Зная значение h и определив для конкретных условий по формуле (11) величину Z_o, 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 Г_гр=0,016 МПа/м, К_б=1,1 и л=0,035 составит v_пр=2,96 м/с при расходе 0,074 м³/с, а скорость течения жидкости в колонне v₁=5,89 м/c. Приняв л₁ =0,055, определим Z_o 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 Z_о 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

*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 90^?С. Для обработки цементных растворов в условиях температур 40, 75-90 и 80-120^?С 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 стеклянных (ПСМС) полых микросфер, обработанных реагентом "Крепь-4".

Таблица 3-Физико-механические свойства сверхлегких тампонажных растворов и камня при температуре твердения Т=22єС

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

Тампонажные растворы для призабойной зоны

*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)

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 5^оС; при содержании в смеси более 50% глиноземистого цемента сроки схватывания возрастают, причем при 22^оС 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

* - образцы растрескались.

Четвертая глава посвящена разработке и совершенствованию элементов технологической оснастки обсадных колонн.

Рис 3. Клапан ЦКОДМУ. 1-корпус; 2-мембранна; 3-шар; 4-ограничитель; 5-периферийные отверстия; 6-пластина; 7-дроссель; 8-пружина; 9-гайка, 10-ловитель шара.

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.

Рис.4 Жесткий центратор 1-корпус; 2,3-диск; 4,5 - кольцо; 6- жесткие планки

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 центрирования 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 остается неподвижным, что исключает его поломку. Для цементирования обсадных колонн с вращением автором разработана 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.

Рис.5. Цементировочная головка ментировочной головки и специальных вращающаяся

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 цементировочной головки и специальных жестких центраторов, рассмотренных выше.

Рис. 6. Муфта ступенчатого цементирования с гидравлическим управлением. а, В, С,А - циркуляционные отверстия корпуса, поршня и гидравлического привода поршня, соответственно; 1 - корпус; 2 - поршень; 3 - муфта; 4 - запорная втулка со стоп-кольцом.

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 - дифференциальная втулка, расположенная внутри корпуса и служащая для открытия и закрытия цементировочных отверстий. Конструкция этих устройств позволяет использовать специальные продавочные пробки, исключающие их разбуривание. Конструкция этих устройств позволяет использовать специальные продавочные пробки, исключающие 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 “ стоп” 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 колонны 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 завершения 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 завершения 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.

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 - срезные калибро ванные штифты; 11 - управляющий элеменит (шар или пробка).

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.

Исследованиями установлено, что в качестве пакерующего элемента возможно использование многослойного лепесткового взаимоперекрывающегося 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 к_к <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 ("зонтик") 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 завершении 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 завершения скважин и снижающую до минимума отрицательное воздействие технологических жидкостей на продуктивный пласт.

Впервые комплексная технология завершения 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 завершения 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.

Завершение 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, завершение 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 10-15% 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 к_а >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 завершения 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.);

завершение 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 завершении скважин в сложных геолого-технических условиях и на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами составил более 25 миллионов рублей.

Основные результаты опубликованы в следующих работах

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 завершения 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. - .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 завершения скважин. /Тр. ВНИИКРнефть, вып. 19. Краснодар. - 1980. - С.60-65.

10. Нижник А.Е. Восстановление проницаемости призабойной зоны при завершении 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 завершении скважин // Тр. ВНИИКРнефть, вып. Краснодар. - 1984. - С.102 - 106.

16. Яковенко В.И., Нижник А.Е., Ерешко С.Н. Пути повышения качества завершения 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.