Исследование и разработка комплекса технико-технологических решений, обеспечивающих повышение качества строительства скважин: На примере месторождений ОАО «Юганскнефтегаз»

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 °C 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.

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 материалыодин 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 39−147 009−742−92. Краснодар.-1992.

31. Методика оценки качества вскрытия пластов и освоения скважин// РД 39- 147 009−509−85. 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//РД39−147 009−510−85. 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 № 2 055 158.

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.