Авторефераты по всем темам >>
Авторефераты по земле
На правах рукописи
Нижник Алексей Евстафьевич
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ
ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИ СКВАЖИН
Специальность 25.00.15
Технология бурения и освоения скважин
Автореферат диссертации
на соискание ученой степени
доктора технических наук
Краснодар - 2009
Работа выполнена
в Научно- производственном объединении Бурение
(ОАО НПО Бурение)
Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор
Вартумян Георгий Тигранович
доктор технических наук, профессор
Крылов Виктор Иванович
доктор технических наук, профессор
Ахрименко Вячеслав Ефимович
Ведущее предприятие - Открытое Акционерное Общество
СевКавНИПИгаз
Защита состоится л________________ в _____ часов на заседании диссертационного совета Д 222,019.01 при ОАО НПО Бурение
по адресу: 350063 г. Краснодар, ул. Мира, 34.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НПО Бурение.
Автореферат разослан л _____ ____________ г
Ученый секретарь
диссертационного совета,
доктор технических наук Л.И.Рябова
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы. Разработка и совершенствование технологических процессов и технических средств при заканчивании скважин, направленных на снижение материальных и энергетических затрат, повышение надежности и долговечности, максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов, имеют большое народнохозяйственное значение.
Заканчивание строительства скважины является одним из основных и технологически сложных процессов, которые охватывают весь цикл работ от начала вскрытия продуктивного пласта бурением и до ввода скважины в эксплуатацию.
Несмотря на то, что проблеме повышения качества заканчивания скважин уделяется все большее внимание, заметного успеха добиться не удается. По нашим данным и оценкам многих исследователей, средняя относительная продуктивность пласта эксплуатационных скважин почти в два раза ниже потенциально возможной, а период освоения составляет от нескольких суток до месяцев. Кроме того, многие из вводимых скважин имеют межколонные давления или обводняются в первые месяцы работы. Это объясняется не только отсутствием современных разработок, но и плохой организацией их внедрения, а также тем, что разработки не являются комплексными и не привязаны к конкретным горно-геологическим условиям.
Одним из наиболее ответственных технологических процессов является крепление скважин, качество которого зависит от успешности изоляционных работ.
Анализ состояния фонда нефтяных и газовых скважин показал, что основными причинами низкого качества крепления скважин по-прежнему являются отсутствие герметичности заколонного пространства, а именно:
-затрубные, межколонные и межпластовые нефтегазоводопроявления и перетоки;
-недоподъем цементного раствора на заданную высоту.
Главным направлением работ по повышению качества заканчивания скважин, с точки зрения увеличения их производительности и повышения информативности, является решение задачи по максимально возможному сохранению проницаемости продуктивных пород в призабойной зоне пласта (ПЗП). Проблема сохранения коллекторских свойств является особенно актуальной в низкопроницаемых поровых, трещинно-поровых и трещинных коллекторах. Все это вызывает необходимость изучения и систематизации причин и выработки конкретных мероприятий с целью повышения качества крепления скважин и исключения осложнений с учетом геологических особенностей строения месторождений и применения новых и усовершенствованных технологических решений, технических средств, материалов и химических реагентов.
Актуальность проблемы совершенствования технологии заканчивания скважин, особенно на сложно построенных залежах при низкопроницаемых коллекторах подтверждается рядом научно-технических программ и теми проблемными вопросами, которые постоянно поднимаются на многих научно-практических конференциях и совещаниях разного уровня.
Цель работы. Совершенствование технологических процессов, технических средств и комплексной технологии заканчивания скважин, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов, высокое качество цементирования обсадных колонн и предупреждение осложнений при вскрытии, креплении, освоении и эксплуатации.
Основные задачи исследований.
1. Анализ состояния проблемы заканчивания скважин при вскрытии и креплении .
2. Обобщение опыта и исследование влияния основных технологических факторов на качество заканчивания скважин.
3. Совершенствование методики исследований с целью оценки влияния технологических жидкостей на проницаемость породы коллектора.
4. Установление влияния показателей свойств буровых, тампонажных растворов и камня, технологических факторов геолого-физических характеристик коллекторов на оптимальный состав компонентов в рецептурах тампонажных растворов.
5. Исследование свойств тампонажных растворов и буферных жидкостей, обработанных новыми химическими реагентами, оптимизация их составов и установление влияния этих реагентов на проницаемость призабойной зоны пласта и физико-механические характеристики раствора и камня.
6. Разработка и совершенствование способов и технических средств для предотвращения загрязнения продуктивного пласта при заканчивани (креплении) скважин.
7. Создание комплекса технических средств, материалов и технологических решений, обеспечивающих высокое качество цементирования скважин в сложных горно-геологических условиях, в том числе при наличии аномальных пластовых давлений и многолетнемерзлых пород.
8. Обеспечение технического и экономического эффекта от практической реализации разработок при заканчивании скважин в различных горно-геологических условиях.
Методика исследования
Для решения поставленных задач проанализированы и обобщены литературные и промысловые данные, проведены теоретические, лабораторные, стендовые и промысловые исследования с использованием современной аппаратуры, оборудования, методов моделирования и математической статистики.
Защищаемые положения.
На защиту выносится совокупность научных разработок и положений, методических, технических и технологических решений и рекомендаций, обеспечивающих высокое качество крепления скважин и сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов, включающая:
1. Результаты исследования влияния технологических факторов на качество заканчивания скважин;
2. Методика априорной оценки качества заканчивания скважин по данным лабораторных исследований;
3. Комплексный методический подход к выбору технологических решений, технических средств, материалов и химических реагентов для заканчивания скважин в сложных горно-геологических условиях.
4. Результаты исследования новых материалов и химических реагентов, влияющих на свойства буферных жидкостей и тампонажных растворов;
5. Оптимальные составы новых тампонажных материалов, буферных жидкостей и цементных растворов;
6. Конструктивные особенности технических средств, используемых при креплении скважин, и область их применения;
6.1. Особенности технологической оснастки эксплуатационных колонн, используемой для сохранения коллекторских свойств пласта
6.2. Технические средства для повышения качества цементирования обсадных колонн, в том числе хвостовиков;
7. Результаты внедрения разработанных технико-технологических решений и рекомендаций при заканчивании скважин в различных горно-геологических условиях.
Научная новизна
1. Обоснован метод количественной оценки качества заканчивания скважин и влияния различных факторов на сохранение коллекторских свойств пласта и качество цементирования.
2. Усовершенствована методика исследования влияния технологических жидкостей на проницаемость кернов.
3. Осуществлена прогнозная оценка влияния различных технологических жидкостей на фильтрационную характеристику продуктивного пласта, позволяющая регулировать их свойства применительно к конкретным геолого-техническим условиям.
4. Исследовано влияние процесса цементирования на продуктивность скважины.
5. Изучено по фактическим данным влияние режимов цементирования на полноту замещения бурового раствора цементным и качество крепления скважин.
6. Разработана методика компоновки элементов технологической оснастки для повышения надежности и эффективности их работы.
7. Созданы экспериментальные установки для проведения исследований по оценке влияния жидкой и твердой фаз буровых и цементных растворов на проницаемость образцов керна в условиях, близких скважинным.
8. Обоснован выбор технико-технологических решений для повышения качества крепления скважин в сложных горно-геологических условиях.
9. На уровне изобретений разработаны технологии, технические средства, материалы и химические реагенты.
Практическая значимость работы
Разработаны технологические решения, технические средства, и новые высокоэффективные химические реагенты и составы для приготовления буферных жидкостей и высокостабильных тампонажных растворов для применения в различных геолого-технических условиях крепления скважин, защищенные патентами РФ и организовано их серийное производство. Разработки включают:
-буферные жидкости с регулируемыми параметрами (Пат. РФ № 2253008);
- способы цементирования и материалы для приготовления тампонажных растворов (А.с. СССР № 1513127; Пат. РФ № 2194149; 2194844; 2209931; 2220275; 2220276; 2220277; 2232042; 2240421; 2255204; 2256775; 2259468; 2266390);
- технические средства, используемые при креплении скважин (А.с. СССР № 619624; Пат. РФ № 2055158; 47959; 59130; 61784; 63417; 67172; 68582; 73383; 73913; 2326233).
Результаты выполненного комплекса исследований вошли в отраслевые и региональные нормативные документы, инструкции, методики, а именно:
-РД 39-2-771-82 Методика обоснования и выбора конструкции забоев нефтяных добывающих скважин;
-РД 39-2-1319-85 Технология создания конструкции открытого забоя скважины;
-РД 39-0147009-542-87 Методические указания по технологии установки цементных мостов в скважинах, осложненных высокотемпературными условиями, кавернозностью ствола, проявлениями и частичными поглощениями;
-Технологические регламенты на заканчивание скважин на месторождениях ОАО НК Роснефть (РН-Пурнефтегаз, 2000 г., РН-Юганскнефтегаз), 2001г., ОАО РИТЭК, 2003 г. и др.;
-Технико-технологические регламенты на крепление скважин на месторождениях ОАО НК Роснефть (РН-Пурнефтегаз, 2002 г., РН-Юганскнефтегаз, 2003 г.), ООО Уренгойгазпром, 2004 г. и ООО Ямбурггаздобыча, 2004 г.
-Технико-технологические регламенты на выполнение отдельных технологических операций, включающие следующие технологии:
-Технология создания конструкции открытого забоя скважины с использованием устройства УКСОЗ, 1991г.;
-Технология ступенчатого цементирования скважин с использованием устройства УГЦС, 1991г.;
-Технология селективного цементирования с использованием устройств УСЦС и УС и СЦС, 1994 г.;
-Технология спуска и цементирования потайных колонн и хвостовиков, 1998 г.
Реализация работы в промышленности.
Основные результаты данной работы (руководящие документы, технологическая оснастка, материалы, химические реагенты и технология крепления скважин с их использованием) при непосредственном участии автора внедрены в производство и нашли широкое применение как при проектировании, так и при практической реализации процесса заканчивания нефтяных и газовых скважин на различных месторождениях, как в нашей стране, так и за её пределами (ОАО НК Роснефть - Юганскнефтегаз, Пурнефтегаз, Ставропольнефтегаз, Ванкорнефть), ОАО НК Славнефть - Славнефть-Красноярскнефтегаз, ОАО Томскнефть-ВНК, ОАО Газпром - (Уренгойгазпром, Ямбурггаздобыча, Кубаньгазпром, Томскгаз), ООО Бургаз - (Ф.Тюменбургаз, Ф.Кубаньбургаз) и др., а также республик Белоруссии, Грузии, Казахстана, Украины и Вьетнама.
Апробация работы.
Основные положения диссертационной работы докладывались на ежегодных отраслевых и межотраслевых научно-технических и научно-практических конференциях ОАО НПО "Бурение": г. Краснодар, "Вопросы промывки скважин с горизонтальными участками ствола", 1998 г.; г. Анапа - "Технология и материалы для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин", 2000 г.; Новые технологии, технические средства и материалы в области промывки скважин при бурении, заканчивании и ремонтных работах, 2001 г.; Основные принципы выбора технологий, технических средств и материалов при строительстве и ремонте скважин с целью снижения их стоимости и повышения продуктивности, 2001 г.; Заканчивание скважин с низкопроницаемыми коллекторами на месторождениях Западной Сибири", 2002 г.; Импортозамещающие материалы, химреагенты и технические средства для строительства и эксплуатации скважин, 2002 г.; Технологическое обеспечение работ по промывке, креплению, восстановлению производительности нефтяных и газовых скважин и охране окружающей среды, 2003 г.; "Сервисное обеспечение бурения и ремонта скважин", 2003 г.; "Заканчивание и ремонт скважин в условиях депрессии на продуктивные пласты", 2004 г.; Заканчивание и ремонт нефтегазовых скважин с полным сохранением их продуктивности, 2004 г.; "Разведочное бурение на суше и континентальном шельфе России", 2005 г.; "Современная техника и технология заканчивания скважин и бурения боковых стволов", 2006 г; Техника и технология бурения боковых стволов, 2006 г.; "Современные технико-технологические решения в области бурения и капитального ремонта скважин", 2007 г.; Материалы и оборудование для бурения и ремонта скважин, в том числе импортозамещающие, 2007г.; Инновационные направления в области техники и технологи бурения и ремонта нефтегазовых скважин, 2008 г.; на семинаре для специалистов буровых и проектных организаций по теме "Новые технологии, технические средства и материалы, рекомендуемые к включению в проект на строительство нефтегазовых скважин", г. Краснодар 18 - 21 февраля 2002 г.; на научно - технических советах ОАО Газпром в г.г. Москве (2004 г.), Тюмени (2001, 2004 г.), Ставрополе (2000, 2003 г.), Краснодаре (2004 г.), на конференциях Ассоциации буровых подрядчиков в г.г. Анапе (2000 г.), Москве (2005 г.), на научно-технических советах нефтяных компаний (Лукойл (2003 г.), Сургутнефтегаз (2003 г.), ТНК (2003 г.), ТНК-ВР (2004 г.), Юкос (2002 г., 2003 г., 2004 г.), Славнефть (2004 г.) и др.
Публикации. По теме диссертации опубликованы 84 печатные работы, в том числе - одна монография, 2 научно-технических обзора, 2 авторских свидетельства и 23 патента РФ на изобретения и полезные модели, 56 статей.
Структура и объем работы. Работа состоит из введения, шести глав, основных выводов, списка использованной литературы, включающего 286 наименований и приложений, изложена на 318 страницах машинописного текста, содержит 74 рисунка и 38 таблиц.
На разных этапах работа выполнялась в лабораториях заканчивания скважин, вскрытия продуктивных пластов, крепления скважин и в лаборатории технологической оснастки ВНИИКРнефть и ОАО НПО Бурение, в которых автор работал и участвовал в качестве исполнителя отдельных этапов или руководителем.
Большую консультативную и техническую помощь в работе на разных этапах ее выполнения оказывали проф. М.О.Ашрафьян, проф. А.К.Куксов, проф. Д.Ф.Новохатский, д.т.н. Л.И.Рябова, сотрудники лабораторий, которым автор выражает искреннюю благодарность. Особую признательность автор выражает специалистам производственных предприятий Красноленинскнефтегаз, Пурнефтегаз, Юганскнефтегаз, Красноярскнефтегаз, Ванкорнефть, Таймырнефтеразведка, Тюменбургаз, Кубаньгазпром и др. за техническую помощь при практическом внедрении разработок на предприятиях отрасли.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и задачи, описаны используемые методы исследований, показана научная новизна и практическая реализация работы в промышленности, дана ее общая характеристика.
В первой главе рассмотрено современное состояние проблемы крепления и заканчивания скважин в сложных горно-геологических условиях, проанализирован опыт заканчивания скважин при вскрытии поровых и трещинных коллекторов, осуществлена оценка влияния технологических факторов на их коллекторские свойства, выполнен анализ технических средств для оснащения обсадных колонн, используемых при заканчивании скважин, проанализированы методы оценки и намечены пути повышения качества цементирования и заканчивания скважин, сформулированы задачи исследования.
Повышение качества строительства нефтяных и газовых скважин является одним из важнейших резервов увеличения добычи нефти и газа за счет повышения ресурса безотказной работы крепи и интенсификации режима эксплуатации скважин.
Так как заканчивание скважины подразумевает решение целого комплекса взаимосвязанных задач, а основной и наиболее сложной заключительной операцией в цикле ее строительства является крепление, то от его качества зависит дальнейшее использование скважины по прямому назначению. Существующие критерии и методы оценки качества цементирования, такие как герметичность обсадных колонн, высота подъема цементного раствора за колонной, состояние контакта цементного камня с колонной и стенками скважины, не в полной мере характеризуют функциональные свойства крепи и недостаточны для ее оценки. Поскольку решение проблемы качественного заканчивания включает рассмотрение всех аспектов, связанных со строительством скважины, то исключение из рассмотрения любого из них не позволит достигнуть поставленной цели.
Практика бурения скважин показывает, что в подавляющем большинстве случаев технология вскрытия продуктивных пластов существенно не отличается от технологии проводки основного ствола, направлена на предупреждение осложнений и достижение высоких скоростей, а при цементировании скважины основное внимание обращается на контакт тампонажного раствора с породой и обсадной трубой. Такой подход отрицательно влияет на сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов. Анализ результатов исследований показал, что применяемые в настоящее время технологии заканчивания скважин обеспечивают их начальные дебиты в пределах 40-70% от потенциально возможных, что связано с глубоким (от 0,2 до 5,0 и более метров) проникновением рабочих жидкостей и их фильтратов в призабойную зону пласта.
Известно, что наиболее негативным последствиям при воздействии различных технологических жидкостей на призабойную зону продуктивных пластов подвержены коллектора, представленные низкопроницаемыми породами. Изучению проблемы фильтрации жидкости в пористых средах в плане заканчивания скважин в таких коллекторах посвящены работы Г.А.Бабаляна, В.С.Баранова, Б.В.Дерягина, К.Ф.Жигача, З.Г.Кистера, Ф.И.Котяхова, М.М.Кусакова, М.Маскета, У.Д.Мамаджанова, П.А.Ребиндера, С.К.Фергюсона, Ф.А.Требина, Р.И.Шищенко и многих других, в которых отмечается, что низкопроницаемые коллектора как порового, так и трещинного типа наиболее подвержены влиянию технологических факторов на их фильтрационную характеристику. Это же было подтверждено и более поздними исследованиями В.Г.Алекперова, Б.В.Касперского, В.Н.Кошелева, Н.Н.Михайлова, Л.К.Мухина, К.Ф.Пауса, А.И.Пенькова, Н.Р.Рабиновича, В.И.Яковенко, Р.С. Яремийчука, А.М. Ясашина и другими специалистами.
Анализ свойств низкопроницаемых коллекторов месторождений Западной и Восточной Сибири, Поволжья, республик Коми, Казахстана и др. показал, что они во многих случаях имеют свою специфику, поэтому универсальных, одинаково высокоэффективных технологических решений, пригодных для практической реализации на разных месторождениях даже при вскрытии одновозрастных пластов не существует.
Рядом отечественных и зарубежных исследователей были обобщены и предложены различные мероприятия для улучшения качества крепления скважин. Значительный вклад в науку о реологии, свойствах цементов и цементных растворов, а также технологии цементирования скважин внесли Ф.А.Агзамов, М.О.Ашрафьян, А.И.Булатов, В.С.Данюшевский, В.И.Крылов, Ю.С.Кузнецов, А.А.Клюсов, Д.Ф. Новохатский, М.Р.Мавлютов, А.Х.Мирзаджанзаде, А.Г.Потапов, П.А.Ребиндер, Р.И.Шищенко и многие другие. Однако с появлением новых технологических решений, технических средств, материалов и химических реагентов, ужесточением требований по охране недр и сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов, проблема качественного крепления и заканчивания скважин не потеряла своей актуальности.
Анализ проблемы низкого качества крепления скважин, по мнению многих исследователей, показал, что основной причиной по-прежнему является негерметичность заколонного пространства. В результате обобщения различных точек зрения можно сделать вывод, что причинами негерметичности затрубного пространства являются:
-каналы или лязыки невытесненного бурового раствора;
-слабый контакт цементного камня со стенками скважины и обсадной колонны;
-наличие на стенках скважины толстой рыхлой глинистой корки;
-тончайшие прослойки воды между стенками скважины, обсадными трубами и цементным раствором;
-отсутствие технических средств и тампонажных систем, соответствующих конкретным условиям применения;
-негерметичность элементов обсадной колонны;
-недостаточное противодавление на пласт во время твердения цементного раствора;
-нарушение технологии цементирования скважины.
Таким образом, по-прежнему нет единого мнения на природу негерметичности заколонного пространства, которое может свестись к возникновению каналов при формировании цементного камня в результате неполного замещения промывочной жидкости в затрубном пространстве цементным раствором или в результате седиментационной неустойчивости цементного раствора.
Лабораторные исследования и промысловые данные свидетельствуют о том, что вскрытие и цементирование продуктивных пластов приводит к существенному снижению их коллекторских свойств и, как следствие, к снижению продуктивности скважины по сравнению с потенциально возможной. Скважины длительное время работают с пониженными дебитами.
Анализ технических средств, используемых при заканчивании скважин, с целью повышения качества крепления и сохранения коллекторских свойств пластов в наклонных, пологих и горизонтальных скважинах, во многом показал их низкую эффективность и надежность.
Для повышения качества заканчивания скважин, особенно при вскрытии низкопроницаемых коллекторов, необходимо:
-определить условия, при которых происходит наиболее существенное изменение коллекторских свойств пластов;
- исследовать влияние компонентов технологических жидкостей (буровых и цементных растворов, буферных жидкостей, жидкостей перфорации и др.) на степень изменения фильтрационной характеристики продуктивных пластов;
- разработать технологию заканчивания скважин, включающую способы, технические средства, материалы, высокоэффективные составы цементных растворов и буферных жидкостей, повышающую качество крепления, исключающую осложнения и снижающую отрицательное воздействие тампонажного раствора на коллекторские свойства пласта при цементировании;
- апробировать и внедрить в производство основные элементы технологического процесса в различных геолого-технических условиях;
Вторая глава посвящена разработке методики и совершенствованию экспериментального оборудования для исследования основных факторов, определяющих качество заканчивания скважин в части сохранения коллекторских свойств пласта, исследованиям влияния технологических жидкостей на проницаемость кернов, вопросам выбора технологических решений на основе априорной оценки качества вскрытия и крепления продуктивных интервалов.
Целесообразность использования предлагаемой к реализации технологии заканчивания скважин может быть получена на основании результатов экспериментальной оценки влияния технологических воздействий на фильтрационные свойства коллектора, которые позволяют прогнозно (априорно) оценить ожидаемую эффективность применения отдельных элементов и каждого мероприятия, влияющих на производительность работы скважины.
На практике, значения геолого-физических характеристик продуктивного пласта, как правило, оценивают усредненными для всего объекта в целом. В разрезе каждой скважины часто встречается несколько пропластков, по своим характеристикам отличающихся друг от друга. В качестве исходных данных для расчета изменения условий притока нефти из пласта в скважину принимается показатель относительной продуктивности ОП, который в настоящее время является единственным общепринятым объективным показателем качества заканчивания скважин с точки зрения сохранения коллекторских свойств пласта. Показатель ОП может быть определен как по данным гидродинамических исследований в скважинах, так и на основании результатов экспериментальных исследований на натурных кернах, отобранных из исследуемого объекта вскрытия. Если гидродинамические исследования позволяют оценить только качество первичного вскрытия (при испытании в открытом стволе) и заканчивания скважины в целом (при испытаниях после перфорации), то проведение комплекса экспериментальных исследований на натурных кернах дает возможность оценить влияние каждого из элементов технологии заканчивания скважин в отдельности. При этом можно установить, на какой стадии пласт подвергается наибольшему отрицательному воздействию, а это, в свою очередь, позволяет определить еще на этапе проектирования, какой из элементов технологии заканчивания скважин требует усовершенствования. Экспериментальные методы оценки проницаемости породы-коллектора при различных технологических воздействиях в процессе заканчивания скважины являются составной частью работ, связанных с предупреждением загрязнения нефтенасыщенных пластов, и предназначены для практического использования при выборе наиболее оптимальных по составу и свойствам рабочих жидкостей, применяемых на заключительных стадиях строительства скважины. Лабораторные исследования проводятся на натурном керновом материале с воспроизведением природной насыщенности его пластовыми флюидами и в условиях, приближенных к скважинным, который выбирается из наиболее представительного разреза продуктивного пласта, обеспечивающего основной приток нефти в скважину.
Основу экспериментальных методов оценки блокирующей способности рабочих жидкостей для заканчивания скважин и их фильтратов составляет определение фазовой проницаемости (К) натурного или искусственно сформированного (эталонного) пористого образца горной породы по трансформаторному маслу в присутствии остаточной водонасыщенности до (К0) и после (К1) воздействия на образец исследуемой технологической жидкостью или ее фильтратом. При оценке степени изменения проницаемости пористого образца за базу сравнения принимается первоначальная маслопроницаемость (К0) этого образца при наличии в нем остаточной (связанной) воды. При этом в качестве единого критерия, количественно характеризующего блокирующую способность той или иной технологической жидкости принимается общепринятый показатель β = К1/К0, показывающий степень восстановления проницаемости опытного образца после взаимодействия его с исследуемой жидкостной системой. Используя коэффициент восстановления проницаемости β керна, показатель качества вскрытия пласта определяется по формуле
, (1)
где β = К1/Ко - среднее значение коэффициента восстановления проницаемости керна до и после воздействия;
Ко, К1 - проницаемость кернов до и после воздействия, мкм2;
Rс - радиус скважины, м;
Rф - радиус проникновения фильтрата исследуемой технологической жидкости, м, который оценивается по формуле
, (2)
где Vф - скорость фильтрации при перепаде давления и пластовой температуре, м/с;
Т- время воздействия исследуемой жидкости, с;
Рз, Рпл - забойное и пластовое давление при технологическом воздействии на пласт;
m - пористость пласта;
- коэффициент вытеснения нефти водой (фильтратом исследуемой технологической жидкости).
В большинстве случаев основным действующим фактором, ухудшающим приток нефти из пласта в скважину, является достаточно глубокое (до нескольких метров) проникновение в призабойную зону пласта водных фильтратов бурового и цементного растворов, жидкостей перфорации, глушения, обработки, основными параметрами которых являются скорость фильтрации (Vф) и коэффициент восстановления проницаемости (β) определяемые по данным лабораторных исследований на натурных кернах.
В качестве примера в табл.1 приведены результаты лабораторных исследований по изложенной выше методике для 10 образцов керна с различной начальной проницаемостью, отобранных из продуктивных интервалов скважин Талинского месторождения, вскрытых с использованием естественных полимерглинистых буровых растворов на основе НР-5 (скв.№ 5086) и на основе полимера сайпан (скв. 4209). Согласно типовой технологии перед вскрытием продуктивного объекта эти растворы были обработаны полиакриламидом ПАА (0,2-0,3 кг/м3), НР-5 (10-30 л/м3); сайпаном (1,5-2,0 кг/м3), сульфанолом (0,2кг/м3), нефтью (100-150 л/м3).
Параметры растворов находились в пределах: = 1,20 - 1,23 г/см3; пл. = 14-16 спз; =50-80 дин/см2; ф=5,5-8,0 см3/30 мин.
Таблица 1- Результаты лабораторных исследований кернов
Ко,10-3 мкм2 | Бур. р-р из скв. № | К1,10-3 мкм2 | 1 | Vф,10-6 м/с | К2,10-3 мкм2 | 2 | 2/ 1 |
4,3 6,5 12,2 29,4 28,5 155,0 167,0 12,6 13,7 17,0 | 5086 -//- -//- 4209 5086 4209 5086 5086 4209 4209 | 2,5 4,2 8,0 19,0 19,5 88,0 94,0 11,3 7,3 11,8 | 0,58 0,65 0,65 0,65 0,68 0,57 0,56 0,89 0,53 0,69 | 1,1 1,1 1,0 1,7 1,6 1,6 1,5 1,6 1,8 1,6 | 2,15 3,60 7,70 17,3 18,2 86,8 76,8 9,6 6,6 10,8 | 0,50 0,56 0,63 0,59 0,64 0,56 0,46 0,76 0,48 0,64 | 0,85 0,87 0,95 0,91 0,96 0,97 0,82 0,86 0,91 0,96 |
Из данных таблицы видно, что фильтраты обоих буровых растворов в одинаковой степени и существенно снижают начальную проницаемость образцов независимо от их исходной проницаемости.
Снижение проницаемости за счет закупорки поровых каналов твердой фазой буровых растворов незначительно. Полученные значения 2 / 1= 0,82- 0,97 свидетельствуют о том, что твердая фаза не может оказать существенного влияния на изменение продуктивности пластов и скважины в целом. Благодаря образованию кольматационного слоя и глинистой корки снижается скорость фильтрации и, как следствие, глубина проникновения фильтрата в пласт.
Подставив реальные значения параметров в формулы 1 и 2 для случая вскрытия пластов ЮК10 и ЮК11: Vф =1,5 ⋅10-6 м/с; m = 0,15; Rc = 0,1м; Т=5 сут; = 0,5 получим глубину проникновения фильтрата Rф =1,5 м, что существенно снизит потенциальную продуктивность скважнны, особенно на первом этапе эксплуатации и показатель качества.
Для определения показателя качества вскрытия пласта воспользуемся формулой (1). Учитывая, что в среднем 1 =0,65, получим ОП = 0,8, т.е. фактическая продуктивность скважины оказывается на 20% ниже потенциальной.
Так как на качество первичного вскрытия оказывает влияние несовершенство скважины по степени вскрытия, когда толща продуктивного пласта (h) вскрыта только частично (h1), что оценивается коэффициентом несовершенства (С1), то формула (1) принимает вид
, (3)
где С1- коэффициент несовершенства.
Известно, что при вскрытии продуктивного пласта вокруг скважины неизбежно формируются две зоны с радиусами Rт (глубина проникновения твердой фазы бурового раствора) и Rф (глубина проникновения фильтрата), проницаемость каждой из которых Кт и Кф будет ниже проницаемости незатронутой (удаленной) зоны пласта Ко. При вызове притока фактическая продуктивность в этом случае будет значительно ниже потенциальной продуктивности пласта.
Согласно обобщенной формуле Дюпюи при стационарном режиме работы скважины формула для показателя ОП имеет вид
, (4)
где Rс и Rк радиус скважины и контура питания, м;
S1 - показатель загрязнения (скин-фактор);
βт =Кт / Ко; βф = Кф / Ко -коэффициент восстановления проницаемости соответственно в зоне кольматации и зоне проникновения фильтрата.
Так как отдельные образцы породы не полностью моделируют продуктивный пласт, то однозначно дать количественную оценку изменения продуктивности по анализу керна нельзя, поэтому основной задачей при исследовании кернов является выбор наилучшего типа технологических жидкостей, исключающих загрязнение коллектора.
Полученная оценка качества вскрытия пласта при исследовании влияния бурового раствора на проницаемость керна может быть справедлива для скважин с открытым забоем.
Для оценки влияния процесса цементирования, вторичного вскрытия и освоения проводится серия лабораторных исследований аналогично исследованию буровых растворов.
Окончательную оценку качества заканчивания скважин определяют по данным гидродинамических исследований.
В соответствии с разработанной методикой все исходные параметры для расчета величины скин-фактора определяются на основе данных лабораторных исследований образцов пород - коллекторов. В методике определены характер и последовательность проведения опытов с учетом параметров, технологии заключительных работ, типа коллектора и условий залегания пласта.
Помимо буровых растворов проведено исследование влияния тампонажных растворов и жидкости перфорации, которые оценивали параметрами Sц и Sп.
Исследования проводились на установке УИПК-1М (аппаратура Керн) и специально разработанной автором установке, максимально моделирующих скважинные условия (давление, температура, типы и свойства технологических жидкостей, характер и время их взаимодействия с образцами породы). В установке одновременно исследовались три натуральных образца кернов одинаковой или разной проницаемости, отобранные из продуктивных пластов исследуемых месторождений Западной и Восточной Сибири, республики Коми, Ставрополья, Поволжья, а также искусственные поровые и трещинные образцы керна с раскрытостью от 20-50 до 600-900 мкм. В качестве технологических жидкостей исследовались фильтраты и естественные буровые растворы, обработанные различными реагентами, полимерсолевые, полимерглинистые, полиалкиленгликолевые (ПАГРы), растворы на нефтяной основе (РНО), а также буферные жидкости, фильтраты и цементные растворы, обработанные различными реагентами, в том числе и вновь созданными. Исследовано влияние жидкой и твердой составляющих этих жидкостей на степень восстановления проницаемости образцов β.
По данным лабораторных исследований на натурных и искусственных низкопроницаемых поровых и трещинных образцах пород - коллекторов и обобщения аналитических зависимостей установлена степень влияния различных технологических жидкостей на фильтрационную характеристику кернов.
Так как на качество заканчивания скважины влияет не только загрязнение ПЗП, но и несовершенство по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта (конструкция забоя скважины), определяемые коэффициентами С1 и С2, то в работе приведены расчетные формулы для изотропных и анизотропных коллекторов, круглых и щелевых перфорационных отверстий с учетом их количества, диаметра, глубины проникновения в породу и степени кольматации стенок каналов. Полученные результаты позволяют выбрать оптимальное технологическое решение на основе априорной оценки качества заканчивания скважин по формуле
, (5)
где S = S1 + Sц+Sп; C=C1+C2; Rк - радиус контура питания.
Результаты исследований сводятся к следующему. Все без исключения технологические жидкости в той или иной мере оказывают отрицательное влияние на проницаемость кернов как порового, так и трещинного типов. Наибольшее закупоривающее действие на керны низкопроницаемых пород порового типа оказывают фильтраты буровых растворов на водной основе, обработанные полимерными реагентами, за счет адсорбции последних на стенках пор и каналов. Расчеты показывают, что глубина проникновения таких фильтратов колеблется от нескольких десятков сантиметров, до нескольких метров. Основным кольматирующим агентом растворов на нефтяной основе является твердая фаза. Глубина проникновения твердых частиц в породу керна порового типа изменяется от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров (2-3,5 см и более), зависит от диаметра пор и размера частиц твердой фазы, а глубина проникновения в трещины в зависимости от их раскрытости и свойств раствора может быть значительной.
При наличии на поверхности керна глинистой фильтрационной корки твердая фаза цементных растворов в поры керна не проникает, а количество фильтрата, как бурового, так и цементного растворов, проникшего в породу, зависит от свойств этих растворов, проницаемости корки, зоны кольматации и времени контакта раствора с породой. Проницаемость глинистой корки и зоны кольматации в свою очередь зависит от химического и компонентного составов бурового раствора. В случае повреждения глинистой корки и зоны кольматации проникновение фильтрата цементного раствора в пласт может быть значительным и определяться его свойствами (водоотдачей, сроками схватывания, кольматирующими свойствами) так как фильтрационная корка из твердой фазы цементного раствора защитными свойствами не обладает.
Аналитическими исследованиями определены в озможные объем и глубина проникновения фильтрата цементного раствора в пласт в зависимости от времени его контакта с продуктивным пластом. Для однородного и изотропного пласта объем фильтрата, проникшего в пласт, вычисляется по формуле
Vф=hS(Rз2+Rзrc-2rc2), (6)
где S= (Smax-Sob ) - подвижная водонасыщенность, Smaх , Sob - водонасыщенность, соответственно, максимальная на стенке скважины и связанной воды; Rз и rc - соответственно радиусы зоны обводнения и скважины; h-мощность пласта.
Так как зона обводнения формируется за счет отфильтровывания из цементного раствора жидкости затворения при его перемещении за колонной во время продавки и в период ОЗЦ, то общий объем фильтрата в пласте будет
Vф = πhrcqt + πh(rc2 - rт2) n(1 + + Е+ ni/2i +Е), (7)
где rт - радиус обсадной колонны, см; q - скорость динамической фильтрации, см3/см2 мин; t - время контакта пласта с движущимся цементным раствором, мин; n - коэффициент, учитывающий наличие воды затворения в единице объема цементного раствора.
Решение уравнения (6) относительно R3 с учетом значения Vф из формулы (7) с двумя слагаемыми ряда ni/2i, позволило получить формулу для определения глубины проникновения фильтрата цементного раствора в пласт в зависимости от времени его подъема в затрубном пространстве
R3 = [{6rcqt + 1,5(rc2 - rт2)(n + n2/2)}/mΔS + rc2]1/2 - rc/2 . (8)
Приняв для расчета численные значения входящих в эту формулу величин: rc = 10,8 см; rт = 7 см; n = 0,6; m = 0,15; 0,20 и 0,25; Smax = 0,5;
Soв = 0,1; q = 0,05 см3/(см2 мин), получим значение глубины проникновения фильтрата цементного раствора через закольматированную поверхность в зависимости от времени контакта. Значение R3 показано на рис.1.
Rз, см 45 40 35 30 25 20 | 4 | |||||||
3 | ||||||||
2 | ||||||||
1 | ||||||||
0 2 4 6 8 10 12 14 Т, мин
Рис.1. Зависимость глубины проникновения фильтрата в пласт
от времени контакта с ним движущегося цементного раствора.
1, 2, 3 - соответственно m=0.25; 0,2; 0,15; 4- m=0,25, q=0,2 см3/см2*мин (при постоянном удалении глинистой корки)
абораторными исследованиями установили, что на ранней стадии контактирования фильтраты цементных растворов, с точки зрения химического взаимодействия их с породой, фильтратами буровых растворов и насыщающими пласт флюидами (в зависимости от их химического и минералогического состава), оказывают незначительное влияние на проницаемость керна, которое не превышает 10 - 15 %. По истечении некоторого времени фильтраты цементных растворов при взаимодействии с фильтратами буровых растворов и пластовыми флюидами могут частично или полностью закупорить поры пласта продуктами кристаллизации. Фильтраты буровых растворов снижают проницаемость керна на 30Ц70%, а в иных случаях - и до полного прекращения фильтрации уже на ранней стадии взаимодействия. Коэффициент восстановления проницаемости кернов при использовании растворов на водной основе составляет 25 - 63 %, а после воздействия фильтрата как глинистых, так и безглинистых полиалкиленгликолевых буровых растворов, а также растворов РНО составляет свыше 90%.
Основной причиной загрязнения трещинного коллектора является действие твердой фазы бурового и цементного растворов, проникших в трещины коллектора. На искусственных трещинных кернах с раскрытостью (δ) от 50 до 900 мкм исследовали влияние различных типов буровых растворов, содержащих твердую фазу различного объемного и фракционного состава. Изучена степень восстановления проницаемости образцов β. Результаты опытов показали, что естественный буровой раствор с фракциями размером до 60 мкм в количестве 25 % (масс.) обеспечивал поверхностную закупорку трещин раскрытостью до 150 мкм и высокую степень их очистки (β =74-76 %). При значении δ =300-400 мкм происходит наибольшая кольматация .
При воздействии на керн с раскрытостью до 100 мкм меловым раствором, содержащим 37 % твердой фазы с размерами частиц не более 30 мкм, коэффициент β не превышал 21 %. Увеличение раскрытости трещин приводило к возрастанию β, а при δ =300 мкм отмечалось полное прохождение раствора через образец.
Полимерный безглинистый буровой раствор с содержанием твердой фазы до 10 % и размером частиц до 60 мкм проникал в керн при раскрытости трещины в100 мкм, а при раскрытости 300 мкм раствор свободно проходил через образец керна. Значение β изменялось от 9 до 61 %, а при соляно - кислотной обработке увеличивалось до 84-91 %. Ввод в раствор в качестве наполнителя кварцевого песка в количестве 5-7 % объемных долей с фракциями размером от 100 до 300 мкм обеспечивал поверхностную закупорку трещин раскрытостью до 400 мкм.
Установлено, что величина показателя ОП зависит от глубины проникновения в трещину твердой фазы раствора. При проникновении твердой фазы в трещину до 50 мм значение коэффициента ОП составляет 0,17-0,54, а до 5 мм - 0,86 - 0,97.
При проникновении в трещины тампонажного раствора происходит необратимая закупорка трещин. Жидкая фаза цементного раствора при этом отфильтровывается в породу пласта, а затвердевший цементный тампон резко сокращает проницаемость трещины, которая практически не восстанавливается.
С целью уменьшения глубины проникновения фильтратов буровых и цементных растворов в пласт, минимизации отрицательного влияния технологических жидкостей на проницаемость призабойной зоны при заканчивании скважины, необходимо при вскрытии продуктивных пластов и цементировании эксплуатационной колонны применение растворов с пониженной водоотдачей, содержащих реагенты, обеспечивающие требуемые нефтесмачивающие и поверхностно-активные свойства фильтратов, предупреждающие набухание глинистых минералов коллектора, максимально кольматирующие стенки скважины.
В третьей главе аналитически рассмотрены два ранее неизученных вопроса, касающиеся как движения бурового и цементного растворов в условиях напорного режима, так и определения условий существования безнапорного режима. В данной главе также приведены результаты исследований по разработке составов тампонажных материалов, растворов и буферных жидкостей для различных условий применения. Проведена всесторонняя оценка их влияния на качество крепления скважин и сохранение коллекторских свойств пласта. Рассмотрена технология крепления скважин в различных горно-геологических условиях.
Суть первой части исследования состоит в определении предельно допустимой скорости восходящего потока бурового раствора при закачке тампонажного раствора, при котором исключается гидроразрыв наиболее слабого пласта в открытой части ствола. Этому условию отвечает скорость движения, выведенная с использованием формулы Дарси-Вейсбаха , (9)
где Ггр - градиент гидроразрыва пласта; б-плотность бурового раствора; кб- коэффициент безопасности; кб=1,05-1,10; бgh-гидростатическое давление столба бурового раствора в скважине глубиной h; -коэффициент гидравлических сопротивлений; Д, d-диаметры скважины и колонны; g-ускорение свободного падения.
При выводе этой формулы сопоставлено гидродинамическое давление в кольцевом пространстве с давлением гидроразрыва пласта за вычетом гидростатического давления столба жидкости. Формула позволяет определить предельную производительность при закачке цементного раствора в скважину, при которой во время безнапорного режима не возникает гидроразрыва наиболее слабого пласта.
Вторая часть исследования касается самого режима движения жидкости, при котором в цементируемой колонне происходит переход движущейся жидкости из напорного в безнапорный режим. Связано это с тем, что тампонажные растворы имеют большую плотность по сравнению с плотностью бурового раствора, в результате чего на определенном этапе в колонне образуется пустое пространство и давления столбов жидкости в колонне и за колонной постепенно выравниваются. В дальнейшем, после пуска пробки, при закачке продавочной жидкости с высокой производительностью в момент посадки пробки на голову цементного раствора возникает гидравлический удар большой интенсивности, что отрицательно отражается на цементируемой колонне и продуктивных пластах.
Чтобы при цементировании имел место напорный режим, необходимо выдержать условие:
цgZо - Pгдт бghPгдк , (10)
где ц, б Цплотности цементного и бурового растворов; - Pгдт , Pгдк - гидродинамические потери давления соответственно в трубах и кольцевом пространстве; h, Zo Цдлина эксплуатационной колонны и порции цементного раствора в эксплуатационной колонне по расчету соответственно.
Это условие выдерживается при Zo >h. Записав выражение (10) для равновесного состояния и используя уравнение Дарси-Вейсбаха, после преобразований получим
, (11)
где D, dн, dвн - диаметры соответственно скважины и колонны, наружный и внутренний; v, v1-скорость движения раствора в кольцевом пространстве и в колонне; g- ускорение силы тяжести; , 1- коэффициенты гидравлических сопротивлений бурового и цементного растворов, которые определяются по результатам измерения реологических параметров растворов.
Зная значение h и определив для конкретных условий по формуле (11) величину Zo , установим, какой режим движения жидкостей имеет место в колонне на конкретном примере в вертикальной скважине глубиной 3000 м. Примем плотность бурового раствора равной 1250 кг/м3, тампонажного -1850кг/м3. Средневзвешенный диаметр ствола скважины примем равным 230 мм. Градиент давления гидроразрыва наиболее слабого пласта 0,016 МПа/м.
Предельная скорость восходящего потока бурового раствора, определенная по формуле (9) при Ггр=0,016 МПа/м, Кб=1,1 и =0,035 составит vпр=2,96 м/с при расходе 0,074 м3/с, а скорость течения жидкости в колонне v1=5,89 м/c. Приняв 1 =0,055, определим Zo по формуле (11), которая составит 7232,8 м, что свидетельствует о напорном режиме движения жидкостей.
На практике процесс цементирования проводится при значительно меньших расходах, не превышающих 0,025 м3/с. Скорость движения жидкости при этом в кольцевом пространстве составит 1,0 м/с, а в трубах 2,0 м/с. В этом случае Zо составит 2178,1 м, что свидетельствует о возникновении безнапорного режима. В колонне происходит разрыв потока, опережающее движение цементного раствора и, как следствие, гидравлический удар. Таким образом, зная параметры скважины и технологических жидкостей, можно проектировать режимы цементирования, исключающие гидроразрыв пласта.
На основании ранее проведенного анализа показано, что качество крепления скважины и герметичность заколонного пространства напрямую связаны с качеством очистки ствола скважины. Известно, что высокую степень вытеснения бурового раствора обеспечивает применение специальных высокоэффективных буферных жидкостей, что установлено и подтверждено практическими результатами, особенно в условиях больших углов наклона ствола и высокой его кавернозности. При этом наиболее эффективны низковязкие моющие буферные жидкости, обладающие высокой разжижающей и вытесняющей способностью, особенно при узких кольцевых зазорах и кавернозной части ствола. Эффект от применения буферных жидкостей непосредственно связан со временем их воздействия, которое должно составлять не менее 7 минут и которое определяется объемом закачки, режимом течения и свойствами самих жидкостей. Исходя из утверждения об их эффективности, нами исследован практически весь спектр буферных жидкостей моющего типа, которые нашли широкое применение в различных горно-геологических условиях. Эффективность буферных жидкостей оценивалась нами по их моющей способности в зависимости от насыщения их компонентами бурового раствора. Сравнительной оценке были подвергнуты материалы буферные порошкообразные моющего типа (МБП-М) и структурированные (МБП-С), разработанные нами в ОАО НПО Бурение. Результаты исследования этих материалов показали, что за счет высокой моющей способности, превышающей в 2-3 раза моющую способность воды, а также повышенной глиноемкости, которая более чем в 3 раза выше, чем у воды и водных растворов ПАВ, обеспечила лучший смыв рыхлой части глинистой корки со стенок скважины и глинистой пленки с обсадных труб и, как следствие, более высокую адгезию цементного камня к стенкам скважины и обсадным трубам (Рис.2).
Рис.2. Сравнительная характеристика эффективности буферных жидкостей (БЖ)
1. Техническая вода 5. БЖ на основе V-800
2. БЖ на основе 0,2% -го 6. БЖ на основе МОГ-2-56
раствора сульфанола 7. БЖ на основе лабомид-203
3. Водопроводная вода 8. БЖ на основе МБП-М
4. БЖ на основе Прогресс-21 9. БЖ на основе МБП-МВ
В настоящее время проходит промышленные испытания разработанная нами более эффективная маловязкая буферная жидкость на основе буферного порошка МБП-МВ, которая в 2-3 раза эффективнее МБП-М. Для надежного разделения буровых и цементных растворов повышенной плотности, исключения загрязнения продуктивного пласта разработана индифферентная к любым обработкам буровых и цементных растворов универсальная буферная жидкость на основе буферного порошка МБП-С - структурированно-моющая (МБП-СМ) (патент РФ № 2253008), обладающая пониженной водоотдачей и исключающая образование седиментационных пробок при смешивании буровых и цементных растворов.
В табл.2 приведены технические характеристики буферных жидкостей, приготовленных на основе буферных порошкообразных материалов.
Таблица 2- Технические характеристики буферных жидкостей
Параметры | МБП-М | МБП-МВ | МБП-С* | МБП-СМ* |
Начальная плотность, кг/м3 | 1000 | 1030 | 1020-1050 | 1020 |
Вязкость, с | 17 | 17 | 22-25 | 22 |
Водоотдача, см3/30мин | - | - | 10-20 | 10-20 |
Моющая способность, % | 50 | 90 | - | 30 |
*Буферная жидкость, приготовленная на основе порошков МБП-С и МБП-СМ, при необходимости может быть утяжелена до плотности 2200-2300 кг/м3.
Одним из условий качественного цементирования скважин в различных геолого-технических условиях является наличие тампонажных материалов и химических реагентов, отвечающих конкретным условиям скважины, от которых зависит не только герметичность заколонного пространства, но и сохранение коллекторских свойств пласта. Известно, что тампонажные материалы и приготовленные на их основе цементные растворы не всегда и не в полной мере удовлетворяют условиям создания герметичной крепи.
Для придания цементным растворам требуемых свойств на основе применения реагента Крепь-1 нами совместно с Рябовой Л.И. и др. были разработаны две модификации химического реагента комплексного действия, которые защищены патентами РФ и всесторонне исследованы, обеспечивают высокую седиментационную устойчивость растворов, снижают водоотдачу и повышают начальную прочность цементного камня, применяются для обработки цементных растворов при температуре до 90С. Для обработки цементных растворов в условиях температур 40, 75-90 и 80-120С нами совместно с Ашрафьяном М.О. и др. разработаны и защищены патентом РФ три вида реагентов компаундов серии КРК. Тампонажные растворы, обработанные данными реагентами, обладают высокой седиментационной устойчивостью, повышенными изолирующими свойствами и низкой водоотдачей - 20-60 см3/30 мин по прибору ф. Baroid при давлении 0,7 МПа, а камень имеет начальную прочность, превышающую прочность камня из чистого цемента. Растворы имеют тиксотропную структуру с нулевой релаксацией, совместимы с другими регуляторами технологических свойств. У растворов, обработанных этими реагентами, на 20-30% повышается адгезия к стенкам скважины и обсадным трубам.
С целью повышения технологических показателей и прочности камня в настоящее время широко применяемых облегченных цементных растворов, на основе реагента Крепь-1 разработан, защищен патентом РФ и применяется при цементировании скважин реагент Крепь-4.
В табл. 3 приведены физико-механические свойства сверхлегких тампонажных растворов с добавками алюмосиликатных (АСПМ) и сте-клянных (ПСМС) полых микросфер, обработанных реагентом Крепь-4.
Таблица 3-Физико-механические свойства сверхлегких тампонажных растворов и камня при температуре твердения Т=22С
| Состав смеси, % | Стабилизатор Крепь-4, % | В/Ц | Растекаемость, см | Плотность раствора, г/см3 при давлении, МПа | Водоотделение,% | Время твердения | Прочность, МПа | |||
| Цемент | Тип микросфер | 0,1 | 25,0 | На изгиб | На сжатие | |||||
ПЦТ- 11-70 | АСПМ-30 | 0,5 | 0,75 | 22,0 | 1,21 | 1,37 | 0,7 | 72 | 1,9 | 2,6 |
ПЦТ-G-70 | АСПМ-30 | 1,0 | 0,8 | 25,0 | 1,2 | 1,37 | 0,4 | 48 | 0,8 | 1,5 |
ПЦТ-G-65 | ПСМС-13 | - | 0,8 | >27 | 1,26 | 1,30 | 3,4 | - | - | - |
ПЦТ-G-65 | ПСМС-13 | 1,0 | 0,8 | 26,5 | 1,26 | 1,30 | 0,2 | 48 | 1,0 | 1,9 |
Хорошие результаты были получены так же и при обработке этим реагентом облегченных цементных растворов, где в качестве наполнителя использовались глина, трепел, диатомит, вермикулит или перлит. Результаты исследований представлены в табл.4.
Для продуктивной зоны скважины разработан тампонажный раствор, нормальной плотности, включающий портландцемент, стабилизатор и воду. В качестве стабилизатора применяли комплексные реагенты - компаунды типа КРК или Крепь-3, содержащие понизитель водоотдачи, пластификатор и пеногаситель. Дополнительно тампонажный раствор может содержать ускоритель и / или пластификатор в количествах 0,04-0,6 масcовых частей каждый. Результаты исследования технологических свойств растворов и физико-механических свойств цементного камня, проведенные в соответствии с существующим ГОСТ 1581-96, представлены в табл.4 из которой видно, что разработанные тампонажные материалы обладают высокими технологическими показателями.
Таблица 4- Технологические и физико-механические свойства цементных растворов и камня
Облегченный цементный раствор
Содержание компонентов, масс. ч. | Тип наполнителя | Пполпорппр8 Свойства тампонажного раствора | Прочность камня, МПа | ||||||||||||||
Цемент | Наполнитель | Стабилизатор | В/Ц | Д, см | , г/см3 | Водоотстой, % | Сроки схватывания, ч.- мин | , изг МПа | , сж МПа | Т, С | |||||||
начало | ко- нец | ||||||||||||||||
100 | 10 | 1 | Гли на | 1,4 | 20,0 | 1,5 | 0 | 5-40 | 7-30 | 0,8 | 1,2 | 22 | |||||
100 | 5 | 0,05 | Тре пел | 0,6 | 19,0 | 1,45 | 0 | 2-20 | 6-30 | 1,5 | 1,8 | 50 | |||||
100 | 8 | 0,8 | Пер и | 1,0 | 19,5 | 1,48 | 0 | 2-10 | 5-20 | 1,52 | 3,0 | 60 | |||||
100 | 10 | 0,5 | Верми-кулит | 0,8 | 19,5 | 1,48 | 0 | 4-40 | 5-10 | 1,40 | 2,9 | 40 | |||||
Тампонажные растворы для призабойной зоны
Содержание компонентов, масс, ч | Тип понизителя водоотдачи | Свойства тампонажного раствора | Прочность камня, МПа | |||||||||
Цемент | Понизитель водоотдачи | Стабилизатор | В/Ц | Д, см | , г/см3 | Водоотстой, % | Сроки схва- тывания, ч.- мин | , изг МПа | , сж МПа | Т, С | ||
начало | конец | |||||||||||
100 | 0,6 | 4 | МЦ* | 0,5 | 19,0 | 1,81 | 0 | 3-00 | 3-10 | 7,3 | 18,5 | 50 |
100 | 0,4 | 2 | СЦ* | 0,4 | 18,0 | 1,8 | 0 | 4-00 | 4-30 | 6,3 | 17,9 | 40 |
*МЦ-метилцеллюлоза; СЦ-сульфацелл
Предложен и защищен патентом РФ № 2255204 новый способ цементирования обсадных колонн, заключающийся в том, что для повышения полноты замещения бурового раствора тампонажным после промывки и закачки необходимого объема буферной жидкости в скважину последовательно закачивают загущенную пачку (буфер) приготовленную из облегченного тампонажного раствора, далее - облегченный тампонажный раствор, а затем тампонажных растворов для продуктивной зоны скважины.
Объем загущенной пачки буферного цементного раствора должен обеспечивать заполнение затрубного пространства: для скважин с длиной цементируeмого ствола от 500 до 1500 м - (150-200) м; от 2000 до 3500 м - (300-400) м, а при более 3500 м - 500 м.
В качестве загущенной пачки может быть использован и тампонажный раствор для продуктивной зоны скважины, дополнительно содержащий пластификатор. Закачку загущенной пачки в этом случае производят объемом, обеспечивающим заполнение затрубного пространства: для скважин с длиной цементируемого ствола от 500 до 1500 м - (70 - 120) м; от 2000 - 3500 м - (150- 180) м, более 3500 м - 200 м.
Разработанная нами технология цементирования скважин с использованием цементных растворов, обработанных реагентами комплексного действия, в обязательном порядке предусматривает приготовление жидкости затворения и цементного раствора, удовлетворяющих подобранной рецептуре для конкретной скважины. Расчет процесса цементирования производится по специальной компьютерной программе.
Для цементирования скважин в условиях низких положительных и отрицательных температур (крепление направлений и кондукторов) нами на основе глиноземистого цемента и портландцемента разработан специальный тампонажный материал, некоторые результаты исследования которого приведены в табл.5.
Таблица 5-Физико-механические свойства раствора и камня при различном соотношении глиноземистого цемента (ГЦ) и портландцемента (ПЦ)
Состав ГЦ:ПЦ | В/Т | Растекаемость, см | Температура, оС | Сроки схватывания, ч-мин | Прочность при изгибе, МПа, через, ч | ||
Начало | Конец | 8 | 24 | ||||
0:1 | 0,5 | 20,0 | 22 | 6-40 | 8-50 | - | 0,7 |
5 | 18-50 | 22-55 | - | - | |||
1:4 | 0,5 | 19,0 | 22 | 4-05 | 5-20 | 0,2 | 0,8 |
5 | 5-30 | 6-40 | 0,1 | 0,3 | |||
1:2 | 0,5 | 18,5 | 22 | 0-35 | 1-05 | 0,8 | 1,1 |
5 | 0-45 | 1-15 | 0,9 | 1,3 | |||
1:1 | 0,5 | 18,0 | 22 | 3-45 | 4-30 | 0,6 | 1,9 |
5 | 4-40 | 5-25 | 0,3 | 1,6 | |||
2:1 | 0,5 | 19,5 | 22 | 10-40 | 11-50 | - | 1,8 |
5 | 6-30 | 7-20 | - | 1,4 | |||
4:1 | 0,45 | 18,0 | 22 | 13-30 | 14-40 | - | 0,8 |
5 | 5-30 | 6-40 | - | 0,9 | |||
1:0 | 0,45 | 18,5 | 22 | 12-45 | 13-50 | - | 1,4 |
5 | 4-45 | 4-55 | - | 1,9 | |||
Анализ характера изменения свойств раствора и камня в раннем возрасте позволяет проследить следующие особенности:
-при увеличении содержания в смеси глиноземистого цемента сроки схватывания раствора сокращаются, составляя 30-60 мин при содержании в смеси до 40% ГЦ, а прочность камня увеличивается, что четко прослеживается при испытаниях как при 22, так и при 5оС; при содержании в смеси более 50% глиноземистого цемента сроки схватывания возрастают, причем при 22оС более интенсивно, превышая в 2-3 раза интенсивность роста при 5С. Прочность камня при этом резко снижается, достигая минимального значения 0,3-0,4 МПа через 8 ч твердения.
При исследовании регуляторов сроков схватывания разработанной быстротвердеющей тампонажной композиции установили, что на смесь, состоящую из различных по характеру твердения минеральных вяжущих, действие реагента отличается от того, которое он оказывает отдельно на каждый из них.
Данные по исследованию свойств смесей, содержащих в своем составе глиноземистый цемент, показывают, что при подборе рецептуры глиноземисто-портландцементных растворов следует применять либо чистые составы при соотношении ГЦ:ПЦ от 1:1 до 1:2, либо обработанные такими реагентами, которые устойчиво являются ускорителями при воздействии на глиноземистый цемент.
При исследовании влияния реагентов на твердение цементного камня было отмечено, что и ускорение схватывания, и чрезмерное его замедление отрицательно влияют на прочность. Установлено, что реагенты, повышающие прочность при изгибе, значительно меньше влияют на прочность при сжатии. Результаты лабораторных исследований влияния химических реагентов на показатели свойств раствора и камня состава ГЦ:ПЦ=1:2 представлены в табл. 6.
Исследованиями рецептур установлено, что хлориды кальция и натрия являются замедлителями схватывания, причем тем сильнее, чем ниже температура среды. Характерно, что хлорид натрия при комнатной температуре незначительно влияет на сроки схватывания, но прочность образцов при этом снижается. Хлорид кальция более интенсивно замедляет схватывание растворов, как при комнатной, так и при более низкой температуре, что обусловливает значительное снижение прочности. Действие углекислых солей (кальцинированной соды и поташа) проявляется иначе, а именно: они замедляют схватывание растворов, не снижая при этом прочности камня в суточном возрасте. При добавке 2% солей К2СО3 прочность камня повышается на 20-30%. Поэтому при необходимости замедления сроков схватывания тампонажных растворов вопрос может быть решен путем ввода 1-2% поташа или кальцинированной соды. Таким образом, разработанные нами буферные жидкости, тапонажные материалы и реагенты, а также способ цементирования скважины позволяют обеспечить. качественное замещение бурового раствора цементным, образование камня высокого качества и сохранение проницаемости породы продуктивного пласта.
Таблица 6-Влияние химических реагентов на свойства тампонажных растворов состава ГЦ:ПЦ=1:2
Наименование реагента | Кол- во, % | В/Т | Растекаемость, см | t, оС | Сроки схватывания, ч-мин | Прочность через 24 ч, МПа при | ||
Начало | конец | изгибе | сжатии | |||||
- | - | 0,5 | 18,5 | 5 | 0-40 | 1,05 | 1,1 | 1,8 |
22 | 0-35 | 0-55 | 1,3 | 2,0 | ||||
Хлорид кальция СаСl2 | 2 | 0,5 | 18,5 | 5 | 3-40 | 4-50 | 0,7 | 1,0 |
22 | 2-15 | 2-55 | 0,8 | 1,1 | ||||
4 | 0,5 | 17,0 | 5 | 6-30 | 8-50 | 0,5 | 0,3 | |
22 | 5-10 | 6-15 | 0,4 | 0,4 | ||||
Хлорид натрия NaCl | 2 | 0,5 | 18,5 | 5 | 1-50 | 2-30 | 1,0 | 1,3 |
22 | 0-38 | 1-12 | 1,0 | 1,6 | ||||
4 | 0,5 | 16,5 | 5 | 2-05 | 2-30 | 0,8 | 1,2 | |
22 | 0-45 | 1-15 | -* | 1,6 | ||||
Кальцинированная сода Na2CO3 | 2 | 0,5 | 19,0 | 5 | 4-50 | 6-30 | 0,8 | 1,3 |
22 | 1-55 | 2-55 | 1,0 | 1,8 | ||||
4 | 0,5 | 20,5 | 5 | 5-30 | 7,20 | 0,7 | 1,3 | |
22 | 2-45 | 3-48 | 1,1 | 2,1 | ||||
| Поташ К2СО3 | 2 | 0,5 | 18,5 | 5 | 2-30 | 1-00 | 1,4 | 2,3 |
22 | 0-55 | 2-10 | 2,3 | 4,1 | ||||
4 | 0,5 | 21,0 | 5 | 1-45 | 2-50 | 1,1 | 1,6 | |
22 | 1-05 | 2-35 | 1,0 | 1,8 | ||||
Нитрилотриметилфосфоновая. кислота НТФ | 0,01 | 0,5 | 17,0 | 5 | >7-00 | <16-0 | 0,7 | 0,5 |
22 | >7-00 | <16-0 | 1,3 | 1,5 | ||||
0,02 | 0,5 | 19,5 | 5 | 1-50 | 3-40 | 0,8 | 0,8 | |
22 | 0-45 | 2-55 | 1,0 | 1,4 | ||||
0,03 | 0,5 | 22,5 | 5 | 1-15 | 2-35 | 1,0 | 1,0 | |
22 | 0-35 | 2-05 | 1,3 | 1,5 | ||||
Суперпластификатор С-3 | 0,15 | 0,5 | 19,5 | 5 | 1-20 | 3-40 | 0,8 | 0,9 |
22 | 0-54 | 2-47 | 0,6 | 0,7 | ||||
0,3 | 0,45 | 18,5 | 5 | 1-10 | 1-35 | 1,3 | 1,8 | |
22 | 0-26 | 0-45 | 1,2 | 2,2 | ||||
*- образцы растрескались.
Четвертая глава посвящена разработке и совершенствованию элементов технологической оснастки обсадных колонн.
В настоящее время при спуске и цементировании обсадных колонн практически повсеместно используются клапаны ЦКОДМ. Практика показывает, что клапаны такой конструкции надежно работают только в вертикальных или с небольшим углом наклона скважинах, а при углах наклона более 20 их надежность резко снижается. Недостатком клапана для горизонтальных скважин КОДГ является опасность заклинивания шара в ловителе - патрубке твердыми частицами, находящимися в буровом или тампонажном растворе, а также увеличенное гидравлическое сопротивление из-за турбулентности потока в зоне ловителя и вероятность повреждения шара эрозионным размывом потоком бурового и тампонажного растворов.
Усовершенствованный нами серийно выпускаемый клапан ЦКОДМ (рис. 3) отличается специальной конструкцией ловителя шара, выполненного в виде ряда цилиндрических стоек, установленных в ограничителе по окружности с радиусом, равным радиусу шара. Поток бурового и цементного растворов беспрепятственно обтекает шар, не оказывая никакого дополнительного сопротивления.
Высокая степень замещения бурового раствора цементным может быть достигнута только при концентричном расположении обсадной колонны в стволе скважины. Для достижения качественного цементирования обсадных колонн, особенно хвостовиков в узких кольцевых зазорах, нами разработаны центратор - турбулизатор и 2 типа жестких центраторов.
Для центриннрования обсадных колонн при вращении нами разработан и защищен патентом РФ жесткий центратор (рис.4), отличающийся от существующих тем, что обсадная колонна, оснащенная такими центраторами, при вращении перемещается по сечению ствола скважины в радиальном направлении, чем обеспечивается более полное замещение бурового раствора цементным и, как следствие, более высокое качество цементирования. Центратор при этом останетнся неподвижным, что исключает его поломку.
Для цементирования обсадных колонн с вращением автором разрботана цементировочная головка (рис.5), позволяющая производить
цементирование обсадных колонн как с вращением, оставаясь при этом неподвижной, так и без вращения, но с удобной ориентацией нагнетательных линий цементировочных агрегатов. Вращение обсадной колонны осуществляется ротором буровой установки.
По своему функциональному назначению вращающаяся цементировочная головка ничем не отличается от обычной головки, а наличие специального блокирующего устройства, исключающего вращение, позволяет использовать ее при обычном цементировании.
Высокая эффективность цементирования обсадных колонн с вращением может быть достигнута только при совместном использовании вращающейся це Рис.5. Цементировочная головка ментировочной головки и специальных
вращающаяся жестких центраторов, рассмотренных
выше.
Для ступенчатого цементирования скважин с углом наклона более 20 разработано три вида конструкции гидромеханических устройств (УГЦС), исключающих применение в качестве управляющего элемента падающей пробки - бомбы. В этих устройствах использован принцип гидравлического срабатывания в момент окончания цементирования первой ступени и получения давления стоп. Основными элементами этих конструкций в одном случае является поршневая система гидравлического привода, расположенная снаружи корпуса устройства (рис. 6), а в другом Цдифференциальная втулка, расположенная внутри корпуса и служащая для открытия и закрытия цементировочных отверстий. Конструкция этих устройств позволяет использовать специнальные продавочные пробки, исключанющие их разбуривание. Конструкция этих устройств позволяет использовать специнальные продавочные пробки, исключанющие их разбуривание.
Практика показывает, что в некоторых случаях при строительстве скважин или забуривании боковых стволов предусматривается спуск и цементирование потайной колонны или хвостовика.
На практике для этих целей применяется множество различных устройств, но из-за несовершенства конструкции и низкой надежности иногда происходят серьезные осложнения вплоть до ликвидации скважины.
Типовые устройства для спуска и цементирования обсадной колонны с подвеской на цементном камне выполнены таким образом, что после получения давления У стопФ в колонну заливочных труб сбрасывается управляющий шар. Спустя определенное время, необходимое для посадки шара на седло запорной втулки, в колонне создается избыточное давление, открываются циркуляционные отверстия разъединителя, восстанавливается циркуляция, и излишки цементного раствора вымываются из скважины. По окончании ОЗЦ колонна заливочных труб вращением инструмента отворачивается от корпуса разъединителя. Основным недостатком такой конструкции является опасность недохода управляющего шара до запорной втулки за время начала загустевания цементного раствора и, как следствие, прихват заливочной колонны.
В случае спуска и цементирования потайной колонны или хвостовика с большим углом наклона ствола, когда есть опасность недохода шара до разъединителя, открытие промывочных отверстий проводят с помощью специальной управляющей пробки, которая пускается после закачки строго расчетного объема продавочной жидкости, находящейся между продавочной пробкой и специальной управляющей пробкой.
Объем жидкости должен быть равен или немного меньше объема потайной колонны или хвостовика. Такая технология также сопряжена с определенными сложностями, связанными с точным расчетом объема продавочной жидкости между управляющей и продавочной пробками. При этом не исключена опасность того, что в колонне обсадных труб может быть оставлен цементный стакан или невозможность открытия циркуляционных отверстий разъединителя.
Из существующих типов разъединительных устройств наиболее надежными, на наш взгляд, являются разъединители резьбового типа. Автором разработано несколько типов простых и надежных универсальных устройств комбинированного действия, отличающихся от существующих
тем, что позволяют спуск потайной колонны или хвостовика в скважину осуществлять как обычным способом, так и с вращением. Обсадные ко лонны могут быть подвешены на клиньях, на цементном камне с дополнительной герметизацией межколонного пространства или оставлены опертыми на забой. В конструкции разъединителя предусмотрено резьбовое и безрезьбовое взаимодействие колонны обсадных труб с транспортировочной колонной, позволяющее спуск и цементирование обсадной колонны производить не только с вращением, но и продольным расхаживанием. Во всех случаях при цементировании после получения сигнала стоп при создании заданного избыточного давления или частичной разгрузке на забой открываются циркуляционные отверстия выше головы хвостовика и излишки цементного раствора вымываются из скважины. Обсадная колонна при этом может быть приподнята над забоем и удерживаться на бурильных трубах до полного схватывания цемента.
Рис. 8. Комбинированное разъединительное устройство.
Удержание обсадных труб в подвешенном состоянии обеспечивается конструктивными особенностями разъединительного устройства. После схватывания цемента окончательно производится отворот заливочных труб и последние совместно с ниппелем разъединителя поднимаются на поверхность, а потайная колонна или хвостовик остаются подвешенными на цементном камне или опертыми о забой. При таком способе подвески обсадных труб клиновая подвеска не используется. При осложненных условиях в скважине для исключения возможного прихвата колонны бурильных труб остающимся в скважине цементным раствором и герметизации межтрубного пространства используется устройство в сборе с клиновой подвеской и пакером.
Пятая глава посвящена разработке и совершенствованию технических средств и технологии, направленных на сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта.
Правильный выбор конструкции забоя является одним из элементов технологии, направленной на повышение качества заканчивания скважин, конкретный вид которой определяется устойчивостью породы, свойствами коллектора и условиями залегания продуктивного пласта
Теоретическими исследованиями доказано и подтверждено многочисленными практическими результатами, что при прочих равных условиях эксплуатации наиболее оптимальными являются скважины с открытым забоем. Однако создание и применение такой конструкции забоя связано с определенными условиями залегания продуктивных пластов, способами их эксплуатации и наличием технических средств. Границей применения конструкций забоя данного типа является отсутствие или наличие близкорасположенных напорных горизонтов или газовой шапки у кровли пласта.
Анализ промысловых и экспериментальных данных показал, что высокое качества крепления скважины и максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта при цементировании может быть достигнуто применением специальной заколонной технологической оснастки - муфт ступенчатого цементирования, заколонных пакеров, специальных устройств, исключающих контакт цементного раствора с пластом, цементных растворов с низкой фильтратоотдачей.
Технология заканчивания скважины конструкцией забоя открытого типа может быть следующей:
-скважина бурится до кровли продуктивного пласта. Спускается и цементируется обсадная колонна. Вскрытие продуктивного горизонта осуществляется на буровом растворе, максимально отвечающем геологическим условиям бурения продуктивных пластов. Далее ствол скважины может оставаться открытым или обсаживаться нецементируемым фильтром;
-скважина бурится до проектной отметки, оборудуется обсадной колонной или готовым фильтром, цементируется выше кровли, а в зоне продуктивного пласта колонна перфорируется. Свойства бурового раствора в этом случае должны отвечать геологическим условиям не только продуктивного пласта, но и вышележащих пород ствола скважины.
На практике для крепления скважины открытым забоем существует множество различных технических средств, надежность и эффективность многих из которых не в полной мере отвечает поставленным целям.
Автором разработаны два типа устройств УКСОЗ (рис. 9 ), основными узлами которых являются пакерующие элементы - разделители потока и система гидравлического привода, размещенная на корпусе и в муфте устройства. Устройство УКСОЗ размещается в компоновке эксплуатационной колонны и устанавливается в кровле продуктивного пласта. Ниже устройства размещаются обсадные трубы или перфорированный фильтр.
Рис. 9. Устройство для крепления скважин открытым забоем УКСОЗ
1-корпус с циркуляционными отверстиями А;2-поршень с циркуляционными отверстиями Б; 3- муфта; 4-многослойный разобщающий элемент; 5- уплотнительное резиновое кольцо; 6- переводник; 7- стакан со стоп-кольцом; 8- седло; 9, 10 Цсрезные калибро ванные штифты; 11- управляющий элеменит (шар или пробка).
Исследованиями установлено, что в качестве пакерующего элемента возможно использование многослойного лепесткового взаимоперекрываю щегося металлического зонтика, позволяющего надежно изолировать нижележащий продуктивный пласт от цементного раствора в скважинах с различным профилем и кавернозностью ствола в месте установки устройства, не превышающей кк <1,4. Нагрузка на зонтик вышележащего столба бурового и цементного раствора может составлять 10-12 МПа. С целью повышения надежности изоляции затрубного пространства была усовершенствована вышеприведенная конструкция устройства УКСОЗ, имеющая два пакерующих узла, расположенных на корпусе на расстоянии не менее 200 мм друг от друга, причем нижний узел не имеет циркуляционных отверстий и срабатывает первым при более низком давлении, перекрывая кольцевое пространство. При повышении давления срабатывает верхний пакерующий узел и возобновляется циркуляция. После окончания цементирования в затрубном пространстве между пакерующими элементами остается защемленным буровой раствор, дополнительно кольматирующий нижний пакерующий элемент (лзонтик) и препятствующий проникновению фильтрата цементного раствора в продуктивный пласт.
Для селективного цементирования скважин с близкорасположенными и переслаивающимися водоносными горизонтами разработано устройство, исключающее контакт тампонажного раствора с продуктивным пластом (устройство УСЦС, рис.10), представляющее собой часть эксплуатационной колонны заданной длины, которая концентрично с зазором помещена в трубу большего диаметра.
Рис. 10. Схема компоновки и технология селективного цементирования
А -промывка скважины перед цементированием;
Б - процесс закачивания тампонажного раствора и продавка;
С - окончание процесса цементирования.
1-наружная труба, 2- пакерующие элементы, 3-заглушки перфорационных каналов,4-цементировочная муфта, 5-управляющий шар, 6- продавочная пробка
На концах наружной трубы расположены пакерующие элементы. Внутренняя полость эксплуатационной колонны соединена с внешней поверхностью наружной трубы временно заглушенными перфорационными каналами. Устройство УСЦС включается в компоновку эксплуатационной колонны в интервале залегания продуктивного пласта. В башмаке над обратным клапаном устанавливается цементировочная муфта (МЦ). Пакерующие элементы УСЦС аналогичны рассмотренным ранее пакерующим элементам устройства УКСОЗ, но направлены в противоположные стороны. Циркуляция бурового и тампонажного растворов происходит через перфорированные поршни пакерующих элементов и кольцевой зазор между эксплуатационной колонной и наружной трубой. Такая конструкция устройства УСЦС исключает контакт тампонажного раствора с продуктивным пластом.
Другим способом защиты продуктивного пласта является технология крепления, включающая использование устройств УГЦС и УКСОЗ, которые установлены в компоновке обсадной трубы в определенной последовательности и представляют собой комплекс устройств (УС и СЦС) для селективного и ступенчатого цементирования скважин.
Компоновка эксплуатационной колонны с использованием комплекса УС и СЦС включает: обратный клапан, выше, в зоне подошвы продуктивного пласта, устройство УГЦС или устройство УКСОЗ. В кровле продуктивного пласта устанавливается устройство УКСОЗ. В интервале продуктивного пласта устройства УГЦС и УКСОЗ соединены обсадной колонной или готовым фильтром с заглушенными перфорационными каналами.
Применение вышеописанного комплекса УС и СЦС позволяет успешно цементировать интервалы от забоя до подошвы и от кровли продуктивного пласта до заданной высоты, сводит до минимума репрессию и время контакта тампонажного раствора с продуктивным пластом.
В шестой главе приведены результаты практической реализации новых технико-технологических разработок при заканчивании скважин и их технико-экономическая эффективность.
Проведенные исследования позволили разработать технические средства, материалы, химические реагенты для их обработки и создать оптимальную технологию, повышающую качество крепления и заканчивания скважин и снижающую до минимума отрицательное воздействие технологических жидкостей на продуктивный пласт.
Впервые комплексная технология заканчивания скважин с использованием разработанных буровых и тампонажных растворов, отвечающих вышеперечисленным требованиям, а также применения устройства УКСОЗ была испытана на четырех скважинах Талинского месторождения бывшего объединения Красноленинскнефтегаз. Фактический дебит этих скважин был на 10% выше потенциального, что послужило основанием для разработки и внедрения технологического регламента на комплексную технологию заканчивания скважин на данном месторождении. Впоследствии аналогичная технология с использованием технических средств (УКСОЗ, УГЦС и СЦС) была разработана и с успехом применялась на месторождениях ОАО НК Роснефть - Пурнефтегаз, Юганскнефтегаз, Термнефть, Томскнефть - ВНК и др.
Заканчивание скважин открытым забоем с применением устройства УКСОЗ осуществлялось на месторождениях Западной Сибири, Ставрополья, Кубани, Белоруссии, Грузии, Вьетнама. В 2006 г на Мозырском ПХГ республики Беларусь по разработанной автором технологии с применением устройства УКСОЗ-245 было отремонтировано 8 газовых скважин с диаметром колонны 324 мм, спущенных в кровлю соленосных отложений. В результате длительной эксплуатации колонны потеряли герметичность, а в башмаке этих скважин образовались огромные полости, заполненные рассолом. В скважины до башмака предыдущей колонны спустили обсадные трубы диаметром 245 мм, оборудованные устройством УКСОЗ-245. После промывки скважины и распакеровки устройства УКСОЗ в межколонное пространство закачали тампонажный раствор с поднятием его до устья. По окончании ОЗЦ разбурили внутрискважинные элементы устройства (пробку, стоп-кольцо), обратного клапана и пустили скважину в эксплуатацию. Работы во всех скважинах проведены успешно без каких-либо осложнений. Всего с применением устройства УКСОЗ было успешно зацементировано около 60 эксплуатационных колонн диаметром от 114 до 245 мм.
В скважинах Приразломного и Угутского (Юганскнефтегаз) месторождений, где продуктивные пласты подстилались подошвенной водой, а в кровле пласта имелась газовая шапка, заканчивание скважин осуществляли способом селективного цементирования с применением устройства УСЦС (скв. № 6594 Приразломная) и устройства УС и СЦС (скв. № 6813 Приразломная и скв. № 203 Угут). Длина открытого ствола, зацементированного с помощью устройства УСЦС, составила 7м, а с помощью устройства УС и СЦС, соответственно - 47 и 20 м. Вскрытие временно закрытых магниевыми заглушками перфорационных каналов в устройстве УСЦС осуществлялось химическим способом -15 % - ным раствором соляной кислоты. В скважинах, законченных открытым забоем с применением устройства УС и СЦС, где продуктивные пласты были обсажены не перфорированными обсадными трубами, вторичное вскрытие проводилось кумулятивной перфорацией с плотностью 20 отв./п.м.
Продуктивность скважин, законченных с применением разработанных технологии и технических средств, оказалась в среднем на 10Ц15% выше продуктивности скважин, законченных по ранее существующей технологии.
С применением разработанной нами технологии цементирование скважин на Харампурской группе месторождений ОАО Пурнефтегаз осуществлялось заменой в интервале 2700-2100 м цементного раствора нормальной плотности на облегченный цементный раствор плотностью 1500 кг/см3 и снижением положения муфты ступенчатого цементирования на 300-400 м ниже глубины, предусмотренной проектом. Это позволило не только снизить нагрузку на продуктивные пласты в среднем на 3-4 МПа, но и повысить производительность насосов при цементировании.
Промышленные испытания по разработанной технологии цементирования в две ступени с применением устройства с гидравлическим управлением (УГЦС) проводилось на скважинах нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири (Южно-Харампурском -5скв., Северо-Губкинском -2 скв., Уренгойской группе -3 скв., Мыльджинском-2 скв. и др.). Всего было зацементировано 15 скважин. Испытания показали надежность и эффективность применения данных устройств в наклонных, пологих и горизонтальных скважинах.
Были проведены промышленные испытания технологических жидкостей, приготовленных с использованием существующих и разработанных материалов и реагентов: буферных жидкостей, обработанных реагентами МБП-М, МБП-С, МБП-МВ, МБП-СМ; утяжеленных тампонажных цементов и цементов нормальной плотности, облегченных цементных растворов на основе микросфер, расширяющихся тампонажных материалов, тампонажных материалов для условий низких положительных и отрицательных температур обработанных реагентами комплексного действия серии Крепь и КРК. Испытания проводились при цементировании скважин на месторождениях Средней Азии, Дагестана, Удмуртии, Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского АО, Восточной Сибири, Краснодарского края и др. Испытания технологии, тампонажных материалов и химических реагентов показали их высокую эффективность не только в части герметичности заколонного пространства, но и в части сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов. Средний показатель коэффициента качества по данным АКЦ для более 30 газовых скважин, зацементированных по разработанной нами технологии и с применением вышеперечисленных реагентов на Песцовом и Заполярном месторождениях ООО Ф.Тюменбургаз составил 0,91. На месторождениях ООО Роснефть-Юганскнефтегаз и ОАО Томскнефть-ВНК средний показатель качества крепления более четырехсот скважин составил 0,87. Причем около половины из всех зацементированных скважин закончено с коэффициентом качества от 0,9 до 1,0, что по данным АКЦ-метрии характеризуется как хорошее.
Тампонажными растворами, обработанными комплексными реагентами-компаундами КРК-75 и КРК-100 на площадях Краснодарского края в условиях АВПД с коэффициентом аномальности ка >2 было успешно зацементировано несколько скважин (1-я Северо-Прибрежная, 21-я Прибрежная, 1-я Западно-Мечетская и др.). Более 20 скважин зацементированы с использованием этой технологии на Приобском и других месторождениях. По данным АКЦ качество цементирования на этих скважинах в 1,3-1,5 раза выше, по сравнению с базовыми. На всех скважинах, законченных по данной технологии, негерметичности заколонного пространства не наблюдалось.
В настоящее время использование данных реагентов, серийно выпускаемых ОАО НПО Бурение, происходит практически всеми буровыми подрядчиками нефтегазовой отрасли.
На Киняминском месторождении было проведено испытание разработанного способа цементирования с использованием загущенной пачки в двух скважинах глубиной 3150 м по стволу и диаметром эксплуатационной колонны 146 мм. Результаты качества цементирования с помощью АКЦ-грамм показали 78 % сплошного контакта цементного камня, образованного облегченным тампонажным раствором, а также 98 % сплошного контакта цементного камня, образованного раствором нормальной плотности для продуктивной зоны. Повышение дебита скважин Киняминского месторождения ООО Роснефть-Юганскнефтегаз, законченных по комплексной технологии в соответствии с разработанным нами технологическим регламентом, где не предусматривалось гидроразрыва пластов, составило около 20% .
Промысловые испытания усовершенствованной конструкции обратных клапанов типа ЦКОДМУ диаметром 146 и 168 мм были проведены на 62 скважинах разных месторождений Нефтеюганского и Ноябрьского регионов. Результаты испытаний показали высокую надежность и эффективность при любой конфигурации ствола.
Разработанные автором разъединительные устройства для спуска и цементирования потайных колонн и хвостовиков для обсадных труб диаметром 114, 120, 127, 140, 178 и 194 мм, успешно прошли широкую промышленную апробацию в сложных геолого-технических условиях месторождений нефтяных компаний Роснефть (Пурнефтегаз, Ставропольнефтегаз, Ванкорнефть, Юганскнефтегаз и др.), Славнефть ( Славнефть-Красноярскнефтегаз) и ТНК-БП (Оренбургнефть), на скважинах месторождений республики Коми и Уренгоя и др. Всего с применением разъединительных устройств данной конструкции спущено и зацементировано со 100% успешностью более 50 скважин.
Таким образом, результаты промышленного использования технических средств и технологии подтвердили эффективность разработок, обеспечивающих высокое качество крепления скважин и сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Выполнен анализ промысловых и литературных данных, обобщены теоретические, экспериментальные и промысловые исследования, позволившие подтвердить отрицательное влияние технологических жидкостей на фильтрационную характеристику пород продуктивного пласта как порового, так и трещинного типов.
2.Усовершенствована методика априорной оценки качества заканчивания скважин.
3. Установлено, что основными загрязняющими компонентами образцов керна низкопроницаемых пород порового и трещинного типа являются фильтраты буровых и цементных растворов и жидкость перфорации. Наибольшее закупоривающее действие оказывают фильтраты буровых растворов на водной основе, обработанные полимерными реагентами. Глубина проникновения таких фильтратов колеблется от нескольких десятков сантиметров до нескольких метров. При наличии глинистой корки твердая фаза цементных растворов в поры пласта не проникает, а количество отфильтровавшейся жидкости затворения определяется проницаемостью пристенного слоя и свойствами цементного раствора. Основным поражающим агентом трещинных коллекторов является твердая фаза буровых и цементных растворов, которые, проникая глубоко в трещины и обезвоживаясь, образуют тампоны, резко снижающие проницаемость коллектора, вплоть до его закупорки.
4. Установлено, что наиболее эффективным типом бурового раствора для вскрытия пластов являются:
-для поровых коллекторов - растворы РНО, безглинистые и малоглинистые полиалкиленгликолевые, а также лигносульфонатные буровые растворы;
-для трещинных коллекторов - растворы РНО, безглинистые и малоглинистые полиалкиленгликолевые или полимерглинистые буровые растворы, содержащие кислоторастворимый наполнитель.
5. Определено, что для предупреждения поглощения и снижения глубины проникновения жидкой и твердой фаз бурового и цементного растворов эффективными мероприятиями являются:
-снижение водоотдачи буровых растворов до 3-4см3/30мин, а тампонажных растворов до 10-40см3;
- для терригенных коллекторов - введение в раствор кислоторастворимых наполнителей и кольматантов;
- для карбонатных коллекторов трещинного типа - введение в раствор кислоторастворимых наполнителей, размеры которых подбираются в соответствии с диапазоном раскрытия трещин
6. Разработаны на уровне изобретений материалы и химические реагенты для обработки тампонажных растворов и буферных жидкостей. Выполнены исследования рецептур цементных растворов и буферных жидкостей с добавками новых реагентов, позволившие оптимизировать их составы и обеспечить сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.
7. Созданы экспериментальные установки для проведения исследований по оценке влияния жидкой и твердой фаз буровых и цементных растворов на проницаемость образцов керна в условиях, близких скважинным, а также новые технологии и технические средства, обеспечивающие:
- предупреждение поглощения тампонажного раствора и сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта в результате использования специального оборудования для осуществления способа ступенчатого цементирования скважин с углом наклона более 30, что исключает применение в качестве управляющего элемента для открытия цементировочных отверстий второй ступени падающих элементов (пробки-бомбы, шара и пр.);
- заканчивание скважины открытым забоем при перекрытии заколонного пространства скважины любой конфигурации с коэффициентом кавернозности до 1,4 и углом наклона ствола до 90;
- исключение отрицательного воздействия цементного раствора на призабойную зону пласта, позволяющее проводить качественное цементирование интервалов от забоя до подошвы продуктивного пласта и выше от кровли до проектной отметки, а также взрывных методов вторичного вскрытия пласта;
- спуск и цементирование потайных колонн и хвостовиков в скважины различной конфигурации с помощью устройств различного принципа действия (с вращением и продольным расхаживанием, с подвеской на клиньях, на цементном камне и с опорой на забой).
8. Разработаны отдельные виды технико-технологических решений:
-технологическая оснастка (муфты ступенчатого цементирования с гидравлическим управлением, центраторы-турбулизаторы, обратные клапаны для горизонтальных скважин, центратор и цементировочная головка для цементирования обсадных колонн с вращением, скважинные фильтры и др.);
-химические реагенты для обработки буферных жидкостей и цементных растворов, освоено их промышленное производство;
-новые составы тампонажных материалов, растворов и буферных жидкостей, прошедшие широкую апробацию в различных горно-геологических условиях.
9. Результаты аналитических и экспериментальных исследований, конструкторских разработок и научно обоснованных технологических решений прошли широкую апробацию и успешно внедрены на многих месторождениях Западной и Восточной Сибири, республик Удмуртии и Дагестана, Краснодарского и Ставропольского краев, республик Белоруссии, Грузии, Казахстана и Вьетнама. Результаты внедрения подтвердили эффективность разработок, позволили повысить качество крепления и добывные возможности скважин. Средний коэффициент качества по более чем 400 скважинам по данным АКЦ-метрии составил около 0,9.
10. Общий экономический эффект от применения технологии, технических средств и материалов при заканчивании скважин в сложных геолого-технических условиях и на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами составил более 25 миллионов рублей.
Основные результаты опубликованы в следующих работах:
Книги, обзоры:
1. Современные технологии и технические средства для крепления нефтяных и газовых скважин/ Ашрафьян М.О, Новохатский Д.Ф., Нижник А.Е. и др. // Просвещение-Юг.- Краснодар. - 2003, 368 с.
2. Особенности техники и технологии заканчивания скважин в неустойчивых коллекторах./ Ашрафьян М.О., Лебедев О.А., Саркисов Н.М., Нижник А.Е. и др.// ОИ, сер. Бурение. М., ВНИИОЭНГ.- 1979, 48 с.
3. Современное состояние технологии установки цементных мостов в условиях возникновения осложнений / Ашрафьян М.О., Лебедев О.А. Саркисов Н.М., Нижник А.Е. и др.// ОИ.Сер. Техника и технология бурения скважин.- М., ВНИИОЭНГ. Вып.12., 1988. Ц.55 с.
Статьи, из которых семнадцать (лит.4, 6, 11, 13, 21, 29, 32, 35, 37, 38, 42, 43, 44, 45, 46, 47, 48) включены в перечень рецензируемых научных журналов и изданий, выпускаемых в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ:
4. Использование каустического магнезита для крепления скважин при низких положительных и отрицательных температурах./Иванова Н.А., Березуцкий В.И., Галимова В.В, Нижник А.Е.//ЭИ. Сер. Бурение ВНИИОЭНГ - М.-1974.-№16.- С.
5. Свойства раствора и камня из смеси высокоалюминатного шлака с гипсом и гранулированным шлаком в условиях низких температур/ Иванова Н.А, Нижник А.Е., Ковалев А.Т. и др.// Техника и технология промывки и крепления скважин. /Тр.ВНИИКРнефть. М.-1975.-Вып.9.- С.
6. Здоров Ф.Г., Нижник А.Е. О влиянии цементирования на фильтрационную характеристику продуктивных пластов//Нефтяное хозяйство. - 1978.-№ 10.-С.26-28.
7. Нижник А.Е., Тимовский В.П. Физико-механические свойства тампонажных материалов для крепления низкотемпературных скважин/ Технология крепления скважин./Тр.ВНИИКРнефть. Вып. 15. Краснодар.-1978.-С.12-16.
8. Нижник А.Е. Стендовая установка для исследования элементов конструкции призабойной зоны скважин со слабосцементированными коллекторами//Технология крепления скважин./Тр. ВНИИКРнефть, вып. 17. Краснодар.- 1979.-С.60-65.
9. Лебедев О.А., Нижник А.Е. Исследование процесса кольматации и очистки гранулярных коллекторов.//Технология заканчивания скважин. /Тр. ВНИИКРнефть, вып. 19. Краснодар.- 1980. -С.60-65.
10. Нижник А.Е. Восстановление проницаемости призабойной зоны при заканчивании скважин// Тезисы докладов ВНТК М.: - 1980. С. 15-16.
11. 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.
12. Нижник А.Е. Исследования по кольматации кернов и восстановлению их проницаемости.// Выбор оптимальной технологии промывки скважин. /Тр. ВНИИКРнефть, вып.20. Краснодар.- 1981.-С.126-130.
13. Крезуб А.П., Лебедев О.А., Нижник А.Е. Кольматация и очистка трещиновато поровых коллекторов под воздействием утяжеленных буровых растворов// Бурение.- 1982.-№ 4.-С.8.
14. Нижник А.Е. Исследование кольматации песчаника фильтратом полимерного тампонажного материала Контарен-1//Тезисы докладов ВНТК. Ивано-Франковск.- 1982.-С.105-107.
15. Нижник А.Е. Классификация факторов, влияющих на формирование глинистой корки и кольматацию проницаемых объектов при заканчивании скважин// Тр. ВНИИКРнефть, вып. Краснодар.-1984.-С.102- 106.
16. Яковенко В.И., Нижник А.Е., Ерешко С.Н. Пути повышения качества заканчивания скважин в палеогеновых отложениях//Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин./ Тезисы докладов ВНТК Ив.Франковск. М., 1988. -С.260-261.
17. Яковенко В.И., Нижник А.Е, Методические особенности экспериментальной оценки влияния бурового раствора на проницаемость кернов// Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин. /Тезисы докладов ВНТК. Ив.Франковск. М., -1988.-С.263-264.
18. Яковенко В.И., Нижник А.Е., Ерешко С.Н. Методические особенности исследования фильтрационных свойств глинистых сланцев//Тр. ВНИИКРнефть, вып. Краснодар. -1989.-С.70-73.
19. Исследование влияния технологии вскрытия низкопроницаемых отложений палеогена на фильтрационные свойства коллектора / Рабинович Н.Р., Яковенко В.И., Нижник А.Е. и др.// Новые материалы и жидкости для бурения скважин, вскрытия и ГРП продуктивных пластов./Тр. ВНИИКРнефть, вып. Краснодар. - 1990.- С.142-146.
20. Оценка качества заканчивания скважин при вскрытии юрских отложений на Талинском месторождении по промысловым данным /Смирнова Н.В., Нижник А.Е., Шарифуллин Ф.М. и др.// Вопросы промывки, вскрытия продуктивных пластов и охраны окружающей среды при бурении и ремонте скважин./Тр. ВНИИКРнефть, вып. Краснодар. -1991. -С.112-116.
21. 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.
22. Нижник А.Е., Меденцев В.М., Жадан Ю.Г. Опыт крепления вставной колонны (хвостовика) в горизонтальном участке скважины// Сб. трудов ОАО НПО Бурение, вып. Краснодар.-1998.-С.169-173.
23. Нижник А.Е., Тимовский В.П., Бортов А.В. Опыт селективного цементирования продуктивного объекта на Приразломном месторождении Западной Сибири//Сб. научных трудов СКО Российской инженерной академии Гипотезы поиск прогнозы, вып. 7. Краснодар.-1999.ЦС.25-28.
24. Нижник А.Е. Приставка к лабораторной установке УИПК - АКМ КЕРН / Технология и материалы для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин.// Сб. трудов ОАО НПО Бурение, вып.2. Краснодар.-1999.-С.132-137.
25. Техника и технология ступенчатого цементирования скважин/ Нижник А.Е., Бортов А.В., Меденцев В.М. и др.// Технология и материалы для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин./ Сб. трудов ОАО
НПО Бурение, вып.2. Краснодар.-1999.-С.127-131.
26. Нижник А.Е. Опыт заканчивания скважин стволом малого диаметра. / Бурение и ремонт скважин малого диаметра с применением гибких труб. //Сб. трудов ОАО НПО Бурение, вып. №3, 1999 С.103-105.
27. Нижник А.Е., Вольтерс А.В., Тимовский В.П. Оценка условий сохранения устойчивости коллекторов при строительстве скважин /Гипотезы. Поиск, прогнозы. Тр. СКО РИА, вып. 8, 2000.-С.-245-248.
28. Нижник А.Е., Бортов А.В., Тимовский В.П. Новые технические средства и технология цементирования скважин открытым забоем/ Гипотезы. Поиск, прогнозы. Тр. СКО РИА, вып. 11. 2001.-С.276-280.
29. К вопросу влияния процесса цементирования на продуктивность скважин/ Нижник А.Е., Куксов А.К, Лебедев О.А.и др.// НТЖ. Стр-во нефтяных и газовых скважин на суше и на море .№5-6, 2001, С.27-29.
30. Рябоконь С.А., Бортов А.В., Нижник А.Е. Технические средства и технология, обеспечивающие сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов при цементировании скважин//Труды ОАО НПО Бурение, вып. 6. - Краснодар, - 2001. - С. 56-66.
31. Нижник А.Е., Новохатский Д.Ф. Выбор материалов, технических средств и технологии, обеспечивающих качественное цементирование скважин и сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов/Основные принципы выбора технологии, технических средств и материалов при строительстве и ремонте скважин// Сб. трудов ОАО НПО Бурение, вып.7. Краснодар. -2002, -С.294-301.
32. Цементирование скважин тампонажными растворами с высокими изолирующими свойствами / Ашрафьян М.О., Гринько Ю.В., Нижник А.Е. и др.//Нефтяное хозяйство, 2002, № 3, -С. 29-31
33. Некоторые факторы, влияющие на качество цементирования скважин на Приобском месторождении./ Атгараев В.Ф, Бортов А.В., Добросмыслов А.С, Нижник А.Е. //. Импортозамещающие технические средства и материалы./ Сб. трудов ОАО НПО УБурениеФ, вып. 9. Краснодар. -2003.-С. 236-240.
34. Результаты влияния реагентов-регуляторов свойств тампонажных растворов на качество цементирования эксплуатационных колонн на Приобском месторождении / Атгараев В.Ф, Добросмыслов А.С., Нижник А.Е.// Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин./ Сб. трудов ОАО НПО Бурение, вып.10. Краснодар. -2003. -С.263- 269.
35. Быстротвердеющий тампонажный материал для проектирования скважин в условиях низких положительных температур./М.О.Ашрафьян, А.Е. Нижник, Ю.В. Гринько и др.//Нефт. хоз-во, 2004, № 1.- С.46-49.
36. Ващило П.В., Нижник А.Е., Рябова Л.И. Влияние добавок алюмосиликатных полых микросфер на свойства тампонажного раствора и камня./ Сб. трудов ОАО НПО Бурение, вып. 11. Краснодар. - 2004. -С.154-161.
37. Нижник А.Е., Шамина Т.В. Использование эффективных буферных жидкостей - залог качественного цементирования обсадных колонн./ НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2004. №5.ЦС.
38. Лебедев О.А, Нижник А.Е., Бортов А.В. Влияние скорости восходящего потока тампонажного раствора в кольцевом пространстве и других элементов технологии крепления на проказатель качества цементирования скважин по данным АКЦ. / НТЖ. Стр-во нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2004. №10.-С.29-30.
39. Сервисное сопровождение крепления скважин по технологии ОАО НПО Бурение./ Рябоконь С.А., Новохатский Д.Ф., Нижник А.Е. и др.// Разведочное бурение на суше и континентальном шельфе России. /Сб. трудов ОАО НПО Бурение, вып.14. Краснодар. -2005. -С.171-178.
40. Нижник А.Е., Дробов В.Л. Технико-технологические аспекты спуска и цементирования хвостовиков малого диаметра/Современная техника и технология заканчивания скважин и бурения боковых стволов. /Сб. трудов ОАО НПО Бурение, вып.15. Краснодар. -2006. ЦС.208-212.
41. Влияние расширяющегося цементного камня на плотность контакта с обсадными трубами/Новохатский Д.Ф., Атгараев В.Ф., Нижник А.Е. и др.// Современные технико-технологические решения в области бурения и капитального ремонта скважин. Сб. трудов ОАО НПО Бурение, вып.16. Краснодар. -2007. ЦС.95-105.
42. Нижник А.Е., Щелков М.Г., Щелков А.М. Особенности крепления скважин открытым забоем в стволе большого диаметра с открытым резервуаром./НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2007. №2.-С.43-45.
43. К вопросу о плотности контакта расширяющегося цементного камня с обсадными трубами/ Новохатский Д.Ф., Нижник А.Е., Мягкий Я.Д и др.// СЖ. Бурение & нефть.-2007. №12. ЦС.28-30.
44. Нижник А.Е. Технические средства для спуска и цементирования хвостовиков, технология и результаты применения. /НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2008. № 2.- С.49-51.
45. Нижник А.Е. Особенности крепления сеноманских скважин на Песцовом и Заполярном месторождениях. /НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2008. № 5.- С.50-52.
46. Ашрафьян М.О., Нижник А.Е.Об условиях движения технологических жидкостей при цементировании скважин. /НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2008. № 10.- С.32-33.
47. Нижник А.Е. Совершенствование некоторых элементов технологической оснастки, направленных на повышение качества крепления скважин/НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2008. №11.- С.34-36 .
48. Ашрафьян М.О., Нижник А.Е. Об условиях существования напорного режима движения технологических жидкостей при цементировании скважин/НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2008. №12.- С.33-35 .
Авторские свидетельства и патенты:
49. Центратор для обсадных труб: А.С. № 619624 СССР./ Ашрафьян М.О., Нижник А.Е., Вартанянц С.Г. и Кушнаренко Н.А.-1978, Б.И. №30.
50. Тампонажный раствор: А.С. № 1513127 СССР. / Ашрафьян М.О, Нижник А.Е., Савенок Н.Б. и др. -1989, БИ. №37. С.5
51. Устройство для крепления скважин открытым забоем: Пат. № 2055158 РФ / Яковенко В.И., Нижник А.Е., Дерновой В.П. и др. -1996, БИ. №6.
52. Комплексный реагент для тампонажных растворов: Пат. № 2194149 РФ / Ашрафьян М.О., Куксов А.К., Нижник А.Е. и др. -2002, БИ №34. 53. Основа утяжеленного тампонажного раствора: Пат. № 2194844 РФ / Рябоконь С.А., Рябова Л.И, Нижник А.Е., Новохатский Д.Ф. -2002.БИ №35.
54. Тампонажная сухая облегченная смесь: Пат. №2209931 РФ / Рябова Л.И, Нижник А.Е., Новохатский Д.Ф. -2003, Б, И, №22.
55. Тампонажный состав для паронагнетательных скважин: Пат. №2220275 РФ. / Рябова Л.И., Куксов А.К., Нижник А.Е. БИПМ №36 27.12.2003. с.519.
56. Способ цементирования скважин: Пат. № 2220276 РФ / Рябоконь С.А., Аракчиев Н.П., Нижник А.Е. БИПМ №36, 2003.
57. Способ цементирования скважин: Пат. № 2220277 РФ / Рябоконь С.А., Рябова Л.И., Нижник А.Е. БИПМ №36, 2003.
58. Комплексный реагент: Пат. № 2232042 РФ / Рябова Л.И., Рябоконь С.А., Нижник А.Е. и др. БИПМ №27, 2003.
59. Комплексный реагент для аэрированных цементных растворов: Пат. № 2240421 РФ / Рябоконь С.А., Рябова Л.И., Нижник А.Е. БИПМ № 32, 2004.
60. Универсальная буферная жидкость: Пат. № 2253008 РФ / Рябоконь С.А., Шамина Т.В., Нижник А.Е. БИПМ № 15, 2005.
61. Облегченный тампонажный раствор, раствор для продуктивной зоны скважины и способ цементирования скважин: Пат. № 2255204 РФ. / Кошелев В.Н., Рябова Л.И., Нижник А.Е. БИПМ № 18, 2005.
62 Тампонажный состав для крепления пологих и горизонтальных скважин: Пат. № 2256775 РФ / Ашрафьян М.О., Гринько Ю.В., Нижник А.Е., Рябоконь С.А. БИПМ № 20, 2005.
63 Комплексный реагент для тампонажных растворов и тампонажный раствор: Пат. № 2259468 РФ. / Рябоконь С.А., Рябова Л.И., Нижник А.Е. БИПМ № 24, 2005.
64 Устройство для крепления скважин открытым забоем: Пат. №47959 РФ (полезная модель)/ Нижник А.Е., Рябоконь С.А. Яковенко В.И. БИПМ № 25, 2005.
65.Способ цементирования скважин: Пат. №2266390 РФ / Кошелев В.Н., Рябова Л.И., Нижник А.Е. БИПМ № 35, 2005.
66. Устройство для спуска и цементирования хвостовика: Пат. №59130 РФ (полезная модель) /Нижник А.Е., Рябоконь С.А., Дробов В.Л., Бортов А.В., Атгараев В.Ф. БИПМ № 34, 2006.
67. Клапан обратный для обсадных колонн: Пат. №61784 РФ (полезная модель) /Нижник А.Е., Рябоконь С.А., Дробов В.Л., Бортов А.В., Атгараев В.Ф. БИПМ № 7, 2007.
68. Цементировочная головка: Пат. №63417 РФ (полезная модель) /Нижник А.Е., Рябоконь С.А., Шабанов В.В., Атгараев В.Ф. БИПМ № 15, 2007.
69. Скважинный фильтр: Пат. № 67172 РФ (полезная модель)/Рябоконь С.А., Кошелев В.Н., Нижник А.Е., Платов Л.Н. БИПМ № 28, 2007.
70 Центратор для обсадных труб: Пат. №68582 РФ (полезная модель)/ Рябоконь С.А., Нижник А.Е. Новохатский Д.Ф., Атгараев В.Ф. БИПМ № 33, 2007.
71. Муфта для ступенчатого цементирования обсадных колонн скважин: Пат.№73383 РФ (полезная модель)/Нижник А.Е.,Рябоконь С.А., Кемкин В.П. БИМП № 14, 2008
72. Устройство для ступенчатого цементирования скважин: Пат. № 73913 РФ (полезная модель)/Нижник А.Е., Рябоконь С.А., Кемкин В.П. БИМП № 18, 2008.
73. Скважинный фильтр: Пат. № 2326233 РФ / Платов Л.Н., Нижник А.Е., Никитин Б.А. и др. БИМП № 18, 2008.
Авторефераты по всем темам >>
Авторефераты по земле