СТЕПАНОВ РИНАТ РАМИЛЕВИЧ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЗАЩИТЫ ПЛАСТА И ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ
advertisement
УДК 622.276 На правах рукописи СТЕПАНОВ РИНАТ РАМИЛЕВИЧ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЗАЩИТЫ ПЛАСТА И ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПРИ РЕМОНТНО-ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫХ РАБОТАХ Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Уфа 2010 Работа выполнена в Октябрьском филиале ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» Научный руководитель доктор геол.-мин. наук, профессор Мухаметшин Вячеслав Шарифуллович Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Уразаков Камил Рахматуллович доктор технических наук, профессор Нугаев Раис Янфурович Ведущая организация ГАНУ «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» АН РБ Защита диссертации состоится 6 мая 2010 г. в 1300 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, Республика Башкортостан, г. Уфа, пр. Октября, 144/3. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР». Автореферат разослан 6 апреля 2010 г. Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук Л.П. Худякова 2 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы Перспективы развития нефтяной промышленности во многом определяются текущим состоянием действующего фонда скважин. Поддержание работоспособности большинства скважин предполагает проведение различных видов текущих и капитальных ремонтов. Практика показывает, что почти половина ремонтных работ на скважинах проводится с предварительным глушением пород продуктивных нефтяных пластов. В качестве жидкостей глушения скважин (ЖГС) наибольшее распространение получили водные растворы неорганических солей и сточные воды промыслов. В процессе глушения скважин на забое создаются давления, величина которых превышает текущее пластовое давление в окрестности скважин. При этом глубина проникновения ЖГС в призабойную зону пласта (ПЗП) в значительной степени определяется качеством цементного кольца, т.е. величиной эксцентриситета обсадной колонны в процессе цементирования. Все вышеперечисленное приводит к проникновению значительных объемов ЖГС в виде фильтратов непосредственно в пласт и вызывает ухудшение фильтрационно-емкостных параметров пласта. Перечисленные факты обуславливают необходимость поиска новых технических и технологических решений управления процессами глушения скважин. Одним из таких направлений является разработка новых высокоэффективных технологий глушения и ремонта скважин, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств пород ПЗП. Среди технических и технологических решений проведения на скважинах ремонтных работ без предварительного глушения наибольшее распространение получили скважинные забойные отсекатели, изолирующие составы полимеров (напротив вскрытой толщины пласта), управляемая кольматация пород ПЗП и др. Цель работы обеспечение сохранности коллекторских свойств пород ПЗП и сокращение продолжительности ремонтов нефтяных скважин 3 путем разработки новых конструкций технических средств и технологий их применения. Основные задачи исследований: определение уровня влияния традиционных технологий глушения скважин перед ремонтами на фильтрационно-емкостные характеристики (ФЕХ) пород призабойной зоны пласта и обоснование требований к конструкциям механических устройств для проведения на скважинах ремонтных работ без предварительного глушения; обоснование и разработка технологий применения устройств для проведения ремонтных работ без предварительного глушения скважин; проведение опытно-промышленных работ по испытанию новых технических средств, позволяющих уменьшить глубину проникновения жидкостей глушения в призабойную зону при ремонтных работах на нефтяных скважинах. Методы решения поставленных задач Поставленные задачи решались в лабораторных и промысловых условиях с помощью стандартных методик, приборов, инструментов с оценкой погрешностей выполненных измерений и обработкой полученных результатов с применением ПЭВМ. Научная новизна 1. Аналитически решена задача выбора насосного агрегата и режима его работы, обеспечивающего возможность проведения ремонтов скважин со спускоподъемными операциями (СПО) без глушения продуктивного пласта. 2. Разработана технология проведения текущих и капитальных ремонтов скважин без предварительного глушения продуктивного пласта. Основные защищаемые положения 1. Результаты анализа влияния традиционных технологий глушения скважин перед ремонтами на состояние фильтрационных параметров пласта и показатели работы скважин. 4 2. Технология применения устройств, обеспечивающих проведение ремонтов без предварительного глушения скважин. 3. Технология цементирования обсадных колонн, позволяющая уменьшить глубину проникновения жидкости в призабойную зону пласта. Практическая ценность и реализация результатов работы 1. Результаты исследований используются в учебном процессе кафедрами «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» и «Бурение нефтяных и газовых скважин» Уфимского государственного нефтяного технического университета при подготовке инженеров по специальностям 0906 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» и 0908 «Бурение нефтяных и газовых скважин». 2. Разработанная технология цементирования обсадных колонн нефтедобывающих скважин используется в АНК «Башнефть» для проведения технологических операций. 3. Проведены промысловые испытания разработанной технологии цементирования обсадных колонн в скважинах. Апробация работы Основные положения диссертационной работы докладывались на Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук» (Уфа, 2009 г.) и межвузовских семинарах. Публикации По материалам диссертации опубликовано 11 печатных работ, в том числе 1 статья в издании, входящем в Перечень ВАК, получено 2 патента РФ. Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 129 наименований. Она содержит 103 страницы машинописного текста, 29 рисунков и 6 таблиц. 5 СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель работы и основные задачи исследований, показаны научная новизна и практическая ценность результатов проведенных исследований. В первой главе выполнен анализ научных работ, посвященных особенностям проведения ремонтов скважин и определению влияния операции глушения скважин на состояние ФЕХ пород ПЗП. Приведены классификация и составы ЖГС, области их применения и технологии глушения скважин перед ремонтами. Решение задачи сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов в процессе ремонта скважин возможно несколькими способами: временным отключением продуктивного пласта от жидкости глушения при помощи механических устройств или гидравлического пакера; применением в качестве ЖГС таких жидкостей, которые не приводят к существенному ухудшению ФЕХ пород ПЗП. Все ЖГС условно делятся на две группы: на водной и углеводородной основах. В первую входят пресные воды, сточные воды промыслов, технические воды с добавками различных утяжелителей, пластовые воды (плотностью до 1190 кг/м3), водные растворы минеральных солей (плотностью от 1070 до 2300 кг/м3), пены, системы с конденсированной твердой фазой (гидрогели), глинистые растворы и прямые эмульсии. В качестве утяжелителей используют глинопорошки, концентрат баритовый различных модификаций, железистый и сидеритовый утяжелители. В качестве реагентов, применяемых для регулирования свойств ЖГС на водной основе, используются поверхностно-активные вещества (ПАВ), полимеры, различные углеводороды, кислоты и др. Использование таких ЖГС является одной из причин увеличения насыщенности по воде и снижения фазовых проницаемостей по нефти. В результате происходят уменьшение проницаемости пород в ПЗП, рост обводненности продукции и снижение коэффициентов продуктивности скважин. 6 В составе фонда добывающих скважин резко возросло количество малодебитных скважин. Причиной этого является интенсивное введение в разработку нефтяных залежей со сложными геолого-физическими условиями эксплуатации. К ним относятся: - низкая проницаемость нефтенасыщенных пород; - высокая степень неоднородности пластов по коллекторским характеристикам; - повышенное содержание в составе горных пород водочувствительных минералов; - высокие значения начальной водонасыщенности пород пласта и др. В таких условиях проведение операций глушения скважин приводит к необратимым изменениям ФЕХ пород пласта и ухудшению технологических показателей работы скважин. Для сохранения коллекторских характеристик пород продуктивных нефтяных пластов в качестве ЖГС целесообразно использовать растворы на углеводородной основе. В то же время эти ЖГС имеют ряд недостатков. Они пожароопасные, дорогостоящие, экологически неблагоприятные, приготовление и использование таких жидкостей в условиях низких температур затруднено. Для проведения ремонта скважин, где возможно открытое фонтанирование, без глушения пласта разработаны и внедрены забойные отсекающие устройства (ЗОУ). Все известные способы управления исполнительным органом ЗОУ подразделены на три группы: механические, гидромеханические и гидравлические. Механические способы управления реализуются путем воздействия на исполнительный орган: - осевым перемещением колонны насосно-компрессорных труб (НKT) или хвостовика; - вращением колонны НКТ или хвостовика; - осевым перемещением с поворотом колонны НКТ или хвостовика. 7 Этот способ характеризуется тем, что привод исполнительного органа ЗОУ осуществляется подвижным хвостовиком, жестко соединенным с НКТ. Анализ эксплуатационных качеств механических способов управления показал их низкую пригодность в агрессивных условиях скважин. Гидромеханические способы управления реализуются следующими путями: - передачей давления нагнетания жидкости от погружного насоса по обводной трубке на подвижный шток, связанный с исполнительным органом; - передачей давления гидростатического столба скважинной жидкости на исполнительный орган основного затвора и воздействия осевым перемещением хвостовика на исполнительный орган вспомогательного затвора. Их также нельзя считать перспективными, так как снижается надежность работы оборудования из-за опасности повреждения обводной трубки при спускоподъемных операциях, усложнения монтажа ЭЦН, преждевременного износа ЗОУ. Гидравлические способы управления реализуются путем воздействия на исполнительный орган: - гидростатическим давлением столба скважинной жидкости; - давлением жидкости, закачиваемой в скважину наземным насосным агрегатом; - давлением скоростного напора флюида или жидкости, закачиваемых в скважину наземным насосным агрегатом; - закачкой в скважину жидкости с давлением, возрастающим со скоростью ниже расчетной. Перечисленные способы имеют ограниченную область применения, т.к. в реальных условиях коллекторские свойства продуктивного пласта ухудшаются. На нефтяных месторождениях Башкортостана в качестве забойных механических отсекателей применяются скважинные пакеры типа ПНГО и ППГО. Несмотря на простоту конструкции, эти пакеры имеют один суще8 ственный недостаток не предотвращают открытое фонтанирование в начале ремонта скважин. К конструкциям пакеров-отсекателей предъявляются следующие требования: - высокая механическая надежность; - отсутствие механической связи с насосным оборудованием; - возможность управления работой пакера при помощи гидравлического клапана и устьевой задвижки; - автоматическое открывание клапана при запуске насоса; - возможность обработки забоя химическими реагентами; - обеспечение возможности исследования ствола скважин до верхних перфорационных отверстий; - обеспечение возможности спуска и установки пакера на заданной глубине ствола скважины без дополнительных СПО. Некоторые конструкции механических отсекателей (ТатНИПИнефть) позволяют предотвратить загрязнение ПЗП при вторичном вскрытии пластов, эксплуатации и ремонте скважин. Однако в отечественной практике эти отсекатели не нашли широкого применения. С использованием скважинного пакера-отсекателя можно проводить смену насосного оборудования без предварительного глушения скважин, что позволит сохранить коллекторские свойства пород ПЗП, облегчить освоение скважины после ремонта, приведет к снижению стоимости ремонтов. На промыслах страны широкое применение нашли автономные пакеры-отсекатели с тарельчатыми клапанами. Однако они имеют ряд недостатков, снижающих их надежность: - закрытие и открытие обратных клапанов производятся подъемом и опусканием колонны труб, что приводит к разгерметизации устья скважины; - при нарушении герметизации устьевого оборудования пакеротсекатель не закрывается и не предотвращает поступление жидкости из пласта в скважину; 9 - перепад давлений, необходимый для открытия клапана с тарированным грузом, должен поддерживаться во все время работы скважины; - не исключены утечки жидкости через клапан при достижении рабочего перепада давления. Для исключения перечисленных недостатков предложена конструкция автономного пакера-отсекателя, которая позволяет повысить надежность отключения продуктивного пласта. Кроме того, для проведения на скважинах ремонтных работ разработано герметизирующее устройство, которое позволяет полностью исключить выбросы флюида на поверхность земли и очищать насосные штанги от отложений твердых углеводородов. Дополнительно для исключения разлива продукции скважин в процессе подъема НКТ разработано устройство для слива жидкости из труб. При сливе жидкости в процессе подъема НКТ из скважин предусматриваются расположение в верхней части поднимаемой трубы конца гибкого шланга с запорным устройством, перемещение трубы вверх и слив жидкости из нее в скважину. Гибкий шланг заполняют жидкостью, свободный конец его располагают в межтрубном пространстве скважины, перемещение трубы вверх осуществляют при неподвижном положении гибкого шланга. Во второй главе приводятся результаты аналитических исследований выявления возможности и выбора основных параметров ремонта скважин с проведением спускоподъемных операций без глушения продуктивного пласта на месторождениях с высокой обводненностью, низкими пластовыми давлениями и остаточной газонасыщенностью. Для этого, например, в скважину, обсаженную 146-миллиметровой колонной, на глубину 10 м спускается 121-миллиметровый хвостовик и из образованного ими межтрубного кольцевого пространства (рисунок 1) производится непрерывная или периодическая откачка скважинной жидкости насосом объемного типа низкой производительности с расходом Qнас Q, где Q расход жидкости, поступающей из пласта в скважину. 10 Рисунок 1 Схема к расчету режима откачки без глушения скважины Соблюдение этого условия обеспечивает безопасное ведение работ бригадами подземного ремонта скважин при спускоподъемных операциях. Причем, на время ремонта целесообразен автоматический контроль уровня жидкости в скважине. В результате не только обеспечивается экологически чистое (без «излива» скважинной жидкости на поверхность) проведение подъема на по11 верхность, ремонта и спуска глубинно-насосного оборудования, но и предупреждается часто не восстанавливаемое снижение естественной проницаемости прискважинной зоны продуктивных пластов инфильтратом промывочной жидкости, устраняется необходимость в использовании для глушения жидкостей на углеводородной основе, предотвращается выход из строя отдельных пластов эксплуатируемого одной скважиной многопластового продуктивного комплекса и обеспечивается ряд других преимуществ. Для осуществления предлагаемой технологии необходимо рассчитать технологические параметры насоса для откачки скважинной жидкости. Для расчета объема откачки насосом производится определение производительности скважины Q с использованием распространенного уравнения притока жидкости к забою в виде Q = K(Pпл Pзаб), где (1) Рпл, Pзаб соответственно давление в пласте и на забое скважины; К – коэффициент продуктивности скважины. В результате проведенных аналитических исследований для устано- вившегося режима откачки было получено дифференциальное уравнение первой степени, характеризующее зависимость изменения гидростатического давления по высоте откачиваемого водогазонефтяного столба, в виде dPi 6 1 Г Гi жi ( жi ri ) 10 g жi гi . dx Г Г i ( ж i Гi ) [(1 10 3 Г ф Г ат ) v Гв ] Гi (2) Граничные условия для режима откачки жидкости из скважины в процессе ремонта имеют вид Pi = Py и Ti = Ty. Здесь жi , Гi , в и нi плотности соответственно жидкой фазы, выделившегося (свободного) газа, воды и нефти в произвольном сечении i…i скважины с давлением Pi и температурой (по Кельвину) Ti (см. рисунок 1); Гат плотность газовой фазы при атмосферных условиях; 12 Ггi массовое содержание выделившегося газа в произвольном сечении i…i при давлении, меньшем давления насыщения Рнас; Гф газовый фактор, определяемый по результатам однократного разгазирования отобранных на забое проб нефти; Ру и Ту соответственно давление и температура на устье скважины в процессе откачки без глушения продуктивного пласта. Решение дифференциального уравнения (2), полученное после последовательной замены ряда переменных для скважин с высокой обводненностью и невысокой остаточной газонасыщенностью, сводится к трансцендентному выражению и из-за громоздкости не приводится. Полученное решение позволяет определить искомую величину гидростатической нагрузки на забой Рзаб = Рi при х = Lскв (по вертикали) и Ti = Tпл, подставляя которую в выражение (1), по известным величинам коэффициента продуктивности скважины К и пластового давления Рпл можно найти искомые значения минимально (Q = Qmin) и максимально (Q = Qmax) допускаемых величин расходов откачиваемой жидкости, обеспечивающих возможность ремонта скважины без глушения продуктивного пласта. Пример результатов расчета режимов откачки приведен на рисунке 2. Здесь следует иметь в виду, что с учетом влияния изменения объема НКТ в скважине в процессе спускоподъемных операций требуемая суммарная производительность насосного агрегата принимает вид где Q K (Pпл Pзаб ) FНКТ VСПО , FНKT – площадь поперечного сечения НКТ; VСПО – скорость спуска или подъема колонны. Верхний знак перед (FНKT VСПО) относится к случаю спуска колонны в скважину, нижний – подъема. Приведенные на рисунке 2 результаты расчета и проведенный анализ решения дифференциального уравнения (2) показывают, что режимы откачки жидкости из скважины при ремонтных работах без проведения операции глушения при производительности насоса Q и при проведении 13 спуска или подъема НКТ должны быть различными. В доминирующей степени на выбор режима откачки влияют коллекторские свойства продуктивного пласта и величина газового фактора, в меньшей степени – обводненность и температура пласта. без учета СПО; при СПО с НКТ 73x5,5: с незаглушенным нижним концом; с заглушенным нижним концом; 1 – при спуске НКТ; 2 – при подъеме НКТ Рисунок 2 Требуемая производительность насоса при ремонте скважины без глушения Таким образом, проведенный на основе полученного аналитического решения анализ подтвердил возможность ремонта скважин без глушения продуктивного пласта при достаточно высокой обводненности (свыше 14 60 ... 70 %), низких пластовых давлениях и относительно невысоком газовом факторе с полным отбором газа, обеспечиваемым имеющимся наземным оборудованием. Ремонт таких скважин без глушения продуктивного горизонта позволит предупредить загрязнение прискважинной зоны пласта инфильтратом жидкости глушения и соответственно предупредить снижение их дебитов в последующий период эксплуатации. Требуемая для ремонта скважины без глушения прискважинной зоны продуктивного пласта производительность насосного оборудования не превышает 1 ... 2 л/с и соответствует параметрам используемых на промыслах насосных агрегатов, например мультифазных. Влияние объема спускаемых в скважину или извлекаемых на поверхность колонн НКТ не превышает 2 … 4 % и при выборе параметров насосного агрегата может не учитываться. В третьей главе рассмотрена технология применения технических устройств для проведения на скважинах текущих ремонтов без предварительного глушения продуктивного пласта. Для реализации технологии предварительно в пространстве между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами размещают дополнительную колонну труб, а спускоподъемные операции осуществляют после отключения скважинного насоса и откачки внутрискважинной жидкости из затрубного пространства в нефтесборный коллектор (до достижения атмосферного давления в межтрубном пространстве) с последующим демонтажем устьевой арматуры. При этом откачку внутрискважинной жидкости ведут в течение всего процесса спускоподъемных операций. Дополнительную колонну спускают не менее чем на 1/10 часть длины скважины. Перед началом производства подземного ремонта скважины для предотвращения выбросов в межколонное пространство посредством мультифазного насоса производительностью более 40 м3/ч откачивают жидкость. Откачка может вестись либо постоянно, либо периодически в зависимости от скорости поступления пластовой жидкости. Производят демон15 таж устьевой арматуры и подъем глубинно-насосного оборудования. Отобранная жидкость поступает в нефтесборный коллектор либо в желобную емкость (при освоении). Разработана конструкторская документация специального устройства для осуществления технологии предупреждения перелива скважин с обсадными колоннами диаметром 146 мм при использовании насоснокомпрессорных труб диаметром 73 мм с устьевой арматурой нагнетательных и добывающих скважин, оборудованных установками ЭЦН и ШГН (рисунок 3). Существующая арматура состоит из фланца (патрубка) 1 и обсадной трубы 2, верхнего присоединительного фланца 3, колонны НКТ 4 и системы труб и задвижек. Рисунок 3 Схема устьевой арматуры нагнетательной (а) и добывающей скважины с ШГН (б), включающей устройство для предупреждения перелива нефти 16 Устройство предупреждения перелива (рисунок 4) монтируется между фланцем (патрубком) 1 обсадной трубы 2 и верхним присоединительным фланцем 3 и состоит из корпуса 4, фланцев – верхнего 5 и нижнего 6, трубы 7. В состав оборудования по применяемой технологии в соответствии с рисунком 3 входят насос 8, соединенный с затрубом скважины через вентиль 9, и емкость 10. Технология предупреждения перелива для скважин, оборудованных УЭЦН, осуществляется согласно схеме, приведенной на рисунке 5. Рисунок 4 Схема устройства для предупреждения перелива нефти Принцип работы по предупреждению перелива нагнетательных скважин, оборудованных ШГН и УЭЦН, одинаков и рассмотрен в общем случае. При переливе скважины путем откачки жидкости из ее затрубного пространства через открытый затрубный вентиль и насос в емкость производится откачка газожидкостной смеси, что предупреждает возможность 17 перелива. В составе применяемого оборудования совместно с устройствами, о которых речь шла выше, применяются любой агрегат для откачки газожидкостной среды скважины производительностью не менее возможного поступления жидкости на устье скважины и емкость. Вместо емкости продукцию скважины можно откачивать в нефтесборный коллектор. Возможный объем перелива скважины рассчитывается соответствующими технологическими службами нефтедобывающего предприятия, ими же осуществляется подбор оборудования и необходимой емкости. Рисунок 5 Схема устьевой арматуры скважин с УЭЦН и устройством для предупреждения перелива нефти Таким образом, предлагаемый способ позволяет сохранить коллекторские свойства как пласта в целом, так и его призабойной зоны, что, в конечном итоге, ведет к повышению эффективности освоения скважины после проведения ремонтно-восстановительных работ, предотвратить сифонный «излив» при спускоподъемных операциях, ускорить ремонтновосстановительные работы за счет сокращения времени на промывку сква- 18 жины. Особенно важно то, что продолжается добыча нефти при непосредственном выполнении текущего ремонта скважины. В четвертой главе рассмотрен технологический комплекс, позволяющий уменьшить глубину проникновения жидкостей глушения в призабойную зону. Глубина проникновения жидкостей глушения в призабойную зону скважины в процессе эксплуатации в значительной степени зависит от состояния цементного кольца после перфорации. Одним из основных условий получения качественного кольца является правильное центрирование колонны перед цементированием. Концентричное расположение колонны в стволе скважины обеспечивает более полное замещение глинистого раствора цементным в затрубном пространстве за счет равномерного зазора между трубой и стенками скважины, что улучшает качество цементирования. Даже в относительно вертикальной скважине не исключена возможность эксцентричного расположения колонны в стволе скважины. В искривленной и наклонной скважинах колонна, как правило, лежит на стенке скважин или касается их отдельных участков, что ведет к неполному заполнению затрубного пространства цементным раствором. Прилеганию колонны к стенкам скважины способствует также часто практикуемая «разгрузка» колонны на 50…100 кН после окончания цементирования, в результате чего нижняя, сжатая, часть ее подвергается продольному изгибу. Достичь концентричного расположения колонны по всему стволу скважины практически невозможно, да в этом и нет необходимости. Особенно тщательное центрирование колонны необходимо в продуктивной зоне, то есть в интервале расположения водоносных и нефтеносных пластов. Эксцентричное расположение колонны оказывает существенное влияние на качество крепления. Даже качественное, концентрично располо- 19 женное цементное кольцо и колонна могут разрушиться при кумулятивной перфорации. Эксцентриситет, естественно, усиливает этот эффект. Негерметичность цементного кольца в фильтровой части колонны служит причиной проникновения жидкости глушения на большую глубину призабойной зоны пласта. Для предотвращения осложнений, связанных с эксцентриситетом колонны, разработаны технологические приемы и технические средства центрирования. В настоящее время используемые в отечественной практике технологии цементирования обсадной колонны в скважине с одной или двумя цементировочными пробками не обеспечивают требуемого качества крепления стенок скважины. Одной из основных причин неудовлетворительного по качеству цементирования обсадной колонны в скважине является то, что после посадки цементировочных пробок на стоп-кольцо происходят резкий скачок давления в цементировочной головке и плавное понижение избыточного давления во внутренней полости обсадной колонны, при этом на поперечное сечение колонны на уровне обратного клапана действует сила, по оси ствола скважины направленная в сторону устья. Эта сила сжимает нижний участок обсадной колонны, вызывая потерю устойчивости и эксцентриситет колонны. Для повышения качества крепления стенок скважины предложена новая технология цементирования обсадной колонны в скважине с дополнительно устанавливаемыми гидромеханическими центраторами, которые размещаются в обычные схемы оснастки обсадной колонны с пружинными или жесткими центраторами. Гидромеханические центраторы устанавливаются в количестве не менее 23 штук, причем нижний гидромеханический центратор устанавливается на колонне на уровне обратного клапана, а следующие над и под зоной перфорации обсадной колонны. 20 Срабатывание гидромеханических центраторов происходит под давлением продавочной жидкости. При этом обсадная колонна центрируется относительно оси скважины и заякоривается за стенки скважины в местах установки гидромеханических центраторов. В это время обсадная колонна совершает поперечные затухающие колебания; источником, вызывающим поперечные колебания, является работа гидромеханических центраторов в период их срабатывания. Поперечные затухающие колебания обсадной колонны способствуют получению более равномерного по качеству кольца цементного камня. Для сообщения полости эксплуатационной колонны с продуктивным пластом после затвердевания тампонажного раствора в ней с помощью перфораторов пробивают отверстия. При этом часть ударной энергии отводится рычагами гидромеханических центраторов, расположенных над и под зоной перфорации, в горную породу. Технология и технические средства разработаны как для условновертикальных, так и для горизонтальных и боковых стволов с учетом их пространственных параметров. Работоспособность центраторов была оценена в лабораторных условиях с использованием электромагнитной дефектоскопической аппаратуры ЭМДСТ-МП. Исследования показали надежную работоспособность центраторов: был получен четкий сигнал о раскрытии и закрытии гидромеханического центратора при повышении и понижении давления рабочей жидкости. Далее были проведены промысловые испытания на скважине 443 НГДУ «Бавлынефть» с положительным результатом. Разработанные центраторы получили промышленное внедрение в АНК «Башнефть» при строительстве боковых стволов на 10 скважинах, в ОАО «Татнефть» на 12 скважинах, в ЗСФ ООО «Буровая компания» на 5 скважинах. Основные выводы 21 1. Выполнен анализ уровня влияния традиционных технологий глушения скважин перед ремонтами на фильтрационно-емкостные параметры пород призабойной зоны пласта и технологические показатели работы скважин. Показано, что обеспечение сохранности ФЕХ пласта при ремонтах скважин возможно путем временного отключения П3П от ствола скважин механическими устройствами. Сформулированы требования к устройствам для временного отключения пласта при ремонте скважин. 2. Проведено технологическое обоснование условий применения для ремонтных работ устройства для предупреждения перелива нефти и разработана технология его применения в скважинах. 3. Предложена методика выбора типоразмера насосного агрегата и режима его работы, обеспечивающего возможность проведения в процессе ремонта скважин спускоподъемных операций без глушения продуктивного пласта. 4. На основании результатов лабораторных, опытно-промышленных испытаний и внедрения технологического комплекса доказана возможность уменьшения глубины проникновения жидкостей глушения в призабойную зону пласта в процессе эксплуатации скважины. Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах: 1. Степанов Р.Р. Метод блокировки пласта при ремонте скважин. Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело», 2007. – 36 с. 2. Степанов Р.Р. Гидрогазодинамика потока в эксплуатационной колонне при откачке жидкости из скважины в процессе ремонта. Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело», 2008. – 42 с. 3. Бахтизин Р.Н., Степанов Р.Р. Новый метод подготовки и проведения подземного ремонта скважин // Информационно-аналитический журнал «Нефть, газ и бизнес». 2009. № 5. С. 68-71. 4. Степанов Р.Р. Технология предупреждения перелива нефтедобывающих скважин // Актуальные проблемы технических, естественных и 22 гуманитарных наук. Матер. Междунар. научн.-техн. конф. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009. Вып. 4. – С. 37-39. 5. Ларин П.А., Степанов Р.Р. Технология цементирования эксплуатационной колонны в скважине с применением гидромеханических центраторов типа ЦГМС // Сб. научн. тр. / Октябрьский филиал УГНТУ. Уфа, 2006. Т. 2. – С. 131-137. 6. Ларин П.А., Степанов Р.Р. Лабораторные и промысловые испытания гидромеханических центраторов типа ЦГМС // Сб. научн. тр. / Октябрьский филиал УГНТУ. Уфа, 2006. Т. 2. – С. 137-142. 7. Ларин П.А., Шамсутдинов Т.П., Степанов Р.Р. Гидромеханические центраторы типа ЦГМС для обсадных колонн // Сб. научн. тр. / Октябрьский филиал УГНТУ. Уфа, 2006. Т. 2. – С. 146-151. 8. Степанов Р.Р., Ларин П.А., Абдуллин А.Н. Определение максимального расстояния между центраторами и нагрузки на них в горизонтальной скважине при растягивающей нагрузке на колонну // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи: Сб. статей аспирантов и молодых специалистов / ОАО НПФ «Геофизика». Уфа, 2004. – С. 81-84. 9. Степанов Р.Р., Абдуллин А.Н. Технология цементирования хвостовика с применением гидравликомеханических центраторов ЦОК // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи: Сб. статей аспирантов и молодых специалистов / ОАО НПФ «Геофизика». Уфа, 2004. – С. 84-91. 10. Пат. 2191881 РФ, МПК E 21 B 17/10. Центратор обсадной колонны / Р.Р. Степанов, М.Р. Мавлютов, В.Г. Килин, А.М. Хаятов, Л.М. Левинсон (РФ). 2000112581/03; Заявлено 19.05.2000; Опубл. 27.10.2002. Бюл. 25. 11. Пат. 2275489 РФ, МПК E 21 B 17/10, E 21 B 33/13. Центратор гидромеханический / Р.Р. Степанов, А.И. Галлямова (РФ). 2004106395/03; Заявлено 04.03.2004; Опубл. 27.04.2006. Бюл. 6. 23 Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 5.04.2010 г. Бумага писчая. Заказ №.170. Тираж 100 экз. 24 Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, проспект Октября, 144/3. 25
