Файл: Отчет по научно исследователькой работе направление подготовки 21. 04. 01 Нефтегазовое дело профиль Строительство нефтяных и газовых скважин в сложных горногеологических условиях.docx

Обработка ствола скважины пульсирующим потоком (знакопеременными давлениями) промывочной жидкости имеет преимущества в сравнении с обработкой того же ствола потоком без пульсации, при этом образуется плотная глинистая корка малой толщины и малой проницаемости, способная выдерживать большие перепады давления и давать меньшую усадку при твердении тампонажного раствора в заколонном пространстве.

Отсутствие на стенке корки или малая ее толщина при образовании кольматационного экрана обеспечивают плотный контакт цементного камня с породой и предупреждают образование зазоров, каналов заколонных перетоков, кольматационный экран исключает глубокое проникновение цементного раствора в пласт и необратимое ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов.

Экран ограничивает гидродинамическую фильтрацию воды из цементного раствора в пласт при продавке и не исключает обратное осмотическое поступление воды из пласта в твердеющий цементный раствор по мере гидратации еще негидратированной части цемента, покрывая потребность цемента в воде и частично исключая его усадку, не допуская образования заколонных каналов и прорыва пластового флюида.

1.Назначение технологии гидромониторной кольматации и область применения:

1.1. Метод гидромониторной кольматации проницаемых пород предназначен для:

- предупреждения поглощения, промывочной жидкости в процессе вскрытия бурением высокопроницаемых пород;

- изоляции поглощающих пород после вскрытия их не полную мощность;

- предупреждения и изоляции газонефтеводопроявлений;

- удаления глинистой корки со стенок скважины в интервалах низкопроницаемых пород,

1.2. Применение технологии гидромониторной обработки проницаемых стенок скважины эффективно при предупреждении поглощений интенсивностью до 30 мЗ/ч, толщине пласта 15-20 м и более, а также изоляции поглощений интенсивностью до 40 м3/ч глинистыми и специальными растворами с повышенными кольматирующими и закупоривающими свойствами.

2.1. Технологические схемы гидромониторной обработки ствола скважины.

2.2.По первой (основной) технологической схеме гидромониторной обработки ствола скважины производится в процессе вскрытия проницаемых пластов бурением через насадку расчетного диаметра, установленную в наддолотном переводнике компоновки низа инструмента при следующих регламентированных параметрах технологического процесса:

---

• скорость механического бурения, м/ч : не более 45;

• частоте вращения инструмента, с-1 : 1,0-3,5

• скорость истечения струи, м/с : 40-150

3.1. Вторая схема гидромониторной обработки проницаемых стенок скважины применяется после вскрытия пласта на полную мощность. При этом в компоновку низа инструмента включается наддолотный переводник с расчетным количеством и диаметрами гидромониторных насадок (включая и в долоте)

Обработка ствола осуществляется при следующих параметрах технологического процесса:

• скорость линейной подачи инструмента, м/ч : не более 30;

• частота вращения инструмента, с-1 : 0,5-2,0;

• скорость истечения струи, м/с : 60-200;

3.2. При применении второй схемы гидромониторной обработки подачу инструмента следует производить плавно и равномерно на длину ведущей трубы с последующим наращиванием бурильных труб на глубину от кровли до подошвы изолируемого проницаемого интервала.

3.3. Эффективность гидромониторной обработки проницаемых пород по второй схеме во многом определяется точностью установления местоположения кровли и подошвы объекта, режимных параметров обработки и свойств тампонажных растворов.

Для проведения кольматации стенок скважины в компоновку низа бурильной колонны включается кольматационный переводник, который устанав-ливается непосредственно над долотом.

Кольматационный переводник (рис. 8) представляет собой стандартный наддолотный переводник с одной или двумя сменными гидромониторными насадками, расположенными на его стенках.

Присоединительные резьбы переводника – замковые стандартные, размер резьбы зависит от типа компоновки, в которую включается кольматационный переводник.

Кольматационные экраны в ПЗП предотвращают загрязнение продуктивных пластов буровыми и цементными растворами в процессе цементирования обсадных колонн.

При вторичном вскрытии (перфорации) такие экраны легко разрушаются, и затруднений в процессе освоения скважины не происходит.

Особенностью кольматационного слоя является то, что величина депрессии для его разрушения на порядок меньше репрессии, при которой происходит его формирование.

Величина депрессии разрушения слоя составляет 0,5–1,5 МПа. Происходит повышение давления ГРП на 15–20 МПа, а это – давление, создаваемое 750–1000 м цементного раствора плотностью 1900 кг/м3 .

---

Рис. 1 - Технологические схемы обработки ствола гидромониторными струями бурового раствора:

а – непрерывная обработка при бурении скважины; б – селективная обработка при подготовке ствола к спуску обсадной колонны; 1- УБТ; 2- ствол скважины; 3- низкооборотный забойный двигатель; 4, 7 – кольмататор; 5 – кольматационный слой; 6 – проницаемые пласты; 8 – гидромониторные насадки; 9 – долото; 10 – забой скважины.

В условиях наличия в разрезе скважины продуктивных пластов, характеризующихся низкими давлениями ГРП, в некоторых случаях на стадии их пер-вичного вскрытия или на стадии подготовки ствола к спуску обсадной колонны проводят укрепление стеной скважины и повышение градиента давления ГРП методом управляемой кольматации или физико-химическими методами с применением высокомолекулярных соединений (ВМС) или других реагентов. гидроизоляцию проницаемых пластов методом управляемой кольматации про-водят с использованием кольмататоров, включаемых в компоновку бурильной колонны над долотом , конструкция кольмататоров позволяет направлять струи промывочной жидкости (3 и более) под углом 75 – 90° к стенке скважины.

Состав твердой фазы раствора подбирают таким образом, чтобы их размер был в основном в пределах от 1/3 до 1/10 размера пор коллектора.

В зависимости от прочностных характеристик горных пород скорость струй выбирается в пределах 40 – 120 м/с. Такая обработка ствола скважины приводит к внедрению частиц твердой фазы в поровое пространство породы на глубину до 1-2 см. В ПЗП образуются кольматационные экраны, происходит повышение давления ГРП на 15 – 20 Мпа.



Рис.2 - Конструкции кольмататоров

а – кольмататор конструкции УГНТУ

б – кольмататор конструкции ПермНИПИнефть

Особенностью кольматационного слоя является то, что величина депрессии для его разрушения на порядок меньше репрессии, при которой происходит его формирование, величина депрессии разрушения слоя составляет 0,5 – 1,5 Мпа. В последние годы в практике бурения все больше находят применение высокомолекулярные соединения (ВМС). Полимерные буровые растворы и композиционные составы имеют ряд свойств, характерных для неньютоновских жидкостей.

Макромолекулы ВМС в водной среде способны изменять свои размеры и форму в широких пределах. размеры макромолекул соответствуют размерам частиц высокодисперсных систем и изменяются от 1 до 80 – 100 нм. В растворе молекулы ВМС имеют форму цепей, клубков, глобул. проникая в пористую среду ПЗП, макромолекулы могут сшиваться между собой во времени, в результате чего происходит образование геля, который имеет хорошее сцепление со стенками пор и каналов.

---

В результате этого процесса в пристенной части проницаемого пласта образуется гидроизолирующий слой с высокими вязкоупругими и закупориваю-щимися свойствами, а на стенках скважины – связанная с ним тонкая полимер-ная пленка.

Такая гидроизолирующая система практически исключает гидродинамическое взаимодействие скважины с продуктивным пластом с момента их первичного вскрытия до крепления скважины. При толщине изолирующего экрана 20 – 40 см градиент давления фильтрации через него повышается в 4 и более раз (до 0,020 – 0,025 Мпа/м), а коэффициент изоляции достигает 90 – 99 % .

Иногда для укрепления ствола скважины используют химическую обработку стенок. Для этой цели могут применяться метасиликаты натрия – МСН. МСН могут вводится в буровой раствор, в буферную жидкость или в состав ванны, закачиваемой на забойной скважины на период спуска обсадной колон-ны.

Для обеспечения прохождения обсадной колонны по стволу скважины проводят его проработку и шаблонировку.

Проработка ствола скважины проводится новым полноразмерным долотом со скоростью до 20-40 м/ч с применением той же компоновки бурильной колонны, что и при бурении.

Иногда в состав КНБК включают калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, укороченные УБТ.

Во избежание забуривания второго ствола в процессе проработки не допускается остановка в подаче долота при его вращении.

Особенно тщательно прорабатываются места сужений, осыпей и обвалов стенок скважины.

Шаблонировка ствола скважины проводится с применением бурильной колонны, к низу которой присоединены 2-4 обсадные трубы из компоновки спускаемой обсадной колонны.

После прохождения указанной компоновки по стволу скважины до забоя и обратно без посадок и затяжек считают его готовым к спуску обсадной колонны.

При наличии затяжек и посадок в процессе шаблонирования эти интервалы ствола вновь прорабатываются и проводится повторное шаблонирование.

Конечной операцией подготовки ствола к креплению является промывка и выравнивание свойств промывочной жидкости в установленных ГТН пределах.

На Ельниковском месторождении при бурении под эксплуатационную колонну наблюдаются поглощения бурового раствора в окско-серпуховских отложениях с интенсивностью от 4 до 20 м3/час. По имеющимся данным, на про-буренных скважинах для изоляции зон поглощений, а также для качественного проведения работ по цементированию эксплуатационной колонны производились закачки вязких глинистых тампонов с наполнителями (опил, кордное волокно и т.п) в объёмах от 4 до 12 м3, установка цементных мостов или их сов-местное применение. На проведение этих технологических операций затраты времени составляли до 28 часов. Кроме того, при проработке скважины перед спуском эксплуатационной колонны приходилось дополнительно тратить время на промывку скважины обработку и очистку бурового раствора.

---

Заключение

Во время прохождения учебной практики выполнены все поставленные задачи. Выбрана тема магистерской диссертации, проанализирована ее актуальность. Частично собрана и изучена информация по теме диссертационного исследования. Разобрана эффективность горизонтальных скважин. Собрана и проанализирована научно-техническая информация по донной теме.

Список литературы

1. 
   Дорощенко Е.В., Покрепин Б.В., Покрепин Г.В. Специалист по ремонту нефтяных и газовых скважин: учебное пособие.серия «Профессиональная подготовка». – Волгоград: Издательский Дом «Инфолио», 2009. – 288 с.
   
2. 
   Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение и освоение нефтяных и газовых скважин. Терминологический словарь – справочник. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. – 255 с.
   
3. 
   Бурение нефтяных и газовых скважин: учебник для нач. проф. Образования / Ю.В.Вадецкий. – Москва: «Академия», 2003 – 352 с.
   
4. 
   Булатов А.В., Долгов С.В. Спутник буровика: Справочное пособие в 2 кн. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006- 534 c.
   
5. 
   Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Проселков Ю.М.Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин. Учебное для вузов. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. – 543с.
   

---