержанием действуют как ускорители, тогда как известный ускоритель хлористый кальций СаСЬ на те же составы действует как замедлитель сроков схватывания.

5. В области крепления скважин разработаны и усовершенствованы:

- быстротвердеющий низкотемпературный тампонажный материал для цементирования направлений и кондукторов на основе глиноземистого цемента (ГЦ) и тампонажного портландцемента (ПЦ). Прочность камня из этих составов при 5°С через 8 ч соответствует примерно прочности камня из портландцемента с хлористым кальцием через 24 ч твердения при тех же условиях;

- высокопрочные с низкой водоотдачей и проницаемостью тампонаж-ные составы на основе портландцемента, обработанные химическими реагентами и предназначенные для цементирования продуктивных пластов, обеспечивающие прочность камня при изгибе не менее чем в 1,3-1,5 раза, а при сжатии не менее чем в 1,7-2,0 раза превышающую прочность камня из базового цементного раствора при тех же условиях;

-технические средства и технологии для проведения:

- ступенчатого цементирования скважины с большим углом отклонения от вертикали;

1й7

- манжетного цементирования скважины;

- селективного цементирования продуктивного объекта;

- заканчивания скважин открытым забоем.

5.1. Способ ступенчатого цементирования скважин с углом наклона более 30° с применением разработанного устройства, исключает использование падающей пробки-бомбы в качестве управляющего элемента для открытия цементировочных отверстий второй ступени.

5.2. Способ селективной изоляции продуктивного пласта исключает отрицательное воздействие цементного раствора на продуктивный пласт и позволяет проводить качественное цементирование интервалов от забоя до подошвы продуктивного пласта и выше его кровли, исключает взрывные методы вторичного вскрытия пласта.

5.3. Способ заканчивания скважины открытым забоем отличается простотой и надежностью конструкции, обеспечивает перекрытие заколонного пространства с коэффициентом кавернозности до 1,3 и углом наклона ствола до 90°;

6. Установлено, что для предупреждения осложнений при бурении эффективны как полиакриловые буровые растворы, обработанные специальной смазочной добавкой, так и полиалкиленгликолевые буровые растворы (ПАГры). Последние, кроме того, максимально сохраняют коллекторские свойства продуктивных пластов.

7. Разработанные материалы, технические средства и технологические решения прошли апробацию и успешно внедрены на предприятиях ОАО «Юганскнефтегаз», а также на многих месторождениях Западной Сибири.

8. Результаты внедрения подтвердили эффективность разработок, обеспечивающих безаварийную проходку ствола и сохранение коллектор-ских свойств низкопроницаемых продуктивных пластов. Дебит скважин Приобского месторождения, законченных по новой технологии по сравнению с базовыми скважинами увеличился в среднем в 1,5-2 раза.

9. Суммарный годовой экономический эффект от применения материалов, технических средств и технологии заканчивания скважин на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» составил более 2800 тыс. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Бортов, Анатолий Васильевич, Краснодар

1. Алекперов В.Т. Повышение качества цементирования скважин // Нефтяное хозяйство. -197 8.-№11.-С. 60-61.

2. Алекперов В.Т. , Никишин В.Н. О кольматации проницаемых отложений при бурении скважин//РНТС. сер. Бурение/ВНИИОЭНГ. -1972. вып. 2. - С. 30-33.

3. Алекперов В.Т., Никишин В.А. Кольматация проницаемых пластов в процессе бурения и ее последствия//Нефтяное хозяйство,- 1972. -№ 8.

4. Александров B.C. Влияние конструкции забоя на результаты испытания глубоких разведочных скважин//РНТС. сер. Нефтегазовая геология, геофизика и бурение/ ВНИИОЭНГ.- 1984.-№ 5,- С. 49-52.

5. Ашрафьян М.О., Бортов А.В. Опыт применения высокопрочных тампонажных составов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море-1998-№11

6. Ашрафьян М.О., Бортов А.В. Опыт цементирования кондукторов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море-1998-№12

7. Ашрафьян М. О., Лебедев О.А., Саркисов Н.М. Совершенствование конструкций забоев скважин,- М-., Недра, 1987, 156 с.

8. Ашрафьян М. О., Лебедев О.А., Саркисов Н.М. Заканчивание глубоких скважин за рубежом.//ОИ сер. Бурение, М., ВНИИОЭНГ, 1979, 68 с

9. Бортов А.В. Тимовский В.П. Быстротвердеющий низкотемпературный тампонажный цемент Гипотезы поиск прогнозы.//Сб.трудов № 4 СКО Российской инженерной академии. Краснодар. 1998.

10. Бортов А.В. Специальные тампонажные материалы- один из путей повышения качества строительства скважин на месторождениях Западной Сибири// Сб. трудов НПО «Бурение» № 6, 2001

11. Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1973, 296 с.

12. Бутт Ю.М., Кол басов В.М., Топильский Г.В. Физико-химический процесс твердения цементов при низких температурах,- В кн.: Вяжущие материалы Сибири и Дальнего Востока. Новосибирск, «Наука», 1970.-С.70-85.

13. Винарский М.С., Муратов B.C., Петрова С.И. Влияние свойств бурового раствора на состояние призабойной зоны продуктивного пла-ста//Нефтяное хозяйство,- 1977,- №6,- С. 27-29.

14. Влияние конструкции забоя на добывные характеристики скважин в трещинном коллекторе /Лебедев О.А., Саркисов Н.М.^ Александров В.Б. и др.

15. Нефтяное хозяйство,- 1984.-№12,- С. 42-44.

16. Влияние давления при цементировании на продуктивность скважин в условиях Западной Сибири /Качалов О.Б., Медведев Н.Я., Бабец М.А. и др. // ЭИ, сер. Техника и технология бурения скважин, отечественный опыт,-1988.-№ 2.-С.15-17.

17. Влияние ступенчатого цементирования скважин на их продуктивность /Щавелев Н.Л., Карпов А.В., Сысоев B.C. и др.// Нефтяное хозяйство.-1998,- №5,- С.20-21.

18. Волженский А.В., Буров Ю.С., Колокольников B.C. Минеральные вяжущие вещества. Стройиздат., М.,1973, 479 с.

19. Гуменюк А.С., Чжао П.Х., Никитин В.П. Исследование, свойств тампонажных цементов для пониженных температур//ЭИ.Бурение газовый и морских нефтяных скважин. 1981.-вып.2. С. 16-21.

20. Запорожец И.Д. Окороков С.Д., Парийский А.Д. Тепловыделение бетона. М.,1966, 310 с.

21. Буровые растворы на Аляске /Кохмановский Н.Н., Флорес Л.Г., Би-лыковский Я.С. и др. Обзор зарубежной литературы. М.,1972, 36 с.

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

23. Изучение характера загрязнения пласта с помощью кернов и керно-вых анализов// ЭИ., сер. Бурение, М., ВНИИГИ, 1977, вып. 19.

24. К вопросу влияния процесса цементирования на продуктивность скважин/Нижник А.Е., Куксов А.К., Лебедев О.А. и др.//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-2001,№5.

25. Крепление скважин эксплуатационными колоннами без цементирования нефтеносной части пластов / Рахимкулов Р.Ш., Афридонов И.Ф., Ас-фандияров Р.Т. и др. //Нефтяное хозяйство,- 1996.-№ 6.-С.10-13.

26. Клюсов А.А. Тампонажный раствор для пониженных температур/Лозовая промышленность.-1979. №10. С.14-16.

27. Лушпеева О.А., Кошелев В.Н., Зозуля Г.П. Применение ПАВ комплексного действия при бурении скважин в ОАО «Сургутнефтегаз»//Нефть и газ, Тюм. ГНУ, 1999 г., № 4, стр. 37-42.

28. Ли Ф.М. Химия цемента и бетона. Стройиздат., М.,1961, 246 с.

29. Ли Г.Е., Кутасов И.М. Регулирование температуры при креплении кондукторов в мерзлых породах// Нефтяное хозяйство .-1978. №1. С.13-16.

30. Методика комплексной оценки качества вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов//РД 39-0147009-742-92. Краснодар.-1992.

31. Методика оценки качества вскрытия пластов и освоения скважин// РД 39- 0147009-509-85. Краснодар .- 1985.

32. Методика обоснования и выбора конструкции забоев нефтяных добывающих скважин// РД 39-2-771-82 /Ашрафьян М.О., Лебедев О.А., Сарки-сов Н.М. и др./ Краснодар,- 1982.-С.21 .

33. Мойса Ю.Н., Бармотин К.С., Бортов А.В. Антиприхватная смазочная добавка для бурения на месторождениях НК «ЮКОС-ЭП» //Сб. трудов НПО «Бурение» № 6, 2001

34. Нижник А.Е., Тимовский В.П., Бортов А.В. Опыт селективного цементирования продуктивного объекта на Приразломном месторождении Западной Сибири/ Гипотезы поиск прогнозы.// Сб. трубов № 4 СКО Российской инженерной академии. Краснодар.-1999.

35. Нижник А.Е., Бортов А.В. Некоторые конструкции забоев при за-канчивании скважин в условиях депрессии. Сб. трудов НПО «Бурение» №4. 2000.

36. Нижник А.Е., Тимовский В.П., Бортов А.В Новые технические средства и технология цементирования скважин открытым забоем .// Сб. трудов СКО РИА. Краснодар,- 2001 №4.

37. Нижник А.Е., Лебедев О.А., Бортов А.В. Испытание способа селективного цементирования продуктивного объекта на месторождениях Западной Сибири//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море,-1998.-№ 10.-С.25-27.

38. Новые конструкции забоев и эффективность эксплуатации скважин / Габдуллин Р.Г., Юсупов И.Г., Лобанов Б.С. и др.//Нефтяное хозяйство, 1987,-№7.-С.3-6.

39. Окороков С.Д. Взаимодействие минералов портландцементного клинкера в процессе твердения цемента. Стройиздат., С., М., 245 с.

40. Особенности заканчивания скважин в странах СЭВ / Сидоров Н.А., Серенко И.А., Сурикова О.А. и др.//М., ВНИИОЭНГ.ОИ. сер.Бурение.-1986, 62с

41. Особенности применения различных конструкций забоев скважин в трещинно-поровых коллекторах./ Ашрафьян М.О., Лебедев О.А., Нижник А.Е. и др.//Нефтяное хозяйство,-1981.-№10.-С. 19-23.

42. Полиалкилгликолевые растворы (ПАГРы) новое поколение растворов для бурения и заканчивания скважин/ Кошелев В.Н. Пеньков А.И.Вахрушев Л.П. и др.// Сб. трудов НПО «Бурение» № 6, 2001

43. Повышение надежности конструкции открытого забоя скважин на

44. Салымском месторождении/Ашрафьян М.О., Лебедев О.А., Саркисов Н.М. и др.//Нефтяное хозяйство,- 1985.-№3.-С. 15-17.

45. Повышение эффективности разработки месторождений Западной Сибири//Нефтяное хозяйство,- 1986. №11.

46. Применение комплексной технологии заканчивания скважин в АНК "Башнефть'7 Афридонов И.Ф., Асфандияров Р.Т., Овцын И.О. и др.// Нефтяное хозяйство.-1998.-№8.-С.9-11.

47. Прокошев Н.А. Опыт освоения низкопроницаемх коллекторов на Западно-Сургутском месторождении//Нефтяное хозяйство.-1985.№8.-С. 1012,

48. Руководство по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов//РД39-0147009-510-85. Краснодар,- 1985, 76 с.

49. Рябоконь С.А. Нижник А.Е., Бортов А.В. Технические средства и технологии, обеспечивающие сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов при цементировании скважин //Сб. трудов НПО «Бурение» №6. 2001.

50. Самотой А.К. Предупреждение и ликвидация прихватов труб при бурении скважин. М.; Недра, 1979. С. 4-8.

51. Саркисов Н.М., Лебедев О.А. Влияние технологии заканчивания скважин на их добывные характеристики // Нефтяное хозяйство.-19'85.-№9.-С.56-59.

52. Сатаев А.С. Влияние дисперсности твердой фазы суспензии на кольматацию пористой среды//ВНИИЭГазпром. Реф. сб. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М., 1974, вып. 9,-С.12-14.

53. Свойства раствора и камня из смеси высокоалюминатного шлака с гипсом и гранулированным шлаком в условиях низких температур //Иванова Н.А., Волошин В.А., Нижник А.Е. и др./Труды ВНИИКРнефть, вып.9. Краснодар, 1976.-С.141-146.

54. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин М.: Недра. 1978, 256 с.

55. Соболевский Я.Ю., Яремийчук Р.С. Влияние тампонажных растворов на проницаемость продуктивных горизонтев//Нефтяное хозяйство. -1980. №3.-С.21-24.

56. Технология создания конструкции открытого забоя скважины/ Ашрафьян М.О., Лебедев О.А., Саркисов Н.М. и др.// РД39-2-1319-85. Краснодар. 1985.- 26 с.

57. Увеличение продуктивности скважин за счет новой технологии их заканчивания/ Рахимкулов Р.Ш., Афридонов И.Ф., Попов A.M., и др.// Нефтяное хозяйство. -1992. №4. -С.22-25.

58. Устойчивость во времени эффекта снижения продуктивности при гидроразрыве пласта в процессе цементирования/О.Б.Качалов, Н.Я.Медведев, М.А.Бабец и др.// «Техника и технология бурения скважин», 1988.-вып.2.

59. Устройство для крепления скважин открытым забоем/ Яковенко В.И., Нижник А.Е., Дерновой В.П. и др.//Патент РФ № 2055158.

60. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтепластов//Г. А. Бабалян, Н. Н. Кравченко, И. А. Маркасин, -М.; Гостоптехиздат, 1962,- С.176.

61. Хоминец Э.Д. Изучение состояния призабойной зоны терригенных пластов //Нефтяное хозяйство,- 1987. №7.-С.18-22.

62. Цырин Ю.З., Ванифатьев В.И. Крепление скважин с применением проходных пакеров.-М.: Недра. -1987, 127 с.

63. Чернов В.И., Соловьев В.Н. Анализ эксплуатации скважин с различными конструкциями забоя при АНПД//Нефтяное хозяйство. -1986. №10.-С.43-45.

64. Янин А.Н., Нугманова Р.А. Результаты эксплуатации скважин с открытым забоем// Нефтяное хозяйство,- 1982. №7.-С.70-73.

65. Яремийчук Р. С. , Семак Т.Е. Обеспечение надежности и качества ствола глубоких скважин. М.: Недра. -1982, 259 с.

66. B.A.Andreson, A.F.Maas, A.I.Penkov, V.N. Koshelev, I.H. Fathntdinov. Complex inhibitor Drilling mud for drilling deep wells in complicated conditions/ Petroleum.

67. Thomas W. Pavej N Building Research Special Report, 1929, 13 .1.1 31. Копия