Заключительные работы при строительстве продуктивной скважины

 
 
 
 
Э. В. Бабаян 
 
 
 
ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ 
ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ПРОДУКТИВНОЙ 
СКВАЖИНЫ 
 
Учебное пособие 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Москва    Вологда 
«Инфра-Инженерия» 
2022 
1 

УДК 622.24 
ББК 33.131 
Б12 
 
Рецензенты: 
профессор, директор Института нефти, газа и энергетики КубГТУ, 
заведующий кафедрой нефтегазового дела, 
горный инженер Д. Г. Антониади; 
кандидат технических наук, доцент кафедры 
нефтегазового дела КубГТУ С. В. Усов 
 
 
 
Бабаян, Э. В. 
Б12  
Заключительные работы при строительстве продуктивной скважины : 
учебное пособие / Э. В. Бабаян. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 
2022. - 352 с. : ил., табл. 
ISBN 978-5-9729-0954-4 
 
Даны основы проектирования конструкции обсадки скважины и ее забоев 
и, соответственно, техники и технологии крепления и тампонажных материалов. Рассмотрены технологические операции по первичному и вторичному 
вскрытию продуктивных пластов, методы оценки качества вскрытия пластов на 
каждом этапе строительства скважины, а также оценки качества герметичности 
пробуренной скважины. Изложены методы опробования вскрытых продуктивных горизонтов и вызова притока в условиях аномально высоких и низких пластовых давлений. 
Для студентов нефтегазовых направлений подготовки. Может быть полезно инженерам по бурению и освоению нефтяных и газовых скважин. 
 
УДК 622.24 
ББК 33.131 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ISBN 978-5-9729-0954-4 
” Бабаян Э. В., 2022 
 
” Издательство «Инфра-Инженерия», 2022 
 
” Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2022 
2 

СОДЕРЖАНИЕ 
ГЛАВА 1. ВСКРЫТИЕ И РАЗБУРИВАНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ 
.... 8 
1.1. Физико-химические свойства пород-коллекторов ................................... 8 
1.2. Состав пластовых флюидов и минерализация пластовых 
вод 
................................................................................................................ 13 
1.3. Определение радиуса фронта вытеснения пластового 
флюида ........................................................................................................ 14 
1.4. Разбуривание продуктивных пластов ...................................................... 16 
1.5. Изменение проницаемости призабойной зоны пласта 
........................... 18 
1.6. Влияние гидродинамики на вскрытие продуктивного пласта .............. 21 
1.7. Методика оценки фильтрационных сопротивлений .............................. 23 
1.8. Расчет показателя качества ОП для различных стадий 
закачивания скважин и обработки ПЗП .................................................. 26 
1.9. Методы оценки изменения продуктивности коллекторов .................... 28 
1.10. Технологии, ограничивающие проникновение 
компонентов бурового раствора в пласт 
............................................... 30 
1.10.1. Технология управления забойным давлением 
............................... 31 
1.10.2. Депрессия 
........................................................................................... 32 
1.11. Снижение влияния репрессии за счет свойств бурового 
раствора и его фильтрата на первоначальную проницаемость 
пласта .......................................................................................................... 35 
1.12. Лабораторные работы над керновым материалом ............................... 37 
1.12.1. Лабораторные установки и устройства для отбора 
фильтрата и бурового раствора ....................................................... 37 
1.12.2. Установка режимных параметров проведения лабораторных 
экспериментов ................................................................................... 41 
1.12.3. Формирование остаточной водонасыщенности ............................ 43 
1.12.4. Определение исходной маслопроницаемости ............................... 44 
1.12.5. Имитация технологического воздействия на пласт ...................... 45 
1.12.6. Имитация вызова притока из пласта 
............................................... 46 
1.12.7. Определение конечной маслопроницаемости образца керна ...... 46 
1.13. Химические реагенты и ПАВ для вскрытия продуктивных 
пластов 
...................................................................................................... 47 
1.13.1. Понизители фильтрации 
................................................................... 48 
1.13.2. Выбор синтетических ПАВ для обработки буровых 
растворов перед вскрытием продуктивного пласта ...................... 50 
3 

1.13.3. Рабочие жидкости, применяемые с целью восстановления 
проницаемости коллектора в ПЗП .................................................. 52 
1.14. Методика оценки результатов заканчивания скважины 
...................... 55 
 
ГЛАВА 2. ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ И КОЛОННЫ .................................................... 59 
2.1. Механические свойства труб .................................................................... 59 
2.2. Прочность труб 
........................................................................................... 60 
2.3. Сложные напряжения ................................................................................ 64 
2.4. О нагружении резьбовых соединений обсадных труб ........................... 67 
2.5. Нагрузки на обсадные и насосно-компрессорные колонны 
.................. 70 
2.5.1. Внешние барические нагрузки .......................................................... 70 
2.5.2. Внутренние барические нагрузки...................................................... 71 
2.6. Механические нагрузки 
............................................................................. 75 
2.7. Тепловые нагрузки и температура скважины ......................................... 78 
2.8. Примеры расчета внутренних и наружных давлений ............................ 80 
2.9. Проектирование обсадной колонны 
......................................................... 87 
2.9.1. Необходимые сведения ...................................................................... 89 
2.9.2. Расчет обсадных колонн 
..................................................................... 89 
2.10. Заканчивание скважин в Арктике .......................................................... 91 
2.10.1. Внутреннее повторное замерзание 
.................................................. 93 
2.10.2. Цементирование интервалов залегания ММП 
............................... 93 
2.10.3. Внешнее повторное замерзание....................................................... 94 
2.10.4. Оседание при оттаивании 
................................................................. 95 
2.10.5. Оценка значений сминающих нагрузок при цикличном 
растеплении и смерзании многолетнемерзлых пород .................. 98 
 
ГЛАВА 3. ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ  
ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ......................................................................................... 99 
3.1. Подготовка буровой установки и завезенных обсадных труб .............. 99 
3.2. Подготовка ствола скважины под спуск обсадной колонны 
............... 101 
3.3. Спуск обсадной колонны ........................................................................ 102 
3.4. Проходимость обсадной колонны .......................................................... 109 
3.5. Промывка скважины при спуске обсадной колонны ........................... 113 
 
ГЛАВА 4. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ И МЕТОДЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ  
ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЗАЦЕМЕНТИРОВАННОГО ЗАКОЛОННОГО  
ПРОСТРАНСТВА ................................................................................................... 117 
4.1. Причины формирования флюидопроводящих каналов  
в зацементированном заколонном пространстве в период ОЗЦ......... 117 
4.2. Критерий герметичности 
......................................................................... 128 
 
ГЛАВА 5. СПОСОБЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ 
..................................................... 137 
 
4 

ГЛАВА 6. ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ 
..................................................... 148 
6.1. Требования к тампонажным материалам .............................................. 148 
6.2. Типы отечественных тампонажных материалов .................................. 151 
6.3. Специальные тампонажные цементы отечественного 
производства 
............................................................................................. 153 
6.4. Цементы по стандарту Американского нефтяного  
института (API) ........................................................................................ 155 
6.5. Реагенты для обработки тампонажного раствора 
................................. 159 
6.5.1. Ускорители схватывания и твердения ............................................ 159 
6.5.2. Замедлители схватывания тампонажных растворов ..................... 163 
6.5.3. Температурные области применения реагентов -  
замедлителей схватывания и твердения 
......................................... 169 
6.5.4. Регуляторы реологических свойств тампонажных растворов ..... 173 
6.5.5. Понизители водоотдачи 
.................................................................... 177 
6.5.6. Пеногасители (антивспенивающие реагенты) ............................... 181 
6.5.7. Комплексные реагенты-компаунды ................................................ 185 
 
ГЛАВА 7. ЛАБОРАТОРНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И ИСПЫТАНИЕ  
СВОЙСТВ ТАМПОНАЖНОГО ЦЕМЕНТА И РАСТВОРА ............................. 187 
7.1. Испытание цемента 
.................................................................................. 187 
7.2. Определение тонкости помола ............................................................... 189 
7.3. Определение растекаемости 
.................................................................... 190 
7.4. Определение плотности цементного теста 
............................................ 191 
7.5. Определение времени загустевания 
....................................................... 195 
7.6. Определение седиментации .................................................................... 195 
7.7. Определение прочности тампонажного камня ..................................... 196 
7.8. Определение водоотдачи 
......................................................................... 199 
7.9. Определение реологических свойств цементного раствора 
................ 204 
 
ГЛАВА 8. БУФЕРНЫЕ ЖИДКОСТИ 
................................................................... 208 
 
ГЛАВА 9. ТЕХНОЛОГИЯ И ГИДРАВЛИКА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ  
ОБСАДНЫХ КОЛОНН .......................................................................................... 215 
9.1. Технологические особенности крепления скважин ............................. 215 
9.2. Высота подъема цементного раствора 
................................................... 216 
9.3. Определение объемной подачи (скорости) ........................................... 221 
9.4. Определение параметров режима цементирования  
эксцентрично расположенной обсадной колонны ............................... 225 
9.5. Проект плана цементирования обсадной колонны .............................. 233 
 
ГЛАВА 10. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНАСТКА  
ДЛЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ................................................................................. 243 
10.1. Выбор состава технологической оснастки .......................................... 243 
5 

10.2. Башмаки колонные 
................................................................................. 244 
10.3. Центраторы ............................................................................................. 246 
10.4. Клапаны обратные ................................................................................. 249 
10.5. Скребки и турбулизаторы ..................................................................... 253 
10.6. Пакеры заколонные 
................................................................................ 255 
10.7. Муфты ступенчатого цементирования ................................................ 256 
10.8. Разделительные продавочные пробки ................................................. 259 
10.9. Расчет места установки центраторов ................................................... 261 
Приложение ..................................................................................................... 265 
 
ГЛАВА 11. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ  
ОБСАДНЫХ КОЛОНН .......................................................................................... 273 
11.1. Насосное оборудование 
......................................................................... 273 
11.2. Приготовление цементной смеси ......................................................... 275 
11.3. Выбор цементировочной техники ........................................................ 277 
 
ГЛАВА 12. КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН ... 279 
12.1. Геофизические методы оценки 
............................................................. 279 
12.2. Опрессовка обсадных колонн и противовыбросового  
оборудования 
.......................................................................................... 281 
12.3. Межколонное давление ......................................................................... 283 
 
ГЛАВА 13. ВТОРИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА .......... 286 
13.1. Пулевая перфорация .............................................................................. 287 
13.2. Кумулятивная перфорация 
.................................................................... 288 
13.3. Скважинные торпеды ............................................................................ 289 
13.4. Гидропескоструйная перфорация 
......................................................... 289 
13.5. Влияние перфорации и условий в скважине на эффективность  
вскрытия пласта ..................................................................................... 290 
13.6. Выбор плотности перфорации .............................................................. 293 
13.7. Выбор перфорационной жидкости 
....................................................... 294 
13.8. Очистка перфорационной среды от взвешенных частиц 
................... 297 
13.9. Технология вскрытия пласта в среде очищенного  
солевого раствора .................................................................................. 297 
 
ГЛАВА 14. ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ 
................................................................ 301 
14.1. Конструкция забоя ................................................................................. 301 
14.2. Определение допустимой депрессии на пласт 
.................................... 303 
14.3. Вызов притока путем замещения более легкой жидкостью 
.............. 304 
14.4. Промысловый опыт вызова притока при опробовании 
пластов с АВПД ..................................................................................... 307 
14.5. Вызов притока при низких пластовых давлениях .............................. 313 
14.5.1. Вызов притока методом аэрации 
................................................... 314 
6 

14.5.2. Азот, пена, эжектор 
......................................................................... 316 
14.5.3. Вызов притока при помощи воздушной подушки....................... 321 
14.5.4. Вызов притока с использованием пусковых клапанов ............... 323 
14.5.5. Свабирование 
................................................................................... 323 
14.6. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны  
скважины при ее освоении и эксплуатации ........................................ 326 
14.6.1. Кислотная обработка ...................................................................... 326 
14.7. Глушение 
................................................................................................. 328 
 
ГЛАВА 15. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА 
....................................... 332 
15.1. Пример освоения скважины из меловых отложений ......................... 332 
15.2. Основные принципы проведения ГРП 
................................................. 332 
15.3. Оборудование для проведения ГРП ..................................................... 336 
15.4. Расчет основного параметра ГРП - давления разрыва пласта .......... 337 
15.5. Расчеты других параметров ГРП 
.......................................................... 339 
 
ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ ЛИТЕРАТУРНЫЕ ИСТОЧНИКИ ................................. 343 
7 

«Чтобы что-то узнать, 
нужно уже что-то знать» 
Станислав Лем 
ГЛАВА 1. ВСКРЫТИЕ И РАЗБУРИВАНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ 
ПЛАСТОВ 
К принципиальным вопросам «Заканчивания скважин» относятся (А. И. Булатов): 
1. Сохранность (проницаемости ПЗП) продуктивного пласта. 
2. Обеспечение герметичности крепи скважин. 
3. Перфорация (связь скважины с пластом). 
4. Вызов притока (главным образом, нефти). 
Эффективность разработки нефтяных и газовых месторождений определяет состояние призабойной зоны скважин в период их заканчивания  
Призабойная зона пласт. ПЗП - приствольная зона, в которой происходят 
процессы, нарушающие механическое и физико-химическое состояние породы 
пласта, изменяя фильтрацию пластового флюида. 
Физико-механическое воздействие на продуктивный гори зонт оказывают 
следующие факторы: 
 разгрузка горного массива в результате разбуривания пласта; 
 изменяющееся противодавление столба бурового раствора (впоследствии изменяющееся давление столба цементного раствора); 
 фильтрация фильтрата бурового (и цементного) раствора; 
 изменяющийся температурный режим в скважине; 
 гидродинамическое и механическое воздействие на породы в разбуриваемом пласте движущимся инструментом; 
 гидродинамические эффекты (гидроудары, понижение давления и др.)  
в стволе и призабойной зоне в процессе цементирования и освоения 
скважины и др. 
Принимая ту или иную технологию вскрытия пласта-коллектора надо 
учитывать, что большинство осложнений и аварий происходят на последнем 
этапе строительства скважины. 
1.1͘ Физико-механические свойства пород-коллекторов 
Геологическая информация является основой решения практически всех 
задач при проектировании и управлении процессами строительства скважин. 
8 

Характеристики пород и пластовых флюидов проходимого скважиной разреза 
во многом обусловливают выбор долот, бурового раствора, методов вскрытия, 
вызова притока и др. 
Нефть и газ аккумулируются в трещинах, порах и пустотах горных пород, 
и обычно заключены в песчаниках, песках, известняках, конгломератах, которые являются хорошими коллекторами и характеризуются проницаемостью, 
т. е. способностью пропускать через себя флюиды. 
Горные породы – природные агрегаты, состоящие из одного или нескольких минералов, которые составляют значительную часть Земли. 
Поры пластов малы, и они занимают объем, иногда достигающий 50  
общего объема пород. Глины также обладают высокой пористостью, но они недостаточно проницаемы.  
Глины - тонкодисперсные горные породы, состоящие, главным образом, 
из водных силикатов глинозема, имеющие обломочное происхождение, формирующиеся за счет размыва и переотложения материала коры выветривания.  
Пористость зависит в основном от размера и формы зерен, степени их 
уплотнения и неоднородности. Пористость отсортированных однородных по 
размерам сферических зерен не зависит от размеров зерен, а определяется их 
взаимным расположением и может изменяться в пределах 26-48 . Пористость 
естественной песчаной породы значительно меньше пористости фиктивной породы, т. е. породы, составленной из шарообразных частиц одинакового размера. 
Песчаники и известняки имеют еще более низкую пористость из-за наличия цементирующего материала. Наибольшая пористость в естественном грунте присуща пескам и глинам, причем она возрастает (в отличие от фиктивного 
грунта) с уменьшением размера зерен породы, так как в этом случае их форма 
становится все более неправильной, а следовательно, и упаковка зерен - менее 
плотной. Ниже приведена пористость (в ) для некоторых пород. 
Глинистые сланцы 
............................................ 0,5-1,4 
Глины 
................................................................. 6-47 
Пески ................................................................. 6-47 
Песчаники  ........................................................ 3,5-29 
Известняки и доломиты 
................................... 0,5-33 
Карбонатные породы характеризуются обычно наличием трещин различных размеров и оцениваются коэффициентом трещиноватости. 
Пески - осадочные рыхлые обломочные породы или современные осадки, 
состоящие из зерен размером 0,1-2,0 мм (условно). 
Одна из характеристик горных пород - гранулометрический состав, от 
которого во многом зависят другие физические свойства (проницаемость, пористость, удельную поверхность, капиллярные свойства, а также количество 
остающейся в пласте нефти в виде пленок, покрывающих поверхность зерен). 
Под этим термином понимается количественное содержание в породе разных 
по размеру зерен (в  для каждой фракции). Гранулометрический состав породы определяют из разнящихся по размеру в  по весу зерен - гранул. Его определяют после их предварительного разрушения сцементированных пород.  
9 

Гранулометрическим составом руководствуются в процессе эксплуатации 
скважин при подборе, например, фильтров при пескопроявлениях. 
Неоднородность пород по механическому составу характеризуется коэффициентом неоднородности kн - отношением диаметра частиц фракции, которая составляет со всеми более мелки ми фракциями 60  по массе от всей массы песка, к диаметру частиц фракции, составляющей со всеми более мелкими 
фракциями 10  по массе от всей массы песка (d60/d10). Для «абсолютно» однородного песка, все зерна которого одинаковы, коэффициент неоднородности  
kн = d60/d10 = 1; kн для пород нефтяных месторождений колеблется в пределах 
1,1-20. 
Способность горных пород пропускать через себя жидкости и газы 
называется проницаемостью. Все горные породы проницаемы. Но при определенных перепадах давления одни породы непроницаемы, другие проницаемы, 
что зависит от создаваемого перепада давления, размеров сообщающихся пор и 
каналов в породе (чем меньше поры и каналы в горных породах, тем ниже их 
проницаемость). Обычно проницаемость пород в перпендикулярном к напластованию направлении меньше его проницаемости вдоль напластования. 
Поровые каналы бывают сверхкапиллярными, капиллярными и субкапиллярными. В сверхкапиллярных каналах, диаметр которых более 0,5 мм, 
жидкости движутся по законам гидравлики. В капиллярных каналах диаметром 
от 0,5 до 0,0002 мм при движении жидкостей существенно проявляются поверхностные силы, которые создают дополнительные сопротивления движению жидкости в пласте. В субкапиллярных каналах, имеющих диаметр менее 0,0002 мм, 
поверхностные силы настолько велики, что движения в них жидкости практически не происходит. Нефтяные и газовые горизонты в основном имеют капиллярные каналы, глинистые - субкапиллярные. 
Между пористостью и проницаемостью горных пород прямой зависимости нет. Песчаные пласты могут иметь пористость 10-12 , но быть высокопроницаемыми, а глинистые при пористости до 50  - оставаться практически 
непроницаемыми. 
Для одной и той же породы проницаемость будет изменяться в зависимости от количественного и качественного состава подвижных фаз, так как по ней 
могут двигаться вода, нефть, газ или их смеси. Поэтому для оценки проницаемости нефтесодержащих пород приняты понятия: абсолютная (физическая), 
эффективная (фазовая) и относительная проницаемость. 
Абсолютная (физическая) проницаемость определяется при движении  
в горной породе одной фазы (при отсутствии физико-химического взаимодействия их с пористой средой и при 100%-ном заполнении ими пор породы). 
Эффективная (фазовая) проницаемость – это проницаемость пористой 
среды для данного газа или жидкости при содержании в порах другой жидкой 
или газообразной фазы. Фазовая проницаемость зависит от физических 
свойств породы и степени насыщенности ее жидкостью или газом. 
Относительная проницаемость – отношение эффективной проницаемости к физической. 
10