2835.Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных и

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

РАЗРАБОТКА КРИТЕРИЕВ И МЕТОДИКИ ГРУППИРОВКИ СКВАЖИН КУСТА

НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ АЗЕРБАЙДЖАНА

Г.В. Джаббарова, М.А. Давари

Научный руководитель – д-р техн. наук, профессор А.М. Мамедтагизаде Азербайджанская государственная нефтяная академия

Рассмотрены разработанные критерии группировки скважин куста и представлена методика данного процесса. В результате исследований определена группа скважин, которая будет буриться без использования ориентируемых КНБК из-под искривленной водоизолирующей колонны.

Ключевые слова: кустовое бурение, скважина, группировка, критерий, искривленнаяводоизолирующаяколонна.

При проектировании кустов наклонных и горизонтальных скважин возникает комплекс задач математического моделирования: проектирование различных типов профилей, оптимизации профилей, разводка стволов на безопасное расстояние и др.

При бурении большого количества скважин с одного куста возникает риск пересечения стволов. Принимать меры для предупреждения этой серьезной аварии необходимо уже на стадии проектирования – проектные траектории скважин должны быть разведены на безопасное расстояние друг от друга. Разводка большого количества стволов различной конфигурации является трудоемкой задачей

итребует применения компьютерных технологий.

Вотечественной практике отсутствует автоматизированная группировка скважин в кусте с различными типами профилей.

Исследуя существующие зарубежные системы группировки, авторы установили отсутствие в них группы скважин с малыми отклонениями с глубиной зарезки из-под водоизолирующей колонны.

Для решения поставленной задачи нами предложено автоматически группировать скважины куста по четырем критериям.

Первым этапом группировки является группировка скважин куста по различным типам профилей Kпроф. Разделив все скважины на две группы по значению достигаемого зенитного угла (скважины, имеющие конечный зенитный угол

меньше 70°, будут отнесены к разряду наклонных, скважины, имеющие конечное значение зенитного угла больше 70°, попадут в разряд горизонтальных).

Таким образом, определим первый критерий группировки по значению проектного зенитного угла αmax :

111

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

На основе опыта мировой практики проводки наклонных скважин в кусте,

вусловиях континентального шельфа, с учетом технических особенностей монтажа морской стационарной платформы (МСП), в работе [1] была разработана техника и технология ориентированного искривления водоизолирующих колонн

вМСП, отличающаяся технической простотой реализации и возможностью применения практически при любых глубинах моря.

В основе разработанной техники искривления водоизолирующих колонн лежит принцип смещения направляющих воронок разработанной конструкции,

вопределенных направлениях обеспечивающих заданные искривления водоизолирующих колонн в проектных азимутах.

Применяемая технологическая схема искривления водоизолирующих колонн обеспечивает заданный угол искривления этих колонн, а также возможность дальнейшего бурения кустовых наклонных скважин с МСП неориентируемыми КНБК.

Применительно к описанным методам проводки кустовых наклонных скважин неориентируемыми КНБК, базирующимся на основе использования искривленных в проектном азимуте водоизолирующих колонн, с целью разработки технологии их бурения необходимо определить пределы технологической применимости данного метода бурения наклонных скважин в зависимости от их проектных параметров.

Технология искривления водоизолирующих колонн куста в направлении проектных азимутов обеспечила возможность бурения наклонных скважин с новым типом профиля без участка интенсивного набора зенитного угла. Поэтому вторым этапом группировки скважин куста является деление скважин категории «Наклонные» на скважины, которые будут буриться по обычной технологии с зарезкой наклонных стволов ориентируемыми КНБК, и скважины, которые будут буриться без использования ориентируемых КНБК из-под искривленной водоизолирующей колонны.

Применение технологического процесса проводки наклонных скважин, бурящихся с использованием искривленных водоизолирующих колонн, целесообразно не для всех наклонных скважин куста. Поэтому возникает необходимость

вопределении той категории наклонных скважин, для которых применение метода бурения с использованием искривленной в проектном азимуте водоизолирующей колонны было технологически рационально.

Приняв за регламентирующее значение величину максимального зенитного угла, необходимого для достижения проектного забоя, определим данную категорию наклонных скважин с учетом их проектных параметров и технологических особенностей бурения на данном месторождении:

где В определяется по формуле

112

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

здесь αm – регламентируемое минимальное значение величины зенитного угла

в конце участка набора кривизны, град; H – глубина скважины по вертикали, м; iн – интенсивность увеличения зенитного угла на участке набора кривизны, рад/10 м; iсп – интенсивность снижения зенитного угла на участке спада кривизны, рад/10 м; αk – зенитный угол в точке проектного забоя, град.

Следующим этапом группировки является задача проектирования очередности бурения скважин в кусте Kочер.

Очередность бурения скважин с кустовой площадки определяется по критерию величины угла γ , измеряемого от направления движения станка до проектного направления на забой по ходу часовой стрелки [2].

При этом в первую очередь бурятся скважины, для которых указанный угол расположен в секторе 120–240° (сначала бурятся скважины с большим смещением забоев). Затем скважины, горизонтальные проекции которых с направлением движения станка образуют угол, равный 60–120° и 240–300°, а также вертикальные скважины (если они присутствуют в кусте). В последнюю очередь ведется бурение скважин, для которых вышеуказанный угол ограничен секторами 0–60° и 300–360°, при этом сначала бурятся скважины с меньшим смещением забоя.

Обобщая все вышесказанное, определим третий критерий очередности бурения скважин куста:

Глубина забуривания наклонного ствола Hзаб выбирается по критерию величины угла, измеряемого от направления движения станка до проектного направления на точку по часовой стрелке:

–если указанный угол расположен в секторе 120–240°, то первая скважина забуривается с минимальной глубины. Глубина забуривания каждой последующей скважины выбирается больше, чем предыдущей;

–если угол между направлением движения станка и проектным азимутом ог-

раничен секторами 60–120° или 240–300°, допускается забуривание выше, чем

впредыдущей скважине;

–если вышеуказанный угол расположен в секторах 0–60° или 300–360°, то первая скважина забуривается с большей глубины, глубина забуривания каждой последующей скважины выбирается меньше, чем предыдущей.

Опираясь на положения данной методики [2], определим четвертый критерий – критерий глубины забуривания наклонного ствола скважины:

113

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Представленные критерии были определены и использованы для автоматизированной разводки траекторий скважин при бурении в кусте и проектировании профилей различных типов. На их основе было разработано программное обеспечение KUST [3].

Список литературы

1.Мамедтагизаде А.М., Расулов А.С., Авилов В.И. Технологическая схема

ирасчет искривления водоизолирующей колонны при бурении куста наклонных скважин с морских стационарных платформ // Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа: тез. докл. I Всесоюз. конф. – М., 1986. –

Ч. 2. – С. 14.

2.Справочник бурового мастера / В.П. Овчинников, С.И. Грачев, Г.П. Зозуля

[и др.]. – М.: Инфра-Инженерия, 2006. – 608 с.

3.Шмончева Е.Е., Джаббарова Г.В. Комплексное программное обеспечение для построения куста скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М., 2013. – № 6. – С. 4–6.

114

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ СВОЙСТВ ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА НА КАЧЕСТВО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Е.В. Кожевников

Научный руководитель – д-р техн. наук, профессор Н.И. Николаев Национальный минерально-сырьевой университет « Горный»

Рассмотрены вопросы повышения качества крепления горизонтальных скважин. Выполнена оценка влияния седиментации тампонажных растворов на физикомеханические свойства получаемого цементного камня. Проведен анализ стабилизирующих полимерных добавок тампонажных растворов, определены факторы, влияющие на качество крепления горизонтальных скважин.

Ключевые слова: горизонтальная скважина, седиментация, тампонажный раствор, полимер, крепление скважин.

Основной причиной некачественного цементирования горизонтальных скважин является седиментация тампонажного раствора и наличие водоотделения, даже незначительная водоотдача приводит к тому, что у верхней стенки скважины образуется канал с жидкостью затворения, в результате чего контакт цементного камня с породой в этой зоне может отсутствовать, что приводит к появлению заколонных перетоков [1].

Внастоящее время остается недостаточно изученным процесс седиментации тампонажного раствора и его влияние на свойства получаемого цементного камня. Очевидно, что при разделении тампонажного раствора на твердую и жидкую фазу происходит изменение его плотности по высоте, что косвенно может характеризовать его седиментационную устойчивость.

Для исследования изменения плотности тампонажного раствора по высоте был изготовлен специальный цилиндр, представляющий собой стакан высотой 114 мм с боковыми отверстиями на разных уровнях, условно делящими стакан на пять слоев одинаковой толщины по 22 мм. Приготовленный раствор с известной плотностью разливается в цилиндры, и через определенный интервал времени проводится отбор проб цементного раствора с разных уровней с последующим измерением плотности [2].

Врезультате исследований установлено, что протекающие совместно процессы оседания твердой фазы и гидратация цемента обусловливают разную по высоте плотность тампонажного раствора на момент его загустевания. При этом на поверхности раствора образуется пленка отделившейся воды, а в нижней же части, наоборот, происходит уплотнение частиц цемента, что способствует ускорению процессов структурообразования.

Для определения физико-механических свойств цементного камня из растворов с известной плотностью изготавливались образцы для дальнейшего их испытания на сжатие и изгиб, определения проницаемости и адгезии. Результаты испытаний приведены в табл. 1.

115

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Таблица 1

Результаты испытаний цементного камня, полученного из растворов разной плотности

Примечание. Нумерация слоев снизу вверх.

Результаты исследований показали, что физико-механические свойства получаемого тампонажного камня напрямую зависят от плотности исходного раствора: чем она выше, тем больше прочностные характеристики и величина адгезии камня к стальной поверхности и тем ниже его абсолютная проницаемость. Это обусловлено изменением структуры раствора в процессе седиментации, результатом которой является более плотная упаковка цементных зерен в растворе в нижней части и менее упорядоченная структура в верхней. Цементный камень, получаемый из раствора с плотностью, соответствующей верхней части, обладает минимальными прочностными характеристиками – прочность на изгиб составляет 2,1 МПа, что ниже значений, нормируемых по ГОСТ 1581–96, прочность на сжатие – 9,2 МПа, что почти в четыре раза ниже прочности камня, получаемого из раствора, соответствующего нижней части, – 33,3 МПа.

Для повышения седиментационной устойчивости тампонажных растворов используют стабилизаторы, в основном полимеры. Однако ввод полимерных добавок негативно сказывается на реологических свойствах цементного раствора и камня: повышается его вязкость, удлиняются сроки схватывания, уменьшается прочность камня и его адгезия, увеличивается его контракция и т.д. [3].

С целью определения влияния полимеров на свойства тампонажного раствора автором были проведены исследования следующих добавок: КМЦ 400, ПАА, ВРПГ, Rhodopol 23, ПАЦ (ВМ), ГЭЦ 400. Базовым раствором являлась композиция ПЦТ I-100 с пластификатором С-3 при водоцементном отношении 0,55. После затворения проводилось перемешивание раствора в консистометре в течение 90 мин. После этого раствор помещался в цилиндр и после 1,5 ч выдержки проводился отбор проб с разных уровней и измерялась их плотность. Результаты измерений показаны в табл. 1.

При изучении реологических свойств тампонажных растворов было установлено, что во всех случаях при вводе полимеров растекаемость растворов снижалась, что свидетельствует об ухудшении прокачиваемости, однако обработанные растворы обладают меньшей консистенцией, что свидетельствует о том, что они оказывают меньшее гидравлическое сопротивление при турбулентном движении

116

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

потока. Природа данного явления заключается в смазывающей способности полимеров, уменьшающих взаимодействие цементных частиц между собой при движении потока по стволу скважины.

Как видно из табл. 2, гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ) марки 400 является не только хорошим стабилизатором, но и сильнейшим понизителем водоотдачи тампонажных растворов. Остальные исследуемые реагенты не повышают седиментационной устойчивости раствора, изменяя только реологические характеристики.

Таблица 2 Влияние стабилизаторов на свойства тампонажных растворов

Примечание: ρ – плотность раствора, D – растекаемость, ЕК0 – начальная консистенция, ЕКк – конечная консистенция, ρв – ρн – разность плотностей верхнего слоя от начальной, ВО – водоотделение.

Гидроксиэтилцеллюлоза по своей природе является гидрофобизированным эфиром целлюлозы, ее высокая стабилизирующая способность по сравнению с остальными полимерами обусловлена тем, что она является ассоциативным загустителем – в состав молекул включены гидрофильные и гидрофобные звенья, в результате чего даже при незначительных концентрациях добавки водоотдача раствора резко снижается.

Для моделирования скважинных условий базовый раствор с добавлением 0,15 % ГЭЦ 400 был залит в пробирки и оставлен на твердение в горизонтальном положении. Через двое суток в результате визуального осмотра образцов установлено, что цементный камень не имеет плотного контакта с внутренними стенками на большей части поверхности, что обусловлено контракцией камня во время твердения.

На основании проведенных исследований можно сделать следующие выводы:

1.Совместно протекающие процессы седиментации и гидратации цемента

втампонажном растворе обусловливают неоднородность получаемого тампонажного камня, в результате чего в условиях горизонтальной скважины цементный камень обладает ухудшенными физико-механическими свойствами у верхней стенки скважины, что приводит к отсутствию контакта цементного камня со стенкой скважины и образованию каналов для заколонных перетоков.

117

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

2.При исследовании влияния полимерных добавок определено, что наилучшим стабилизатором цементного раствора является гидроксиэтилцеллюлоза марки400.

3.Для повышения качества крепления горизонтальных скважин тампонажный раствор должен не только обладать высокой седиментационной устойчивостью, но и не уменьшаться в объеме при твердении. В связи с этим есть необходимость в дальнейших исследованиях влияния расширяющих добавок на качество крепления горизонтальных скважин.

Список литературы

1.Белоусов Г.А., Скориков Б.М., Майгуров И.В. Особенности крепления наклонно направленных и горизонтальных стволов скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2007. – № 4. – С. 47–50.

2.Исследование влияния седиментации тампонажного раствора на свойства получаемого цементного камня / Е.В. Кожевников, Н.И. Николаев, О.А. Ожгибесов, Р.В. Дворецкас // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – С. 23–25.

3.Николаев Н.И., Кожевников Е.В. Повышение качества крепления скважин

сгоризонтальными участками // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное де-

ло. – 2014. – № 11. – С. 29–37.

118

Секция 2. Бурение нефтяных и газовых скважин

ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ПАВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ ПОРОД

К.С. Купавых, Н.И. Николаев, Д.А. Волкотрубов, А.А. Петров

Научный руководитель – д-р техн. наук, профессор Н.И. Николаев Национальный минерально-сырьевой университет « Горный»

Рассматривается вопрос кислотной обработки породы с применением различных ПАВ. Представлены результаты экспериментальных исследований по выбору наиболее эффективного состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта.

Ключевые слова: бурение, кислотная обработка, кольматация, поверхностноактивные вещества, проницаемость.

Важной проблемой, возникающей после вскрытия пласта и цементации обсадной колонны, является образование зон с пониженной проницаемостью, иногда сниженной до нуля. Кольматация призабойной зоны пласта (ПЗП) может происходить в различные периоды жизни скважины, начиная с первичного вскрытия. В процессе первичного вскрытия и последующего цементирования в ПЗС попадают не только фильтраты применяемых растворов, но и частицы дисперсной фазы глинистого и цементного растворов, которые, отлагаясь в фильтрационных каналах, снижают их проницаемость [1].

Общая оценка качества коллекторов, содержащих залежи, производится преимущественно по их емкостным характеристикам, основным показателем которых является, прежде всего, открытая пористость. Согласно этим классификациям к высокоемким относятся породы, пористость которых равна или превышает 20 %. Породы с пористостью 10–5 % и ниже относятся к плохим, малоемким коллекторам. В такой разряд попадает большинство карбонатных пород. Однако имеются многочисленные примеры крупных (в том числе и гигантских) залежей в так называемых плохих, низкоемких карбонатных коллекторах (таблица) [2].

Частота встречаемости различных величин пористости продуктивных карбонатных пород в различных нефтегазоносных провинциях

Примечание. В числителе – количество залежей, в знаменателе – процент от суммарного количества залежей

119

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

В связи с вышесказанным актуальным является применение методов, позволяющих значительно увеличить приток на стадии освоения, а также при капитальном ремонте скважины. Одним из наиболее распространенных методов восстановления приемистости и продуктивности скважин является кислотная (в частности, соляно-кислотная) обработка околоскважинной зоны продуктивных коллекторов.

Применение ПАВ позволяет существенно снизить поверхностное натяжение кислотного раствора на границе с углеводородной жидкостью, увеличить проникающую способность кислоты, способствует более полному удалению из пласта продуктов реакции, также ПАВ препятствует смыканию трещин. При проведении работ по интенсификации притока на долю ПАВ может приходиться от 15 до 50 % стоимости материалов.

Для оценки влияния ПАВ в качестве замедлителей тестировалось четыре состава, в которых основой является смесь соляной (9 %) и плавиковой (5 %) кислот. Методика проведения экспериментальных исследований заключалась в сравнении массы образцов карбонатной породы до и после обработки кислотным составом.

Образцы керна помещались в кислотный раствор с различным содержанием ПАВ на 20 мин, затем они извлекались и просушивались в течении суток, а после взвешивания рассчитывалась потеря массы образцов (%). Результаты представлены на рис. 1.

Рис. 1. Изменение массы растворяемых образцов при исследовании кислотных составов

Из рис. 1 видно, что при концентрации ПАВ в растворе до 1 % наблюдается резкое замедление растворимости, а дальнейшее увеличение концентрации не дает существенного эффекта.

На втором этапе исследования оценивалось влияние времени обработки образцов. Результаты представлены на рис. 2.

120