Книжная полка Сохранить
Размер шрифта:
А
А
А
|  Шрифт:
Arial
Times
|  Интервал:
Стандартный
Средний
Большой
|  Цвет сайта:
Ц
Ц
Ц
Ц
Ц

Технологии и материалы для ремонта скважин

Покупка
Основная коллекция
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.
Клещенко, И. И. Технологии и материалы для ремонта скважин : учебное пособие / И. И. Клещенко, Д. С. Леонтьев, Е. В. Паникаровский. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2023. - 348 с. - ISBN 978-5-9729-1403-6. - Текст : электронный. - URL: https://znanium.com/catalog/product/2100432 (дата обращения: 11.12.2024). – Режим доступа: по подписке.
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