Технологии и материалы для ремонта скважин
Покупка
Основная коллекция
Тематика:
Горная промышленность. Металлургия
Издательство:
Инфра-Инженерия
Год издания: 2023
Кол-во страниц: 348
Дополнительно
Вид издания:
Учебное пособие
Уровень образования:
ВО - Бакалавриат
ISBN: 978-5-9729-1403-6
Артикул: 815634.01.99
Рассматриваются актуальные задачи и обосновываются методы выбора технологий и материалов для капитального ремонта нефтяных и газовых скважин. Приведен анализ современных методов ограничения и ликвидации водопритоков. Детально рассмотрены вопросы реконструкции и восстановления скважин методом бурения из них боковых стволов, в том числе и с горизонтальным окончанием. Освещены вопросы технологического процесса ГРП, включающие оптимизацию и обоснование комплекса требований к выбору продуктивных объектов, проектированию, техническим средствам, материалам и составам жидкости для гидроразрыва. Для студентов направления 21.03.01 и 21.04.01 «Нефтегазовое дело», специализирующихся по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. Может быть полезно ИТР, слушателям курсов повышения квалификации и научным сотрудникам, занятым бурением и эксплуатацией нефтяных и газовых скважин.
Тематика:
ББК:
УДК:
ОКСО:
- ВО - Бакалавриат
- 21.03.01: Нефтегазовое дело
- ВО - Магистратура
- 21.04.01: Нефтегазовое дело
ГРНТИ:
Скопировать запись
Фрагмент текстового слоя документа размещен для индексирующих роботов
И. И. Клещенко, Д. С. Леонтьев, Е. В. Паникаровский ТЕХНОЛОГИИ И МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН Учебное пособие Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2023 1
УДК 622.245 ББК 33.131 К48 Рецензенты: кандидат технических наук, начальник отдела НИР департамента геолого-промысловых работ ООО «Сибгеопроект» Коротков Сергей Александрович; кандидат технических наук, главный геолог ООО НПФ «Геотерм» Демичев Семен Сергеевич Клещенко, И. И. К48 Технологии и материалы для ремонта скважин : учебное пособие / И. И. Клещенко, Д. С. Леонтьев, Е. В. Паникаровский. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2023. - 348 с. : ил., табл. ISBN 978-5-9729-1403-6 Рассматриваются актуальные задачи и обосновываются методы выбора технологий и материалов для капитального ремонта нефтяных и газовых скважин. Приведен анализ современных методов ограничения и ликвидации водопритоков. Детально рассмотрены вопросы реконструкции и восстановления скважин методом бурения из них боковых стволов, в том числе и с горизонтальным окончанием. Освещены вопросы технологического процесса ГРП, включающие оптимизацию и обоснование комплекса требований к выбору продуктивных объектов, проектированию, техническим средствам, материалам и составам жидкости для гидроразрыва. Для студентов направления 21.03.01 и 21.04.01 «Нефтегазовое дело», специализирующихся по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. Может быть полезно ИТР, слушателям курсов повышения квалификации и научным сотрудникам, занятым бурением и эксплуатацией нефтяных и газовых скважин. УДК 622.245 ББК 33.131 ISBN 978-5-9729-1403-6 Клещенко И. И., Леонтьев Д. С., Паникаровский Е. В., 2023 Издательство «Инфра-Инженерия», 2023 Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2023 2
СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ ........................................................................................................................................ 6 1 ГЛУШЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПЕРЕД ВЫПОЛНЕНИЕМ РЕМОНТНЫХ РАБОТ ...................................................................................................................... 8 1.1 Горно-геологические и технические условия при ремонте скважин ...................................... 8 1.2 Глушение скважин двух- и трехфазными пенами .................................................................. 10 1.3 Глушение скважин растворами минеральных солей .............................................................. 11 1.4 Полимерные системы в качестве жидкостей глушения ......................................................... 15 1.5 Прямые эмульсии в качестве жидкости глушения ................................................................. 23 1.6 Жидкости глушения на углеводородной основе .................................................................... 24 1.7 Вязкоупругие составы ............................................................................................................... 25 2 ТЕХНОЛОГИИ И ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ РИР В СКВАЖИНАХ. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ВОДОПРИТОКОВ В СКВАЖИНАХ ........................ 28 2.1 Понятие о РИР в скважинах. Виды водопритоков в скважины. Краткая характеристика растворов и материалов, применяемых при РИР .......................................................................... 28 2.2 Выбор стандартных технологий и технологических схем проведения РИР и тампонажных материалов при РИР............................................................................................. 30 2.3 Краткая характеристика существующих растворов и материалов, применяемых при водоизоляционных работах ..................................................................................................... 34 2.4 Cелективные методы изоляции водопритоков при РИР ........................................................ 41 2.5 Характеристика растворов и материалов, применяемых при газоизоляционных работах ...................................................................................................... 46 2.6 Основные требования, предъявляемые к водогазоизолирующим композициям и направления совершенствования водогазоизоляционных работ ............................................. 47 2.7 Ликвидация заколонных перетоков флюидов к интервалу перфорации из ниже- или вышезалегающих пластов ........................................................................................ 50 2.8 Изоляция (отключение) обводненных перфорированных пластов ....................................... 62 2.9 Изоляция водопритоков нагнетаемых и контурных вод в перфорированном интервале продуктивного пласта ...................................................................................................................... 63 2.10 Технология РИР и выбор тампонажного материала при наращивании цементного кольца за обсадной колонной .................................................................................... 64 2.11 Выбор технологии и тампонажного материала для восстановления герметичности колонны .................................................................................................................. 76 2.12 Изоляция сквозных дефектов в эксплуатационной колонне ............................................... 77 2.13 Классификация тампонажных материалов и композиций, рекомендуемых для РИР ............................................................................................................................................. 78 2.14 Тампонажные составы на минеральной основе с добавками органоаэросилов, полимеров, латекса и асбеста .......................................................................................................... 79 2.15 Гелеобразующие тампонажные составы ............................................................................... 82 2.16 Изоляция водопритоков в скважинах с горизонтальным окончанием ............................... 82 3. КОЛТЮБИНГОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИН ..................................... 86 3.1 История создания колтюбинговых технологий ...................................................................... 86 3.2 Преимущества и недостатки применения ГНКТ (НТ) при проведении ремонтных работ в нефтяных и газовых скважинах ................................................................................................... 89 3.3. Конструктивные особенности колтюбинговых установок ................................................... 92 3.4 Технологические операции, проводимые с применением колтюбинга ............................... 98 3.4.1 Кислотные обработки ............................................................................................................. 98 3.4.2 Гидравлический разрыв пласта ........................................................................................... 108 3
3.4.3 Освоение скважины .............................................................................................................. 126 3.4.4 Ловильные работы ................................................................................................................ 129 3.4.5 Колтюбинговое бурение (КТБ) ............................................................................................ 133 3.4.6 Установка цементного моста ............................................................................................... 151 3.4.7 Очистка забоя скважин от песка.......................................................................................... 156 3.4.8 Удаление жидкости из газовых скважин ............................................................................ 165 4 МАТЕРИАЛЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ГРП .............................................. 169 4.1 Назначение расклинивающих материалов при проведении ГРП ....................................... 169 4.2 Виды расклинивающих материалов ....................................................................................... 170 4.3 Анализ существующих расклинивающих материалов, предлагаемых нефтесервисными компаниями .................................................................................................................................... 173 4.4 Результаты исследований физико-механических и фильтрационных свойств проппантов .......................................................................................................................................................... 179 4.4.1 Определение насыпной плотности ...................................................................................... 179 4.4.2 Исследование сопротивления раздавливанию по маркам проппантов ........................... 183 4.4.3 Анализ сопротивления раздавливанию проппантов по фракциям .................................. 190 4.4.4 Определение растворимости в кислотах ............................................................................ 195 4.4.5 Определение сферичности и округлости ............................................................................ 198 4.4.6 Исследование проводимости и проницаемости по маркам проппантов ......................... 200 5. РЕКОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН МЕТОДОМ ЗАРЕЗКИ И БУРЕНИЯ БОКОВОГО СТВОЛА ............................................................................................ 218 5.1 Требования к скважинам для строительства боковых стволов ........................................... 218 5.1.1 Технические требования к выбору скважин ...................................................................... 218 5.1.2 Требования к конструкции забоя боковых стволов ........................................................... 221 5.1.3 Требования к конструкции боковых стволов скважин с горизонтальным окончанием 228 5.1.4 Требования к технологии строительства боковых стволов .............................................. 236 5.1.5 Выбор технологической схемы забуривания бокового ствола ........................................ 239 5.1.6 Выбор профиля скважины ................................................................................................... 241 5.1.7 Плоские профили бокового ствола ..................................................................................... 243 5.2 Вырезание обсадной колонны ................................................................................................ 248 5.2.1 Определение минимальной длины вырезаемого участка обсадной колонны ................ 249 5.2.2 Определение длины интервала забуривания бокового ствола ......................................... 252 5.2.3 Вырезание бокового (щелевидного) «окна» в обсадной колонне .................................... 262 5.2.4 Характеристика зарубежных клин-отклонителей ............................................................. 273 5.3 Бурение бокового ствола скважины ....................................................................................... 286 5.3.1 Выбор типа долота ................................................................................................................ 287 5.3.2 Породоразрушающий инструмент ...................................................................................... 289 5.3.3 Выбор и расчет рациональных схем компоновок нижней части бурильной колонны для бурения бокового ствола скважины ...................................................................................... 295 ПРИЛОЖЕНИЯ .............................................................................................................................. 301 1 Выбор плотности жидкости глушения перед выполнением ремонтных работ ............................................................................................................................ 301 2 Расчеты при проверке скважины на приемистость ................................................................. 307 3 Расчет цементирования скважины при РИР ............................................................................. 309 4 Основы расчета колонн заливочных труб ................................................................................ 312 5 Определение глубины установки конца заливочных труб при цементировании скважин под давлением через интервал перфорации ....................................................................................... 313 6 Основы расчета цементирования скважин под давлением ..................................................... 314 4
Основы расчета установки пакеров и якорей ........................................................................... 315 8 Основы расчета цементирования нефтецементным раствором ............................................. 318 9 Определение нагрузок, действующих на колонну при цементировании (основы расчета) ............................................................................................................................. 320 10 Ограничение поступления песка в скважину ......................................................................... 320 11 Расчет давления в скважине при использовании различных технологических жидкостей во время ремонта ............................................................................................................................ 322 12 Устранение негерметичности установкой пластыря ............................................................. 323 13 Отключение отдельных интервалов пласта ........................................................................... 329 14 Гидропескоструйная перфорация ............................................................................................ 333 15 Определение температуры на забое скважины при циркуляции рабочей жидкости во время ремонта .......................................................................................................... 337 16 Определение относительного давления в системе скважина-пласт .................................... 338 17 Определение максимально допустимого давления на устье скважины при возникновении ГНВП ............................................................................................................. 339 ЗАКЛЮЧЕНИЕ .............................................................................................................................. 340 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ............................................................................................................. 341 5
ВВЕДЕНИЕ Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция является крупнейшим нефтегазодобывающим регионом России, основой минерально-сырьевой базы страны. Несмотря на снижение в последние годы темпов и качества подготовки промышленных запасов углеводородов и объемов нефтедобычи, что связано в первую очередь с экономическими трудностями и недостаточной технической оснащенностью нефтегазодобывающих предприятий и компаний, Западная Сибирь по-прежнему остается ведущим регионом по добыче нефти, газа и газового конденсата. Обеспечение возрастающих масштабов производства потребует увеличения затрат и средств на разведку месторождений, применения рациональных систем разработки и способов добычи нефти, совершенствования технологий буровых работ, широкого внедрения более совершенных методов воздействия на прискважинную зону пластов для повышения продуктивности скважин и увеличения промышленных притоков нефти. В комплекс мероприятий, повышающих продуктивность и производительность нефтяных скважин, неотъемлемой частью входит ограничение притока пластовых вод. В Западной Сибири открыто около 900 нефтяных и газовых месторождений. В последние годы открываются глубокозалегающие низкоамплитудные, сложнопостроенные залежи нефти, приуроченные к переходным водонефтяным зонам, содержащие трудноизвлекаемые запасы нефти. Большинство нефтяных залежей подстилаются частично или полностью подошвенными водами либо оконтуриваются краевыми водами. В процессе освоения и опытнопромышленных работ, особенно при эксплуатации скважин, в результате активного продвижения границ раздела получают, как правило, двухфазные притоки с опережающим движением воды. При разработке таких месторождений возникают весьма сложные задачи, а рациональная их эксплуатация невозможна без знания геолого-промысловых особенностей и закономерностей обводнения нефтяных залежей и скважин. Недостаточное научное обоснование подходов к воздействию на прискважинную зону нефтеводонасыщенных пластов, интервалы залежей с различным нефтенасыщением, залежи с подошвенной водой, краевыми водами, с целью ограничения водогазопритоков снижают эффективность подготовки извлекаемых запасов нефти промышленных категорий и добычи нефти. Также в последние годы в ЗСНГП открывается значительное количество нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами, извлечение нефти из которых требует применения и совершенствования более эффективных методов воздействия на ПЗП для повышения продуктивности скважин и увеличения промышленных притоков нефти. В пособии кратко рассмотрены и приводятся технологические требования при проведении работ по воздействию на ПЗП как стандартными физико6
химическими, гидромеханическими методами, так и с применением колтюбинговых установок. Детально рассмотрены вопросы реконструкции и восстановления скважин методом бурения из них боковых стволов (БС), в том числе и с горизонтальным окончанием, позволяющих восстановить осложненные малодебитные скважины, что и способствует стабилизации и повышению объемов добычи нефти. Освещены вопросы технологического процесса гидравлического разрыва пласта (ГРП) нефтяных и газоконденсатных залежей месторождений Западной Сибири, включающие оптимизацию и обоснование комплекса требований к выбору продуктивных объектов, проектированию, техническим средствам, материалам, проппантам для закрепления трещин ГРП и составам жидкости для гидроразрыва. Исходя из вышеизложенного увеличение продуктивности скважин и получение безводных промышленных притоков нефти является актуальной проблемой, решение которой отразится на повышении эффективности подготовки извлекаемых запасов нефти промышленных категорий, увеличения добычи нефти, степени использования сырьевых ресурсов и увеличения в целом экономического потенциала Западно-Сибирского региона. 7
1. ГЛУШЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПЕРЕД ВЫПОЛНЕНИЕМ РЕМОНТНЫХ РАБОТ 1.1 ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИН Наиболее важную роль в процессе выполнения ремонтных работ играют жидкости глушения, научно-обоснованный выбор которых с учетом геологотехнических условий скважин позволяет обеспечивать предупреждение таких осложнений, как поглощение жидкости глушения (ЖГ) продуктивным пластом, газонефтеводопроявления (ГНВП), снижение продуктивности скважин в послеремонтный период, коррозионное разрушение подземного оборудования и др. В процессе ремонта скважин ЖГ вступает в контакт: с продукцией скважины; минералами горных пород, слагающих продуктивный горизонт; флюидами пласта; специальными материалами и технологическими жидкостями, используемыми при проведении ремонтных работ; а также с поверхностью обсадных и насосно-компрессорных труб (НКТ) и элементами насосного оборудования. Ухудшение проницаемости прискважинной зоны пласта (ПЗП) происходит в результате проникновения технологических жидкостей в пласт, а также из-за движения естественных мелких частиц в матрице коллектора вследствие химических и реологических различий между скважинными жидкостями и флюидами коллектора. Исследование нарушений эксплуатационных качеств пласта, вызванных кольматацией твердой фазой, выявило существование прямой связи между содержанием твердой фазы в жидкости и снижением проницаемости (по лабораторным данным при фильтрации через керн проницаемостью 0,460 мкм2 жидкости, содержащей 0,0014 твердой фазы проницаемость исследуемого керна снизилась на 80 . Последующие обратная промывка и кислотная обработка восстановили только 50 исходной проницаемости керна). В других исследованиях обнаружено, что на продуктивность скважины может значительно повлиять уплотненная зона толщиной 10-12 мм, образующаяся в результате процесса пулевой перфорации. Это отрицательно влияет на эффективную проницаемость продуктивной зоны, которая, возможно, уже была снижена во время первичного вскрытия. Показано, что продуктивность после вторичного вскрытия изменяется в диапазоне от 30 потенциальной возможности коллектора в условиях качественной перфорации до 1 - при некачественной. С целью уменьшения скинэффекта при перфорации рекомендуют использовать сверхчистые жидкости для заканчивания. Одним из наиболее важных мероприятий при выборе жидкости глушения является сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. В соответствии с многочисленными экспериментальными данными, снижение естественной проницаемости коллектора по нефти происходит вслед8
ствие его внутрипоровой кольматации при воздействии технологических жидкостей за счет следующих микропроцессов: - набухание глинистых минералов, содержащихся в породе коллекторов; - блокирующее действие воды, обусловленное капиллярными и поверхностными явлениями, происходящими в поровом пространстве в результате взаимного вытеснения несмешивающихся жидкостей; - образование в пласте стойких водонефтяных эмульсий; - образование в поровом пространстве нерастворимых осадков в результате взаимодействия фильтратов и пластовых флюидов; - закупоривание пор твердыми частицами, проникающими в пласт вместе с фильтратом (жидкой фазой). Дополнительной причиной можно считать образование пристенных слоев жидкости на поверхности зерен горных пород, уменьшающих проходное сечение поровых каналов. Степень влияния каждой из перечисленных причин определяется конкретными условиями. В общем виде жидкость глушения должна отвечать следующим требованиям: - плотность ее должна быть достаточной для обеспечения необходимого противодавления на пласт; - должна обеспечивать максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта; - быть технологичной в приготовлении и использовании; - не оказывать коррозионно-агрессивного воздействия на обсадные трубы и технологическое оборудование; - не влиять на показатели геофизических исследований в скважине; - не ухудшать коллекторских свойств продуктивных пластов при проведении перфорационных работ; - должна быть совместима с другими технологическими жидкостями, используемыми при ремонте скважины; - должна быть термостабильной в конкретных условиях ее применения; - технологические свойства должны быть регулируемыми в широком диапазоне горно-геологических условий эксплуатации скважин; - должна быть взрыво- и пожаробезопасной. Все жидкости глушения условно делят на две группы: на водной и углеводородной основе. В первую группу входят пены, пресные и пластовые воды, растворы минеральных солей, глинистые растворы, системы с конденсированной твердой фазой (гидрогели), прямые эмульсии. Вторая группа включает в себя товарную или загущенную нефть, известково-битумные растворы и обратные эмульсии с содержанием водной фазы до 70 . 9
1.2 ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН ДВУХ- И ТРЕХФАЗНЫМИ ПЕНАМИ Перспективным для глушения скважин с пластовым давлением ниже гидростатического (особенно на завершающей стадии разработки месторождений) является способ и технология глушения с применением двух- и трехфазных пен. Их применение предполагает снижение или полное устранение репрессии на продуктивный пласт путем регулирования плотности пены и снижения интенсивности поглощения, или полное его прекращение путем регулирования структурно-механических свойств пены. В результате предотвращения поглощения пены продуктивным пластом достигается сохранение его естественной проницаемости. В состав двухфазных пен входят - вода, ПАВ - пенообразователь и стабилизатор из группы водорастворимых полимеров, а трехфазных пен - дополнительно высокодисперсная твердая фаза. Состав двухфазных пен: для освоения скважин и удаления продуктов кислотной реакции используются двухфазные водные и кислотные пены: продукты реакции кислоты пенообразователь: неионогенные ПАВ 0,3-0,5 ОП-7, ОП-10, превоцелл; продукты реакции кислоты пенообразователь: ДС-РАС, дисолван, сульфонол, «Прогресс», превоцелл, ОП-10 метанол 20-40 . Спиртокислотная пена имеет преимущества по сравнению с обычной кислотой; она позволяет увеличить охват пласта обработкой по его толщине и размерам его поровых каналов, снизить поверхностное натяжение закачанного и нейтрализованного раствора кислоты, уменьшить скорость реакции, воздействовать на тонкопоровые каналы пористой среды, облегчить удаление продуктов кислотной реакции, глинистых загрязнений и воды из пласта и вынос их на поверхность, предотвратить гидратообразование. Состав трехфазных пен: анионные ПАВ 1-1,5 : ПО-1Д, «Прогресс», ДСРАС, КЧНР и сульфонол; стабилизатор: КМЦ, ММЦ 0,5-1,0 ; высокодисперсная твердая фаза: бентонит 10 . Анионные ПАВ повышают стабильность трехфазных пен, которая достигает 600-700 мин. Неионогенные ПАВ 1,5-2 ; ОП-10, неонол; стабилизатор КМЦ; ММЦ 0,5-1,0 ; высокодисперсная твердая фаза: бентонит 2-10 . Повышение содержания высокодисперсной фазы (бентонита) увеличивает устойчивость трехфазных пен в 10-50 раз. Применение ОП-10 исключает выпадение в ПЗП осадка при контакте с пластовыми водами. Ниже приведен один из составов трехфазной пены и ее свойства: - сульфонол - 0,2-0,3 ; - КМЦ - 3,5 ; - известь (пушонка); - химически осажденный мел - 0,5-2,0 ; - вода - все остальное; - плотность - 0,9-1,1 г/см3; - условная вязкость по ПВ-5 - 700-800 с; - водоотдача - 4 см3 за 30 мин. по ВМ-6; - СНС 1/10 - 1,5/3,0 дПа. 10